Технического диагностирования

Технический проект электростанции содержит описание проектируемой станции, отражающее основные проектные решения и выполненное в виде совокупности проектных документов. Технический проект электростанции содержит паспорт станции, технико-экономическое обоснование, смету, проектные документы по технологической части (включая топ-ливоподачу, химводоочистку, контрольно-измерительные приборы и автоматику), проектные документы по электрической части, проектные документы по гидротехнической части (водопровод, канализация, техническое водоснабжение и внешнее гидрозолоудаление для станции на твердом топливе), проектные документы по строительной части (архитектурно-строительный раздел, строительный раздел тепловых сетей, отопление и вентиляция), генеральный план станции и транспорт, связь s

ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

Выбор конкретной площадки для строительства электростанции производится по результатам технико-экономичес <ого сравнения всех возможных вариантов. При этом необходимо учитывать, что даже при заданных составах основного оборудования, установленной мощности и режиме работы электростанции при строительстве ее на различных площадках будут изменяться: мощность, выдаваемая потребителям; расходы на транспортировку топлива; капитальные вложения в освоение территории, в систему добычи и транспорта топлива, в системы передачи электрической и тепловой энергии, техническое водоснабжение, системы по очистке от вредных выбросов в воздушный и водный бассейны; потери в системах передачи энергии потребителям. При сравнении различных площадок должна учитываться Т1кже стоимость земли, так как ценность того или иного ее участка с народнохозяйственной точки зрения может существенно различаться. Особенно важен учет этого фактора в случае применения для разных площадок различных систем технического водоснабжения (см. гл. 13).

Глава тринадцатая. Техническое водоснабжение................... 311

Потребители собственных нужд (с. н.) ГЭС делятся на агрегатные и общестанционные (табл. 8-6), ответственные и неответственные. К ответственным потребителям относятся электроприемники, нарушение электроснабжения которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений и т. п. Такими злектроприемниками являются: техническое водоснабжение (водяная смазка турбинных подшипников, маслоохладители подпятников и подшипников агрегатов, воздухоохладители генераторов), маслООХЛЗДИ-тели трансформаторов, вспомогательные устройства систем возбуждения, маслонапорные установки, аварийное освещение, система пожаротушения, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов, насосы промышленных и городских водозаборов (если они расположены в здании ГЭС и питаются от сети собственных нужд). К ответственным потребителям относятся также потребители 1-й категории пристанционного поселка или местной сети, если их питание осуществляется от сети с. н.

Собственные нужды гидроэлектростанций. Потребители собственных нужд ГЭС делят на агрегатные и общестанционные (табл. 8.7), ответственные и неответственные. К, ответственным потребителям относятся электроприемники, нарушение электроснабжения которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегатов, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений и т. п. Такими электроприемниками являются: техническое водоснабжение (водяная смазка турбинных подшипников, маслоохладители подпятников и подшипников агрегатов, воздухоохладители генераторов), маслоохладители трансформаторов, вспомогательные устройства систем возбуждения, маслонапорные установки, аварийное освещение, система пожаротушения, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов, насосы промышленных и городских водозаборов (если они расположены в здании ГЭС и питаются от сети собственных нужд). К ответственным потребителям относятся также потребители 1-й категории пристанционного поселка или местной электрической сети, если питание осуществляется от сети собственных нужд.

Кроме основных секций надежного питания BV, ВХ, BY в схеме предусмотрены две дополнительные секции BW и BZ, на которые в аварийном режиме переключаются электродвигатели циркуляционных насосов турбин ЦН, обеспечивающие техническое водоснабжение. К этим секциям через два выключателя присоединяются автономные секции надежного питания (BW на 5.46), имеющие свои дизель-генераторы GX с малым временем пуска (10—15 с), обеспечивающие надежную работу аварийных питательных насосов АПН, что особенно важно для прямоточных парогенераторов.

Часть этих потребителей является ответственными (техническое водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с. н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.

А. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

Техническое водоснабжение прел назначено для охлаждения генераторов и двигателей, масла трансформаторов, подшипников и подпятников, компрессоров, токопроводов, мислонаполненных кабелей, а также для водяной смазки турбинных подшипников. Потребный расход воды в системе определяется с учетом температуры воды, забираемой в систему. Если ГЭУ расположена севернее 50° параллели, то расчетная температура воды принимается 20 °С, а южнее — 25 °С. Однако, если вода забирается из малых ВОДОСМОЕ, которые нагреваются выше 25 °С (районы Средней Азии и Казахстана), то следует это учитывать в расчетах и при необходимости принимать специальные охладительные установки для системы технического водоснабжения.

Аналогично производится расчет расхода воды для других потребителей системы. Чем выше температура охлаждающей воды, тем больший расход ее требуется. Техническое водоснабжение должно работать непрерывно и бесперебойно, снабжая все:: потребителей.

5.1. ПАРАМЕТРЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

Современные условия эксплуатации оборудования ТЭС с параметрами пара 9—14 МПа (сжигание непроектного топлива, предыдущая длительная эксплуатация блоков при температурах пара 565—570 °С, работа в регулировочном режиме, снижение кратковременных и длительных свойств металла из-за его старения) все острее выдвигают вопросы повышения надежности работы оборудования, совершенствования системы контроля и диагностики металла. Решение задачи повышения эксплуатационной надежности энергоустановок в большой степени зависит от создания и внедрения методов и средств технического диагностирования. Диагностирование состояния металла оборудования на ТЭС развивается по двумя основным направлениям — оперативная диагностика, осуществляемая на работающем оборудовании по данным текущего контроля, и ремонтная диагностика, осуществляемая на остановленном оборудовании и включившая в себя главным образом методы неразрушающего кон- -троля состояния металла.

В настоящее время прогнозирование остаточного ресурса рассматривается как одна из функций системы технического диагностирования энергетических объектов, в частности котлоагре-гатов. Сложность методов достоверного установления остаточного ресурса элементов поверхностей нагрева котлов ВД вызвана невозможностью длительных испытаний труб большого количества котлов, работающих в широком интервале температур, и различной продолжительностью эксплуатационной наработки, особенно в режиме частых пусков и остановов.

5.1. Параметры технического диагностирования элементов энергооборудования.......................................................................................... 173

В современных комплектных электроприводах реализуется функция технического диагностирования на стадиях настройки и рабочего функционирования. Анализ принципов функционирования диагностических систем позволяет выделить основные функциональные блоки большинства таких систем [4]. Типовая структурная схема процесса диагностирования приведена на 2.15.

Общее управление роторной дробилкой осуществляется программируемым контроллером. Задачами контроллера являются: управление работой роторной дробилки, реализация режима технического диагностирования, отображение процесса дробления. В состав контроллера входят: NT-терминал, ручной пульт управления, четыре аналоговых модуля ввода и вывода на восемь входов и восемь выходов, два температурных модуля (для контроля температуры подшипников). Количество модулей обусловлено количеством датчиков, контролирующих различные технологические и технические параметры. В состав контроллера также входит флэш-

Общее управление камнедробильным комплексом осуществляется программируемым контроллером С200Н фирмы «Omron». Контроллер обеспечивает: координацию работы оборудования комплекса, управление работой отдельных агрегатов, реализацию режима технического диагностирования всего комплекса и отдельных агрегатов, отображение процесса дробления. В состав контроллера входят: NT-терминал, пульт управления, четыре аналоговых модуля ввода и вывода на восемь входов и восемь выходов, два температурных модуля (для контроля температуры подшипников). Количество модулей обусловлено количеством датчиков, контролирующих различные технологические и технические параметры. В состав контроллера также входит флэш-карта, на которой записаны основные предустановочные параметры для процесса дробления. Объем памяти флэш-карты 8 Мбайт. Вся информация о процессе дробления отображается на NT-терминале.

параметры, представляющие собой качественные и (или) количественные характеристики, фактическое знание которых и характеризует техническое состояние объекта. Примером диагностического параметра служат амплитуды спектральных составляющих виброускорений, виброскорости или виброперемещений в отдельных точках турбогенератора на характерных частотах при виброакустическом методе технического диагностирования, а примером диагностического признака j— содержание металлических примесей в смазочном масле при его техническом диагностировании методом спектрального анализа жидкостей.

связи с объектом, специальные вычислительные и управляющие машины, встроенную аппаратуру к ним и т.п. Программные средства ТД представляют собой набор вычислительных и сервисных программ, а также программ документирования и отображения результатов измерений, архивирования данных и т.п. При этом используют программы, составленные исходя из требований технического диагностирования объекта, а также специальные программы, содержащие дополнительные операции по управлению объектом при тестовом диагностировании, требующем перерывов в выполнении объектом его рабочих функций.

Алгоритм технического диагностирования устанавливает состав и порядок проведения измерения при контроле объекта и правила анализа их результатов. Различают безусловные алгоритмы диагностирования, при которых порядок выполнения измерений фиксирован заранее, и условные алгоритмы, при которых порядок измерений определяется полученными ранее результатами.

Техническое обслуживание и ремонт в этом случае сводятся к устранению повреждений и дефектов, указанных в заключении по данным технического диагностирования или к нахождению места отказа. Применяемые при этом типовые технологические процессы технического обслуживания и ремонта подробно рассматриваются в гл. 11, 12 и разд. III.