Рекомендации по эксплуатации и техническому обслуживанию газовых турбин большой мощности RUS

ЭКСПОНАТ № ___ (LEO-4) НОМЕР ДОКУМЕНТА. UE-09 ___ /UG-09 ___ 2009 PSE ОБЩАЯ СТАВКА СВИДЕТЕЛЬ ДЕЛА: ЛУИ Э. ОДОМ ПЕРЕД ВАШИНГТОНСКАЯ КОММУНАЛЬНАЯ КОМИССИЯ И ТРАНСПОРТНАЯ КОМИССИЯ ВАШИНГТОНСКАЯ КОММУНАЛЬНАЯ КОМИССИЯ И ТРАНСПОРТНАЯ КОМИССИЯ, Заявитель, Docket No. UE-09 ___ Docket No. UG-09 ___ в. PUGET SOUND ENERGY, INC., Ответчик. ТРЕТИЙ ПРИЛОЖЕНИЕ (НЕ КОНФИДЕНЦИАЛЬНОЕ) К ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ПРЯМЫМ ПОКАЗАНИЯМ ЛУИ Э. ОДОМА ОТ ИМЕНИ PUGET SOUND ENERGY, INC. МАЯ 2009 ГОДА Дженерал Энерджи Рекомендации по эксплуатации и техническому обслуживанию газовых турбин большой мощности Давид Балевич GE Energy Атланта, Джорджия Роберт Бургер Дженерал Энерджи Атланта, Джорджия Дэвид Форри Дженерал Энерджи Гринвилл, Южная Каролина Exhibit No. ___(LEO-4) Страница 1 из 60 © 2004 Компания Дженерал Электрик. GER-3620K (12/04) Все права защищены Экспонат № ___ (ЛЕО-4) Страница 2 из 60 GER-3620K (12/04) Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations СОДЕРЖАНИЕ Введение ........................................................................................................................................................................ 1 Планирование технического обслуживания ........................................................................................................... 1 Особенности технического обслуживания конструкции газовой турбины ....................................................... 3 Осмотры бороскопом ............................................................................................................................................. 4 Основные факторы, влияющие на техническое обслуживание и срок службы оборудования ................... 4 Запуски и часы Критерий ....................................................................................................................................... 5 Сервисные факторы ............................................................................................................................................... 6 Топливо ................................................................................................................................................................... 6 Температура обжига .............................................................................................................................................. 9 Впрыск пара/воды ................................................................................................................................................. 10 Циклические эффекты ......................................................................................................................................... 11 Детали тракта горячего газа ................................................................................................................................ 11 Детали ротора ....................................................................................................................................................... 13 Детали сгорания ................................................................................................................................................... 16 Работа вне частоты .............................................................................................................................................. 17 Качество воздуха .................................................................................................................................................. 19 Чистота смазочного масла .................................................................................................................................. 20 Потребление влаги ............................................................................................................................................... 21 Технический осмотр ................................................................................................................................................... 22 Резервные инспекции .......................................................................................................................................... 22 Текущие проверки ................................................................................................................................................ 22 Нагрузка в зависимости от температуры выхлопных газов ............................................................................. 23 Уровень вибрации ................................................................................................................................................ 23 Расход топлива и давление ................................................................................................................................ 23 Температура выхлопных газов и изменение разброса ..................................................................................... 23 Время запуска ....................................................................................................................................................... 24 Время выбега ........................................................................................................................................................ 24 Быстрое охлаждение ............................................................................................................................................ 24 Проверка сгорания ............................................................................................................................................... 24 Проверка тракта горячего газа ............................................................................................................................ 25 Основная инспекция ............................................................................................................................................. 28 Планирование запасных частей .............................................................................................................................. 30 Интервалы проверки ................................................................................................................................................. 32 Интервал проверки тракта горячего газа ........................................................................................................... 32 Интервал осмотра ротора ................................................................................................................................... 33 Интервал проверки сгорания ............................................................................................................................... 35 Планирование рабочей силы ................................................................................................................................... 36 Exhibit No. ___(LEO-4) GE Energy | GER-3620K (12/04) Page 3 of 60 ii Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Вывод ........................................................................................................................................................................... 37 Ссылки .......................................................................................................................................................................... 37 Благодарности ............................................................................................................................................................ 38 Приложение ................................................................................................................................................................. 39 История изменений .................................................................................................................................................... 52 Список рисунков ......................................................................................................................................................... 53 Exhibit No. ___(LEO-4) GE Energy | GER-3620K (12/04) Page 4 of 60 ii Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations эксплуатации; т.е. MS3000, 5000, 6000, 7000 и ВВЕДЕНИЕ 9000. Для иллюстрации был выбран Затраты на техническое обслуживание и эксплуатационная готовность являются двумя наиболее важными проблемами для владельца тяжелонагруженного газотурбинного оборудования. Следовательно, должна быть разработана хорошо продуманная программа технического обслуживания, которая оптимизирует затраты владельца и максимально увеличивает эксплуатационную готовность оборудования. Чтобы эта программа технического обслуживания была эффективной, владельцы должны разработать общее понимание взаимосвязи между планами эксплуатации и приоритетами для MS7001EA. Конкретные вопросы по конкретной машине следует направлять местному представителю GE Energy. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ Заблаговременное планирование технического обслуживания необходимо коммунальным предприятиям, промышленным предприятиям, независимым производителям электроэнергии и операторам когенерационных установок, чтобы свести к минимуму время простоя. Кроме того, правильное выполнение планового технического станции, уровнем квалификации эксплуатационного и обслуживающего персонала, а также всеми рекомендациями производителя оборудования в отношении количества и типов проверок, запасных частей. планирование запасных частей и другие основные факторы, влияющие на срок службы компонентов и обслуживания и осмотра обеспечивает прямую выгоду в виде сокращения вынужденных простоев и повышения надежности запуска, что, в свою очередь, также может сократить незапланированные ремонты и время простоя. Основные факторы, влияющие на процесс правильную работу оборудования. планирования технического обслуживания, В этом документе будут рассмотрены методы владельцев будут определять вес каждого эксплуатации и технического обслуживания газовых турбин большой мощности с акцентом на типы проверок и эксплуатационные факторы, влияющие на графики технического обслуживания. Хорошо спланированная программа технического обслуживания обеспечит максимальную доступность оборудования и оптимизацию затрат на техническое обслуживание. Методы эксплуатации и технического обслуживания, изложенные в этом услуг, одобренных GE. Обсуждения эксплуатации и технического обслуживания, представленные в этом документе, в целом применимы ко всем газовым турбинам GE для тяжелых условий GE Energy | GER-3620K (12/04) Детали газовой турбины, требующие особого внимания, связаны с процессом сгорания, а также с деталями, подвергающимися воздействию высоких температур от горячих газов, выбрасываемых из системы сгорания. Они называются секцией сгорания и частями тракта сгорания, торцевые крышки, узлы топливных форсунок, трубы поперечного пламени, документе, основаны на полном использовании деталей, ремонтных работ и ■ фактора. горячего газа и будут включать в себя вкладыши Примечание: ■ показаны на рис. 1 , а режим работы и практика переходные элементы, сопла турбин, стационарные кожухи турбин и лопатки турбин. Еще одной областью внимания, хотя и более долгосрочной, является срок службы роторов компрессора и турбины. Базовая конструкция и рекомендуемое техническое обслуживание газовых турбин GE для Exhibit No. ___(LEO-4) Page 5 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations тяжелых условий эксплуатации ориентированы на: ■ Максимальные сроки эксплуатации между осмотром и капитальным ремонтом ■ Осмотр и техническое обслуживание на месте ■ Использование местных торговых навыков для разборки, осмотра и повторной сборки В дополнение к обслуживанию основной газовой турбины периодического обслуживания требуют также приборы управления, приборы учета топлива, вспомогательное оборудование газовой турбины, комплект нагрузки и другое вспомогательное оборудование станции. Из анализа запланированных и вынужденных отключений ( рис. 2 ) видно, что основные работы по техническому обслуживанию относятся к пяти основным системам: средства управления и вспомогательное оборудование, система сгорания, турбина, генератор и баланс установки. Недоступность элементов управления и аксессуаров обычно состоит из кратковременных отключений, тогда как другие четыре системы, наоборот, состоят из меньшего количества, но обычно более продолжительных отключений. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 6 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Требования к проверкам и ремонту, изложенные в Руководство по эксплуатации и техническому Figure 1. Key factors affecting maintenance planning Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию обеспечивает оптимальную обслуживанию, предоставляемом каждому владельцу, позволяют установить схему проверок. установку, эксплуатацию и техническое обслуживание турбины. Многие письма с Кроме того, дополнительная информация предоставляется через систему технических технической информацией содержат консультативные технические рекомендации, информационных писем. Это обновление помогающие решить проблемы (по мере их информации, содержащейся в появления) и помогающие улучшить эксплуатацию, Total S.C. Plant Gas Turbine - Turbine Section - Combustion Section - Compressor Section - Bearings Controls & Accessories Generator Balance of S.C. Plant 1234567 ■ FOF = Forced Outage О SOF = Scheduled Outage Figure 2. Plant level - top five systems contribution to downtime GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 7 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations техническое обслуживание, безопасность, надежность или доступность турбины. впускные направляющие аппараты (VIGV) Рекомендации, содержащиеся в письмах с направлении, сняв верхнюю половину технической информацией, следует пересмотреть и учесть в общей программе планирования впускного кожуха. можно демонтировать в радиальном технического обслуживания. ■ При поднятой верхней половине корпуса турбины каждую половину узла сопла первой Чтобы программа технического обслуживания ступени можно снять для проверки, ремонта была эффективной как с точки зрения затрат, так и или замены без снятия ротора. На некоторых с точки зрения доступности турбин, владельцы установках верхняя половина сопловых узлов должны выработать общее понимание более поздней ступени поднимается вместе с взаимосвязи между их планами эксплуатации и корпусом турбины, что также позволяет приоритетами для станции и рекомендациями осматривать и/или снимать лопатки турбины. производителя относительно количества и типов проверок, планирования запасных частей. , и ■ Все турбинные лопатки взвешены по моменту и нанесены на компьютерную карту в виде другие важные факторы, влияющие на срок комплектов для узла катушки ротора, чтобы службы и правильную работу оборудования. их можно было заменить без необходимости Каждый из этих вопросов будет рассмотрен ниже снятия или повторной балансировки узла более подробно. ротора. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ ■ Все корпуса подшипников и вкладыши разделены по горизонтальной центральной линии, чтобы их можно было осмотреть и при Газовая турбина GE для тяжелых условий необходимости заменить. Нижнюю половину эксплуатации предназначена для тяжелых условий вкладыша подшипника можно снять, не эксплуатации и обслуживания на месте, при этом снимая ротор. ремонт за пределами площадки требуется только для определенных компонентов сгорания, деталей ■ Все уплотнения и уплотнения вала отделены тракта горячего газа и узлов ротора, требующих от корпусов коренных подшипников и специализированного сервисного обслуживания. В корпусных конструкций и могут быть легко газовые турбины GE для тяжелых условий удалены и заменены. эксплуатации включены следующие функции, облегчающие техническое обслуживание на месте: ■ Все кожухи, обечайки и шпангоуты разделены по горизонтальной осевой линии машины. Верхние половины можно поднимать по отдельности для доступа к внутренним ■ ■ В большинстве конструкций топливные форсунки, вкладыши для сжигания и расходные втулки можно снимать для осмотра, обслуживания или замены, не снимая корпуса. Все основные принадлежности, включая фильтры и охладители, представляют собой отдельные частям. узлы, которые легко доступны для осмотра При снятой верхней половине кожухов или обслуживания. При необходимости они компрессора все лопасти статора можно также могут быть заменены по отдельности. выдвинуть по окружности из кожухов для осмотра или замены без снятия ротора. В большинстве конструкций регулируемые GE Energy | GER-3620K (12/04) В газовые турбины GE для тяжелых условий эксплуатации встроены вспомогательные средства Exhibit No. ___(LEO-4) Page 8 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations проверки, облегчающие проведение нескольких Инспекции бороскопом специальных процедур проверки. Эти специальные Газовые турбины GE для тяжелых условий процедуры предусматривают визуальный осмотр и эксплуатации снабжены средствами визуального измерение зазоров некоторых критических осмотра газового тракта ступеней ротора внутренних компонентов газового тракта турбины промежуточного компрессора, лопаток турбины без снятия наружных кожухов и обечаек газовой первой, второй и третьей ступеней и перегородок турбины. Эти процедуры включают осмотр сопла турбины как в кожухах компрессоров, так и в газового тракта бороскопом и измерение осевого кожухах турбин с помощью оптического бороскопа. зазора сопла турбины. Эти приспособления, состоящие из радиально выровненных отверстий в кожухе компрессора, Газовая турбина GE представляет собой корпусе турбины и внутренних стационарных полностью интегрированную конструкцию, состоящую из стационарных и вращающихся механических, жидкостных, тепловых и электрических систем. Производительность турбины, а также производительность каждого компонента в турбине зависят от рабочей взаимосвязи между внутренними компонентами. кожухах турбины, предназначены для обеспечения проникновения оптического бороскопа в область проточного тракта компрессора или турбины, как показано на рисунке 3 . Места доступа для осмотра бороскопом для газовых турбин класса F можно найти в Приложении E. Платный инженерный процесс GE оценивает Эффективная программа осмотра с помощью влияние изменений конструкции или ремонта на бороскопа может привести к удалению корпусов и взаимодействие между компонентами и обечаек с турбоагрегата. системами. Этот процесс проектирования, оценки, тестирования и утверждения основан на обеспечении надлежащего баланса и взаимодействия между всеми компонентами и системами для безопасной, надежной и экономичной работы. Независимо от того, является ли деталь новой, отремонтированной или модифицированной, неспособность оценить полное влияние на систему может иметь неизмеримые негативные последствия для работы и надежности всей системы. Использование деталей, ремонт и техническое обслуживание, не одобренные GE, сопряжены со значительным риском. В Рис. 3. Места доступа для осмотра бороскопом газовой турбины MS7001E только при необходимости ремонта или замены соответствии с руководящими положениями и деталей. На Рисунке 4 показан рекомендуемый условиями гарантии и гарантии интервал для запланированной программы производительности зависят от надлежащего осмотра с помощью бороскопа после хранения, установки, эксплуатации и технического первоначальных базовых осмотров. Следует обслуживания, а также соблюдения утвержденных признать, что эти интервалы проверки бороскопа GE руководств по эксплуатации и процедур ремонта/модификации. GE Energy | GER-3620K (12/04) основаны на средних режимах работы агрегата. Корректировка этих интервалов бороскопии может Exhibit No. ___(LEO-4) Page 9 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations производиться на основе опыта эксплуатации и режима работы отдельного агрегата, используемого топлива и результатов предыдущих инспекций бороскопа. При проверке сгорания или ежегодно, в зависимости от того, что Бороскоп наступит раньше При проверке сжигания или раз в полгода, в Мазут зависимости от того, что наступит раньше Рисунок 4. Программирование инспекции бороскопом Газовое и дистиллятное жидкое топливо Применение программы мониторинга с использованием бороскопа позволит планировать простои и предварительно планировать потребности в деталях, что приведет к снижению затрат на техническое обслуживание и повышению эксплуатационной готовности и надежности газовой турбины. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И СРОК СЛУЖБЫ ОБОРУДОВАНИЯ Существует много факторов, которые могут повлиять на срок службы оборудования, и их необходимо понимать и учитывать при планировании обслуживания владельцем. Как показано на рис. 5 , пусковой цикл, установка мощности, топливо и уровень впрыска пара или воды являются ключевыми факторами при определении требований к интервалу технического обслуживания, поскольку эти факторы напрямую влияют на срок службы критически важных деталей газовой турбины. • Циклические эффекты • Температура обжига • Топливо • Впрыск пара/воды Рис. 5. Стоимость обслуживания и срок службы оборудования зависят от ключевых сервисных факторов GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 10 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations В подходе GE к планированию технического обслуживания газотопливная установка, работающая в непрерывном режиме без впрыска воды или пара, устанавливается в качестве исходного состояния, которое устанавливает максимальные рекомендуемые интервалы технического обслуживания. Для работы, отличающейся от базовой, устанавливаются коэффициенты обслуживания, определяющие требуемый повышенный уровень обслуживания. Например, коэффициент обслуживания, равный двум, будет означать, что интервал обслуживания составляет половину базового интервала. Критерии стартов и часов усталость - Многоцикловая усталость - Потертости/износ - Повреждение посторонним предметом Рисунок 6. Причины износа – компоненты тракта горячих газов На этом рисунке рекомендуемый интервал проверки определяется прямоугольником, установленным критериями пусков и часов. Эти рекомендации по контролю соответствуют ожидаемому расчетному сроку службы и выбираются таким образом, чтобы компоненты, признанные пригодными для дальнейшего использования в точке проверки, имели низкий риск отказа в течение последующего интервала эксплуатации. Газовые турбины изнашиваются по-разному в В качестве альтернативы подходу GE, который зависимости от режима эксплуатации, как показано иногда используется другими производителями, на рисунке 6 . Термическая механическая каждый пусковой цикл преобразуется в усталость является доминирующим фактором, эквивалентное количество часов работы (EOH) с ограничивающим срок службы пиковых машин, в то интервалами проверки, основанными на время как ползучесть, окисление и коррозия количестве эквивалентных часов. По причинам, являются доминирующими факторами, изложенным ранее, GE не согласна с таким ограничивающими срок службы машин подходом. Эта логика может создать впечатление непрерывного действия. Взаимодействия этих более длительных интервалов; в то время как в механизмов учитываются в критериях дизайна GE, действительности требуются более частые но в значительной степени являются эффектами проверки технического обслуживания. Снова второго порядка. По этой причине GE основывает обратимся к рисунку 7 : «прямоугольник» проверки требования по техническому обслуживанию запусков и часов уменьшен наполовину, как газовых турбин на независимом подсчете пусков и определено диагональной линией от предела часов. Какой бы предел критериев не был запусков в верхнем левом углу до предела часов в достигнут первым, определяется интервал нижнем правом углу. При таком подходе особенно обслуживания. Графическое отображение подхода страдают приложения средней мощности с GE показано на рисунке 7 . В коэффициентом пуска 30-50 часов. • Применение в непрерывном режиме - Разрыв - Ползучее отклонение - Многоцикловая усталость - Коррозия - Окисление - Эрозия Истирание/износ - Повреждение посторонними предметами Это дополнительно показано на рис. 8 для • Циклическое применение - Термическая механическая ограничивающим условием будет пуск. Exhibit No. ___(LEO-4) GE Energy | GER-3620K (12/04) примера газовой турбины MS7001EA, работающей на газовом топливе, в условиях базовой нагрузки без впрыска пара или воды или отключений под нагрузкой. Установка работает 4000 часов и 300 пусков в год. Следуя рекомендациям GE, оператор проведет осмотр тракта горячего газа через четыре года эксплуатации, при этом Page 11 of 60 8 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Выполнение технического обслуживания того же агрегата на основе критерия эквивалентного количества часов потребует проверки тракта горячего газа через 2,4 года. Аналогичным образом, для непрерывного режима работы, работающего 8000 часов и 160 пусков в год, GE рекомендует проводить проверку тракта горячего газа после трех лет эксплуатации, при этом количество часов работы является ограничивающим условием для этого случая. Критерии эквивалентных часов будут устанавливать проверку тракта горячего газа через 2,1 года эксплуатации для этого применения. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 12 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Figure 7. GE bases gas turbine maintenance requirements on independent counts of starts and hours GE vs. Equivalent Hours Approach 1400 Case 1 4,000 Hra/yr OOOStans/Yr OGE Every 4 Yr □EOH Every г.4 Yr 1200 1000 800 Method EOH . Method 600 400 Case г 8,000 Hrs/yr 160Sterts/Yr Q GE Every 3 Yr EOH Every 2.1 Yr 200 Fired Hours -v KHR Figure 8. Hot gas path maintenance interval comparisons. GE method vs. EOH method Факторы обслуживания технического обслуживания. Когда эти факторы Хотя GE не приписывает эквивалентность пусков обслуживания или технического обслуживания часам, в механизме износа существуют участвуют в рабочем профиле агрегата, эквиваленты, которые необходимо учитывать. Как «прямоугольник» технического обслуживания показано на рис. 9 , такие факторы, как тип и тракта горячего газа, описывающий конкретные качество топлива, установка температуры горения критерии технического обслуживания для этой и количество впрыскиваемого пара или воды, операции, уменьшается по сравнению с учитываются в отношении критериев, основанных идеальным случаем, как показано на рисунке 10 . В на часах. Частота пусков и количество следующем обсуждении будут более подробно срабатываний учитываются в соответствии с рассмотрены ключевые эксплуатационные критериями пусков. В обоих случаях эти факторы факторы и то, как они могут повлиять на могут привести к сокращению интервалов интервалы технического обслуживания, а также на GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 13 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations интервалы ремонта/замены деталей. Топливо Топливо, сжигаемое в газовых турбинах, варьируется от чистого природного газа до остаточных масел и технического обслуживания, как показано на рисунке 11 . Более тяжелое углеводородное топливо GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 14 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Typical Max Inspection Intervals (MS6B/MS7EA) Hot Gas Path Inspection 24,000 hrs or 1200 starts Major Inspection 48,000 hrs or 2400 starts Maintenance Factors Reduce Maintenance Interval Criterion is Hours or Starts (Whichever Occurs First) Factors Impacting Maintenance • Fuel • Peak Load • Water/Steam Hours Factors Gas Distillate Crude Residual 1 1.5 2 to 3 3 to 4 Injection Dry Control Wet Control 1 (GTD-222) 1.9 (5% H2O GTD-222) Starts Factors • Trip from Full Load • Fast Load • Emergency Start Figure 10. GE maintenance interval for hot-gas inspections 8 2 20 performance and can lead to a need for more frequent maintenance. Figure 9. Maintenance factors - hot gas path (buckets and nozzles) иметь коэффициент обслуживания в диапазоне от которые используются для предотвращения трех до четырех для остаточного топлива и от двух до трех для сырой нефти. Эти виды топлива коррозии. Эти отложения влияют Очищенные дистилляты, как правило, не содержат обычно выделяют большее количество лучистой высоких уровней этих коррозионно-активных тепловой энергии, что приводит к последующему сокращению срока службы оборудования для элементов, но вредные примеси могут сжигания, и часто содержат коррозионно-активные элементы, такие как натрий, калий, ванадий и объект. Двумя распространенными способами свинец, которые могут привести к ускоренной горячей коррозии сопел и лопаток турбины. Кроме являются: смешивание водяного балласта соленой того, некоторые элементы в этих топливах могут загрязнение дистиллятного топлива при вызывать отложения либо непосредственно, либо через соединения, образующиеся с ингибиторами, транспортировке на место в танкерах, присутствовать в этих топливах при доставке на загрязнения дистиллятного мазута номер два воды с грузом во время морской перевозки и автоцистернах или трубопроводах, которые ранее Figure 11. Estimated effect of fuel type on maintenance GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 15 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations использовались для транспортировки обеспечивают наиболее эффективное удаление загрязненного топлива, химикатов. или жидкостей и компонентов паровой фазы. этилированный бензин. Из рисунка 11 видно, что опыт GE с дистиллятным топливом показывает, что коэффициент обслуживания тракта горячего газа может варьироваться от единицы (эквивалентно природному газу) до трех. Если опыт эксплуатации не свидетельствует об обратном, рекомендуется использовать коэффициент обслуживания тракта горячего газа, равный 1,5, для работы на дистиллятном масле. Также обратите внимание, что загрязняющие вещества в жидком топливе могут повлиять на срок службы вспомогательных компонентов Предотвращение горячей коррозии лопаток и патрубков турбины в основном находится под контролем владельца. Необнаруженная и необработанная одна партия загрязненного топлива может нанести существенный ущерб компонентам тракта горячего газа газовой турбины. Потенциально высокие затраты на техническое обслуживание и потерю работоспособности можно свести к минимуму или устранить за счет: ■ Размещение надлежащей спецификации газовой турбины, таких как топливные насосы и топлива у поставщика топлива. Для жидкого делители потока. топлива каждая партия должна включать отчет, в котором указаны удельный вес, Как показано на рисунке 11 , газовое топливо, температура вспышки, вязкость, содержание соответствующее спецификациям GE, считается оптимальным топливом с точки зрения серы, температура застывания и содержание технического обслуживания турбины и не золы в топливе. оказывает отрицательного воздействия. Важность надлежащего качества топлива была усилена ■ отбора проб и анализа качества топлива. В системами сгорания с сухим низким содержанием рамках этой программы рекомендуется NO x (DLN). Надлежащее соблюдение топливных онлайн-монитор воды в мазуте, а также спецификаций GE в GEI-41040 и GEI-41047 портативный анализатор топлива, который, требуется для обеспечения надлежащей работы как минимум, считывает ванадий, свинец, системы сгорания и сохранения применимых гарантий. Унос жидких углеводородов может подвергнуть оборудование тракта горячего газа натрий, калий, кальций и магний. ■ при сжигании более тяжелого топлива и сокращению срока службы деталей тракта горячего предоставление оборудования для очистки газа или интервалов между ремонтами. Владельцы дистиллятного топлива, когда существует могут решить эту потенциальную проблему, вероятность загрязнения. используя эффективные системы скрубберов газа использованием, чтобы обеспечить номинальный Обеспечение надлежащего технического обслуживания системы обработки топлива серьезному перегреву и привести к значительному и перегревая газообразное топливо перед Предоставление программы регулярного В дополнение к их присутствию в топливе загрязняющие вещества также могут попадать в регулирующего клапана турбины. Встроенные в турбину через воздух на входе и из пара или воды, впрыскиваемой для ограничения выбросов NO x систему коалесцирующие фильтры, или увеличения мощности. Перенос из устанавливаемые перед высокопроизводительными газовыми испарительных охладителей является еще одним источником загрязняющих веществ. Было нагревателями, являются передовой практикой и обнаружено, что в некоторых случаях эти перегрев 50 ° F (28 ° C) на соединении газового Exhibit No. ___(LEO-4) GE Energy | GER-3620K (12/04) Page 16 of 60 8 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations источники загрязняющих веществ вызывают деградацию тракта горячего газа, равную той, которая наблюдается с загрязняющими веществами, связанными с топливом. Спецификации GE определяют предельные значения максимальных концентраций загрязняющих веществ для топлива, воздуха и пара/воды. Помимо качества топлива, работа топливной системы также является фактором технического обслуживания оборудования. Жидкое топливо может оставаться непродутым и соприкасаться с горячими компонентами сгорания после остановки, а также застаиваться в топливной системе при длительной работе исключительно на газовом топливе. Чтобы свести к минимуму накопление нагара и кокса, двухтопливные установки (с возможностью работы на газе и жидкости) следует по возможности отключать, работая на газовом топливе. Аналогичным образом, при продолжительной работе на газе рекомендуется регулярный переход с газа на жидкость для тренировки компонентов системы и сведения к минимуму закоксовывания. Загрязнение и отложения могут помешать системе удалять жидкое топливо и другие жидкости из секций сгорания, нагнетания компрессора, турбины и выхлопа, когда блок выключен или во время запуска. Жидкое топливо, застрявшее в трубопроводе системы, также создает угрозу безопасности. Правильное функционирование дренажной системы фальстарта (FSDS) должно обеспечиваться посредством надлежащего технического обслуживания и проверки в соответствии с процедурами GE. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 17 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Температура обжига Также важно понимать, что снижение нагрузки не Значительная работа при пиковой нагрузке из-за всегда означает снижение температуры обжига. В более высоких рабочих температур потребует системах рекуперации тепла, где выработка пара более частого обслуживания и замены влияет на общую эффективность установки, компонентов тракта горячего газа. Для турбины сначала снижается нагрузка за счет закрытия MS7001EA каждый час работы при температуре регулируемых входных направляющих лопаток, горения при пиковой нагрузке (+100°F/56°C) чтобы уменьшить поток воздуха на входе при соответствует, с точки зрения срока службы сохранении максимальной температуры деталей лопатки, шести часам работы при базовой выхлопных газов. Для этих применений с нагрузке. Этот тип операции приведет к комбинированным циклом температура горения не коэффициенту обслуживания, равному шести. На снижается до тех пор, пока нагрузка не упадет рис. 12 показано влияние срока службы деталей в ниже примерно 80% номинальной мощности. И зависимости от изменения температуры обжига. наоборот, турбина, работающая в режиме простого Следует отметить, что это нелинейная цикла, поддерживает полностью открытые входные зависимость, так как повышение температуры направляющие лопатки при снижении нагрузки до обжига на +200°F/111°C эквивалентно 80 %, и при этом уровне выходной мощности шестикратному шести, или 36:1. происходит снижение температуры горения более чем на 200°F/111°C. Влияние срока службы деталей тракта горячего газа для этих различных режимов работы, очевидно, совершенно различно. Этот эффект управления турбиной показан на рисунке 13 . Аналогичным образом, турбины с системами сгорания DLN используют регулировку входного направляющего аппарата, а также тепло, отбираемое на входе, чтобы расширить режим предварительного смешивания с низким содержанием NO x до условий частичной нагрузки. Рис. 12. Влияние температуры на срок службы ковша при обжиге Exhibit No. ___(LEO-4) GE Energy | GER-3620K (12/04) Page 18 of 60 8 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Влияние температуры горения на техническое обслуживание тракта горячего газа, как описано выше, относится к чистому горящему топливу, такому как природный газ и легкие дистилляты, где разрушение при ползучести компонентов тракта горячего газа является основным ограничителем срока службы и является механизмом, определяющим тракт горячего газа. влияние интервала технического обслуживания. В случае тяжелого топлива, содержащего золу, основное влияние оказывают коррозия и отложения. Higher firing temperature reduces hot-gas-path parts lives while lower firing temperature increases parts Heat Recovery vs Simple Cycle Operation lives. This provides an opportunity to balance the negative effects of peak load operation by periods of operation at part load. However, it is important to recognize that the nonlinear behavior described above will not result in a one for one balance for equal magnitudes of over and under firing operation. Rather, it would take six hours of operation at 100°F/56°C under base conditions to compensate for one hour operation at +100°F/56°C over base load conditions. Figure 13. Firing temperature and load relationship - heat recovery vs. simple cycle operation GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 19 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Жизнь =-33% связь с температурой обжига существует. На рис. 14 показана чувствительность коэффициента обслуживания тракта горячего газа к температуре горения при работе на тяжелом топливе. Можно видеть, что, хотя чувствительность к температуре горения меньше, сам коэффициент обслуживания выше из-за проблем, связанных с коррозионными элементами, содержащимися в этих топливах. Для постоянной температуры обжига Влияние на срок службы деталей от впрыска пара или воды напрямую зависит от способа управления турбиной. Система управления в большинстве приложений с базовой нагрузкой снижает температуру горения при впрыске воды или пара. Это известно как работа с кривой управления всухую, которая противодействует эффекту более высокой теплопередачи со стороны газа и не оказывает чистого влияния на срок службы ковша. Это стандартная конфигурация для всех газовых турбин, как с впрыском воды или пара, так и без них. Однако на некоторых установках система управления предназначена для поддержания постоянной температуры обжига с помощью уровня впрыска воды или пара. Это известно как работа по мокрой кривой управления, что приводит к дополнительной Рисунок 14. Коэффициенты обслуживания тяжелого топлива производительности агрегата, но снижает срок службы деталей, как описано выше. Установки, Впрыск пара/воды управляемые таким образом, обычно Впрыск воды или пара для контроля выбросов или используются в условиях пиковых нагрузок, когда увеличения мощности может повлиять на срок годовое количество рабочих часов невелико или службы деталей и интервалы технического когда операторы определили, что сокращение обслуживания, даже если вода или пар срока службы деталей оправдано преимуществом соответствуют спецификациям GE. Это связано с в мощности. Рисунок 16 иллюстрирует кривую влиянием добавленной воды на транспортные управления по мокрому и сухому покрытию, а свойства горячего газа. В частности, более также различия в производительности, высокая проводимость газа увеличивает возникающие в результате этих двух разных теплопередачу к ковшам и соплам и может режимов управления. привести к повышению температуры металла и сокращению срока службы деталей, как показано на рис. 15 . Впрыск пара/воды увеличивает металл Температура компонентов горячего газового тракта • Вода влияет на газотранспортные свойства: к - Теплопроводность f C P - Удельная теплоемкость f р - Вязкость « —> • Это увеличивает коэффициенты теплопередачи: • Что повышает температуру металла и сокращает срок службы ковша Пример (ковш MS7001EA Stage 1): 3% пар (25 частей на миллион NO X ) H = +4% (коэффициент теплопередачи) TМеталл =+15F(8C) GE Energy | GER-3620K (12/04) Рисунок 16. Кривая регулирования температуры отработавших Exhibit No. ___(LEO-4) Page 20 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations газов – сухое и влажное регулирование MS7001EA Детали тракта горячего газа Дополнительный фактор, связанный с впрыском обжига, происходящие при нормальном цикле воды или пара, связан с более высокой пуска и останова. Розжиг, ускорение, загрузка, аэродинамической нагрузкой на компоненты турбины, которая возникает из-за того, что разгрузка и останов вызывают изменения впрыскиваемая вода увеличивает степень повышения давления в цикле. Эта дополнительная соответствующие изменения температуры нагрузка может увеличить скорость отклонения форсунок второй и третьей ступеней вниз по При быстрых изменениях температуры газа края На рис. 17 показаны изменения температуры температуры газа, которые вызывают металла. потоку, что сократит интервалы ремонта этих ковша или сопла реагируют быстрее, чем более толстая объемная часть, как показано на рисунке компонентов. Однако внедрение ГТД-222, нового сплава сопла второй и третьей ступеней с высоким 18 . Эти градиенты, в свою очередь, вызывают термические напряжения, которые при повторении сопротивлением ползучести, свело к минимуму этот фактор. циклов могут в конечном итоге привести к растрескиванию. На рис. 19 показана история Коэффициент обслуживания, относящийся к температурных деформаций ковша MS7001EA впрыску воды, для агрегатов, работающих на ступени 1 во время нормального цикла запуска и остановки. Выключение и ускорение вызывают сухом регулировании, варьируется от единицы третьей ступени ГТД-222) до коэффициента 1,5 переходные деформации сжатия в ковше, поскольку быстро реагирующая передняя кромка для агрегатов, оснащенных форсунками FSX-414 и нагревается быстрее, чем более толстая основная впрыском 5% воды. . Для работы по мокрой кривой часть аэродинамического профиля. В условиях полной нагрузки ковш достигает максимальной (для агрегатов, оснащенных форсунками второй и коэффициент обслуживания составляет примерно два при впрыске воды 5% для ГТД-222 и четыре для FSX-414. температуры металла и деформации сжатия, возникающей из-за нормальных стационарных температурных градиентов, которые существуют в охлаждаемой части. При отключении условия Циклические эффекты меняются местами, где более быстро В предыдущем обсуждении были описаны эксплуатационные факторы, влияющие на критерии технического обслуживания на основе часов. Для критериев обслуживания на основе реагирующие кромки охлаждаются быстрее, чем объемная часть, что приводит к деформации растяжения на передней кромке. пусков необходимо учитывать эксплуатационные факторы, связанные с циклическими эффектами, возникающими во время пуска, работы и останова турбины. Рабочие условия, отличные от стандартной последовательности пуска и останова, могут потенциально сократить циклический срок службы компонентов тракта горячего газа и роторов и, если они присутствуют, потребуют более частого технического обслуживания и ремонта и/или замены деталей. Figure 15. Steam/water injection and bucket/nozzle life GE Energy | GER-3620K (12/04) Рис. 17. Цикл пуска/останова турбины – изменения температуры горения Exhibit No. ___(LEO-4) Page 21 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Рис. 18. Распределение переходной температуры ковша первой ступени Испытания на термическую механическую усталость показали, что количество циклов, которые деталь может выдержать до появления трещин, сильно зависит от общего диапазона деформации и максимальной температуры металла. Любые рабочие условия, которые значительно увеличивают диапазон деформации и/или максимальную температуру металла по сравнению с условиями нормального цикла, будут снижать усталостную долговечность и увеличивать коэффициент обслуживания на основе пусков. Например, Рисунок 20 GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 22 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Figure 19. Bucket low cycle fatigue (LCF) Figure 20. Low cycle fatigue life sensitivities - first stage bucket сравнивает нормальный рабочий цикл с циклом, 2:1. Точно так же перегрев блока во время работы включающим отключение при полной нагрузке. с пиковой нагрузкой приводит к повышению Значительное увеличение диапазона деформации температуры металла компонентов. для цикла срабатывания приводит к тому, что срок В результате, отключение из-за пиковой нагрузки службы соответствует восьми обычным циклам имеет коэффициент обслуживания 10:1. пуска/останова, как показано на рисунке. Отключения должны оцениваться в дополнение к Отключения с частичной нагрузкой будут иметь обычным циклам включения/выключения (как меньшее влияние из-за более низкой температуры сумматоры запусков). Таким образом, в металла в начале события отключения. На рис. 21 факторизованном уравнении стартов на Фигуре 44 показано, что при отключении с нагрузкой от 80% единица вычитается из коэффициента жесткости, до 100% коэффициент обслуживания составляет так что чистый результат формулы ( Фигура 44 ) 8:1, а при отключении с полной скорости без является таким же, как результат, определяемый нагрузки коэффициент обслуживания составляет увеличенным диапазоном деформации. Например, GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 23 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations пуск и отключение от базовой нагрузки будут для отключения от базовой нагрузки), что учитываться как восемь полных циклов (один цикл соответствует коэффициенту обслуживания 8:1. для пуска до базовой нагрузки плюс 8-1=7 циклов технического обслуживания. Рисунок 22 является ориентиром, который можно использовать при рассмотрении этого типа операций. Например, два рабочих цикла с максимальным уровнем нагрузки менее 60 % приравниваются к одному пуску с нагрузкой более 60 % или, другими словами, имеют коэффициент обслуживания, равный 5. Расчеты с коэффициентом пуска основаны на максимальной нагрузке. достигается в процессе эксплуатации. Следовательно, если блок работает с частичной нагрузкой в течение трех недель, а затем Рисунок 21. Коэффициент обслуживания – отключения от нагрузки Аналогично отключениям от нагрузки, аварийные пуски и быстрая загрузка влияют на интервал технического обслуживания, основанный на пусках. Это снова относится к увеличенному диапазону деформации, связанному с этими событиями. Аварийный пуск, когда агрегаты выводятся из состояния покоя до полной нагрузки менее чем за пять минут, будет иметь эффект срока службы деталей, равный 20 дополнительным циклам, а Рисунок 22. Коэффициент технического обслуживания – влияние максимального уровня нагрузки пускового цикла нормальный пуск с быстрой нагрузкой будет иметь эффект срока службы деталей, равный 2 увеличивается до базовой нагрузки в течение дополнительным циклам. Как и отключения, последствия быстрого пуска или быстрой загрузки агрегата будет описываться как цикл машины считаются отдельными от нормального цикла, и их последствия должны быть занесены в таблицу в дополнение к обычному циклу пуска/останова. Однако к этим коэффициентам не применяется -1, поэтому аварийный пуск базовой нагрузки будет иметь общее влияние на 21 цикл. См. Приложение А для примеров пуска с учетом факторов. последних десяти минут, тогда общая работа пуска/останова базовой нагрузки. Части ротора В дополнение к компонентам тракта горячего газа на требования к техническому обслуживанию и ремонту конструкции ротора влияют циклические эффекты, связанные с запуском, работой и остановом, а также характеристики нагрузки и без нагрузки. Факторы технического обслуживания, В то время как описанные выше факторы сокращают интервал технического обслуживания специфичные для рабочего профиля приложения и на основе пусков, рабочие циклы с частичной нагрузкой позволяют увеличить интервал включены в планы технического обслуживания GE Energy | GER-3620K (12/04) конструкции ротора, должны быть определены и оператора. Разборка и проверка всех компонентов Exhibit No. ___(LEO-4) Page 24 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations ротора требуется, когда накопленные пуски ротора технического обслуживания используются для или часы достигают предела проверки. (См. рис. 45 корректировки интервалов осмотра, ремонта и и рис. 46 в разделе «Интервалы проверки».) замены компонентов ротора, соответствующих Для ротора тепловое состояние при запуске конкретному рабочему циклу. последовательности запуска является основным Хотя концепция коэффициентов технического фактором, определяющим интервал технического обслуживания ротора применима ко всем роторам обслуживания ротора и срок службы отдельных газовых турбин, подробно будут обсуждаться компонентов ротора. В холодных роторах, когда только роторы класса F. Коэффициент начинается запуск, возникают переходные технического обслуживания ротора для запуска тепловые напряжения, когда турбина включается в является функцией времени простоя после работу. Большие роторы с их более длительными предыдущего периода работы. По мере термическими постоянными времени создают увеличения времени простоя температура металла более высокие термические напряжения, чем ротора приближается к температуре окружающей роторы меньшего размера, подвергающиеся той среды и увеличивается воздействие термической же временной последовательности запуска. усталости при последующем пуске. Таким образом, Высокие термические напряжения снижают срок для холодных пусков назначается коэффициент службы при термической механической усталости обслуживания ротора, равный двум, а для горячих и возраст для контроля. пусков - коэффициент обслуживания ротора, Индустрия паровых турбин осознала необходимость корректировки времени запуска в период с 1950 по 1970 год, когда рост рынка производства электроэнергии привел к появлению все более и более крупных паровых турбин, работающих при более высоких температурах. равный единице, из-за более низкой тепловой нагрузки в жарких условиях. Это воздействие варьируется от одного места в конструкции ротора к другому. Поскольку наиболее ограничивающее место определяет общее воздействие на ротор, коэффициент технического обслуживания ротора Подобно увеличению размера ротора паровой указывает верхнюю границу коэффициентов турбины в 1950-х и 1960-х годах, в роторах газовых турбин наблюдалась тенденция роста в 1980-х и технического обслуживания ротора для этих различных элементов. 1990-х годах, поскольку технология развивалась для удовлетворения спроса на электростанции Тепловое состояние ротора при запуске — не комбинированного цикла с высокой удельной мощностью и тепловым КПД. влияющий на интервалы технического С этими большими роторами уроки, извлеченные Быстрые пуски и быстрая нагрузка, когда турбина как из опыта эксплуатации паровых турбин, так и быстро разгоняется до нагрузки, увеличивают из более позднего опыта газовых турбин, должны температурные градиенты и являются более быть учтены при управлении запуском газовой тяжелыми для ротора. Отключения под нагрузкой турбины, и/или должны быть определены и, в частности, отключения с последующими коэффициенты технического обслуживания для немедленными перезапусками сокращают рабочего цикла приложения для количественной интервал обслуживания ротора, как и горячие оценки ротора. снижение продолжительности перезапуски в течение первого часа горячего жизни, связанное с различными уровнями тяжести. останова. На рис. 23 перечислены рекомендуемые Определенные таким образом коэффициенты рабочие факторы, которые следует использовать GE Energy | GER-3620K (12/04) единственный эксплуатационный фактор, обслуживания ротора и срок службы компонентов. Exhibit No. ___(LEO-4) Page 25 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations для определения общего коэффициента выходным. Типично от двенадцати до обслуживания ротора для PG7241. шестнадцати часов на один пуск, что и роторы конструкции PG9351. Факторы, которые приводит к прогретому состоянию ротора для следует использовать для других моделей, большого процента пусков. Холодный пуск определяются применимыми письмами с обычно наблюдается только после запуска технической информацией. после простоя на техническое обслуживание или после двухдневного простоя на 7241/9351* конструкции выходных. Факторы технического обслуживания ротора Быстрый Нормальны старт1,0 й запуск 0,5 Фактор горячего старта (1-4 часа вниз) Теплый 1 стартовый фактор (4-20 часов вниз) Теплый 2 стартовый фактор (20-40 часов вниз) Коэффициент холодного запуска (>40 часов простоя) Поездка с коэффициентом Фактор нагрузкигорячего старта (0-1 час вниз) часов на один пуск, и большинство пусков 0,9 являются холодными, поскольку простои обычно связаны с техническим 2,8 1,4 4.0 2.0 обслуживанием. Несмотря на то, что процент холодных пусков высок, общее количество 4.0 4.0 будет определяться количеством часов 4.0 2.0 работы, а не количеством запусков. • Факторы зависят от теплового состояния машины при запуске • Отключения под нагрузкой, быстрые пуски и перезапуски длительностью более 20 часов сокращают интервалы технического обслуживания Figure 23. Факторы технического обслуживания, связанные с эксплуатацией пусков невелико. Интервал обслуживания ротора на установках непрерывного действия На рис. 24 перечислены рабочие профили для каждой из этих трех основных категорий применения газовых турбин. Как видно на рисунке 24 , эти рабочие циклы имеют различные комбинации горячего, теплого и холодного пуска, причем каждое условие пуска поразному влияет на интервал технического Значение каждого из этих факторов для требований к техническому обслуживанию ротора зависит от типа работы агрегата. Существуют три основные категории работы, типичные для большинства применений газовых турбин. Это пиковый, циклический и непрерывный режим работы, как описано ниже: ■ В приложениях с непрерывным режимом работы наблюдается большое количество 1,8 * Другие факторы могут относиться к более ранним устройствам 9351 ■ ■ обслуживания ротора, как обсуждалось ранее. В результате интервал обслуживания ротора на основе пусков будет зависеть от конкретного рабочего цикла приложения. В следующем разделе будет описан метод, который позволяет оператору турбины определять коэффициент технического обслуживания, характерный для Пиковые единицы имеют относительно рабочего цикла работы. Интегрированный высокую частоту запуска и небольшое коэффициент технического обслуживания количество часов на один запуск. приложения использует описанные выше Эксплуатация соответствует сезонному коэффициенты технического обслуживания ротора спросу. Пиковые устройства обычно имеют в сочетании с фактическим рабочим циклом высокий процент холодных запусков. конкретного приложения и может использоваться Блоки с циклическим режимом работы запускаются ежедневно с отключениями по GE Energy | GER-3620K (12/04) для определения интервалов проверки ротора. В этом расчете эталонный рабочий цикл, который Exhibit No. ___(LEO-4) Page 26 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations дает коэффициент обслуживания на основе пусков, равный единице, определен на рисунке 25 . Базовая единица Циклическая работа 6 пусков в неделю 16 часов/старт 4 простоя/год обслуживания 50 недель/год 4800 часов в год 300 пусков в год 0 поездок/год 1 коэффициент обслуживания Рабочие циклы, отличные от определения, приведенного на рисунке 25 , в частности рабочие циклы с большим количеством холодных пусков или большим количеством отключений, будут иметь коэффициент обслуживания больше единицы. Включение механизма или храпового механизма после выключения и перед пуском/повторным 12 холодных пусков в год (простой >40 часов) 4% 39 Прогрев 2 пуска в год (вниз 20-40 часов) 13% 246 горячих пусков в год (от 4 до 20 часов) 82% 3 горячих старта в год 1% пуском является важной частью нормальной рабочей процедуры. На рис. F-1 описаны сценарии по эксплуатации ( см. Приложение ). Там, где это Базовая единица достигает коэффициента обслуживания = 1 Рис. 25. Базовая линия для определения коэффициента обслуживания на основе пусков применимо, следует соблюдать соответствующие Существуют дополнительные рекомендации для инструкции по эксплуатации и TIL. После останова горячего перезапуска и холодного запуска. вращение теплого ротора необходимо, чтобы Рекомендуется поставить ротор на поворотный избежать искривления, которое может привести к механизм на один час перед перезапуском после сильным вибрациям и чрезмерному трению, если отключения под нагрузкой, отключения с полной запуск начинается с искривленного ротора. В скорости без нагрузки или нормального останова. соответствии с передовой практикой агрегаты Это позволит ослабить переходные термические должны оставаться на поворотном механизме или напряжения до того, как они наложатся на храповом механизме после планового отключения переходные процессы при запуске. Если машину до тех пор, пока температура колесного необходимо перезапустить менее чем через час, пространства не стабилизируется на уровне, применяются коэффициенты холодного пуска. близком к температуре окружающей среды. Если Может потребоваться более длительное время блок не будет использоваться в течение 48 часов работы поворотного механизма перед холодным после завершения охлаждения, его можно снять с пуском или горячим пуском, если обнаружено поворотного механизма. наличие искривления. Данные о вибрации, поворотного механизма/храповика и рекомендации полученные при частоте вращения коленчатого Пиковый - Циклический - Непрерывный Горячий старт (вниз <4 ч.) Теплый 1 пуск (вниз 4-20 часов) 2 пуск (вниз 20-40 Теплый часов) Холодный пуск (вниз > 40 часов) Часы/Начало Пик Циклич Непрерывн еский ый 3% 1% 10% 10% 82% 5% 37% 13% 5% 50% 4% 80% 4 16 400 Часы/год 600 4800 8200 Запусков в год 150 300 21 Процент поездок 3% 1% 20% Количество поездок в год 5 3 4 Типичный коэффициент 1,7 1,0 нет обслуживания данных (начало основано) • Рабочий профиль зависит от приложения • Интервал проверки зависит от применения Figure 24. Типовой рабочий профиль газовой турбины ТВС GE Energy | GER-3620K (12/04) вала, можно использовать для подтверждения того, что изгиб ротора находится на приемлемом уровне, и можно инициировать последовательность запуска. Пользователи должны обращаться к Руководству по эксплуатации и техническому обслуживанию и соответствующим TIL за конкретными инструкциями и информацией для своих устройств. Детали сгорания Типичная система сгорания содержит переходники, вкладыши для сжигания, проточные рукава, узлы Exhibit No. ___(LEO-4) Page 27 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations головной части, содержащие топливные форсунки системы сгорания, является акустическая и картриджи, торцевые крышки и торцевые динамика. Акустическая динамика - это колебания крышки, а также различное другое оборудование, давления, создаваемые системой сгорания, включая трубы с перекрестным пламенем, свечи которые, если они достаточно велики по величине, зажигания и датчики пламени. Кроме того, могут могут привести к значительному износу и быть различные компоненты подачи топлива и растрескиванию. Практика GE заключается в воздуха, такие как продувочные или обратные настройке системы сгорания на достаточно низкий клапаны и гибкие шланги. GE предлагает уровень акустической динамики, чтобы несколько типов систем сгорания, включая гарантировать, что описанные здесь методы стандартные камеры сгорания, бесшумные камеры технического обслуживания не будут нарушены. сгорания с несколькими соплами (MNQC), камеры сгорания комбинированного цикла с интегрированной газификацией (IGCC) и камеры сгорания с сухим низким содержанием NO x (DLN). Каждая из этих систем сжигания имеет уникальные рабочие характеристики и режимы работы с различной реакцией на эксплуатационные Обслуживание системы сгорания выполняется, если требуется, после каждого интервала проверки (или ремонта) системы сгорания. Инструкции по интервалам проверки приведены на Рисунке 42 . Ожидается и рекомендуется изменять интервалы на основе конкретного опыта. Интервалы замены обычно определяются рекомендуемым переменные, влияющие на требования к количеством интервалов сгорания (или ремонта) и техническому обслуживанию и ремонту. обычно зависят от компонента сгорания. Как На требования к техническому обслуживанию и правило, интервал замены в зависимости от ремонту деталей сгорания влияют многие из тех количества интервалов проверки сгорания же факторов, что и на детали тракта горячего газа, уменьшается, если интервал проверки сгорания включая пусковой цикл, отключения, тип и качество увеличивается. Например, компонент, имеющий топлива, температуру горения и использование интервал проверки сгорания (КИ) 8 000 часов и впрыска пара или воды либо для контроля интервал замены 6 (КИ) или 48 000 часов, будет выбросов, либо для увеличения мощности. Однако иметь интервал замены 4 (КИ), если интервал существуют и другие факторы, характерные для проверки будет увеличен до 12 000 часов, чтобы систем сжигания. Одним из таких факторов сохранить 48 000 часов. интервал замены. является режим работы, который описывает применяемую схему заправки топливом. Использование малонагрузочных режимов работы при высоких нагрузках позволяет значительно сократить межсервисный интервал. Примером этого является использование расширенного режима работы на обедненной смеси DLN 1 при высоких нагрузках, что приводит к коэффициенту обслуживания, равному 10. Аналогичным образом, коэффициент обслуживания, равный 10, следует применять для работы на обедненной смеси на агрегатах DLN 2.0. Еще одним фактором, который может повлиять на техническое обслуживание GE Energy | GER-3620K (12/04) Для деталей внутреннего сгорания базовые рабочие условия, при которых коэффициент технического обслуживания равен единице, представляют собой нормальный пуск и останов при сжигании топлива до базовой нагрузки на природном газе без впрыска пара или воды. Факторы, которые увеличивают коэффициент технического обслуживания на основе часов, включают пиковый режим работы, дистиллятное или тяжелое топливо, а также впрыск пара или воды с сухими или влажными кривыми управления. Факторы, увеличивающие коэффициент обслуживания на основе пусков Exhibit No. ___(LEO-4) Page 28 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations включают пиковый режим, тип топлива, впрыск пара или воды, отключения, аварийные пуски и показано на рисунке 26 . быструю загрузку. С этой спецификацией нагрузка должна поддерживаться постоянной в диапазоне частот +/- Работа вне частоты 1% (+/- 0,5 Гц в сети 50 Гц) с допустимым снижением нагрузки на один процент на каждый Одновальные газовые турбины GE для тяжелых условий эксплуатации рассчитаны на работу в дополнительный процент снижения частоты до минимума. скорость 94%. Требования диапазоне скоростей от 95% до 105%. предусматривают, что работа между 95% Однако работа на скорости, отличной от номинальной, может повлиять на требования к техническому обслуживанию. В зависимости от требований отраслевых норм, специфики конструкции турбины и используемой философии управления турбиной могут возникнуть условия эксплуатации, которые увеличат срок службы компонентов тракта горячего газа. В тех случаях, когда это так, необходимо понять фактор обслуживания, связанный с этой операцией, и эти события скорости проанализировать и зарегистрировать, чтобы включить их в план обслуживания данной газотурбинной установки. Турбины привода генератора, работающие в сети энергосистемы, иногда требуются для выполнения эксплуатационных требований, направленных на поддержание устойчивости сети в условиях внезапных изменений нагрузки или мощности. Рис. 26. Требования NGC к выходной мощности в зависимости от частоты при температуре окружающей среды ниже 25°C (77°F) до 104% скорость может быть непрерывной, но работа между 94% и 95% ограничена 20 секундами для каждого события. Эти условия должны выполняться до максимальной температуры окружающей среды 25°C (77°F). Большинство норм требует, чтобы турбины Работа на пониженной частоте влияет на оставались включенными в случае нарушения техническое обслуживание до такой степени, что частоты. При работе на пониженной частоте номинально регулируемая мощность турбины допустимо снижение выходной мощности турбины, должна быть превышена, чтобы соответствовать которое обычно происходит при снижении требованиям к мощности, определенным в скорости, а чистое воздействие на турбину, спецификации. По мере снижения скорости измеряемое коэффициентом технического воздушный поток компрессора уменьшается, что обслуживания, минимально. В некоторых сетевых снижает мощность турбины. Если это нормальное системах существуют более строгие правила, падение выходной мощности со скоростью которые требуют оставаться в сети при сохранении приводит к тому, что нагрузки меньше нагрузки по определенному графику нагрузки в установленного минимума, необходимо применить зависимости от частоты сети. Одним из примеров увеличение мощности. Перегрев турбины является более строгих требований является Национальная наиболее очевидным вариантом усиления, но сетевая компания (NGC). В коде NGC условия, при другие средства, такие как использование которых отклонения частоты должны допускаться промывки газовой турбины водой, имеют и/или контролироваться, определяются, как некоторый потенциал в качестве действия GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 29 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations усиления. Температура окружающей среды может быть важным фактором в требуемом уровне увеличения мощности. Это относится к рабочему диапазону компрессора, который может потребовать закрытия впускного направляющего аппарата, если скорректированная скорость компрессора достигает предельных значений. Для турбины класса FA работа при 0°C (32°F) не потребует увеличения мощности для удовлетворения требований NGC, в то время как работа при 25°C (77°F) будет ниже требований NGC без значительного увеличения мощности. В качестве примера на Рисунке 27 показана динамика выхода при 25°C (77°F) для газовой турбины класса FA при изменении частоты энергосистемы и при отсутствии увеличения мощности. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 30 of 60 17 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations На рисунке 27 недостаточность выходной Output versus Grid Frequency мощности газовой турбины на низкочастотном Tamb = 25°C (77°F) конце (47,5 Гц) диапазона соответствия NGC для непрерывной работы потребует повышения температуры горения на 160°F по сравнению с базовой нагрузкой для соответствия требованиям. При таком уровне перегрузки ко всему времени, проведенному в этих условиях, будет применяться коэффициент обслуживания, превышающий 100x. Пережог на этом уровне будет иметь последствия для работоспособности сгорания и соблюдения требований по выбросам, а также сильно повлияет на срок службы деталей тракта горячего газа. Альтернативный подход к увеличению мощности, который использовался в газовых турбинах FA для Figure 27. Turbine output at under-frequency conditions соответствия нормам NGC, использует промывку водой в сочетании с повышенной температурой горения. Как показано на рис. 28 , при включенной промывке водой требуется перегрев до 50°F, чтобы соответствовать нормам NGC для условий эксплуатации при температуре окружающей среды 25°C (77°F) и частоте сети 47,5 Гц. В этих условиях коэффициент технического обслуживания, основанный на количестве часов, будет в 3 раза больше, как показано на рис. 12 . Важно понимать, что работа в условиях повышенной частоты не будет заменять один к одному периоды в условиях пониженной частоты. Как обсуждалось выше в разделе о температуре обжига, работа в пиковых условиях обжига имеет нелинейную Figure 28. NGC code compliance TF required - FA class логарифмическую зависимость от коэффициента Over-frequency or high speed operation can also обслуживания. introduce conditions that impact turbine maintenance Как описано выше, код NGC ограничивает работу and part replacement intervals. If speed is increased 20 секундами на одно событие в условиях above the nominal rated speed, the rotating пониженной частоты от 94% до 95% скорости. components see an increase in mechanical stress События в сети, которые подвергают газовую proportional to the square of the speed increase. If турбину воздействию частот ниже минимальной firing temperature is held constant at the overspeed продолжительной скорости 95%, требуют condition, the life consumption rate of hot gas path дополнительного обслуживания и замены деталей. rotating components will increase as illustrated in Работа на скоростях менее 95% требует Figure 29 where one hour of operation at 105% увеличения перегрузки для достижения speed is equivalent to two hours at rated speed. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 31 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations соответствия, но также создает дополнительную проблему, связанную с потенциальным воздействием на лопатку возбуждений, которые могут привести к резонансной реакции лопатки и снижению усталостной долговечности. Принимая во внимание этот потенциал, каждые 20 секунд отклонения для частот сети менее 95% скорости назначается коэффициент технического обслуживания, основанный на пусках, равный 60x. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 32 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Если работа на превышении скорости регулирования частоты включают в себя представляет собой небольшую часть рабочего оснащение быстродействующим профиля турбины, это влияние на срок службы пропорциональным регулятором скорости, деталей иногда можно игнорировать. Однако, если работающим с общим падением скорости 3-5%. ожидается значительная работа на превышении При таком управлении газовая турбина будет скорости и поддерживается номинальная обеспечивать увеличение нагрузки, температура горения, необходимо пропорциональное величине изменения частоты зарегистрировать накопленные часы и включить их сети. Например, турбина, работающая с в расчет общего коэффициента технического пятипроцентным падением напряжения, поднимет обслуживания турбины, а график технического нагрузку на 20% в ответ на падение частоты сети обслуживания скорректировать с учетом работы на на 0,5 Гц (1%). превышении скорости. Вариант, который смягчает этот эффект, состоит в том, чтобы под огнём уравновешивать эффект срока службы деталей при превышении скорости. В некоторых Скорость, с которой турбина набирает нагрузку в ответ на пониженную частоту, определяется конструкцией газовой турбины и реакцией систем управления воздушным потоком топлива и приложениях с механическим приводом используется эта стратегия, чтобы избежать увеличения коэффициента обслуживания. компрессора, но обычно дает отклик турбины менее чем за десять секунд до ступенчатое изменение частоты сети. Любой коэффициент Постоянная работа на превышении скорости Tfire обслуживания, связанный с этой операцией, зависит от величины происходящего изменения нагрузки. Турбина, работающая с нагрузкой 50 % и реагирующая на падение частоты на 2 %, окажет влияние на срок службы деталей и техническое обслуживание тракта горячего газа, а также на конструкцию ротора. Однако чаще всего турбины отправляются с нагрузкой, близкой к номинальной, % Скорость Рисунок 29. Коэффициент обслуживания для работы на повышенной скорости ~постоянный T F Вышеприведенное обсуждение чувствительного к частоте описания описывает требования кода, относящиеся к выходной мощности турбины в зависимости от частоты сети, где коэффициенты технического обслуживания в диапазоне непрерывной рабочей скорости основаны на часах. Есть и другие соображения, связанные с турбинами, работающими в режиме регулирования частоты сети. В режиме частотного регулирования турбины работают не с полной нагрузкой и находятся в состоянии готовности отреагировать на изменение частоты, быстро набирая нагрузку. Требования NGC к блокам в режиме GE Energy | GER-3620K (12/04) когда влияние фактора технического обслуживания может быть менее серьезным. NGC требует 10% выходной мощности установки за 10 секунд в ответ на 0,5 Гц (1%) в условиях частоты. В установке с комбинированным циклом, где только газовая турбина должна воспринимать переходную нагрузку, для выполнения этого требования потребуется изменение нагрузки на 15 % за 10 секунд. Влияние коэффициента обслуживания, связанное с этим, будет минимальным для тракта горячего газа, но повлияет на коэффициент обслуживания ротора. Для ротора класса FA каждое отклонение частоты будет учитываться как дополнительный пуск с учетом фактора в числителе расчета коэффициента обслуживания, описанного на Exhibit No. ___(LEO-4) Page 33 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations рисунке 45 . Еще одним требованием к ротору счастью, многое можно сделать с помощью является то, что он должен быть в горячем надлежащих процедур эксплуатации и рабочем состоянии, прежде чем его можно будет технического обслуживания, чтобы свести к перевести в режим частотного регулирования. минимуму потери от загрязнения. Имеются оперативные системы промывки компрессора, Качество воздуха На расходы на техническое обслуживание и эксплуатацию также влияет качество воздуха, потребляемого турбиной. В дополнение к вредному воздействию переносимых по воздуху загрязняющих веществ на компоненты тракта горячего газа такие загрязняющие вещества, как пыль, соль и масло, также могут вызывать эрозию, коррозию и загрязнение лопаток компрессора. Частицы размером 20 микрон, попадающие в компрессор, могут вызвать значительную эрозию лопастей. Загрязнение может быть вызвано попаданием в компрессор субмикронных частиц грязи, а также попаданием паров масла, дыма, морской соли и которые используются для поддержания эффективности компрессора путем промывки компрессора под нагрузкой до того, как произойдет значительное загрязнение. Автономные системы используются для очистки сильно загрязненных компрессоров. Другие процедуры включают техническое обслуживание входной системы фильтрации и входных испарительных охладителей, а также периодический осмотр и своевременный ремонт лопаток компрессора. Есть и безвозвратные потери. В компрессоре они обычно вызваны шероховатостью поверхности лопаток, не связанной с отложениями, эрозией и промышленных паров. истиранием кончиков лопаток. В турбине изменяется площадь горловины сопла, Коррозия лопаток компрессора вызывает увеличивается зазор между концами лопатки и изъязвление поверхности лопаток, которые, потенциальными причинами являются утечки. Следует ожидать некоторой степени помимо увеличения шероховатости поверхности, также служат потенциальными очагами зарождения усталостных трещин. Эти изменения шероховатости поверхности и контура лопаток снижают расход воздуха и эффективность неустранимого снижения производительности даже на хорошо обслуживаемой газовой турбине. Владелец, регулярно отслеживая и записывая параметры работы агрегата, получает очень компрессора, что, в свою очередь, снижает выходную мощность газовой турбины и общий тепловой КПД. ценный инструмент для диагностики возможного износа компрессора. Как правило, износ осевого компрессора является основной причиной потери производительности и эффективности газовой турбины. Возмещаемые потери, связанные с загрязнением лопаток компрессора, обычно составляют от 70 до 85 процентов видимых потерь производительности. Как показано на рис. 30 , засорение компрессора до такой степени, что расход воздуха снижается на 5 %, снижает производительность на 13 % и увеличивает теплопроизводительность на 5,5 %. К GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 34 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Потребление влаги Один из способов, которым некоторые пользователи увеличивают мощность турбины, это использование туманообразователей на входе. Туманы впрыскивают большое количество влаги во впускной канал, подвергая передние ступени компрессора потенциальному уносу воды. Эксплуатация компрессора в такой среде может привести к долгосрочному износу компрессора изза коррозии и эрозии, загрязнения и ухудшения свойств материала. Опыт показал, что в зависимости от качества используемой воды, материала входного глушителя и воздуховода, а также состояния входного глушителя загрязнение Рис. 30. Ухудшение характеристик газовой турбины из-за обрастания лопаток компрессора компрессора входными туманообразователями может быть серьезным. Точно так же унос из испарительных охладителей и чрезмерная Чистота смазочного масла промывка водой могут ухудшить работу Загрязненное или испорченное смазочное масло компрессора. На рис. 31 показано долговременное может вызвать износ и повреждение баббитовых поверхностей подшипников. Это может привести к ухудшение свойств материала в результате длительным простоям и дорогостоящему ремонту. Стандарт качества воды, которого следует Регулярный отбор проб смазочного масла турбины для определения надлежащей вязкости, придерживаться, содержится в ГЭК-101944Б химического состава и загрязнения является неотъемлемой частью полного плана технического турбинах». обслуживания. Следует отбирать пробы смазочного масла и тестировать их в соответствии с GEK-32568, эксплуатации компрессора во влажной среде. «Требования к чистоте воды/пара в газовых Коррозия из-за окружающей среды усугубляет проблему • Снижает износостойкость материала лопастей • Питтинг обеспечивает локальные концентраторы напряжения «Рекомендации по смазочным маслам для газовых турбин с температурой окружающей среды подшипников выше 500°F (260°C)». Кроме того, смазочное масло следует периодически проверять на наличие твердых частиц и воды, как указано в GEK-110483, «Требования к чистоте при установке, вводе в эксплуатацию и техническом обслуживании электростанций». Как минимум, пробы смазочного масла следует брать ежеквартально; однако рекомендуется Рисунок 31. Долгосрочное ухудшение свойств материала во влажной среде ежемесячный отбор проб. Для турбин с лопатками компрессора из стали 403SS наличие уноса воды снизит усталостную GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 35 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations прочность лопатки на целых 30 % и увеличит Капли воды вызовут эрозию передней кромки на скорость распространения трещины в лопатке при первых нескольких ступенях компрессора. Эта наличии дефекта. Перенос также подвергает эрозия, если она достаточно развита, может лезвия коррозии. Такая коррозия может быть привести к поломке лезвия. Кроме того, ускорена солевой средой ( см. GER-3419 ). шероховатая поверхность передней кромки Дальнейшее снижение усталостной прочности снижает эффективность компрессора и произойдет, если среда будет кислой и если на производительность агрегата. лезвии присутствует питтинг. Точечная коррозия вызывается коррозией, и на лезвиях с точечной коррозией прочность материала может снизиться до 40% от первоначального значения. Это Использование запотевания на входе или испарительного охлаждения также может привести к переносу воды или попаданию воды в компрессор, что приведет к эрозии R0. Несмотря состояние усугубляется простоем во влажной на то, что целью конструкции испарительных среде, что влияет на мокрую коррозию. охладителей и впускных туманообразователей Материал ГТД-450 без покрытия относительно должно быть полное испарение всей устойчив к коррозии, в то время как материал охлаждающей воды до ее попадания в 403SS без покрытия весьма восприимчив. компрессор, данные свидетельствуют о том, что в Относительная восприимчивость различных системах, которые не были должным образом материалов и покрытий лопаток компрессора введены в эксплуатацию, вода может не показана на рисунке 32 . Как указано в GER-3569F, полностью испаряться (например, полосы алюминиевые покрытия подвержены эрозионному обесцвечивания). на впускном канале или повреждению, что приводит к незащищенным патрубке). Если это так, то устройство следует участкам лезвия. По этой причине было создано проверять и обслуживать в соответствии с покрытие GECC-1, объединяющее эффекты инструкциями, представленными в применимых алюминиевого покрытия для предотвращения TIL. коррозии и керамического верхнего покрытия для предотвращения эрозии. GTD-450 Figure 32. Susceptibility of compressor blade materials AISI 403 Relative Corrosion Resistanceand Worst coatings GE Energy | GER-3620K (12/04) Best Exhibit No. ___(LEO-4) Page 36 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations ПРОВЕРКИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ Типы инспекций при техническом обслуживании можно в целом разделить на резервные, рабочие и демонтажные инспекции. Резервная проверка выполняется в периоды непиковой нагрузки, когда установка не работает, и включает плановое обслуживание вспомогательных систем и калибровку устройства. Текущий осмотр выполняется путем наблюдения за ключевыми рабочими параметрами во время работы турбины. Проверка разборки требует вскрытия турбины для осмотра внутренних компонентов и выполняется в разной степени. Инспекция разборки переходит от проверки горения к проверке тракта горячего газа и электрические схемы. На этих чертежах представлены калибровки, рабочие пределы, рабочие характеристики и последовательность работы всех устройств управления. Эта информация должна регулярно использоваться эксплуатационным и обслуживающим персоналом. Тщательное соблюдение регламента технического обслуживания в режиме ожидания может оказать существенное влияние на снижение общих затрат на техническое обслуживание и поддержание высокой надежности турбины. Очень важно вести надлежащий учет всех проведенных проверок и выполненных работ по техническому обслуживанию, чтобы обеспечить создание надежной программы технического обслуживания. к основной проверке, как показано на Рисунке 33 . Подробности каждой из этих проверок описаны ниже. Резервные проверки Резервные проверки проводятся на всех газовых турбинах, но особенно относятся к газовым турбинам, используемым в пиковых и повторнократковременных режимах работы, где надежность запуска имеет первостепенное значение. Эта проверка включает регулярное обслуживание аккумуляторной системы, замену фильтров, проверку уровней масла и воды, очистку реле и проверку калибровки устройства. Техническое обслуживание может выполняться в непиковые периоды без прерывания работы турбины. Периодический пусковой пробный запуск является неотъемлемой частью проверки в режиме ожидания. Руководство по эксплуатации и техническому обслуживанию, а также инструкции по эксплуатации содержат информацию и чертежи, необходимые для выполнения этих периодических проверок. Среди наиболее полезных рисунков в руководствах по эксплуатации для резервного обслуживания — спецификации управления, схемы трубопроводов и элементарные GE Energy | GER-3620K (12/04) Page 37 of 60 22 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Текущие проверки Текущие проверки состоят из общих и постоянных наблюдений, проводимых во время работы установки. Это начинается с установления базовых рабочих данных во время первоначального запуска нового блока и после любых крупных работ по разборке. Затем этот базовый уровень служит в качестве эталона, от которого можно измерить последующий износ устройства. Figure 33. MS7001EA heavy-duty gas turbine - shutdown inspections GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit ExhibitNo. No.___(LEO-4) ___(LEO-4) Page 38 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Должны быть получены данные для установления Уровень вибрации нормальных параметров запуска оборудования, а Вибрационная сигнатура агрегата должна также ключевых рабочих параметров в наблюдаться и записываться. Незначительные установившемся режиме. Устойчивое состояние изменения произойдут при изменении условий определяется как условия, при которых изменение эксплуатации. Однако большие изменения или температуры колесного пространства не более чем постоянно растущая тенденция указывают на на 5°F/3°C происходит в течение 15-минутного необходимость применения корректирующих периода времени. Данные должны собираться действий. через регулярные промежутки времени и регистрироваться, чтобы можно было оценить Расход топлива и давление рабочие характеристики турбины и требования к техническому обслуживанию в зависимости от Следует наблюдать за топливной системой на предмет общего расхода топлива в зависимости от времени работы. Эти данные эксплуатационной нагрузки. Необходимо следить за давлением проверки, обобщенные на рис. 34 , включают в топлива в системе. Изменения давления топлива могут указывать на закупорку каналов топливных себя: зависимость нагрузки от температуры выхлопных газов, вибрации, расхода и давления топлива, температуры металла подшипника, форсунок или на то, что элементы дозирования топлива повреждены или не откалиброваны. давления смазочного масла, температуры выхлопных газов, изменения разброса температуры выхлопных газов и времени запуска. Этот список является лишь минимальным, и другие параметры следует использовать по мере необходимости. График этих параметров поможет обеспечить основу для оценки состояния системы. Отклонения от нормы помогают определить надвигающиеся проблемы, изменения в калибровке или поврежденные компоненты. Нагрузка против температуры выхлопных газов Следует наблюдать за общей взаимосвязью между нагрузкой и температурой выхлопных газов и сравнивать ее с предыдущими данными. Окружающая температура и атмосферное давление будут иметь некоторое влияние на абсолютный уровень температуры. Высокая температура выхлопных газов может указывать на износ внутренних деталей, чрезмерные утечки или загрязнение воздушного компрессора. Для приложений с механическим приводом это также может указывать на повышенную мощность, требуемую приводным оборудованием. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 39 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Температура отработавших газов и изменение разброса Наиболее важной последовательности в зависимости от времени от начального пускового сигнала обеспечит хорошее функцией управления, которую следует соблюдать, является система блокировки топлива по температуре отработавших газов и резервная система отключения по перегреву. Регулярная проверка работы и калибровка этих функций минимизирует износ деталей тракта горячего газа. представление о состоянии системы управления. Следует регулярно измерять и контролировать центровки и состояния подшипника. Можно колебания разброса температуры выхлопных газов сравнить и оценить период времени с момента турбины. Сильные изменения или тенденция к отключения подачи топлива при нормальном постоянному увеличению разброса температуры отключении до момента, когда ротор достигает выхлопных газов указывают на износ системы скорости поворотного механизма. сгорания или проблемы с распределением Тщательное наблюдение и мониторинг этих рабочих параметров послужит основой для топлива. Если проблема не будет устранена, срок службы последующих частей тракта горячего газа Отклонения от нормальных условий помогают определить надвигающиеся проблемы, изменения в калибровке или поврежденные компоненты. Время выбега Время выбега является отличным индикатором сократится. эффективного планирования работ по техническому обслуживанию и потребностей в Время запуска материалах, необходимых для последующих периодов останова. Время пуска является отличным эталоном, по которому можно сравнивать и оценивать Быстрое охлаждение последующие рабочие параметры. Кривая пусковых параметров скорости, топливного Перед осмотром может потребоваться принудительное охлаждение блока, чтобы сигнала, температуры выхлопных газов и ускорить процесс охлаждения и сократить время контрольных точек критической простоя. Принудительное охлаждение включает в • Speed • Pressures • Load • Fired Starts - Compressor Discharge - Lube Pump(s) • Fired Hours - Bearing Header • Site Barometric Reading • Temperatures - Cooling Water - Fuel - Inlet Ambient - Compressor Discharge - Filters (Fuel, Lube, Inlet Air) • Vibration Data for Power Train - Turbine Exhaust • Generator - Turbine Wheelspace - Lube Oil Header - Output Voltage - Field Voltage - Phase Current - Field Current - Lube Oil Tank - VARS - Stator Temp. - Bearing Metal - Load - Vibration - Bearing Drains - Exhaust Spread • Start-Up Time • Coast-Down Time Figure 34. Operating inspection data parameters GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 40 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations себя вращение устройства с частотой вращения коленчатого вала в течение длительного периода отремонтированными компонентами, чтобы свести времени, чтобы окружающий воздух продолжал переходники и топливные форсунки могут быть проходить через машину. Это разрешено, хотя естественный цикл охлаждения на поворотном очищены и отремонтированы после того, как механизме или храповом механизме предпочтителен для обычных отключений, когда будут доступны для следующего интервала не ожидается отключения. Однако открывать двери отсека во время любой операции проверке сгорания для машин охлаждения запрещается, за исключением случаев, когда чрезвычайная ситуация требует немедленного осмотра отсека, что требует открытия дверей. Не следует ускорять время охлаждения, открывая дверцы отсеков или к минимуму время простоя. Снятые вкладыши, установка будет возвращена в эксплуатацию, и проверки сгорания. Типичные требования к MS6001B/7001EA/9001E: ■ камеры сгорания. ■ Осмотрите и идентифицируйте каждую трубу поперечного пламени, фиксатор и футеровку защитные панели, поскольку неравномерное охлаждение внешних корпусов может привести к чрезмерной деформации корпуса и трению Осмотрите и идентифицируйте компоненты сгорания. ■ Осмотрите футеровку камеры сгорания на предмет расщепления, износа и трещин ТВС. лопастей, что потенциально может привести к повреждению наконечника, если трение является Осмотрите систему сгорания и выпускной патрубок на наличие мусора и посторонних значительным. предметов. Проверка сгорания ■ Инспекция горения представляет собой относительно короткую проверку топливных Осмотрите сварные швы проточной втулки на наличие трещин. форсунок, вкладышей, переходников, труб и фиксаторов перекрестного пламени, свечей зажигания в сборе, датчиков пламени и проточных рукавов камеры сгорания. Этот осмотр концентрируется на вкладышах сгорания, переходных элементах, топливных форсунках и торцевых крышках, которые признаны первыми, требующими замены и ремонта в рамках хорошей программы технического обслуживания. Надлежащий осмотр, техническое обслуживание и ремонт ( Рисунок 35 ) этих элементов будут способствовать увеличению срока службы деталей, расположенных ниже по потоку, таких как сопла и лопатки турбины. На рис. 33 показана часть блока MS7001EA, разобранная для проверки сгорания. Вкладыши сгорания, переходники и узлы топливных форсунок следует снимать и заменять новыми или GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 41 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Проверка сгорания Ключевое оборудование • Вкладыши для : сжигания • Крышки конца горения • Топливные форсунки • Заглушки • Переходные части • Крестовые пожарные трубы • струящиеся рукава • Продувочные клапаны • Обратные клапаны • Свечи зажигания • Детекторы пламени • Гибкие шланги Критерии • Оп. & Инстр. Руководство • ТИЛ • Полевой инженер GE Осмотрите для: • Foreign Objects • Abnormal Wear • Cracking • Liner Cooling Hole Plugging • TBC Coating Condition • Oxidation/Corrosion/Erosion • Hot Spots/Burning • Missing Hardware • Clearance Limits • Borescope Compressor and Turbine Наличие Методы проверки • визуальный • ЛП • Бороскоп запасных частей на месте является ключом к минимизации времени простоя Рисунок 35. Инспекция сгорания – ключевые элементы Осмотрите переходную деталь на наличие износа и трещин. компрессора с помощью бороскопа. ■ ■ ■ Осмотрите топливные форсунки на засорение последней ступени и компонентов выхлопной наконечников. ■ системы. Осмотрите все каналы для жидкости, воздуха Осмотрите узел свечи зажигания на калибровку регуляторов горения. Замените все расходные материалы и быстроизнашивающиеся элементы, такие как уплотнения, стопорные пластины, гайки, болты, прокладки и т. д. Выполните визуальный осмотр перегородок сопла турбины первой ступени и осмотрите с помощью бороскопа ( рис. 3 ) лопатки турбины, чтобы отметить степень износа и Подтвердите правильную настройку и После завершения проверки горения и возврата блока в эксплуатацию снятые вкладыши сгорания и переходные элементы могут быть проверены на стенде и при необходимости отремонтированы либо компетентным персоналом на месте, либо за пределами площадки в квалифицированном сервисном центре GE Combustion. . Снятые топливные форсунки можно очистить на месте и проверить на поток на месте, если имеется износа этих деталей. Эта проверка поможет подходящее испытательное оборудование. Для газовых турбин класса F рекомендуется проводить установить график проверки тракта горячего газа. ремонт и проверку расхода топливных форсунок в квалифицированных сервисных центрах GE. Выполните бороскопическую проверку компрессора. ■ ■ Проверить правильность работы продувочного и обратного клапанов. электродов и изоляторов. ■ ■ и газа в форсунке на наличие закупорки, эрозии, горения и т. д. отсутствие заедания; проверить состояние ■ Визуально осмотрите впускной патрубок компрессора и выхлопную зону турбины, проверив состояние IGV, втулок IGV, лопаток наконечников, эрозию отверстий наконечников и предохранитель ■ Возможные действия: Проверка тракта горячего газа Цель осмотра тракта горячих газов состоит в Войдите в камеру сгорания и наблюдайте за проверке тех частей, которые подвергаются состоянием лопаток в задней части осевого воздействию высоких температур от горячих газов, выбрасываемых в процессе сгорания. Осмотр GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 42 of 60 25 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations тракта горячего газа, показанный на рис. 36 , кожуха турбины. Перед снятием кожуха включает в себя полный осмотр горения и, кроме необходима надлежащая поддержка осевой линии того, детальный осмотр сопел турбины, кожухов машины с помощью механических домкратов, статора и лопаток турбины. Для выполнения этой чтобы обеспечить правильное выравнивание проверки необходимо снять верхнюю половину ротора. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 43 of 60 25 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Проверка тракта горячего газа Объем работ по проверке горения - Плюс: Ключевое оборудование: • Nozzles (1,2,3) • Buckets (1,2,3) • Stator Shrouds • IGVs & Bushings • Compressor Blading (Borescope) Критерии • Соч. & Инстр. Руководство • ТИЛ • Полевой инженер GE Методы проверки Осмотрите для: • Foreign Object Damage • Oxidation/Corrosion/Erosion • Cracking • Cooling Hole Plugging • Remaining Coating Life • Nozzle Deflection/Distortion • Abnormal Deflection/Distortion • Abnormal Wear • Missing Hardware • Clearance Limits • визуальный • LP • Бороскоп • Ведра Полоса и повторное покрытие Ремонт сварки Возможные действия: Repair/Refurbishment/Replace • Nozzles Weld Repair Reposition Recoat Смешивать Лимит жизни ползучести Прогиб верхнего кожуха Наличие запасных частей на месте является ключом к минимизации времени простоя Рисунок 36. Проверка тракта горячего газа – основные элементы Рис. 37. Процедура подъема трубы статора — MS7001EA относительно статора, получить точные зазоры детали и истории эксплуатации, и его можно между полуоболочками и предотвратить получить у представителя сервисной службы. скручивание кожухов статора. Процедура подъема Точно так же действия по ремонту MS7001EA показана на рис. 37 . предпринимаются на основе номера детали, истории эксплуатации устройства и состояния Специальные процедуры проверки могут применяться к определенным компонентам, чтобы гарантировать, что детали соответствуют их предполагаемому сроку службы. Эти проверки могут включать, но не ограничиваться, контроль размеров, флуоресцентный контроль пенетранта (FPI), контроль вихревых токов (ECI) и другие формы неразрушающего контроля (NDT). Тип проверки, необходимой для конкретного оборудования, определяется на основе номера GE Energy | GER-3620K (12/04) детали. Ремонт, включающий (но не ограничивающийся этим) зачистку, химическую очистку, HIP, термообработку и повторное покрытие, также может быть необходим для обеспечения полного срока службы деталей. При необходимости рекомендуется ремонт сварных швов, как правило, по результатам визуального осмотра и неразрушающего контроля. Невыполнение требуемого ремонта может Exhibit No. ___(LEO-4) Page 44 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations привести к изъятию детали из эксплуатации до того, как срок ее службы будет исчерпан. Напротив, ненужный ремонт — это ненужная трата ■ Запишите зазоры между концами ковша. ■ Осмотрите уплотнения хвостовика ковша на предмет зазоров, истирания и износа. ■ Проверьте стационарные кожухи турбины на времени и ресурсов. Чтобы узнать, какие виды проверки и ремонта необходимы, перед наличие зазоров, трещин, эрозии, окисления, отключением свяжитесь с представителем истирания и отложений. сервисной службы. Для осмотра тракта горячего газа ( Рисунок 33 ) ■ термопары колесного пространства. необходимо снять все переходники сгорания и узлы сопла турбины первой ступени. Проверьте и замените неисправные ■ Войдите в камеру впуска компрессора и Снятие узлов соплового сегмента турбины второй наблюдайте за состоянием передней секции и третьей ступени не является обязательным, в компрессора. Обратите особое внимание на зависимости от результатов визуальных IGV, ищите коррозию, износ втулки, наблюдений, замеров зазоров и других проявляющийся чрезмерным зазором, и необходимых проверок. Ковши обычно можно растрескивание лопасти. осмотреть на месте. Для обнаружения любых трещин может потребоваться флуоресцентная ■ бороскопа наблюдайте за состоянием дефектоскопия (FPI) секций лопастных лопаток. лопаток в задней части осевого компрессора. Кроме того, при любом осмотре тракта горячего газа необходимо измерить полный набор Войдите в камеру сгорания и с помощью ■ Визуально осмотрите область выхлопа внутренних радиальных и осевых зазоров турбины турбины на наличие признаков (открытие и закрытие). Повторная сборка должна растрескивания или износа. соответствовать требованиям диаграммы зазоров, чтобы предотвратить трение и сохранить воздействию прямого выброса горячего газа от производительность устройства. Типичные требования к проверке тракта горячего газа для всех машин: ■ ■ ■ процесса сгорания и подвергается воздействию самых высоких температур газа в секции турбины. Такие условия часто вызывают растрескивание и Осмотрите и запишите состояние ковшей окисление форсунок, и это ожидаемо. Форсунки первой, второй и третьей ступеней. Если второй и третьей ступеней подвергаются высоким определено, что лопатки турбины изгибающим нагрузкам газа, что в сочетании с необходимо снять, следуйте инструкциям по рабочими температурами может привести к снятию лопаток и регистрации состояния. отклонению вниз по потоку и закрытию критических Ковши с защитным покрытием следует осевых зазоров. В определенной степени проверять на оставшийся срок службы повреждение форсунки можно допустить, и были покрытия. установлены критерии для определения того, когда Осмотрите и запишите состояние форсунок требуется ремонт. Эти ограничения содержатся в первой, второй и третьей ступеней. ранее описанных руководствах по эксплуатации и Осмотрите и запишите состояние уплотнений техническому обслуживанию. Однако, как правило, диафрагм форсунки более поздних ступеней. ■ Узел сопла турбины первой ступени подвергается Проверьте уплотнения на истирание и ухудшение зазора. GE Energy | GER-3620K (12/04) форсунки первой ступени требуют ремонта при проверке тракта горячего газа. Форсунки второй и третьей ступеней могут потребовать ремонта для Exhibit No. ___(LEO-4) Page 45 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations восстановления надлежащих осевых зазоров. Обычно сопла турбины можно ремонтировать несколько раз для продления срока службы, и, как правило, решение о замене определяется стоимостью ремонта и стоимостью замены. Покрытия играют решающую роль в защите ковшей, работающих при высоких температурах металла, чтобы обеспечить сохранение всех возможностей высокопрочного суперсплава и соответствие срока службы ковша проектным требованиям. Это особенно верно для конструкций с охлаждаемыми ковшами, которые работают при температуре обжига выше 1985°F (1085°C). Значительное воздействие окружающей среды на основной металл ускорит скорость ползучести и может привести к преждевременной замене из-за сочетания повышенной температуры, напряжения и GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 46 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations снижение прочности материала, как показано на Oxidation & Bucket Life рисунке 38 . Этот процесс деградации обусловлен месте до вывода агрегата из эксплуатации. окислением незащищенного основного сплава. В Base Meta, Основная инспекция поколения разрушение поверхности из-за коррозии Increases Stress Cooling Hole прошлом в неохлаждаемых конструкциях раннего Surface Oxidation Oxidation Целью капитального осмотра является осмотр всех внутренних вращающихся и стационарных Depleted Coating или окисления считалось проблемой Airfoil Surface J Oxidation / производительности, аТЕне фактором, влияющим на Cooling Hole Increases Metal Temperature срок службы ковша. Это уже не так при более высоких температурах обжига конструкций рекомендациями, содержащимися Decreases Alloy Creep Strength компонентов от впускного отверстия машины до -Reduced Load Carrying Cross Section выпускного отверстия. Следует запланировать -Surface Roughness Effectsв соответствии с капитальный осмотр по текущего поколения. ■Environmental Effects эксплуатации и техническому в Руководстве обслуживанию, или с изменениями, внесенными по результатам Учитывая важность покрытий, необходимо признать, что даже самые лучшие доступные Pressure Side Surface покрытия будут иметь ограниченный срок службы, иFigure состояние будетand играть роль в 38. Stage покрытия 1 bucket oxidation bucket важную life определении срока службы ковша при замене. Восстановление путем зачистки и повторного покрытия является вариантом для продления срока службы ковша, но если выбрано повторное покрытие, оно должно быть выполнено до того, как покрытие будет повреждено, чтобы обнажить основной металл. Обычно для турбин класса MS7001EA это означает, что при проверке тракта предыдущего осмотра бороскопа и тракта горячего Reduces Bucket Creep газа. Объем работ, показанный на рис. 39 , Life включает проверку всех основных компонентов газовой турбины от фланца до фланца, которые подвержены износу во время нормальной работы турбины. Эта инспекция включает в себя предыдущие элементы инспекций горения и тракта горячего газа, в дополнение к вскрытию всей газовой турбины от фланца к фланцу до горизонтальных стыков, как показано на Рисунке 40 . горячего газа потребуется повторное покрытие. Если повторное покрытие не выполняется при проверке тракта горячего газа, срок службы лопаток обычно продлевается до основной проверки, после чего лопатки заменяются. Для газовых турбин класса F рекомендуется повторное покрытие лопаток первой ступени при каждой проверке тракта горячего газа. Визуальный и бороскопический осмотр частей тракта горячего газа во время проверки сгорания, а также измерения отклонения сопла позволят оператору отслеживать характер и прогрессирование неисправности. Это делает прогнозы частичного срока службы более точными и дает достаточно времени для планирования замены или ремонта во время проверки тракта горячего газа. Важно понимать, что во избежание увеличения времени осмотра тракта горячего газа необходимые запасные части должны быть на GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 47 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Major Inspection Hot Gas Path Inspection Scope - Plus: Key Hardware: • • Compressor Blading Compressor and Turbine • Rotor Dovetails Journals and Seal Surfaces • Bearing, Seals • Exhaust System Criteria • Op. & Instr. Manual • TIL’s • GE Field Engineer Inspect for: Potential Actions: • Foreign Object Damage • Oxidation/Corrosion/Erosion • Cracking • Leaks • Abnormal Wear • Missing Hardware • Clearance Limits Inspection Methods • Visual • LP • Ultrasonics • Borescope • Repair/Refurbishment/Replace • Stator Shrouds Cracking/Oxidation/Erosion • Buckets Coating Deterioration FOD/Rubs/Cracking Tip Shroud Deflection Creep Life Limit • Nozzles Severe Deterioration • IGV Bushings Wear • Bearings/Seals Scoring/Wear • Compressor Blades Corrosion/Erosion Rubs/FOD • Rotor Inspection Figure 39. Gas turbine major inspection - key elements Figure 40. Major inspection work scope Снятие всех верхних кожухов обеспечивает доступ предотвращения скручивания кожухов, когда они к ротору компрессора и стационарным лопаткам находятся на полуоболочке. компрессора, а также к подшипниковым узлам. Типичные основные требования к осмотру для всех Перед снятием кожухов, корпусов и рам агрегат машин: должен быть правильно закреплен. Надлежащая опора по осевой линии с использованием ■ Все радиальные и осевые зазоры проверяются на соответствие их механических домкратов и процедур последовательности домкратов необходима для первоначальным значениям (открытие и обеспечения надлежащего выравнивания ротора и закрытие). статора, получения точных зазоров полуоболочек и GE Energy | GER-3620K (12/04) ■ Корпуса, обечайки и рамы/диффузоры Exhibit No. ___(LEO-4) Page 48 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations проверяются на наличие трещин и эрозии. ■ Входное отверстие компрессора и проточная загрязнения, эрозии, коррозии и утечек. IGV изоляционных панелей. ■ Лопатки ротора и статора компрессора вспомогательному механизму. техническому обслуживанию были разработаны компанией GE и представлены в Руководстве по Стационарные бандажи турбин проверяют на эксплуатации и техническому обслуживанию, зазор, эрозию, истирание, растрескивание и чтобы помочь пользователям в выполнении налипание. каждой из ранее описанных проверок. Уплотнения и крючковые посадки сопел и ПЛАНИРОВАНИЕ ЧАСТЕЙ диафрагм турбин проверяются на предмет Отсутствие адекватных запасных частей на месте истирания, эрозии, истирания или может серьезно повлиять на доступность термического износа. оборудования; поэтому перед плановой инспекцией типа разборки на месте должны быть Демонтируются лопатки турбины и быть оценено защитное покрытие лопаток первой ступени на оставшийся срок службы покрытия). Ковши, на которые не было нанесено повторное покрытие при проверке тракта горячего газа, следует заменить. Колесные галтели типа «ласточкин хвост», нажимные поверхности, кромки и элементы проверены на наличие признаков износа, истирания, растрескивания или истирания. Следует проводить проверки ротора, рекомендованные в руководстве по техническому обслуживанию и осмотру или в письмах с технической информацией. Вкладыши и уплотнения подшипников проверяются на наличие зазоров и износа. Впускные системы проверяются на наличие коррозии, трещин в глушителях и GE Energy | GER-3620K (12/04) соответствующие запасные части. Запланированное отключение, такое как проверка горения, которое должно занять от двух до пяти дней, может занять недели. GE предоставит рекомендации относительно типов и количества необходимых запасных частей; тем не менее, владелец должен приобретать эти запасные части на плановой основе с учетом надлежащих сроков поставки. Раннее выявление потребностей в запасных пересечения должны быть тщательно ■ Всеобъемлющие инструкции по проверке и искривления и растрескивания. лопаток и ласточкиных хвостов колес (должно ■ Проверьте соосность - газовая турбина к генератору/газовая турбина к проводится неразрушающий контроль ■ ■ втулок и трещин на лопастях. повреждений от ударов, коррозии, ■ Выхлопные системы проверяются на наличие трещин, сломанных панелей глушителя или проверяются на предмет зазора, истирания, ■ ■ часть компрессора проверяются на предмет проверяются на наличие коррозии, износа ■ незакрепленных деталей. частях обеспечивает их наличие во время проведения плановых проверок. Есть два документа, подтверждающих заказ деталей газовой турбины по каталожному номеру. Первый — это Каталог запасных частей для обновления — иллюстрации и текст. Этот документ содержит общие иллюстрации, которые используются для обозначения деталей. Второй документ, «Руководство по заказу данных для каталога запасных частей», содержит данные для заказа каталога для конкретной площадки. Exhibit No. ___(LEO-4) Page 49 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Дополнительными преимуществами, доступными в системе данных каталога запасных частей, являются возможность подготовки списков рекомендуемых запасных частей для системы сгорания, тракта горячего газа и основных проверок, а также капитальные и эксплуатационные запасные части. Кроме того, списки взаимозаменяемости могут быть подготовлены для нескольких единиц. Информация, содержащаяся в Руководстве по заказу каталога, может быть предоставлена в виде компьютерной распечатки, на микрофише или на компьютерном диске. По мере роста размера базы данных и добавления общих иллюстраций полезность этого инструмента будет постоянно повышаться. Типичные ожидаемые расчетные циклы ремонта для некоторых основных компонентов показаны в Приложении D. В этих таблицах предполагается, что установка работала в соответствии со всеми спецификациями и инструкциями изготовителя. Также предполагается, что техническое обслуживание GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 50 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations и ремонт выполняются в соответствии со спецификациями и инструкциями производителя. отличных от тех, которые показаны на Рисунке 42 , Фактические циклы ремонта и замены для любой зависимости от количества интервалов ремонта), конкретной газовой турбины должны основываться на рабочих процедурах пользователя, опыте, чем те, которые показаны в Приложении D. Для методах технического обслуживания и ремонта. Вышеописанные факторы технического системе обратитесь к представителю GE. обслуживания могут оказать существенное влияние как на интервалы ремонта компонентов, так и на срок их службы. По этой причине интервалы, указанные в Приложении D , следует использовать только в качестве рекомендаций, а не определений при планировании запасных частей на большие расстояния. Владельцы могут захотеть включить непредвиденные обстоятельства в планирование своих запасных частей. может привести к другим интервалам замены (в получения подробной информации о конкретной Следует признать, что в некоторых случаях срок службы компонента достигается, когда более экономически невыгодно устранять любой износ, а не заменять его через фиксированные интервалы времени. Это показано на рис. 41 для форсунки первой ступени, где ремонт продолжается до тех пор, пока либо форсунка не будет восстановлена до минимальных приемочных стандартов, либо стоимость ремонта не превысит или не приблизится к стоимости замены. В других случаях, таких как ковши первой ступени, Ожидаемые значения циклов ремонта и замены возможности ремонта ограничены такими отражают текущее производственное факторами, как необратимое повреждение оборудование. материала. В обоих случаях пользователи должны Для достижения этих сроков службы требуются детали текущего производства с улучшенной следовать рекомендациям GE по замене или ремонту этих компонентов. конструкцией и новыми покрытиями. С более Хотя сроки службы деталей, указанные в ранним производственным оборудованием Приложении D , являются ориентировочными, срок некоторые из этих сроков могут быть не службы отдельных деталей в наборе деталей достигнуты. Эксплуатационные факторы и опыт, может варьироваться. Экономика ремонта по полученный в ходе рекомендуемых процедур сравнению с заменой, показанная на рис. 41 , осмотра и технического обслуживания, будут может привести к определенному проценту более точными показателями фактических «выпадения» или брака ремонтируемых деталей. интервалов. Те детали, которые выпали в процессе ремонта, Приложении D показаны ожидаемые интервалы ремонта и замены на основе рекомендуемых интервалов осмотра, показанных на Рисунке 42 . Применение интервалов осмотра (или ремонта), GE Energy | GER-3620K (12/04) необходимо будет заменить новыми деталями. Количество выпадения деталей зависит от истории условий эксплуатации агрегата, конкретной конструкции детали и современного состояния технологии ремонта. Exhibit No. ___(LEO-4) Page 51 of 60 Рис. 41. Профилактическое техническое обслуживание сопла первой ступени с газовым нагревом — непрерывная работа всухую — базовая нагрузка 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 52 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Факторные часы / факторизованные запуски Тип проверки Система сгорания МС3002К Не-DLN 24 000/400 MS5001PA/ МС5002К, Д MS6B MS7E/ЕА 12 000/1 200 (2)(3) 8000/900 (3) 12 000/800 (1)(3) MS7F/ФА/ФА+ MS7FA+е MS9F/ФА/ФА+ MS9FA+е MS9E 8000/900 (3) MS6FA - - - - - 12 000/450 8000/450 8000/450 12 000/450 8000/450 8000/450 24 000/900 24 000/900 24 000/900 MS7FB - Горение DLN Путь горячего газа Главный 24 000/1 200 48 000/2 400 8000/400 12 000/450 Исключено/1200 24 000/1 200 48 000/2 400 48 000/2 400 12 000/450 24 000/1 200 24 000/900 48 000/2 400 48 000/2 400 48 000/2 400 48 000/2 400 48 000/2 400 24 000/900 48 000/2 400 8000/450 24 000/900 48 000/2 400 24 000/900 48 000/2 400 Факторы, которые могут сократить интервалы технического обслуживания • Топливо • Поездки • Настройка нагрузки • Запустить цикл • Впрыск пара/воды • Конструкция оборудования • Эксплуатация TF с пиковой нагрузкой (1) Агрегаты с вкладышами Lean Head End имеют интервал проверки сгорания 400 запусков. (2) Машины с оборудованием для сгорания 6581 и 6BeV имеют интервал проверки сгорания 12 000/600. (3) Существует несколько конфигураций, отличных от DLN (стандартная, MNQC, IGCC). Показан наиболее ограниченный случай, однако могут существовать разные ограничения котировок на машинной и аппаратной основе. Свяжитесь с представителем GE Energy для получения дополнительной информации. ПРИМЕЧАНИЕ. Факторные интервалы в часах/пусках включают допуск на влияние номинального коэффициента обслуживания отключения. Интервалы часов/запусков для капитального осмотра указаны в фактических часах и фактических пусках. Рисунок 42. Базовые рекомендуемые интервалы проверки: базовая загрузка – газовое топливо – сухое ключевым фактором при планировании ИНТЕРВАЛЫ ПРОВЕРОК капитального осмотра. На Рисунке 42 приведены рекомендуемые интервалы проверки сгорания, пути горячего газа GE может помочь операторам определить и основных проверок для турбин GE текущего подходящие интервалы технического обслуживания для их конкретного применения. производства, работающих в идеальных условиях газового топлива, базовой нагрузки и без впрыска воды или пара. Принимая во внимание Были разработаны уравнения, которые учитывают факторы, описанные ранее, и могут коэффициенты обслуживания, обсуждавшиеся использоваться для определения конкретного пути ранее, может потребоваться корректировка этих горячего газа и основных интервалов проверки. максимальных интервалов в зависимости от приложения. Первоначально это определение Интервал проверки тракта горячего газа основывается на ожидаемой работе турбинной Критерий тракта горячего газа, основанный на установки, но ее следует пересматривать и часах, определяется из уравнения, приведенного корректировать по мере накопления фактических на рисунке 43 . С помощью этого уравнения данных по эксплуатации и техническому определяется коэффициент технического обслуживанию. В то время как сокращение обслуживания, который представляет собой максимальных интервалов будет результатом соотношение учтенных часов работы и факторов, описанных ранее, увеличение фактических часов работы. Учтенные часы максимального интервала также может быть учитывают особенности рабочего цикла, рассмотрено, если опыт эксплуатации был связанные с типом топлива, установкой нагрузки и благоприятным. Состояние деталей тракта впрыском пара или воды. Факторы технического горячего газа обеспечивает хорошую основу для обслуживания, превышающие единицу, индивидуальной программы осмотра и сокращают интервал проверки тракта горячего технического обслуживания; однако состояние газа по сравнению с 24 000 часов в идеальном компрессора и подшипниковых узлов является случае для постоянной базовой нагрузки, газового конкретных условий эксплуатации данного GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 53 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations топлива и без впрыска пара или воды. Чтобы определить интервал технического обслуживания для конкретного приложения, коэффициент обслуживания делится на 24 000, как показано на рисунке 43 . Критерий пути горячего газа на основе пусков 0 0 .18 .18 0,55 1 Сухой 1 Сухой .6 Сухой 1 Влажный 1 Влажный <2,2% >2,2% >2,2% >0% >0% ГТД-222/FSX-414 ГТД-222 FSX-414 ГТД-222 FSX-414 Рисунок 43. Интервал технического обслуживания тракта горячего газа: критерий, основанный на часах против рекомендуемых интервалов пути горячего определяется из уравнения, приведенного на газа для пусков и часов. Ограничивающий рисунке 44 . Как и в случае с критериями, критерий (часы или пуски) определяет интервал основанными на часах, интервал проверки пути технического обслуживания. Пример горячего газа для конкретного применения использования этих уравнений для тракта рассчитывается на основе коэффициента горячего газа содержится в Приложении А. технического обслуживания, который определяется на основе количества обычно Интервал осмотра ротора выполняемых отключений, уровня нагрузки и Как и компоненты HGP, ротор агрегата имеет скорости нагрузки. интервал технического обслуживания, включающий снятие, разборку и тщательный Как описано ранее, часы и запуски рабочего спектра для приложения оцениваются ремонта/замены ротора. Клиенты должны связаться с GE, когда срок службы их ротора Инспекция HGP по часам Интервал обслуживания = 24000 (Часы) Фактор технического Где: обслуживания Коэффициент технического обслуживания с учетом часов = —T— —rn ------------------------------------------------Фактические часы Фактор часов = (K + M x I) x (G + 1,5D + A f H + 6P) Фактические часы = (G + D + H + P) G = Годовые часы работы базовой нагрузки на газовом топливе D = Годовые часы работы с базовой нагрузкой Дистиллятное топливо H = Годовые часы работы на тяжелом топливе А ф = Коэффициент жесткости тяжелого топлива (остаточное A f = от 3 до 4, сырая A f = от 2 до 3) P = Годовые часы работы при пиковой нагрузке I = процент впрыска воды/пара относительно Впускной воздушный поток M&K = константы впрыска воды/пара MK Control осмотр. Этот интервал указывает срок службы ротора и обычно считается интервалом осмотра и подходит к концу, для получения технической консультации. Интервал технического обслуживания ротора, основанный на пусках, определяется по уравнению, приведенному на рис. 45 . Корректировки интервала технического обслуживания ротора определяются исходя из эксплуатационных факторов ротора, как было описано ранее. При расчете интервала технического обслуживания ротора на основе пусков определяются эквивалентные пуски для холодного, теплого и горячего пусков. Паровой впрыск N2/N3 Материал Инспекция HGP на основе стартов Интервал обслуживания = ____ S ________ (Начало) Коэффициент обслуживания GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 54 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Где: Коэффициент технического обслуживания с учетом пусков = Фактические пуски n Факторные старты = 0,5N A + N B + 1,3N P + 20E + 2F + 2 (a Ti - 1) T i Фактические пуски = (NA + N B + N P ) S = максимальный интервал технического обслуживания в зависимости от пуска (зависит от размера модели ) NA = годовое количество циклов пуска/останова при частичной нагрузке (<60% нагрузки) NB = годовое количество циклов пуска /останова базовой нагрузки NP = годовое количество циклов пуска/останова при пиковой нагрузке (>100 % нагрузки) E = Годовое количество аварийных пусков F = Годовое количество пусков с быстрой нагрузкой T = годовое количество поездок aT = коэффициент серьезности отключения = f(нагрузка) (см. рис. 21) П = количество категорий поездки (т. е. полная загрузка, частичная загрузка и т. д.) Модельный ряд MS6B/MS7EA MS6FA Модельный С 1 200 ряд MS9E 7/9 F класс 900 С 900 900 Рис. 44. Интервал обслуживания тракта горячего газа: критерий на основе пусков GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 55 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Инспекция ротора на основе пусков Rotor Maintenance Interval = 5000 (1) Maintenance Factor (Not to exceed 5000 starts) MF>=1 F h • N +F • N +F • N W2 + F • N +F • N t Коэффициент обслуживания = —h—h—''w ..w Количество пусков N h = количество горячих пусков N w1 = количество пусков Warm1 N w2 = количество пусков Warm2 N c = количество холодных пусков N t = количество поездок N h +N w1 +N w2 +N c '—c — t — L Стартовые факторы F h = коэффициент горячего пуска (отключение 1–4 часа)* F w1 = пусковой коэффициент «Теплый 1» (вниз 4–20 часов) F w2 = пусковой фактор «теплого 2» (вниз 20–40 часов) F c = коэффициент холодного пуска (вниз > 40 часов) F t = Отключение из-за коэффициента нагрузки (1) класс F Примечание. Пусковые коэффициенты для машин 7/9 FA+e приведены в таблице на рис. 23. Для других машин класса F см. применимые TIL. Figure 45. Интервал обслуживания ротора: критерий на основе пусков в течение определенного периода времени путем умножения соответствующих коэффициентов холодного, теплого и горячего пуска на количество холодных, теплых и горячих пусков соответственно. В этом расчете классификация начала является ключевой. Дополнительно добавлены эквивалентные пуски для поездок от нагрузки. Общее количество эквивалентных пусков делится на фактическое количество пусков, чтобы получить коэффициент обслуживания. Интервал обслуживания ротора на основе пусков для конкретного применения определяется путем деления базового интервала обслуживания обслуживания ротора. Когда ротор достигает предельного интервала проверки, определенного из уравнений, описанных на фиг. 45 и 46 , требуется разборка ротора, чтобы можно было выполнить полную проверку компонентов ротора как в компрессоре, так и в турбине. Следует ожидать, что некоторые компоненты ротора потребуют замены на этом этапе проверки, и в зависимости от объема ремонта и замены деталей могут потребоваться последующие проверки через более короткие промежутки времени. ротора, равного 5000 пусков, на рассчитанный Как и в случае капитальных осмотров, интервалы коэффициент обслуживания. Как показано на рисунке 45 , базовый интервал технического ремонта ротора должны включать тщательные осмотры по схеме обслуживания ротора также является «ласточкин хвост» на предмет износа и трещин. максимальным интервалом, поскольку расчетные коэффициенты технического обслуживания Базовый срок службы ротора зависит от результатов тщательного осмотра на крупных меньше единицы не учитываются. заводах. На рис. 46 показана процедура определения Базовые интервалы 144 000 часов и 5000 часов 144000 (1) Осмотр ротора по часам критерия обслуживания на основе количества часов. Эксплуатация при пиковых нагрузках Интервал обслуживания ротора = является основным фактором технического Фактор обслуживания обслуживания роторов класса F и будет способствовать увеличению коэффициента технического обслуживания, основанного на часах, и сокращению интервалов технического GE Energy | GER-3620K (12/04) Фактор обслуживания = Н + 2*П (2) Н+П Где: H Exhibit No. ___(LEO-4) Page 56 of 60 ~ Часы базовой нагрузки 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations P ~ Часы пиковой нагрузки (1) F класс (2) Для E-класса MF = (H + 2*P + 2*TG) / (H + P), где TG — часы на поворотной передаче. газе без впрыска пара или воды. Применение Примечание. Чтобы уменьшить потенциальное воздействие поворотного механизма, основные проверки должны включать тщательный визуальный осмотр ласточкиного хвоста турбины на наличие признаков износа, истирания, истирания или растрескивания. технического обслуживания. Figure 46. Интервал обслуживания ротора: критерий, основанный на часах, начинается на рисунках 45 и 46 и относится к роторам класса F. Для роторов, отличных от класса F, техническое обслуживание роторов должно выполняться с периодичностью, рекомендованной GE в выпущенных письмах с технической информацией (TIL). Если рекомендации отсутствуют, осмотр ротора следует проводить через 5000 пусков с учетом фактора или через 200 000 часов с учетом фактора. комплекта износа системы сгорания Extendor™ может значительно увеличить интервалы Коэффициент поддержания горения, основанный на часах, может быть определен из уравнений, приведенных на рисунке 47 , как отношение учтенных часов к фактическим часам работы. Фактор-часы учитывают влияние типа топлива, настройки нагрузки и впрыска пара или воды. Факторы технического обслуживания, превышающие единицу, сокращают рекомендуемые интервалы проверки сгорания по сравнению с интервалами, показанными на Рисунке 42 , представляющими базовые рабочие условия. Чтобы получить рекомендуемый Интервал проверки сгорания Были разработаны уравнения, учитывающие ранее упомянутые факторы, влияющие на интервалы поддержания горения. Эти уравнения интервал проверки для конкретного применения, коэффициент технического обслуживания делится на рекомендуемый базовый интервал проверки. представляют собой общий набор коэффициентов Коэффициент поддержания горения на основе технического обслуживания, которые пусков можно определить из уравнений, обеспечивают общее руководство по приведенных на рисунке 48 , и он учитывает планированию технического обслуживания. Как влияние типа топлива, настройки нагрузки, таковые, эти уравнения не отражают конкретные аварийных пусков, скоростей быстрой загрузки, возможности какой-либо данной системы отключений и впрыска пара или воды. сгорания. Однако они обеспечивают обобщение Рекомендуемый интервал проверки для опыта работы с системами сгорания. Обратитесь к конкретного применения может быть определен из представителю GE Energy за информацией о базового интервала проверки на Рисунке 42 и факторах технического обслуживания и коэффициента обслуживания на Рисунке 48 . ограничениях конкретных систем сжигания. Для деталей внутреннего сгорания базовые рабочие условия, при которых коэффициент технического обслуживания равен единице, представляют собой нормальный пуск и останов (без отключения) при базовой нагрузке на природном Приложение B показывает шесть примеров расчета коэффициента обслуживания с использованием приведенных выше часов и запускает уравнения коэффициентов обслуживания. Коэффициент технического обслуживания = (Рассчитанные часы)/(Фактические часы) Фактор часов = 7 (Ki x Afi x APi x ty, i = от 1 до n Режимы работы Фактические часы = 7 (tj), i = от 1 до n Режимы работы Где: GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 57 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations i = дискретный режим работы (или режим работы временного интервала) t i = Часы работы при нагрузке в заданном режиме работы Ap i = коэффициент серьезности нагрузки Ap = 1,0 до базовой нагрузки Ap = exp(0,018 x сумматор пиковой температуры горения в градусах по Фаренгейту) для пиковой нагрузки Af i = коэффициент жесткости топлива (сухой) Af = 1,0 для газового топлива (1) Af = 1,5 для дистиллятного топлива без DLN (2,5 для DLN) Af = 2,5 для сырой нефти (не DLN) Af = 3,5 для остатка (не DLN) K i = коэффициент жесткости закачки воды/пара (% пара относительно расхода воздуха на входе, w/f = отношение воды к топливу) K = Max(1,0, exp(0,34(%Пара - 2,00%))) для пара, кривая контроля сухости K = Max(1,0, exp(0,34(%Пара - 1,00%))) для пара, кривая контроля влажности K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,80))) для воды, кривая управления всухую K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,40)) для воды, кривая контроля влажности (1) Af = 10 для режимов работы DLN 1 с расширенной обедненной смесью и DLN 2.0 с обедненной смесью. Рисунок 47. Коэффициенты технического обслуживания, основанные на количестве часов проверки сгорания Коэффициент технического обслуживания = (Фактические пуски)/(Фактические пуски) Факторные пуски = 7 (Ki x Afi x Ati x Api x Asi x Ni), i = от 1 до n циклов пуска/останова Фактические пуски = 7 (Ni), i = от 1 до n циклов пуска/останова Где: i = Дискретный цикл пуска/останова (или практика эксплуатации) N i = циклы пуска/останова в заданном режиме работы Поскольку i = коэффициент серьезности типа запуска As = 1,0 для нормального пуска As = 1,2 для запуска с быстрой нагрузкой As = 3,0 для аварийного пуска Ap i = коэффициент серьезности нагрузки Ap = 1,0 до базовой нагрузки Ap = exp(0,009 x сумматор пиковой температуры горения в градусах по Фаренгейту) для пиковой нагрузки At i = коэффициент серьезности поездки At = 0,5 + exp (0,0125 * % нагрузки) для отключения Af i = коэффициент жесткости топлива (сухой, под нагрузкой) Af = 1,0 для газового топлива Af = 1,25 для не-DLN (или 1,5 для DLN) для дистиллятного топлива. Af = 2,0 для сырой нефти (не DLN) Af = 3,0 для остатка (не DLN) K i = коэффициент жесткости закачки воды/пара (% пара относительно расхода воздуха на входе, w/f = отношение воды к топливу) K = Max(1,0, exp(0,34(%Пара - 1,00%))) для пара, кривая контроля сухости K = Max(1,0, exp(0,34(%Пара - 0,50%))) для пара, Кривая контроля влажности K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,40)) для воды, кривая управления всухую K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,20)) для воды, кривая контроля влажности Рисунок 48. Факторы технического обслуживания, основанные на проверке сгорания ПЛАНИРОВАНИЕ ТРУДОВЫХ РЕСУРСОВ на ремонт) в наличии, можно сделать расчет. Эти Крайне важно, чтобы предварительное труда должны включать средства управления и предполагаемые человеко-часы ремесленного планирование рабочей силы проводилось до отключения. Следует понимать, что во всем мире существует широкий спектр опыта, производительности и условий труда. Однако, исходя из предположений о человеко-часах принадлежности, а также генератор. В дополнение к ремесленному труду необходимы дополнительные ресурсы для технического руководства ремесленной рабочей силой, специализированные инструменты, инженерные технического обслуживания, таких как отчеты и мобилизация/демобилизация на месте. использование средней бригады рабочих в Частота проверок и количество простоев Соединенных Штатах с торговыми навыками (но не варьируются в пределах парка газотурбинных обязательно с непосредственным опытом работы с установок из-за различных рабочих циклов и газовыми турбинами), со всеми необходимыми экономической необходимости поддержания инструментами и запасными частями (без времени агрегата в состоянии эксплуатационной GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 58 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations готовности. Можно продемонстрировать, что на основе вышеуказанных факторов может быть частей и затрат, связанных с проверкой конкретной установки, можно получить в местном отделении достигнут интервал в 8000 часов для проверки сервисного обслуживания GE. сгорания с минимальным временем простоя. Обратитесь к местному представителю GE Energy, ВЫВОД чтобы узнать конкретные человеко-часы и Газовые турбины GE для тяжелых условий рекомендуемый размер бригады для вашего эксплуатации изначально рассчитаны на высокую конкретного агрегата. эксплуатационную готовность. Для достижения максимальной эксплуатационной готовности В зависимости от объема работ, которые необходимо выполнить во время каждой задачи технического обслуживания, может потребоваться период охлаждения от 4 до 24 часов перед выполнением обслуживания. Это время можно продуктивно использовать для ввода в газовой турбины владелец должен понимать не только оборудование, но и факторы, влияющие на него. Это включает в себя обучение эксплуатационного и ремонтного персонала в соответствии с рекомендациями производителя, регулярные периодические проверки и хранение эксплуатацию, правильной маркировки и запасных частей для немедленной замены. Запись блокировки оборудования, выведенного из эксплуатации, и общей подготовки к работе. По завершении работ по техническому обслуживанию и проверке систем перед запуском агрегата обычно выделяется время поворота от двух до восьми часов. Это время может быть использовано для очистки рабочего места и организации любого ремонта, необходимого для снятых деталей. эксплуатационных данных и анализ этих данных необходимы для профилактического и планового обслуживания. Ключевым фактором в достижении этой цели является обязательство владельца обеспечить эффективное управление простоями и полное использование опубликованных инструкций и доступных средств сервисной поддержки. Следует признать, что, хотя производитель Местные представители GE по выездному обслуживанию помогут спланировать работы по техническому обслуживанию, чтобы сократить время простоя и трудозатраты. Этот спланированный подход определит части обновления, которые могут потребоваться, и прогнозируемый объем работ, показывая, какие задачи могут выполняться параллельно, а какие задачи должны выполняться последовательно. Методы планирования могут использоваться для снижения затрат на техническое обслуживание за счет оптимизации графиков подъемного оборудования и потребности в рабочей силе. предоставляет общие рекомендации по техническому обслуживанию, именно пользователь оборудования оказывает основное влияние на надлежащее техническое обслуживание и эксплуатацию оборудования. Интервалы проверки для оптимального обслуживания турбины не являются фиксированными для каждой установки, а разрабатываются каждым пользователем посредством интерактивного процесса на основе прошлого опыта и тенденций, определяемых ключевыми факторами турбины. Кроме того, применяя Соглашение о контрактном Точные оценки продолжительности простоя, обслуживании к конкретной турбине, GE может требований к ресурсам, планирования критического пути, рекомендуемых запасных программы технического обслуживания, которая GE Energy | GER-3620K (12/04) работать с пользователем над созданием может отличаться от общих рекомендаций, но Exhibit No. ___(LEO-4) Page 59 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations будет соответствовать договорным обслуживания газовых турбин большой обязательствам. мощности», Справочная библиотека GE по газовым турбинам, GER-3412; октябрь 1983 г .; Уровень и качество строгой программы технического обслуживания напрямую влияют на надежность и эксплуатационную готовность ГЕР-3412А, сентябрь 1984 г.; и GER-3412B, декабрь 1985 г. оборудования. Поэтому строгая программа Фриман, Алан, «Планирование предварительного технического обслуживания, которая оптимизирует обслуживания газовых турбин», документ, как стоимость обслуживания, так и представленный на конференции Frontiers of эксплуатационную готовность, жизненно важна для Power, Университет штата Оклахома, октябрь 1987 пользователя. Строгая программа технического г. обслуживания сведет к минимуму общие затраты, сведет к минимуму время простоя, повысит надежность запуска и работы, а также обеспечит повышенную доступность и возможность получения прибыли пользователями газовых Хопкинс, Дж. П., и Освальд, Р.Ф., «Эволюция конструкции, техническое обслуживание и доступность большой газовой турбины большой мощности», Справочная библиотека GE по турбин GE. газовым турбинам, GER-3544, февраль 1988 г. (никогда не печаталась). ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА Фриман, М.А., и Уолш, Э.Дж., «Соображения по Джарвис, Г., «Техническое обслуживание эксплуатации и техническому обслуживанию промышленных газовых турбин», Семинар по газовых турбин большой мощности», Справочная современным технологиям газовых турбин GE, библиотека GE по газовым турбинам, GER-3620A. документ SOA-24-72, июнь 1972 г. GEI-41040E, «Топливные газы для сжигания в - Паттерсон Дж. Р., «Практика технического газовых турбинах большой мощности». обслуживания газовых турбин большой GEI-41047K, «Технические характеристики жидкого мощности», Справочная библиотека GE по топлива для газовых турбин». газовым турбинам, GER-2498, июнь 1977 г. ГЭК-101944Б, «Требования к чистоте воды/пара в Мур, В. Дж., Паттерсон, Дж. Р., и Ривз, Э. Ф., «Планирование и составление графика газовых турбинах». GER-3419A, «Обработка воздуха на входе газовой технического обслуживания газовых турбин большой мощности», Справочная библиотека турбины». газовых турбин GE, GER-2498; Июнь 1977 г., GER GER-3569F, «Усовершенствованные материалы и 2498A, июнь 1979 г. покрытия для газовых турбин». Карлстром Л.А. и др., «Эксплуатация и GEK-32568, «Рекомендации по смазочным маслам обслуживание газовых турбин General Electric», для газовых турбин с температурой окружающей многочисленные статьи/авторы по техническому среды подшипников выше 500°F (260°C)». обслуживанию, перепечатанные из журнала Power Engineering, General Electric Publication, GER-3148; Декабрь 1978 года. ГЭК-110483, «Требования к чистоте при монтаже, пуско-наладке и техническом обслуживании электростанций». Кнорр, Р. Х., и Ривз, Э. Ф., «Практика технического GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 60 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations 0 Пиковая нагрузка БЛАГОДАРНОСТИ Тим Ллойд и Майкл Хьюз посвятили много часов Кроме того, детальной разработке этого документа, и мы искренне признательны за их усердную работу. Кит E = 2 аварийных пуска с рампой до базовой нагрузки Белсом, Дюрелл Бенджамин, Марк Курнуайе, Ричард Эллиотт, Том Фаррелл, Джефф Гамильтон, F = 5 Быстрые нагрузки, заканчивающиеся Стив Хартман, Джек Хесс, Боб Хофт, Патрик нормальным отключением от базовой Матье, Стивен Норкросс, Эрик Смит и Берт Стак также отмечены за значительный вклад. нагрузки T= 20 Пуск с отключениями от базовой ПРИЛОЖЕНИЕ нагрузки (a Ti = 8) A.1) Пример 1 – Расчет интервала технического Для этого конкретного агрегата сопла второй и обслуживания тракта горячего газа Пользователь MS7001EA накопил рабочие данные с момента последней проверки тракта горячего газа и хотел бы оценить, когда следует запланировать следующую. Пользователю известно из публикаций GE, что нормальный интервал HGP составляет 24 000 часов при работе на природном газе, без впрыска воды или пара и при базовой нагрузке. Также известно, что номинальный интервал пусков составляет 1200, исходя из обычных пусков, без отключений, без третьей ступени изготовлены из материала FSX414. Агрегат работает по «сухой кривой регулирования». Из рисунка 43 при скорости впрыска пара 2,4% значение «М» равно 0,18, а «К» равно 0,6. Из критериев, основанных на часах, коэффициент технического обслуживания определяется на Рисунке 43. МФ = [K + M(I)] x [G + 1,5(D) + Af(H) + 6(P)] (G + D + H + P) аварийных пусков. Фактическая работа агрегата с момента последней проверки тракта горячего газа MF = [0,6 + 0,18 (2,4)] x [3200 + 1,5 (350) + 0 + 6 сильно отличается от «базового сценария» GE. Годовые часы на природном газе, базовая нагрузка = G = 3200 ч/год (120)] (3200 + 350 + 0 + 120) МФ = 1,25 Таким образом, скорректированный интервал Годовые часы на легком дистилляте = D = 350 часов в год. проверки, основанный на часах, составляет Н = 24 000/1,25 Годовые часы при пиковой нагрузке = P = 120 H = 19 200 часов [Примечание: поскольку общее годовое количество часов часов в год работы составляет 3670 часов, Скорость впрыска пара = I = 2,4% расчетное время достижения Кроме того, с момента последней проверки тракта 19 200 часов составляет 5,24 горячего газа, года (19 200/3670).] 140 нормальных циклов старт-стоп: 40 Частичная нагрузка Исходя из критериев, основанных на пусках, коэффициент технического обслуживания определяется по рисунку 44 . 100 Базовая нагрузка GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 61 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Общее количество пусков с частичной нагрузкой равно N A = 40/год Общее количество пусков базовой нагрузки равно N B = 100 + 2 + 5 + 20 = 127/год Общее количество пусков пиковой нагрузки равно N P = 0/год MF = [0,5 (NA)+(NB)+1,3(NP)+20(E)+2(F) + ^>—1) i i=1 NA + NB + Np T МФ = 0,5(40)+(127)+1,3(0)+20(2)+2(5)+(8-1)20 40+127+0 МФ = 2 GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 62 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Скорректированный интервал проверки, 35 от 65% нагрузки (базовая основанный на запусках, составляет нагрузка) Кроме того, S = 1200/2,0 S = 600 пусков [Примечание: поскольку общее годовое количество пусков равно 3 Аварийные пуски с рампой до базовой нагрузки: 167, предполагаемое время 2 закончилась поездкой с полной загрузкой достижения 600 пусков составляет 600/167 = 3,6 года.] 1 закончился обычным отключением В этом случае коэффициент обслуживания на основе запусков больше, чем коэффициент 4 Быстрые загрузки: обслуживания в часах, и поэтому интервал 1 сработал при загрузке при 50% нагрузке проверки устанавливается по запускам. Интервал проверки тракта горячего газа составляет 600 пусков (или 3,6 года). 3 достигнута базовая нагрузка и закончилось нормальное отключение A.2) Пример 2 – Расчет пусков с учетом тракта горячего газа Всего запусков Пользователь MS7001EA накопил рабочие данные Частичная нагрузка, Н А = 40 + 1 = 41 за последний год эксплуатации. Эти данные показывают количество отключений при частичной, Базовая нагрузка, Н В = 60 + 3 + 3 = 66 базовой и пиковой нагрузке, а также при аварийном пуске и быстрой загрузке. Пиковая нагрузка, Н Р = 50 Всего поездок Пользователь хотел бы рассчитать общее 1. 50% нагрузка (aT 1 =6,5), T 1 = 5 + 1 = 6 количество учтенных пусков, чтобы спланировать следующее отключение HGP. Рисунок 44 используется для расчета общего количества пусков с учетом факторов, как показано ниже. История эксплуатации: 2. Полная нагрузка (aT 2 =8), T 2 = 35 + 2 = 37 3. Пиковая нагрузка (аТ 3 =10), Т 3 = 10 Дополнительные циклы 150 циклов старт-стоп в год: Аварийный пуск, E = 3 40 Частичная нагрузка Быстрая загрузка, F=4 60 Базовая нагрузка Исходя из критериев, основанных на стартах, 50 Пиковая нагрузка общее количество учтенных стартов определяется по рисунку 44. n 50 заканчивается поездками: FS = 0,5(NA)+(NB)+1,3(NP)+20(E)+2(F)+ 2 (a Ti - 1) T i i=1 10 от 105% загрузки 5 от 50% нагрузки (частичная ФС = 0,5(41)+(66)+1,3(50)+20(3)+2(4)+[(6,5-1)6+ (8-1)37+(10-1)10]=601,50 нагрузка) GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 63 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations АС = 41 + 66 + 50 = 157 MF = GE Energy | GER-3620K (12/04) 601.5 157 Exhibit No. ___(LEO-4) Page 64 of 60 3.8 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations B) Примеры — расчеты интервалов технического обслуживания горения (см. рис. 47 и 48) 7EA DLN 1 Пиковая нагрузка с увеличением мощности +50F Увеличение Tfire Газовое топливо 6 часов/старт 3,5% Steam Augmentation Кривая влажного контроля Start с быстрой загрузкой Нормальное отключение (без отключения) 34,5 часа Фактор часов = Ki * Afi * Api * ti = (34,5/6) 5,8 Коэффициент обслуживания часов = Где 2,34 Макс.(1,0, exp(0,34(3,50-1,00))) Влажный 1,00 Газ Топливо 2,46 exp(0,018(50)) Пиковое Ki = Афи = значение 6,0 часов/запуск Апи = ти 5.2 Фактор стартов = Ki *=Afi * Ati Апи * Аси * Ни = (5.2/1) Старты * Фактор обслуживания 2,77 Макс.(1,0, эксп.(0,34(3,50-0,50))) 5.2 стартов = Влажный Где Ки = 1.00 Газовое топливо Афи = 1 .00 Нет отключения при Ати = нагрузке Апи = 1.57 exp(0,009(50)) Аси = 1.20 Начните с быстрой загрузки 1.0 Рассмотрение каждого старта Ни = Нет увеличения Tfire 1.0 Соотношение вода/топливо Нормальный запуск и нагрузка Фактор часовотключение = Ki * Afi * Api Нормальное (без отключения) Коэффициент обслуживания в часах = Где Ки = Афи = Апи = ти = Факторные старты = Ki * Afi * Ati * Коэффициент обслуживания запуска = Где Ки = Афи = Ати = Апи = Аси = Ni = Сырая нефть Топливо 220 часов/кривая контроля сухого пуска 788,3 часа (788,3/220) 3,6 1,43 Макс.(1,0, эксп.(1,80(1,00-0,80))) Сухой 2,50 Сырая нефть, стандарт (не DLN) 1,00 Базовая нагрузка 220,0 часов/запуск * ti = 5.9 Пуск 5,9 (5.9/1) 2,94 Макс.(1,0, эксп.(1,80(1,00-0,40))) Сухой 2.00 Сырая нефть, стандарт (не DLN) 1.00 Нет отключения под нагрузкой 1,00 Базовая нагрузка 1.00 Нормальный пуск 1.0 Рассмотрение каждого старта Апи * Аси * Ни = Базовая нагрузка стандартной камеры сгорания 7EA на сырой нефти 7FA+e DLN 2.6 Базовая нагрузка на дистиллят Нет увеличения Tfire Дистиллятное топливо 1.1 Соотношение 220 часов/пусковая кривая вода/топливо управления всухую Нормальный запуск Нормальное отключение 943,8 часа Фактор часов = Ki * Afi * Api * ti = (без отключения) (943,8/220) 4,3 Коэффициент обслуживания часов = Где 1,72 Макс.(1,0, exp(1,80(1,10-0,80))) Сухой 2,50 Дистиллятное топливо, DLN 1,00 Базовая Ki = Афи = нагрузка 220,0 часов/пуск Апи = ти 5.3 Фактор стартов = Ki *=Afi * Ati Апи * Аси * Ни = Старты (5.3/1) * Фактор обслуживания 3,53 Макс.(1,0, эксп.(1,80(1,10-0,40))) 5.3 стартов = Сухой Где Ки = 1,50 Дистиллятное топливо, DLN Афи = 1.00 Нет отключения под нагрузкой Ати = 1,00 Базовая нагрузка Апи = Аси = 1.00 Нормальный пуск Ni = 1.0 Рассмотрение каждого старта Нет увеличения Tfire Без впрыска пара/воды Нормальный пуск и отключение под нагрузкой при нагрузке 60 % Фактор часов = Ki * Afi * Api Коэффициент обслуживания в часах = Где Ки = Афи = Апи = ти = Факторные старты = Ki * Afi * Ati * Коэффициент обслуживания запуска = Где Ки = Афи = Ати = Апи = Аси = Ni = Газовое топливо 168 часов/кривая управления всухую * ти = (168,0/168) 1 .00 Без впрыска 1.00 Газовое топливо 1,00 Базовая нагрузка 168,0 часов/запуск Апи * Аси * Ни = (2,6/1) 1.00 Без инъекции 1.00 Газовое топливо 2,62 0,5+exp(0,0125*60) для поездки 1,00 Базовая нагрузка 1.00 Нормальный пуск 1.0 Рассмотрение каждого старта 168,0 часов 1,0 2.6 Старты 2,6 7FA+e DLN 2.6 Базовая нагрузка на газе с отключением при нагрузке 7EA DLN 1 Базовая нагрузка камеры сгорания на дистилляте Нет увеличения Tfire Дистиллятное топливо 0,9 Соотношение 500 часов/кривая управления вода/топливо всухую Нормальный запуск Нормальное отключение * ti = 1496,5 часов Фактор часов = Ki * Afi * Api (без отключения) (1496,5/500) 3,0 Коэффициент обслуживания часов = Где 1,20 Макс.(1,0, exp(1,80(0,90-0,80)) Сухой 2,50 Дистиллятное топливо, DLN 1 1,00 Частичная Ki = Афи = нагрузка 500,0 часов/пуск Апи = ти 3.7 Фактор стартов = Ki *=Afi * Ati Апи * Аси * Ни = (3,7/1) Старты * Фактор обслуживания 2,46 Макс.(1,0, эксп.(1,80(0,90-0,40))) 3,7 стартов = Сухой Где Ки = 1,50 Дистиллятное топливо, DLN Афи = 1.00 Нет отключения под нагрузкой Ати = 1,00 Частичная нагрузка Апи = 1.00 Нормальный пуск Аси = 1.0 Рассмотрение каждого старта Ни = нагрузка на газе с аварийным пуском 7FA+e DLN 2.6 Пиковая GE Energy | GER-3620K (12/04) +35F Увеличение огня Газовое топливо 3,5% Паровая аугментация 4 часа/старт Аварийный пуск Кривая сухого контроля Нормальное отключение (без отключения) Фактор часов = Ki * Afi * Api * ти = 12,5 часов (12,5/4) 3.1 Коэффициент 1,67 Макс.(1,0, эксп.(0,34(3,50-2,00)) обслуживания в часах = 1 .00 Газовое топливо Где Ки = 1,88 exp(0,018(35)) Афи = 4,0 часа/старт Апи = ти = Факторные старты = Ki * Afi * Апи * Аси * Ни = 9.6 Пуск Ati * (9,6/1) 9,6 Коэффициент 2,34 Макс.(1,0, эксп.(0,34(3,50-1,00))) обслуживания запуска = Сухой Где Ки = 1.00 Газовое топливо Афи = 1.00 Нет отключения под нагрузкой Ати = 1,37 exp(0,009(35)) Апи = 3.00 Аварийный пуск Аси = 1.0 Рассмотрение каждого старта Ni = Exhibit No. ___(LEO-4) Page 65 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Рисунок Б-1. Расчет интервала технического обслуживания горения GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 66 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations В) Определения Надежность: вероятность того, что блок не будет Эквивалентная доступность: вероятность многовальной готовность электростанции комбинированного принудительно выведен из эксплуатации, когда он цикла к выработке электроэнергии — независимо необходим, включает часы вынужденного простоя от того, нужен ли блок — включает все часы (FOH) во время работы, резервный останов и попытку простоя — включает влияние вклада мощности пуска, нормализованную по часам периода (PH) — газового и парового циклов в МВт в мощность единицы в %. станции; единицы - %. Эквивалентная доступность = Надежность = (1-FOH/PH) (100) ГТ UH FOH = общее количество часов вынужденного простоя PH = часы периода ГТ Ф от того, нужна ли единица измерения – включает все часы недоступности (UH) – нормализуется по часам ( + ГТ Ф СТ Ф ) х 100 ] GT UH = Часы простоя газовой турбины GT PH = часы работы газовой турбины UH котла-утилизатора = Общее количество часов недоступности котла-утилизатора ST UH = Часы недоступности паровой турбины периода (PH) – единицы измерения в %: Доступность = (1-UH/PH) (100) = общее количество часов недоступности UH +В [1 - Доступность: Вероятность доступности, независимо КУ-утилизатор UH ST UH ST PH (вынужденное отключение, = форсированная паровая турбина Часы простоя B= МВт мощности парового цикла Вклад (обычно 0,30) отказ от запуска, запланированное техническое обслуживание, = часы периода внеплановое техническое Эквивалентная надежность: Вероятность того, что обслуживание) MTBF-среднее время наработки на отказ: мера многовальная электростанция с комбинированным ограничены вынужденными отключениями (FO) во PH вероятность завершения текущего запуска. Отказы циклом не будет полностью выведена из время работы - единицы являются часами работы. эксплуатации, когда блок потребуется, включает влияние вклада мощности газового и парового циклов в МВт в мощность станции - единицы измерения Эквивалентная надежность = выражены в %. GT FOH HRSG FOH ST FOH +В [1 ГТФ ( + Б Ф СТФ ) х 100 ] GT FOH = Часы вынужденного простоя газовой турбины GT PH = часы работы газовой турбины Среднее время безотказной работы = SH/FO SH = Часы работы FO = События принудительного отключения из работающего (онлайн) состояния Сервисный фактор: Мера эксплуатационного выраженные в обычно годовом исчислении - единицами использования, являются %. SF = SH/PH x 100 HRSG FOH = Часы принудительного отключения HRSG B PH = Часы периода котла-утилизатора ST FOH SH = количество часов работы в год PH = количество часов периода (8760 часов в год) = Часы вынужденного простоя паровой турбины ST PH = часы периода паровой турбины B = МВт на паровом цикле Вклад (обычно 0,30) Экспонат №___(ЛЕО-4) GE Энергия | GER-3620K (12/04) Страница 46 из 60 42 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Определение рабочего режима: Уволенный Фактор дежурного обслуживания Часы/ начало В режиме ожидания < 1% Пик 1% - 17% от 3 до 10 велосипеде 17% - 50% от 10 до 50 Непрерывный > 90% GE Energy | GER-3620K (12/04) от 1 до 4 >> 50 Exhibit No. ___(LEO-4) Page 47 of 60 43 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations D) Циклы ремонта и замены Детали MS3002K Вкладыши для сжигания Переходные части Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Интервал ремонта КИ КИ, ХГПИ HGPI Ми Ми Ми — — Интервал замены (часы) 2 (КИ) 2 (КИ) 2 (ХГПИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 1 (МИ) (1) 1 (МИ) Интервал замены (начало) 4 (КИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. CI = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа MI = Интервал основных проверок (1) Одобренный GE ремонт через 24 000 часов может продлить срок службы до 72 000 часов. Рисунок D-1. Расчетные циклы ремонта и замены Детали MS5001PA/MS5002C,D Интервал ремонта Вкладыши для КИ сжигания Переходные части КИ, ХГПИ ХГПИ, Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Мичиган ХГПИ, Мичиган Ми Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня — Ведро 1-го этапа — Ведро Этапа 2 — Интервал замены (часы) 4 (КИ) 4 (КИ) (2) 2 (МИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 2 (МИ) 1 (МИ) (4) 1 (МИ) Интервал замены (начало) 3 (КИ) / 4 (КИ) (1) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) / 2 (МИ) (3) 2 (МИ) 2 (МИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. CI = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа MI = Интервал основных проверок (2) 3 (CI) для устройств без DLN, 4 (CI) для устройств DLN (3) Интервал ремонта каждые 2 (CI) (4) 2 (HGPI) для MS5001PA, 2 (MI) для MS5002C, D (5) Одобренный GE ремонт через 24 000 часов продлит срок службы до 72 000 часов. Рисунок D-2. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 48 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations ПГ6541-61 (6Б) Интервал ремонта Интервал замены (часы) HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (HGPI) (1) / 3 (HGPI) (2) 3 (ХГПИ) (3) 3 (ХГПИ) Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Интервал замены (начало) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 2 (HGPI) без ремонта на 24 тыс. часов. (2) 3 (HGP1) с полоской, омоложением HIP и повторным покрытием через 24 000 часов. (3) Может потребоваться соблюдение критериев зацепления наконечника защитного кожуха при предыдущих интервалах ремонта HGP. 3 (HGPI) только для текущей конструкции. Информацию об интервалах замены по номеру детали можно получить у представителя GE Energy. Рисунок D-3. Расчетные циклы ремонта и замены PG6571-81 (6BU) / 6BeV Детали Интервал ремонта Интервал замены (часы) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Делитель потока (дистиллят) Топливный насос (дистиллят) Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Кл Кл Кл Кл Кл Кл Кл HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI 4 (Кл) 4 (Кл) 4 (Кл) 2 (Кл) 2 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (HGPI) (3) / 2 (HGPI) (4) 3 (ХГПИ) (5) 3 (ХГПИ) Интервал замены (начало) 4 (Кл) / 5 (Кл) (1) 5 (Кл) 4 (Кл) / 5 (Кл) (1) 2 (Кл) / 3 (Кл) (2) 2 (Кл) / 3 (Кл) (2) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 4 (Cl) для не-DLN / 5 (Cl) для DLN (2) 2 (Cl) для не-DLN / 3 (Cl) для DLN (3) 3 (HGPI) для 6BU с зачисткой и повторным покрытием на первом HGPI (4) 2 HGPI для 6BeV (5) 3 (HGPI) только для текущей конструкции. Информацию об интервалах замены по номеру детали можно получить у представителя GE Energy. Рисунок D-4. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 49 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Детали PG7001(EA) / PG9001(E) Интервал ремонта Интервал замены (часы) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Делитель потока (дистиллят) Топливный насос (дистиллят) Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Кл Кл Кл Кл Кл Кл Кл HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI 3 (Кл) / 5 (Кл) (1) 3 (Кл) 4 (Кл) / 6 (Кл) (2) 2 (Кл) / 3 (Кл) (3) 2 (Кл) / 3 (Кл) (3) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (HGPI) (4)(5) 3 (ХГПИ) (6) 3 (ХГПИ) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 6 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) 4 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 3 (Cl) для DLN / 5 (Cl) для не-DLN (2) 4 (Cl) для DLN / 6 (Cl) для не-DLN (3) 2 (Cl) для DLN / 3 (Cl) для не-DLN (4) Зачистка и повторное покрытие требуется при первом HGPI для достижения интервала замены 3 HGPI для всех E-класса. (5) Модернизированные машины 7EA (2055 Tfire) требуют омоложения HIP при первом HGPI, чтобы достичь интервала замены 3 HGPI. (6) 3 (HGPI) требует соблюдения критериев зацепления наконечника бандажа при предыдущих интервалах ремонта HGP. Для получения подробной информации обратитесь к представителю GE Energy. Рисунок D-5. Расчетные циклы ремонта и замены Детали PG6101(FA) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 6 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 1 (ХГПИ) (3) 3 (ХГПИ) (2) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (1) 3 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) (2) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) Для обеспечения ожидаемого срока службы могут потребоваться одобренные GE ремонтные работы. Для получения подробной информации обратитесь к представителю GE Energy. (2) При сварке твердосплавного покрытия на кожухе требуется повторное покрытие на 1-м HGPI для достижения срока замены. (3) Ремонт может потребоваться на деталях, не имеющих зубчатых от рождения. Модернизированный ковш способен 3 (ХГПИ). Рисунок D-6. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 50 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Детали PG7211(F) / PG9301(F) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл Интервал замены (часы) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) / 2 (Кл) (1) 6 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) (2) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) / 2 (Кл) (1) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) (2) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 2 (ДИ) для 7211 / 1 (ДИ) для 9301. (2) При сварке твердосплавного покрытия на кожухе требуется повторное покрытие на 1-м HGPI для достижения срока замены. Рисунок D-7. Расчетные циклы ремонта и замены Детали PG7221(FA) / PG9311(FA) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) / 2 (Кл) (1) 6 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (3) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) / 2 (Кл) (1) 3 (Кл) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (3) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 2 (ДИ) для 7221 / 1 (КИ) для 9311. (2) Для обеспечения ожидаемого срока службы могут потребоваться одобренные GE ремонтные работы. Для получения подробной информации обратитесь к представителю GE Energy. (3) При сварке твердосплавного покрытия на кожухе может потребоваться повторное покрытие на 1-м HGPI для продления срока службы при замене. Рисунок D-8. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 51 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Детали PG7231(FA) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 6 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 1 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 3 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (1) 3 (ХГПИ) (3) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) В каждом HGPI рекомендуется проводить периодические проверки. Для замены согласно требованиям 2 (HGPI) могут потребоваться ремонтные операции, одобренные GE. Обратитесь к представителю GE Energy для получения подробной информации по обоим вариантам. (2) Интервал можно увеличить до 2 (HGPI), выполнив ремонтную операцию. Для получения подробной информации обратитесь к представителю GE Energy. (3) Повторное покрытие на 1-м HGPI может потребоваться для достижения срока замены 3 HGPI. Рисунок D-9. Расчетные циклы ремонта и замены Детали PG7241(FA) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 2 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 4 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) (1) 3 (ХГПИ) (3) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 2 (Кл) 3 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (4) 3 (ХГПИ) (1) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 3 (HGPI) для текущей конструкции. Информацию об интервалах замены по номеру детали можно получить у представителя GE Energy. (2) Утвержденная GE процедура ремонта, необходимая при первом HGPI для конструкций без охлаждения платформы. (3) Утвержденная компанией GE процедура ремонта на 2-м HGPI необходима для соблюдения сроков замены 3 (HGPI). (4) 2 (HGPI) для текущей конструкции с одобренным GE ремонтом при первом HGPI. 3 (HGPI) возможен для переработанного ковша с подрезкой платформы и модификации охлаждения. Рисунок D-10. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 52 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Детали PG9351(FA) Вкладыши для сжигания Шапки Переходные части Топливные форсунки Трубы перекрестного огня Торцевые крышки Интервал ремонта Кл Кл Кл Кл Кл Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) 6 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (1) 1 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) (4) Интервал замены (начало) 5 (Кл) 5 (Кл) 5 (Кл) 3 (Кл) 1 (Кл) 3 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) (3) 3 (ХГПИ) (2) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа (1) 2 (HGPI) для текущей конструкции с одобренным GE ремонтом при первом HGPI. 3 (HGPI) возможен для переработанного ковша с подрезкой платформы и модификации охлаждения. (2) Повторное покрытие на 1-м HGPI может потребоваться для достижения срока замены 3 HGPI. (3) Утвержденная компанией GE процедура ремонта при сроке службы 1 (HGPI) необходима для соответствия сроку замены 2 (HGPI). (4) Утвержденная GE процедура ремонта требуется для второго HGPI, чтобы соответствовать сроку замены 3 (HGPI). Рисунок D-11. Расчетные циклы ремонта и замены Детали PG7251(FB) Интервал ремонта Кл Кл Переходные части Кл Топливные Кл форсунки Трубы Кл перекрестного огня Торцевые крышки Вкладыши для сжигания Шапки Сопла 1-й ступени Сопла 2-й ступени Сопла 3-й ступени Стадия 1 Кожухи Кожухи 2-го уровня Кожухи 3-го уровня Выхлопной диффузор Ведро 1-го этапа Ведро Этапа 2 Ведро Этапа 3 HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI Интервал замены (часы) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) Интервал замены (начало) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 3 (Кл) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 2 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) 3 (ХГПИ) Примечание. Циклы ремонта/замены отражают текущее производственное оборудование, если не указано иное, и работу в соответствии со спецификациями производителя. Cl = интервал проверки сгорания HGPI = интервал проверки тракта горячего газа Рисунок D-12. Расчетные циклы ремонта и замены GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 53 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations E) Инспекционные порты бороскопа Рисунок Е-1. Места доступа для осмотра бороскопом для машин 6F Рисунок Е-2. Места доступа для осмотра бороскопом для машин 7/9F GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 54 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations F) Руководство по работе с поворотным механизмом/трещоткой Поворотный механизм (или храповик) Продолжительность Сценарий После выключения: Случай А.1 - Нормальный. Ожидается перезапуск в течение > 48 часов До температуры колесного пространства <150F. (1) Ротор классифицируется как непогнутый. Минимум 24 часа. (2) Случай А.2 - Нормальный. Перезапуск ожидается в течение <48 часов Случай B - Необходима немедленная остановка ротора. (Стоп > 20 минут) Подозрение на повреждение вращающегося оборудования или неисправность устройства Постоянно до перезапуска. Ротор непокорный. Никто. Классифицируется как изогнутый. Перед запуском: Случай C — горячий ротор, <20 минут после остановки ротора Случай D — прогретый ротор, >20 минут и <6 часов после остановки ротора Случай E.1 - Холодный ротор, непогнутый, выключенный TG <48 часов Случай E.2 - Холодный ротор, непогнутый, выключенный TG >48 часов 0-1 час (3) Случай F - Холодный ротор, изогнутый 8 часов (4) 4 часа 4 часа 6 часов Во время длительного простоя: Случай G — в режиме ожидания Случай Н — Альтернатива 1 час/день Нет ТГ; 1 час в неделю на полной скорости (без нагрузки). (5) (1) Время зависит от размера кадра и окружающих условий. (2) Цикл охлаждения можно ускорить, используя пусковое устройство для принудительного охлаждения. Тем не менее, поворотный механизм является рекомендуемым методом. (3) После поездки рекомендуется выдержать 1 час на включении передачи перед повторным запуском. Для обычных отключений действуйте по своему усмотрению. (4) Следуйте процедуре запуска изогнутого ротора. См. Руководство по эксплуатации и техническому обслуживанию. (5) Предотвращает частые циклы работы насоса смазочного масла во время длительных простоев. Рисунок F-1. Руководство по поворотному механизму GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 55 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations лист регистраций изменений • Trip from peak load maintenance factor added 9/89 Оригинал 8/91 Ред. А • Lube Oil Cleanliness section added 9/93 Ред. Б • Inlet Fogging section updated to Moisture 3/95 Ред. С Intake • Best practices for turning gear operation • Раздел «Зазоры сопла» удален. added • Добавлен раздел впрыска пара/воды • Rapid Cool-down section added • Добавлен раздел циклических эффектов • Procedural clarifications for HGP inspection 5/96 Ред. D • Добавлены added предполагаемые циклы ремонта и замены для F/FA • Added inspections for galling/fretting in turbine dovetails to major inspection scope 11/96 Ред. E • HGP factored starts calculation updated for 11/98 Ред. F application of trip factors • Добавлен раздел Детали ротора • Turning gear maintenance factor removed • Добавлено расчетное количество циклов ремонта и замены для FA+E for F-class hours-based rotor life • Removed reference to turning gear impacts • Добавлены уравнения интервалов технического обслуживания ротора на основе пусков и часов. 9/00 Ред. G on cyclic customers' rotor lives • HGP factored starts example added • F-class borescope inspection access locations added 11/02 Ред. H • Расчетные циклы ремонта и замены обновлены и • Various HGP parts replacement cycles перемещены в Приложение D. updated and additional 6B table added • Добавлен раздел Детали сгорания • Revision History added • Добавлен раздел запотевания на входе 1/03 Ред. J • Добавлен раздел Off Frequency Operation 10/04 Ред. К • Добавлены проектные намерения GE и предположения о надлежащих компонентах и их использовании. • Добавлена рекомендация по установке коалесцирующих фильтров перед газовыми нагревателями. • Добавлены рекомендации по отключению на газовом топливе, переходу на двойное топливо и обслуживанию FSDS. GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 56 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations список рисунков Фигура 1. Ключевые факторы, влияющие на планирование технического обслуживания Фигура 2. Уровень завода — пять основных систем, влияющих на время простоя Рисунок 3. Места доступа для осмотра бороскопом газовой турбины MS7001E Рисунок 4. Рисунок 5. Рисунок 6. Рисунок 7. Рисунок 8. Рисунок 9. Программирование осмотра бороскопом Стоимость обслуживания и срок службы оборудования зависят от ключевых факторов обслуживания Причины износа - компоненты тракта горячего газа GE основывает требования по техническому обслуживанию газовых турбин на независимом подсчете пусков и часов. Сравнение интервалов технического обслуживания тракта горячего газа. Метод GE против метода EOH Факторы технического обслуживания - тракт горячего газа (ковши и форсунки) Рисунок 10. Интервал технического обслуживания GE для проверки горячего газа Рисунок 11. Расчетное влияние типа топлива на техническое обслуживание Рисунок 12. Эффект температуры обжига жизни ковша Соотношение температуры обжига и нагрузки – рекуперация тепла в сравнении с работой в Рисунок 13. простом цикле Рисунок 14. Коэффициенты обслуживания тяжелого топлива Рисунок 15. Впрыск пара/воды и срок службы ведра/форсунки Рисунок 16. Кривая контроля температуры отработавших газов – сухой и влажный контроль MS7001EA Рисунок 17. Цикл пуска/остановки турбины - изменение температуры горения Рисунок 18. Распределение переходной температуры ковша первой ступени Рисунок 19. Малоцикловая усталость ковша (LCF) Рисунок 20. Чувствительность к малоцикловой усталостной долговечности — ковш первой ступени Рисунок 21. Коэффициент обслуживания - отключения от нагрузки Фактор технического обслуживания - влияние максимального уровня нагрузки пускового Рисунок 22. цикла Рисунок 23. Факторы технического обслуживания, связанные с эксплуатацией Рисунок 24. Типовой рабочий профиль газовой турбины ТВС Рисунок 25. Базовый уровень для определения коэффициента обслуживания на основе пусков Требование NGC к производительности по отношению к частоте для всех окружающих Рисунок 26. температур ниже 25°C (77°F) Рисунок 27. Мощность турбины в условиях пониженной частоты Рисунок 28. Соответствие коду NGC Требуется TF — класс FA Рисунок 29. Коэффициент обслуживания для работы на превышении скорости ~постоянный TF Рисунок 30. Ухудшение работы газовой турбины из-за обрастания лопаток компрессора. Рисунок 31. Долгосрочное ухудшение свойств материала во влажной среде Рисунок 32. Восприимчивость материалов и покрытий лопаток компрессора Рисунок 33. Газовая турбина для тяжелых условий эксплуатации MS7001EA – проверки при останове GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 57 of 60 10 Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations Рисунок 34. Параметры данных рабочей проверки Рисунок 35. Проверка сгорания – ключевые элементы Рисунок 36. Проверка тракта горячего газа – ключевые элементы Рисунок 37. Процедура подъема трубы статора — MS7001EA Рисунок 38. Окисление ковша 1-й стадии и срок службы ковша Рисунок 39. Капитальный осмотр газовой турбины – ключевые элементы Рисунок 40. Основной объем инспекционных работ Профилактическое техническое обслуживание сопла первой ступени с газовым Рисунок 41. обогревом — непрерывная сушка — базовая нагрузка Базовые рекомендуемые интервалы проверки: базовая загрузка - газовое Рисунок 42. топливо - сухое Рисунок 43. Проверка тракта горячего газа: критерий на основе часов Рисунок 44. Условия запуска проверки тракта горячего газа Рисунок 45. Коэффициент обслуживания ротора класса F для критерия запуска Коэффициент обслуживания ротора класса F для критерия, основанного на Рисунок 46. часах Факторы технического обслуживания, основанные на количестве часов Рисунок 47. проверки сгорания Рисунок 48. Коэффициенты технического обслуживания на основе проверки сгорания Рисунок Б-1. Расчет интервала технического обслуживания горения Рисунок D-1. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-2. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-3. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-4. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-5. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-6. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-7. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-8. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок D-9. Рисунок D10. Рисунок D11. Рисунок D12. Рисунок Е-1. Расчетные циклы ремонта и замены Рисунок Е-2. Места доступа для осмотра бороскопом для машин 7/9F Рисунок F-1. Руководство по поворотному механизму Расчетные циклы ремонта и замены Расчетные циклы ремонта и замены Расчетные циклы ремонта и замены Места доступа для осмотра бороскопом для машин 6F GE Energy | GER-3620K (12/04) Exhibit No. ___(LEO-4) Page 58 of 60 10 Экспонат № ___ (ЛЕО4) Страница 59 из 60 Экспонат № ___ (ЛЕО4) Страница 60 из 60

Рекомендации по эксплуатации и техническому обслуживанию газовых турбин большой мощности RUS

Related documents

Products

Support

Рекомендации по эксплуатации и техническому обслуживанию газовых турбин большой мощности RUS

Related documents

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib