01.11.2016
После анализа были получены следующие результаты: 1. По отчетным данным станции, при эксплуатации турбины основные параметры их работы такие, как давление и температура острого пара, давление и температура производственных и теплофикационных отборов, расход и температура питательной воды, вакуум в конденсаторе турбины поддерживаются на допустимом уровне, который соответствует нормативным значениям. 2. По предоставленным станцией данным тепловые испытания проводились в последний раз на турбине ст. № 1 в 2001 году, на общестанционном оборудовании (деаэраторы, ПНД, ПВД, конденсаторы, сетевые подогреватели) испытания не проводились. На основе проведенных тепловых испытаний турбины и типовых энергетических характеристик вспомогательного оборудования в 2002 году были составлены нормативные характеристики данного оборудования. 3. Оценка работы конденсатора по его температурному напору производится с установленной периодичностью эксплуатационным персоналом, результаты которых фиксируются в отчетных данных станции. По указанным отчетным данным температурный напор конденсатора турбины соответствует своим нормативным значениям. Оценка работы регенеративных подогревателей по их температурному напору производится 1 раз в месяц согласно ПТЭ (Л. 3). 4. Все турбинное оборудование эксплуатируется в основном с постоянно включенными ПВД. По состоянию выпускных клапанов, схемам отсоса воздуха из ПВД и ПНД и их авторегуляторов уровня замечаний не имеется. 5. Эксплуатационным персоналом на станции проводится периодически оценка состояния конденсатора турбины, результаты оценки фиксируются в отчетных данных из которых следует следующее: • Состояние поверхности теплообмена, на наличие отложений, удовлетворительное; • По данным химических анализов, протечка охлаждающей воды в конденсат не обнаружена; • Величины присосов воздуха в конденсатор турбины не превышают допустимые значения; • Содержание кислорода после КЭН турбины не превышает норму; • Замечаний по работе авторегуляторов уровня конденсата в конденсаторах турбин не имеется. 6. Уровень свободно растворенных газов в питательной воде после деаэраторов поддерживается в пределах норм. Выпар деаэраторов турбины используются в тепловой схеме ТЭЦ. 7. Эксплуатационным персоналом на станции производится периодическая оценка эффективности работы подогревателей сетевой воды, результаты оценки фиксируются в отчетных формах и они показали следующее: • Параметры греющего пара и сетевой воды соответствуют расчетной производительности подогревателей сетевой воды турбины; • Температурного напоры подогревателей сетевой воды оцениваются как удовлетворительное; • Температуры прямой и обратной сетевой воды в теплосеть выдерживаются в соответствии с температурным графиком; • Гидравлического сопротивления, находятся не выше расчетных норм; • По работе схемы отсосов пароводяной смеси замечания отсутствуют; • Замечаний по гидравлической плотности подогревателей не имеется; • Работа регуляторов уровня удовлетворительная, затопление трубок подогревателей отсутствует; • Отглушенных трубок в подогревателях сетевой воды нет. 8. Подключенная теплосеть является полуоткрытой с частичным разбором воды. Часовой расход воды на подпитку теплосети не превышает установленную норму. По состоянию тепловой изоляции подогревателей сетевой воды, сетевых насосов и арматуры замечаний не имеется. 9. По отчетным данным станции средний расход сетевой воды в теплосеть составляет 5100 т/ч, при его расчетном значении 7500 т/ч, что обусловлено фактической работой теплосети. 10. Потери напора сетевой воды после сетевых подогревателей не превышают свои расчетные значения. 11. К техническому состоянию циркуляционных насосов замечания отсутствуют. Сравнение фактического и нормативного расхода циркуляционной воды на конденсатор турбины не производилось, из за отсутствия нормативных величин.
12. В период проведения энергетического обследования специалистами «Фирмы ОРГРЭС» совместно со специалистами ЦНИО Томской ТЭЦ-3 были проведены инструментальные замеры основных параметров работы турбины и ее вспомогательного оборудования, с целью оценки фактического состояния оборудования, 24 ноября 2004 г. с 11:30 до 12:30. После обработки данных инструментальных замеров, по общепринятой методике(Л. 5), были получены следующие результаты:
Анализ состояния элементов паровой турбины проводился по представленным отчетным данным Томской ТЭЦ-3 за 2002-2004 г. Г., формы которых утверждены в отрасли, был проведен так же анализ работы и уровень эффективности эксплуатации турбинного оборудования Ссылка на основную публикацию 
