Схема подачи пара и отсоса паровоздушной смеси из концевых уплотнений цилиндров турбины.

Принципиальная схема к.У. Применительно к оборудованию тэц и ее особенности

Назначение технологических схем К.У. те же, что и для блока ГРЭС.

Особенности:

1. Турбины типа Т, ПТ работают в теплофикационном режиме.

2. В схеме циркуляционного водоснабжения используются градирни.

3. Эжектирующая установка включает паровые основные эжектора (ОЭ), пусковой эжектор, эжектор уплотнений. Пусковой эжектор используется при пусках для того , чтобы создать достаточное разряжение в котле, эжектор большой производительности, одноступенчатый и отключается после толчка ТГ, когда уже могут справиться ОЭ.

4. Для обеспечения нормальной работы ОЭ и ЭУ используются холодильники эжекторов, подключенные в схему контура основного конденсата.

Лекция 3 Эксплуатация конденсационной установки

Подготовку К.У. и включение в работу осуществляют на подготовительном этапе пуска турбогенератора. Включение К.У., т.е. набор и создание минимального вакуума > 300 мм . рт. ст. в конденсаторе должно осуществляться до организации горячих сбросов в конденсатор, поэтому набор вакуума осуществляется перед включением ПЭНов, т.к. сброс с концевых уплотнений ПЭНов направляет в конденсатор. Применительно к ТЭЦ, если протечки с концевых уплотнений ПЭНов сбрасывают в БНТ, набор вакуума в конденсаторе турбогенератора осуществляется перед прогревом перепускных труб.

Включение К.У. в работу осуществляют в следующей последовательности:

1. Включение схемы циркуляционных водоводов.

2. Подача ХОВ в конденсатор для набора необходимого уровня и включения контура циркуляции основного конденсата.

3. Включение эжектирующей установки.

4. Подача пара на концевые уплотнения турбогенератора и организация отсосов паровоздушной смеси в сальниковый подогреватель.

5. Закрытие задвижки аварийного срыва вакуума и контроль набора вакуума.

Причём, при включении любой из схем необходимо соблюдать следующую последовательность:

• контроль комплектности и исправности элементов схемы,

• подготовка насосного оборудования к включению,

• сборка схемы для заполнения и включения ее в работу,

• включение схемы и контроль отсутствия дефектов,

При включении схемы К.У. необходимо придерживаться следующих принципов:

- не допускается набор вакуума без включенного ВПУ,

• не допускается сброс тепловых потоков в конденсатор, если V< 350 мм рт. ст.,

• для обеспечения нормальной работы ЭУ и ОЭ необходим постоянный расход конденсата через теплообменник ПС и ОЭ,

• строго соблюдать (для исключения разрыва предохранительных диафрагм выхлопного патрубка) последовательность включения схем: схема циркуляционной воды, контур циркуляции, ЭУ, пар на уплотнения и отсос с уплотнений, закрытие задвижки аварийного срыва вакуума.

• В случае сложности набора вакуума- отключать по пару ПВД и ПНД (для снижения присосов).

В режиме нормальной эксплуатации оперативный персонал контролирует работу К.У. в процессе обходов, при этом делают соответствующие записи показаний контролирующих параметров в оперативной документации.

При этом должны проводятся:

• профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора в соответствии с ПТЭ.(чистка трубок конденсатора, опрессовка КЭН и КУ с целью присосов в вакуумную систему, заглушка худых трубок).

• чистки конденсаторов должны проверяться при увеличении Рк>чем на 0,005 кгс/cм по сравнению с нормативным.

Оперативный контроль режима работы К.У. в основном включает:

контроль воздушной, гидравлической плотности, Рк и Tк.

Контроль воздушной плотности конденсатора

Величина присосов воздуха контролируется и согласно ПТЭ не должна превышать значений, определенных по формуле:

Gв=8+0.065 Nэ (кг/ч);

в диапазоне нагрузок 40-100%. Значительные присосы воздуха вызывают перегрузку воздухоудаляющих устройств и ухудшение вакуума, существенно снижается коэффициент теплопередачи и увеличивается недогрев , а также приводит к насыщению конденсата кислородом. Содержание кислорода в конденсаторе не должно превышать 20 мкг/кг. Контроль воздушной плотности осуществляется по содержанию кислорода в основном конденсате и в случае превышения норм отыскивают неплотности используя галоидный течеискатель, производят опрессовку оборудования, уплотнений, паровая опрессовка.

Контроль гидравлической плотности

Ведется по наличию повышенной жесткости в основном конденсате ( по норме Ж<1мкг-экв/кг для прямоточных котлов и <3 мкг-экв/кг для барабанных котлов). Контроль О₂ и Ж осуществляется при регулярном хим. анализе основного конденсата персоналом хим. лаборатории. К мероприятиям по повышению гидравлической плотности котла относятся: применение двойных трубных досок, нанесение специальных мастик в месте вальцовки трубок, приварка трубок к трубным доскам. В случае неплотности трубок ТГ разгружают, вскрывают половину котла, устраняют неисправность и восстанавливают работу ТГ. Контроль гидравлической и воздушной плотности осуществляет персонал ХЦ.

Контроль вакуума (Рк) в конденсаторе

Рк=(В-Н)/735.6 кг/см² ; где В – барометр равный в мм. Рт. ст.

Н – показание вакуометра в мм. Рт. ст.

Рк – абсолютное давление в конденсаторе

V=(В/Н)*100% ;

Существует понятие номинального, предельного и экономического вакуума.

Номинальный вакуум – это расчетное значение вакуума при проектировании турбоагрегата.

Предельный вакуум - определяется расширяющей возможностью лопаток последней ступени.

Экономический вакуум – такой, при котором прирост затрат мощности на создание вакуума меньше, чем прирост дополнительной мощности турбины вызванный снижением Рк.

По условиям эксплуатации в принципе вакуум может быть изменен от минимального до предельного и даже в некоторых случаях больше.

Предельный вакуум и, тем более, сверх предельный нежелателен как с точки зрения экономичности, так и в связи с усиленным эррозийным износом последних ступеней.

Общий контроль качества работы К.У. осуществляет соответствующая служба ПТО и администрация цеха на основании суточных записей, показаний контролируемых величин по К.У.

Работу К.У. оценивают по:

Рк; t = tв2 - tв1; t = tн – tв2 которые сравнивают с нормативными выражениями зависимостями t=f(Дк); Рк=(Дк); tпв; при этом увеличение t указывает на недостаток охлаждающей воды и уменьшение кратности охлаждения.

Увеличение t говорит об уменьшении К, обусловленным загрязнением трубного пучка или большими присосами.

Повышение давления в конденсаторе является всегда следствием всех перечисленных причин.

При необходимости, администрация дает соответствующие указания ( увеличивать или уменьшать W за счет изменения угла альфа ЦЭН, чистка трубок конденсатора устранение не плотностей в вакуумной системе и т.п.

Контроль t_конд при данном давлении

Недопустимо переохлаждение конденсата: то есть тогда когда tк<tнас: так как q2 увеличивается и ухудшается деаэрационная возможность конденсатора.

Типовые неисправности в работе К.У.

1. Снижение расхода охлаждающей воды: из-за завоздушивания сливного циркводовода:- необходимо проверить работу ЭЦ и слив циркводы .

2. Запаривания эжекторов – малый расход конденсата через охладитель эжекторов.

3. Захлебывание эжекторов – увеличенный уровень конденсата в охладителе эжекторов.

4. Внезапное снижение вакуума по причине:

• прекращение подачи пара на концевые уплотнения ТГ

• упуск уровня в К- срыв работы КЭН и запаривание эжекторов

• переполнение уровня в К и перекрытие труб отсоса и в. среды;

• нарушение плотности в конденсаторе;

Останов конденсационной установки

1. После останова ротора ТГ следует срыв вакуума

2. Прекращается подача пара на уплотнения турбины, отключение эжектирующей установки,

3. Отключение контура циркуляции основного конденсата, осуществляется после вывода ПВД в холодный резерв .

4. Схему циркуляционной воды отключают при tвыхл патрубка< 55 ⁰С.

Лекция 4 Эксплуатация системы регенерации

Все энергетические ПТУ реализует регенеративный цикл или же регенеративный с пром. перегревом , т.е. рабочее тело в системном тракте ПТУ подогревается в соответствующих регенеративных подогревателях паром, частично отработанным в турбине; тем самым повышается термический КПД цикла и экономичность ПТУ.

Регенеративные подогреватели делятся на ПВД и ПНД.

ПНД устанавливаются в тракте основного конденсата и их трубная часть находится под давлением конденсатных насосов, т.е. сравнительно низком давлении < 25 кг/см кв.

ПВД устанавливаются на напоре питательных насосов, т.е. с давлением (60-400) ати. К ПВД есть особые требования при эксплуатации.

С точки зрения экономичности ПТУ доказано, что количество регенеративных подогревателей не должно превышать 7-9, т.е. 4-5 ПНД и 2-3 ПВД, а в схемах АЭС не более 3-х.

В современных ПТУ могут применяться камерные и коллекторные ПВД. В нашей стране применяются только вертикальные коллекторные ПВД, включающие спиральные змеевики из стальных углеродистых труб диаметром 32 мм и с толщиной стенки 4-5 мм. Примерно до 70-х годов для ПТУ ТЭС применялись в основном поверхностные ПНД с латунными трубками. В связи с ужесточением требований к качеству питательной воды пришли к ПНД с нержавеющими трубками, что значительно увеличило стоимость ПНД, которая стала соизмерима со стоимостью турбины. Поэтому основным недостатком поверхностных ПНД является их высокая стоимость и значительный недогрев до 10 С. Для исключения этих недостатков в настоящее время находят широкое применение смешивающие подогреватели. Меняют в первую очередь ПНД-1,2. Как показал опыт их эксплуатации, они надежны, не чувствительны к повышенному содержанию кислорода, дешевы.

Схема ПВД

Лекция 5 Основные принципы эксплуатации системы регенерации

Принципы:

1. В производственных инструкциях должны быть отражены: структура режимов работы и оперативных состояний системы регенерации.

2. Содержание системы регенерации в том или ином оперативном состоянии и последовательность выполнения операций при смене оперативного состояния должны быть регламентированы инструкциями.

3. Регенеративные пароводяные подогреватели вначале включения по воде, затем по пару.

Выполнению этих операций предшествуют подготовительные работы:

• контроль комплектности и исправности систем

• сборка схемы для заполнения

• заполнение, опрессовка и проверка отсутствия дефектов

• включение в работу

4. Для ПВД осуществляется проверка плотности всей запорной арматуры ( включая плотность запорных клапанов) и быстродействие срабатывания защиты.

5. Не допускается заполнение трубной системы ПВД при неисправной или отключенной защите по увеличению уровня.

6. Включение ПНД по пару при пусках турбины чаще всего осуществляется после синхронизации и набора минимальной нагрузки. В некоторых случаях набор вакуума на турбине осуществляют при включенных ПНД. Отключаемые ПНД могут отключаться и включатся при любой нагрузке турбогенератора.

7. Подключение ПВД по пару осуществляется при нагрузке не ниже 25% от номинальной, штатное включение ПВД (со сбросом конденсата греющего пара ПВД в ПНД или деаэратор при нагрузке 0.45Дномин). Подключение и отключение ПВД может осуществляться на работающем ТГ при этом должно контролироваться давление в контролируемых ступенях турбины.

8. Плановое включение регенеративных подогревателей и отключение по пару должно осуществляться ступенчато с выдержками времени для обеспечения равномерного прогрева подогревателей.

9. При подключении регенеративных подогревателей по пару и исключения переполнения подогревателя необходимо контролировать и регулировать перепад давления на подогревателях, включаемых по каскадной схеме .

10. Для обеспечения номинального недогрева в подогревателях эксплуатация подогревателя должна осуществляться с включенной системой отсоса паровоздушной смеси из межтрубного пространства подогревателя.

11. Персонал обязан контролировать параметры работы подогревателей и принимать своевременные меры по достижению нормативных показателей работы подогревателей.

12. Не допускается эксплуатация схемы регенерации при неисправных защитах и автоматики поддержания уровня в подогревателях.

Обслуживание подогревателей

При приемке смены осуществляется обход, контроль правильности содержания в оперативных состояниях, контроль параметров работы, контроль отсутствия дефектов, чистоты рабочих площадок, освещения. Для ПВД, контроль правильности включения защит и блокировок.

Не допускается эксплуатация подогревателей с проскоком пара (без уровней конденсата греющего пара). Необходимо контролировать также правильность подачи электропитания на щиты управления ПВД и ПНД.

В течение смены осуществляются периодические обходы системы, контролируются те же позиции, что и при приемке смены, делается запись показаний контролируемых параметров в оперативной документации, при необходимости, осуществляется совмесно со старшим машинистом цеха переключения, при этом ставится в известность машинист турбины.

При срабатывании защиты от повышения уровня персонал обязан контролировать правильность срабатывания исполнительных органов защиты и исключить перегрузку турбины, при этом может быть оповещение по громкой связи об аварийном отключении ПВД для персонала котельного отделения.

Особые режимы эксплуатации подогревателя:

1. Использование отключения ПВД для перегрузки турбины при прохождении максимумов нагрузки.

2. На теплофикационных турбинах в некоторых случаях для увеличения отпусков пара на производство отключают ПНД – 4 или ПНД – 1 для увеличения отпуска тепла с горячей водой, Данные режимы могут быть использованы только после выполнения необходимых реконструкций, разработки соответствующих инструкций и обучения персонала.

Лекция 5 Эксплуатация деаэрационной установки

Назначение; классификация; обвязка деаэратора; эксплуатация.

1. Назначение деаэратора – обеспечение высокой степени деаэрации питательной воды. Содержание О2 в питательной воде регламентируется ПТЭ и для ПТУ с Р0=>90 не должно превышать 10 млг/кг. Деаэратор состоит из деаэрационной головки и емкости. Емкость бак обеспечивает работу блока на полной нагрузке в течении 5 минут. Деаэрация питьевой воды происходит непосредственно в деаэрационной головке деаэратора.

2. Классификация: деаэраторы классифицируются как вакуумные, атмосферные и высокого давления.

Вакуумные деаэраторы Р< 1 атм применяют в основном в схемах деаэрации подпиточной воды теплосети.

Вакуум в них создается эжектирующими устройствами (водоводяными или пароводяными); греющей средой может служить прямая сетевая вода или пар из коллектора собственных нужд.

Атмосферные деаэраторы Рд= 1.3 атм - применяют на ТЭС в схемах деаэрации добавочной ХОВ для подпитки блоков (ТЭЦ), а также для подпитки тепло сети с закрытым водоразбором.

Греющая среда – пар с коллектора собственных нужд. (0.8 – 2.5) атм.

Деаэраторы высокого давления Д – 7 или Д – 10. Применяются в основном контуре ПТУ: греющей средой является регенеративный пар с Т.Г.; давление зависит от параметров отборов Т.Г.; деаэраторы устанавливаются между регенеративными ПНД и ПВД: деаэратор условно разделяет питательный тракт ПТУ на тракты (или технологические схемы) основного конденсата и питательной воды.

1. Обвязка д – 7 ата блочных тэс (деаэратора высокого давления).

2. Особенности обвязки деаэратора неблочных ТЭС (Уравнительная по пару, питательной воде, работают в параллель, при постоянном давлении).

3. На деаэратор наносится теплоизоляция и окожуховка.

4. Для обслуживания выполняются специальные площадки обслуживания.

5. К основным потокам следует относить конденсат, пар.

Эксплуатация деаэраторов

Общие положения:

1. Деаэратор до пуска регистрируется в органах госгортехнадзора.

2. Разрешение на эксплуатацию дает инспектор котлонадзора, после регистрации и освидетельствования.

3. Разрешение на пуск дает ответственное лицо за исправное содержание и безопасную эксплуатацию.

4. До включения в работу должны быть настроены предохранительные клапана на Ркл = Рраб + 0.2 кг/см кв.

5. Эксплуатация деаэратора включает следующие режимы: пуск, останов, нормальная эксплуатация, аварийный режим.

6. Деаэраторы могут содержаться в работе, ремонте, резерве, консервации. Причем ремонт деаэратора блочной ТЭС может осуществляться только при останове турбогенератора.

Пуск деаэратора включает подготовительный этап и включение в работу:

На подготовительном этапе осуществляется:

• контроль элементов обвязки деаэратора на предмет комплектности и исправности ( изоляция, окожуховка, надписи, состояние арматуры, площадки обслуживания, приборов КИП, стекол, арматуры, фланцевых разъемов).

• Опробование защит и блокировок осуществляется в соответствии с инструкцией.

На деаэраторах могут быть введены следующие защиты и сигнализации:

а) защита по увеличению Н до второго предела- действует на отключение энергоблока;

б) блокировки - открытие аварийного перелива при увеличении уровня до первого предела.

в) сигнализация: увелич.(уменьш.) Р, Н, срабатывание задвижки аварийного перелива, открытие задвижки на резервном источнике пара.

• подача греющего пара от коллектора собственных нужд 8-18 ата при резком снижении давления в деаэраторе;

• срабатывание предохранительных клапанов при увеличении Рд более чем на 0.2 ата от Рраб.

Пуск деаэратора

1. Сборка схемы для прогрева.

2. Прогрев деаэратора паром в течение 20-30 минут от стороннего источника пара (0.2-0.5) ата.

3. Подача конденсата турбины или ХОВ и набор уровня в деаэраторе.

4. Включение питательной установки на рециркуляцию.

Дальнейшая готовность деаэрационной установки зависит от типа ПТУ- блочная или неблочная.

Для блочной ПТУ деаэрационная установка считается готовой к работе после вывода ее на атмосферный режим деаэрации, т.е. Ризб. = (0.2- 0.5) кг/см кв. и tпв.= 104- 105 С. Как правило после вывода деаэратора на этот режим начинается набор вакуума на ТГ и заполнение котла питательной водой.

Для неблочной ПТУ деаэратор работает в параллель на коллектор питательной воды, поэтому перед их включением в параллельную работу необходимо доводить параметры (Р. t) до значений, близких к параметрам работы деаэраторов, соблюдая при этом правила прогрева и включения трубопроводов пара и горячей воды, а также руководствуясь соответствующими местными инструкциями на ТЭС.

Питание деаэратора паром в начальных стадиях пуска осуществляется от стороннего источника . В дальнейшем питание переводят от регенеративных отборов ТГ . Если деаэраторная установка была отключена более 3 суток, то осуществляется опробование защит и блокировок.

Нормальная эксплуатация деаэраторов

Персонал, щит управления, задачи и обязанности.

Управление пуском и эксплуатацией деаэрационной установки осуществляется с БЩУ МЭБОМ для блочных ТЭС или с МЩУ обходчиком по деаэрационной установке для неблочной ТЭС.

Основные обязанности оперативного персонала заключаются в том, чтобы:

1. поддерживать заданный уровень в баке аккумуляторе деаэратора или деаэраторов, воздействуя на РУД.

2. поддерживать заданное давление в деаэраторе согласно режимных карт или соответствующей инструкции по обслуживанию деаэрационной установки, воздействуя на РДД.

3. контролировать параметры ( СО2, О2 до и после деаэратора) и состояние оборудования, схемы обвязки деаэратора при периодических обходах.

Для обеспечения качественной и безопасной эксплуатации деаэратора необходимо учитывать следующие условия:

1. Содержание О2 и СО2 за деаэратором регулируется величиной выпара из головки деаэратора. Контроль за О2 и СО2 осуществляет персонал хим. цеха. Регулировку режима осуществляет персонал КТЦ. Величина выпара для деаэратора высокого давления должна быть не менее (1.5-2) кг/тонну пара.

2. Нагрев основного конденсата в деаэраторе должен быть не менее (5-6) С, (иначе ухудшается условия вентиляции головки деаэратора, т.к. мал расход пара, то ухудшается качество деаэрации питательной воды) и не более (12-15) С, т.к. могут появляться гидроудары из-за большого расхода пара и подбрасывания воды кверху.

3. В течение смены должны проводиться обходы установки, при этом сверяются уровни по стеклу и сниженным приборам. Контролируется отсутствие дефектов и оформляются соответствующие записи.

4. Известно, что для блочных ПТУ экономичнее эксплуатировать Д.У. при изменении нагрузки на энергоблоке на скользящем давлении, т.е. по мере снижения Nэ снижаются Р отб., температура потоков, сбрасываемых в деаэратор, снижается и давление в деаэраторе.

Останов деаэрационной установки

Для блочной ТЭС - останов деаэрационной установки связан с разгрузкой и остановом энергоблока. При этом для устойчивой работы питательной установки желательно, перед отключением ТГ, перевести питание паром деаэратора от парового коллектора собственных нужд, а выпаривание в атмосферу. После отключения ТГ деаэрационную установку перевести в атмосферный режим (т.е. постепенно снижать Рдеаэр до 0.5-1 кг/см) при этом БЭН или ПЭН, как правило, работает на рециркуляцию. Далее отключают пар, конденсат и ПЭН.

Для неблочной ПТУ – деаэратор выводят из параллельной работы постепенно, отключают его от тепловых потоков ( кроме линии рециркуляции ПЭН и основного конденсата ), контролируя уровень и не допуская резких отклонений уровня в деаэраторе.

Выпар переводят в атмосферу. Ставят ПЭН на рециркуляцию, отключив его от напорного коллектора питательной воды. Снижая расход основного конденсата и греющего пара плавно переводят в атмосферный режим, вплоть до полного расхолаживания. Отключают пар, конденсат и ПЭН.

Следует помнить:

• Нельзя допускать резкого снижения давления в деаэраторе.

• Подачу конденсата отключают в последнюю очередь.

Аварийные ситуации

1. Переполнение бака деаэратора – открывается перелив на блокировке, дополнительно может быть открыто опорожнение, снижается подпитка блока. Эта ситуация характерна при отключении энергоблока или турбогенератора.

2. Понижение уровня в деаэраторе – необходимо увеличить подпитку деаэратора или снизить Nэ.

3. Резкое снижение Рд – опасное явление, т.к. возможны гидроудары из-за резкого вскипания водыв баке и срыв БН или ПЭН, прекращение питания котла. Ситуация характерна при отключении энергоблока или турбогенератора. Во избежание этого должна быть задействована блокировка по подаче пара от постороннего источника, а при нормальной работе надежнее держать уровень в деаэраторе по возможности высокий.

4. Повышенное содержание О2 и углекислоты. Причинами этого могут быть:

• малый выпар – открыть больше;

• малый расход греющего пара – плохая вентиляция деаэрационной головки (для увеличения расхода греющего пара в деаэраторе иногда снижают расход пара на ПНД – 4).

• Тепловая перегрузка деаэрационной головки – улучшить работу ПНД.

Дефекты на деаэраторе:

1. Свищи в трубопроводах обвязки.

2. Пропаривание фланцевых разъемов.

3. Неисправность уровнемерных стекол

Лекция 6 Эксплуатация питательной установки

Назначение, структура технологических схем в различных эксплуатационных режимах.

Назначение питательной установки: предназначен для питания котельного агрегата питательной водой соответствующего качества. Качество питательной воды регламентируется ПТЭ, как для прямоточных так и для барабанных котлов. Также регламентируется: Ж. Содержание Na, SiO, Fe, O2, p, H гидразин, углекислоты питательной воды

Схема ТЭС с поперечными связями

Особенности схемы:

1. Имеются поперечные связи по всасывающим и напорным коллекторам питательных насосов.

2. Используется сдвоенная электрофицированная арматура на напорных коллекторах питательных насосов.

3. Для подачи питательной воды по мимо ПВД в случае их аварийного отключения можно использовать индивидуальную схему по мимо ПВД или один или два трубопровода для всех ПВД.

4. В схеме используется в основном ПЭН (т.е. с приводом электродвигателя И = 6000 В).

5. Регулирование производительности питательной воды на котле осуществляется за счет дросселирования в регуляторах СУП и за которыми изменение количества работающих питательных насосов (очень важно чтобы на станции были режимные карты работы питательных насосов в зависимости от мощности станции).

Для надежного питания котлов в обязательном порядке предусматривается горячий резерв по питательным насосам.

Особенности обвязки питательных насосов

1. Питательные насосы, как правило, центробежного типа, многоступенчатые, обеспечивают большую производительность при высоких напорах ( напор выбирается на Рном острого пара *1.25= Рном за турбиной).

2. Компенсация осевых усилий на роторе питательного насоса осуществляется за счет устройства гидропяты: F= ( Pн – P всас) S.

Наличие гидропяты предъявляет особое требование к эксплуатации питательных насосов, выраженное в том, что не допустим срыв работы ПЭН, т.к. он ведет к выходу из строя ПЭН.

Причины срыва питательных насосов:

1. Включение ПЭН на открытую напорную задвижку на незаполненном трубопроводе.

2. Включение ПЭН при незаполненной гидравлической части насоса или при не удаленном воздухе.

3. Запаривание насоса, которое происходит при работе ПЭН в безрасходном режиме

4. Для исключения запаривания в схеме обвязки предусмотрена линия рециркуляции со специальной дроссельной вставкой, которая обеспечивает снижение перепада давления на вентиле рециркуляции.

Линия рециркуляции – открытие линии рециркуляции по блокировки или от уменьшения расхода через ПН меньше 30% и при закрытии напорной задвижки.

В некоторых случаях вводят блокировку, действующую на закрытие вентиля рециркуляции при увеличении расхода питательной воды более 30%.

Лекция 7 Линия прогрева

Схема прогрева корпуса питательного насоса ПН: выполнена в виде трубопровода с Ду< 25 мм со сбросом питательной воды в бак низких точек и режимов конденсаторов.

Предназначение: для прогрева корпуса ПН находящегося в режиме АВР, а также при плавных включениях ПН.

На ТЭЦ с поперечными связями используются ПН с приводом от электро двигателя 6 кВ . Смазка подшипников ПН осуществляется от индивидуальных маслостанций монтируемых под фундаментом ПН при этом используются подшипники скольжения.

Схема маслостанции

В схемах используются насосы объемного типа, шестеренчатого не менее двух штук предназначены для работы и один в резерве.

Особенности этих насосов : они не допускают работы в безрасходном режиме и для исключения недопустимой опрессовки систем. В насосе устанавливают сбросные клапана, которые настраиваются на определенное давление.

Предусмотрена линия регенерации для прогрева масла регулировки давления на подшипниках насоса и опробования маслонасоса.

В некоторых случаях вентиль рециркуляции пломбируется (ставится пломба для фиксации его положения).

Для увеличения ресурса маслонасоса их отключают и ставят в режим АВР при постановке ПН на АВР. Для ПН АВР осуществляют по двум импульсам:

• по уменьшению Рпит. Воды в напорном коллекторе ПН.

• При аварийном отключении работающего ПН; при этом резервный включается в следующей последовательности:

В ПН используются щелевые – кольцевые уплотнения

Сейчас могут дополнительно использоваться торцевые уплотнения, которые исключают протечку конденсата в дренажные каналы и упрощает настройку работы уплотнений.

Так как для приводов ПН используют мощные электродвигатели до 8 МВт, то для их работы требуются надежные системы охлаждения стали и меди эл. двиг. , для чего используют системы воздушного охлаждения, воздух прогоняем в зазоре между статором и ротором электродвигателя, также используются системы охлаждения стержней статора. Эти системы обслуживает персонал электроцеха. Имеются защиты действующие на отключение электродвигателей при нарушениях в работе этих систем.

Особенности обслуживания электродвигателей 6 кВ.

• При включении электродвигателей ключ удерживается не менее 3 – 5 сек.

• Контролируется время разворота ( время за которое ротор раскручивается до номинальных оборотов) ПН которое может составлять 5 – 10 сек и которое контролируется по резкому уменьшению тока статора.

• Ограниченное число включений электродвигателя (2 раза из холодного состояния и 1 раз из горячего. В других случаях согласуется с персоналом электроцеха.)

• Опробование защит и блокировок осуществляется при сборке схемы двигателя в испытательном положении.

• Перед сборкой электрической схемы двигателя в работчее положение особое внимание уделяется чистоте подстуловой изоляциии электродвигателя (по периметру электродвигателя а также состояние клемных коробок и подводящего кабеля).

ПН имеют защиты и блокировки и сигнализации при отключении контролируемых параметров.

Защиты:

1. действующие на отключение:

- по недопустимому осевому сдвигу ротора ( по недопустимому увеличению давления в камере регулирования ступеней).

• по уменьшению давления в системе смазки.

• По уменьшению или увеличению давления питательной воды во всасывающем и напорных трубопроводах.

Блокировки:

- открытие вентиля рециркуляции. Все отклонения контролируются параметрами от диапазона фиксируются сигнализацией.

Обязанности оперативного персонала при обслуживании питательной установки.

1. Осуществляется контроль правильности вывода в соответствии оперативное состояние при приеме смены.

2. Осуществляется правильный своевременный перевод ПН в соответствии оперативного состояния.

3. Осуществляется периодический контроль работы питательной установки в течении смены с записью в оперативной документации параметров работы, предупреждать возникновение аварийных ситуаций и в случаях их возникновения правильно ликвидировать.

Обслуживание питательной установки осуществляет старший машинист и обходчик турбины.

Для питательной установки бывают резервы:

• холодный

• горячий

• вращающийся резерв

Содержание пн в состоянии работы

1. открыты: 1, 2, 6

закрыты: 3, 4

5 – открыта, если Дп.в < 0.3 Днасоса ном.

5 – закрыта, если Дпв > 0.3 Дн.н

В работе:

• система смазки

• система подачи конденсата

• система охлаждения электродвигателя

• Электрическая схема двигателя арматура собрана, задвижки исправны и комплектны.

2. Р, t, Д – показатели находящиеся в регулировочном диапазоне

Резерв – холодный.

Открыты: 1, 5 - насос заполнен

Закрыты: 3, 2, 4, 6 - вытеснен воздух из гидравлической части.

В работе:

• система смазки

• система охлаждения двигателя

• схема электродвигателя и привода собрана и находится в исправном состоянии

Р,t определяются параметрами работы деаэратора

Резерв холодный (АВР)

По тепловой части насос содержится в состоянии «работа» за исключением следующих позиций:

• электродвигатель отключен

• вентиль рециркуляции 5 открыт

• вентиль 4 открыт и проточная часть ПН прогрета

• система смазки в режиме АВР

По электрической части ключи переключения АВР ПН находится в соответствующем положении.

АВР работает по уменьшению Рпв и уменьшению Дпв по отключению работающего ПЭНа. При неплотности обратного клапана ( о чем свидетельствует вращение ротора насоса в обратную сторону) насос в режиме АВР не ставится. На пульте управления ПН для режима АВР должно отсутствовать сигнальное табло указывающее какую - либо неисправность.

В течение смены при обходах контролируется следующее:

1. Вибрация, отсутствие дефектов в системе, состояние тепловой изоляции и окожуховки и параметры питательной установки. Обход 1 раз в 2 часа.

Питательный насос должен быть остановлен в следующих случаях:

• не срабатывании защит и явном отключении насоса от нормальной эксплуатации

• при возникновении дефектов препятствующих эксплуатации насоса

• при загорании электродвигателя и других пожарах, когда обслуживание ПН не возможно

• при всех ситуациях , когда работа ПН угрожает жизни работающего персонала.

Особенности питательной установки блочных тэс

1. Обеспечение устойчивой работы ПН в схеме предусмотрены бустерные насосы БН, которые обеспечивают необходимый подпор для устойчивой работы ПН испытывающий срыв. БН центробежного типа , типа Д.

2. ПН и БН имеют во всасывающих трубопроводах сороулавливающие сетки исключающие попадание частиц в ПН, что важно в режимах пуска. Схема обвязки обеспечивает промывку сеток не останавливая энергоблок. Энергоблоки до 200 МВт имеют Электрический ПН оборудованный редуктором и гидромуфтой для регулирования производительности в диапазоне 15 – 16% Дном. Энергоблок 300 МВт включают ПУТ которая содержит питательный электронасос, обеспечивающий пуск энергоблока и нагрузку до 55% от номинальной, а также ТПН обеспечивающий регулировочный диапазон энергоблока. Энергоблок 500 МВт и более включают ТПН (не менее 2), турбины конденсационного типа, подача пара на которые осуществляется от регенеративных отборов, а в режиме пуска от парового коллектора собственных нужд. Между приводом турбины и ПН устанавливают редуктор повышающий обороты ПН и обеспечивает пониженные обороты БН.

Лекция 8 Обслуживание маслосистемы турбогенератора

В настоящее время используются два типа маслосистем:

1. На турбогенераторах мощностью до 200 МВт включительно характерная особенность в том, что главный маслонасос размещается на роторе турбогенератора и в схеме установлен главный маслобак, обеспечивающий маслом три технологические системы:

• систему смазки подшипников турбогенератора,

• система уплотнения корпуса турбогенератора (если турбогенератор имеет водородное охлаждение),

• система регулирования турбины (используется масло МС-20).

2. На турбогенераторах мощностью более 200 МВт, у которых главный маслобак располагается на нулевой отметке, где устанавливаются главные, резервные и аварийные маслонасосы и маслом обеспечивается система смазки турбогенератора и система уплотнения корпуса турбогенератора (если водородная система охлаждения). Данные турбины имеют индивидуальную систему регулирования, включая главный маслобак, систему охлаждения, насосы, фильтры и т.д. В качестве рабочей жидкости используются огнестойкие жидкости типа «Иввиоль», на харьковских турбинах – дистиллят.

Схема обвязки маслобаков.

ДМБ – доливочный маслобак, предназначен для доливки главного маслобака (ГМБ), масло подается только очищенное.

ГМБ – главный маслобак имеет два отсека: чистый и грязный, разделенных одной или двумя сетками, из чистого отсека масло подается к маслонасосам смазки (МНС) и маслонасосам уплотнения (МНУ). Устанавливают уравнемерное стекло для исключения перелива через верх. ДМБ и ГМБ устанавливаются переливные трубы с гидрозатвором.

В ГМБ устанавливается маслоуспокоительное устройство для исключения вспенивания масла, а в маслосистеме турбогенератора мощностью до 200 МВт устанавливаются инжекторы смазки и инжекторы главного маслонасоса. ГМБ обвязывается индивидуальной маслоочистительной установкой, включая фильтропрессы и центрифугу, которая в зависимости от настройки режима обеспечивает очистку масла от механических примесей или от влаги. Для слива отстоявшейся влаги из ГМБ предусмотрен специальный дренаж 1

ГМБ оборудуется сигнализацией по контролю уровня, системой пожаротушения (обеспечивается ввод углекислоты ) и системой вентиляции, включая эксгаустер 2. Со сливного маслопровода уплотняющих подшипников генератора, имеющего эксгаузер 3, обеспечивающий удаление скопившегося водорода в сливном маслопроводе и оборудуется специальным гидрозатвором для исключения попадания водорода в ГМБ.

БАСМ – бак аварийного слива масла – бетонная емкость, установленная вне главного корпуса на территории станции, предназначенной для слива масла из ГМБ в случае возникновения пожаров в маслосистеме.

БГМ – бак грязного масла – устанавливается на минусовой отметке турбинного отделения, обвязывается маслонасосом и уровнемерным стеклом, предназначенного для сбора утечек с сальников маслонасосов, масляных фильтров, маслоохладителей, элементов окожуховки фланцевых разъемов маслопроводов. Для исключения попадания масла в оборудование они окожуховываются. Масло из БГМ откачивается на регенерацию.

Обслуживание маслосистемы включает следующие операции:

1. При нормальном обслуживании оборудования.

а) осмотр маслосистемы при приемке смены

б) контроль работы маслосистемы в течение смены

в) производство доливом масла

г) очистка масла

д) подготовка маслосистемы к сдаче смены.

2. При пуске турбогенератора.

а) подготовка и включение маслонасосов

б) опробование защит и блокировок

в) включение маслосистемы в работу

3. При ликвидации аварийных ситуаций:

а) при нарушении плотности маслопроводов

б) при резком повышении температуры масла

в) при пожаре маслосистемы.

Рассмотрим более подробно эти ситуации. При осмотре маслосистемы, как при приемке смены, так и во время смены, обращается внимание на отсутствие течей, контролируются: уровни масла в маслобаках, наличие пломб и правильность положения арматуры (открыто или закрыто), работа эксгаустеров, регенеративной установки, правильность постановки резервных и аварийных насосов на АВР (ключи блокировок, арматура, сборка электросхем), температура масла, работа приборов контроля температуры масла, наличие средств пожаротушения.

В течение смены проводят периодические осмотры оборудования маслосистемы, делают соответствующие записи в журнале наблюденийи журнале дефектов. Регулируют температуру масла, при необходимости включают или отключают регенеративную маслоустановку, проводят долив масла, организуют перекачку на регенерацию и т.д.

При производстве доливка масла и его очистке особое внимание обращают на правильность сборки технологических схем и недопущения переливов и разливов масла.

Подготовка маслосистемы к сдаче смены сводится к выполнению соответствующих записей в оперативной документации и уборке масла в местах технологических протечек.

Операции по пуску турбогенератора из холодного состояния начинают с включения маслосистемы. Если температура масла ниже 30 градусов, то запрещается включение валоповоротного устройства и требуется предварительный прогрев масла до температуры более 35 градусов. Прогрев масла осуществляют либо прокачкой масла через систему смазки и регулирования при отключенных по воде маслоохладителях, либо подогревают масло сетевой подогретой в маслоохладителях водой. Для этого делается соответствующая врезка в маслоохладитель.

Подготовка и включение маслонасосов в работу выполняется согласно описанных ранее правил, т.е. заполнение насосов, удаление воздуха, включение на закрытую напорную задвижку, подача масла в систему смазки. После прогрева масла включаются ВПУ, регулируется давление масла в системе смазки сбросным клапаном, опробуются защиты и блокировки, аварийные маслонасосы ставятся на АВР, пломбируется запорная арматура на МНС в соответствующем положении, проверяется работа системы регулирования. При воздействии на синхронизатор перемещение РК, диафрагм, СК должно быть плавным без заеданий и толчков. При воздействии на кнопку аварийного останова, СК, РК и диафрагмы должны мгновенно закрываться. При возникновении аварийной ситуации в маслосистеме и невозможности восстановления режима производят разгрузку турбогенератора и его отключение. Причинами повышения температуры масла могут быть: резкое повышение нагрузки турбогенератора, нарушение работы маслоохладителей по причине их завоздушивания и прочее. При возникновении пожаров в маслосистеме турбогенератора и невозможности его устранения производят аварийный останов турбогенератора со срывом вакуума. При загорании масла в ГМБ производят слив масла в БАСМ и производится подача углекислоты в ГМБ.

Особенности эксплуатации маслобаков

1. Осуществляется контроль уровней во всех маслобаках и отсутствие дефектов при приемке – сдаче смены, периодически в течение смены.

2. Подача масла в маслобаки после их ремонта осуществляется после акта приемки на чистоту баков в присутствии представителей администрации цеха по наряду – допуску. При этом предусматриваются исполнители – ответственные лица и средства пожаротушения. При первичной заливке ГМБ присутствие пожарной охраны обязательно.

3. Заливка свежего масла осуществляется только после взятия анализов качества этого масла и проверке его соответствия требованиям ПТЭ.

4. При эксплуатации ГМБ необходимо контролировать перепад на сетке и при необходимости организуется очистка этих сеток.

5. Не допускается включение МНС и МНУ и эксплуатация турбогенератора, если уровень минимальный, о чем свидетельствует сигнализация.

6. При работе центрифуги необходим тщательный контроль оборудования.

7. Не допускается эксплуатация без работы эксгаустеров и системы пожаротушения.

Система подачи масла к подшипникам турбогенератора мощностью более 200 мвт

ПНН – пусковой маслонасос с приводом от электродвигателя переменного тока, обеспечивает подачу масла в режимах пуска и останова, в системе смазки и АСР турбины до момента выхода ГМН в номинальный режим работы. ГМН обеспечивает номинальные параметры при оборотах ротора турбогенератора боле 2850. Давление масла в АСР в зависимости от типа турбины поддерживается на уровне от 16 до 45 атмосфер, в системе смазки подшипников давление менее 1,5 атмосфер. РМН – резервный маслонасос с приводом от переменного тока, обеспечивающий подачу масла в систему смазки при соответствующем снижении давления масла. АМН – аварийный маслонасос с приводом электродвигателя постоянного тока, включается только при аварийном снижении давления масла в системе смазки.

Способы повышения надежности маслоснабжения подшипников турбогенератора.

Одним из таких мероприятий является установка аварийных емкостей под каждым подшипником турбогенератора. В этом случае снабжение подшипников маслом обеспечивается из напорных баков, которых хватает при отключении всех маслонасосов на полное время выбега ротора при отключении турбогенератора. Ко второму мероприятию можно отнести применение гидростатической смазки подшипников. Суть состоит в том, что под шейку ротора подают масло высокого давления (100 – 120 кгс/см2) и ротор как бы всплывает даже в неподвижном состоянии, что предотвращает износ баббитовой заливки подшипника при включении ВПУ.

Лекция 9

Схема уплотнений корпуса генератора

Большинство турбогенераторов мощностью 25 МВТ и более имеют водородное охлаждение статора и ротора. Водород в качестве агента, охлаждающего обмотки ротора и статора генератора, имеет некоторые преимущества по сравнению с воздухом. Теплоемкость водорода почти в 10 раз больше, чем у воздуха, а удельный вес водорода значительно меньше.

Первое обстоятельство существенно улучшает охлаждение, второе – уменьшает расход мощности на вентиляцию электрического генератора. В тоже время применение водорода значительно осложняет маслосистему турбогенератора и ее эксплуатацию. Смесь водорода с воздухом при концентрации от 3,3 до 81,5 % является взрыво- и пожароопасной. Поэтому требуется надежное уплотнение корпуса генератора в местах выхода ротора генератора из корпуса, где возможен контакт водорода с воздухом.

Уплотнение обеспечивается специальными уплотняющими подшипниками. Наиболее надежной конструкцией уплотняющего подшипника считается конструкция с подачей прижимного масла на прижимной вкладыш и уплотняющего масла в конструктивные зазоры подшипника.

Давление этих потоков масла регулируется автоматически с помощью регулятора прижимного масла ( РПМ ) и регулятора уплотняющего масла ( регулятора перепада давления ). Регулятор перепада давления постоянно поддерживает перепад между давлением уплотняющего масла и давлением водорода в корпусе генератора. Причем давление масла больше давления водорода на 0.8 ати.

В схемах без РПМ уплотняющий вкладыш прижимается при помощи специальных пружин. Конструкция считается менее надежной, так как возможны перекосы из – за различной упругости, в результате чего в режимах пуска возможны утечки водорода.

Схема включает насосную группу, состоящую из трех рабочих маслонасосов уплотнений ( МНУ ), из которых два - рабочих (приводятся во вращение от двигателя переменного тока) и один – аварийный (приводится во вращение от двигателя постоянного тока).

Кроме этого устанавливается инжектор (1), который может обеспечить работу системы при выведенных МНУ на АВР.

МНУ включается в работу по АВР при :

• недопустимом снижении давления масла на уплотнениях генератора

• аварийном отключении любого работающего маслонасоса.

В режиме АВР насосы должны быть заполнены, воздух из корпуса удален, всасывающие задвижки открыты, электросхемы приводных электродвигателей собраны, ключи переключения блокировок должны находиться в правильном положении.

Для равномерной выработки ресурса МНУ с приводом от электродвигателей переменного тока, их работа осуществляется в соответствии с утвержденным графиком.

Также проводится плановая проверка срабатывания АВР насосов - по графику и перед каждым пуском турбогенератора, простоявшим в резерве более трех суток.

При приемке смены персонал обязан контролировать правильность вывода МНУ в АВР, чистоту площадки, насосов, а на работающих насосах контролировать параметры.

Температура масла в системе должна регулироваться и поддерживаться с помощью маслоохладителя (2).

В схеме предусмотрены:

• пластинчатые фильтры (3)

• демпферный бак (4). Служит аварийной емкостью масла в случаях выхода из строя всех МНУ и обеспечивает подачу масла на прижим через обратный клапан (5). Уровень в баке контролируется с помощью поплавкового реле (6). По свободному объему бак сообщается с затвором гидравлическим и корпусом генератора. При аварийном снижении уровня масла в баке предусмотрена защита, действующая на отключение генератора. Персонал обязан остановить турбогенератор со срывом вакуума.

• Затвор гидравлический (7) (служит для сбора масла, насыщенного водородом, отделяет водород от масла и сливает отстоявшееся масло через гидрозатвор в главный масляный бак). Для вентиляции сливного маслопровода и исключения накопления водорода в нем используется эксгаузстер (8).

• Для контроля величины слива с конструктивных зазоров подшипников и качества масла устанавливаются специальные смотровые стекла. При нормальной работе в уплотнениях подшипников протечка масла должна быть минимальной.

При эксплуатации маслосистемы вся арматура пломбируется. При выходе РПМ и РПД регулируют вручную.

Контролируемыми параметрами в схеме являются:

• давление масла на напоре маслонасосов

• температура масла после маслоохладителя

• перепад давления на фильтрах

• давление воздуха в корпусе генератора

• давление масла на уплотнениях

• прижим перед подшипником

• перепад давления между уплотняющим маслом и водородом

• уровень в демпферном баке и затворе гидравлическом ( ЗГ )

Упуск уровня из ЗГ приводит к утечке водорода и разгерметизации корпуса.

При переполнении ЗГ масло попадает в корпус генератора.

Контроль наличия масла в корпусе генератора осуществляется по указателям жидкости в корпусе генератора.

Особенности обслуживания данной схемы.

1. АВР насосов работают по снижению давления масла на напоре насоса и по отключению работающего насоса. В этой связи, в некоторых схемах вместо МНУ используется специальный инжектор.

2. При включении схемы: собирается технологическая схема подачи масла на ДБ, ЗГ, ГМБ, открываются импульсные линии. Задвижки на РПМ, РПД и помимо ДБ – закрываются. После включения МНУ и опробования АВР – подают масло на прижим и далее на уплотнения через РУМ.

3. При работе системы уплотнения арматура вся пломбируется.

4. При отказе РПД, РПМ, РУ – переходят на ручное управление.

Система охлаждения генератора

Систему охлаждения генератора обслуживает персонал турбинного отделения. Рассмотрим кратко схемы:

• Схема газоохлаждения применительно к неблочным ПТУ .

• Схема газоохлаждения мощных ТГ

Схема газоохлаждения применительно к неблочным ПТУ

Схема газоохлаждения применительно к неблочным ПТУ

Сталь ротора и статора, а также их обмотка ТГ не более 10 кВ охлаждается водородом.

Водород прокачивается торцевыми вентиляторами генератора через зазор между ротором и статором и нагревается. Свое тепло он отдает охлаждающей воде в газоохладителях (г/о).

Газоохладители встроены в конструкцию генератора. Температура холодного газа регулируется на уровне не выше 40 за счет изменения расхода охлаждающей воды через охладитель и температуры воды на входе в газоохладитель.

Температура охлаждающей воды, исходя из условия отсутствия отпотевания трубопроводов схемы элементов генератора, должна быть не меньше 18 22 . Регулирование данного параметра осуществляется за счет дозирования циркуляционной воды на сливе с конденсаторов турбин. В некоторых случаях используется линия рециркуляции, по которой вода с газоохладителя подается на всас насоса газоохладителя.

Использование последней схемы для традиционных г/о нежелательно, так как в этом случае возможна опрессовка г/о водой, давление которой больше давления водорода в корпусе генератора, что нежелательно из-за вероятности попадания воды в корпус генератора в случае неплотности г/о. Это в свою очередь может привести к короткому замыканию.

Расход воды через г/о регулируется за счет степени открытия задвижек на входе в г/о и степени открытия задвижки, установленной на напорном водоводе в г/о.

Сливные задвижки после г/о должны быть полностью открыты, а для исключения завоздушивания г/о воздушники должны быть также постоянно открыты или регламентирован график их продувки.

Схема является ответственной, поэтому предусмотрена АВР НГО.

Схема включается в работу, как правило, при пуске ТГ и выводе его на 800 об/мин.

Отключение схемы осуществляется после останова ротора ТГ.

Схема газоохлаждения мощных ТГ

Схема газоохлаждения мощных турбоагрегатов

На ТГ >10 кВ используется замкнутая система газоохлаждения.

Особенности данной системы:

В схеме используется дистиллят, то есть уровень в баке насоса г/о поддерживается за счет подпитки добавочной химически обессоленной воды.

Тепло из контура НГО отдается в схему основного конденсата.

В летнее время или для случаев ремонта ОГК теплосъем из системы НГО осуществляется циркуляционной водой в ОГЦ (охладитель газоохладителей циркуляционной водой).

Особенности обслуживания схемы.

1. Насосы НГО имеют АВР по понижению давления и по отключению работающего насоса.

2. Температура газа не должна превышать 40 градусов и не быть ниже 22 градусов.

3. Температура газа регулируется расходом ХОВ через Г.О. При этом выходные задвижки открывают полностью (чтобы не опрессовать Г.О.), а входными задвижками обеспечивают необходимый расход.

4. Температуру циркулирующей воды регулируют байпасами на ОТК или ОГЦ.

5. Обязательно контролируют и организуют постоянный пропуск воды через воздушник 1.

Схема охлаждения обмотки статора.

1. - вакуумный бак;

2. - НОС – насосы охлаждения статора;

3. – охладители конденсата;

4. – кольцевые коллекторы для соединения обмоток статора;

5. – обмотки статора;

6. – воздушный клапан для контроля выхода воздуха или водорода (пузырьков не должно быть).

Охлаждение обмоток статора осуществляется циркуляцией дистиллята по контуру: бак - ТОА – фильтры - обмотка статора - вакуумный бак.

Особенности обслуживания схемы.

1. Для удаления неконденсирующихся газов в вакуумном баке поддерживается вакуум 0,1-0,2 ата.

2. В системе используется дистиллят с R= 200 кОм.

3. Строгая регламентация давления дистиллята в обмотке статора

3 + 0,5 кг/см2 и расходе.

4. АВР НОС работает при отключении работающего насоса и при снижении расхода.

5. При недопустимом расходе дистиллята ТГ отключается с выдержкой времени.

6. Обязательный контроль перетока дистиллята через воздушник.

Лекция 10

Автоматическая система регулирования и управления паровых турбин

Выполняют функции механизма управления ПТ и в соответствии с ПТЭ должна удовлетворять следующим параметрам:

1. Устойчиво держать заданную нагрузку электрическую и тепловую и при необходимости обеспечивать их плавное изменение.

2. Устойчиво поддерживать холостой ход и плавно менять частоту вращения ротора при номинальных и пусковых параметрах пара.

3. Удерживать холостой ход при полном сбросе нагрузки до 0, не допускается сбрасывание бойков автомата безопасности.

4. степень неравномерности частоты вращения паровой турбины имеет в основном гидродинамическую систему регулирования, в которых в качестве импульсного органа применяются импеллерные маслонасосы, или всережимные регуляторы скорости.

5. Степень чувствительности.

У мощных ТГ гидравлический импульсный орган дублируется электрическим, то есть предполагается так называемая электроприставка, которая способствует более устойчивой работе системы регулирования и что очень важно обеспечивает удержание ТГ на режиме Х.Х при полном сбросе нагрузки.

В качестве рабочей жидкости в системах регулирования может использоваться турбинное масло (для ТГ N<200 МВт), специальная огнестойкая жидкость иввиоль (для ТГ N> 200МВт) и дистиллят (для ТГ ХТГЗ).

В случае применения огнестойкой жидкости или дистиллята, применяется автономная установка для подачи рабочей жидкости в систему регулирования, Эти установки включают свой бак, насосы, охладители и другое оборудование. Схема не представляет собой сложности для самостоятельного изучения.

Конструктивные особенности элементов АСР отличаются большим разнообразием и изучаются в отдельном курсе. Наиболее сложные системы регулирования в ТГ типа ПТ.

После монтажа или ремонта узлов АСР влияющих на статическую и динамическую характеристику, персоналом наладочных организаций, выполняется наладка АСР, которая включает четыре основных этапа:

1. Промывка трубопроводов и узлов систем смазки и регулирования.

2. Настройка узлов и снятие характеристик АСР на остановленной турбине.

3. Настройка узлов СР на рабочей турбине: плотность клапанов; положение синхронизатора при ХХ; включение АСР в работу (при некотором n т.г. Р.К. самостоятельно уменьшается); выявление и устранение дефектов; проверяется соответствие характеристик АСР заводским требованиям и требованиям ПТЭ.

4. Испытание ТГ полным сбросом нагрузки. Как правило, настройка АСР производится по специальной программе утвержденной гл. инженером.

После наладки АСР в производственную инструкцию по АСР вносятся необходимые уточнения, показания и рекомендации.

В дальнейшем эксплуатация предусматривает четкое соблюдение требований ПТЭ и инструкции, регламентирующих качественную работу АСР:

1. Обеспечение требуемого качества заливаемой рабочей жидкости.

2. Соблюдение температурного и гидродинамического режима в контуре системы регулирования.

3. Недопущение и своевременное устранение течей жидкости.

4. Контроль за надежностью механических сочленений в элементах АСР.

5. Своевременное проведение (по графику) профилактических мероприятий на узлах АСР.

• Расхолаживание С.К., Р.К, диафрагм, отсечных клапанов на часть хода ежесуточно и на полный ход перед пуском с контролем плавности их хода.

• Проверка плотности Р.К, С.Н, острого пара (после монтажа) перед испытанием А.Б., при пуске, и не реже одного раза в год.

• Проверка плавности хода Р.Н, С.Н, при холодном пуске.

• Элементы системы регулирования регулярно осматриваются при обходах рабочего оборудования.

Сведения об автоматической системе защиты турбины

(АСЗ)

АСЗ предназначена для безопасного планового и аварийного останова турбины при недопустимых отклонениях критериев безопасной эксплуатации.

Диапазон изменения контролируемых параметров и предельные значения критериев безопасной эксплуатации турбины регламентируются картой уставок и блокировок, утвержденной техническим руководителем предприятия.

При выходе критериев на предельные значения, соответствующий электрический импульс воздействует через электромагнитный выключатель на систему регулирования турбины, которая приводит исполнительные органы защиты в действие. При этом обеспечивается надежное отключение подачи пара в проточную часть турбины.

Принципиальная схема исполнительных органов защиты турбины

К исполнительным органам защиты относятся:

• БРОУ (используется в основном в блочных ПТУ)

• ГПЗ (главная паровая задвижка)

• Стопорный и регулирующие клапана ЦВД (СК, РК)

• Сбросной, отсечной и регулирующий клапана ЦСД

Предназначены для защиты турбины от разгона и обеспечения прогрева паропроводов промперегрева и паровпуска ЦСД.

• Задвижки на холодном и горячем проме (ХПП и ГПП) используются в двубайпасных пусковых схемах блочных ПТУ.

• Задвижки на регулируемых отборах пара (1)

• КОС - клапан обратный стопорный (на регулируемых и нерегулируемых отборах пара)

• КИС – клапан импульсный соленоидный (обеспечивает подачу конденсата на КОСы при срабатывании АСЗ)

• Задвижки на линии концевых впрысков в конденсатор турбины и в сбросной паропровод после БРОУ.(обеспечивают охлаждение выхлопного патрубка конденсатора и защиту латунных поверхностей нагрева конденсатора от перегрева при сбросах острого пара после БРОУ в аварийных режимах).

Температура пара в конденсаторе при работе БРОУ и открытом сбросном клапане с горячей нитки прома не должна превышать 180 для блочных ПТУ, у которых конденсаторы укомплектованы латунными трубками.

Положение исполнительных органов защиты турбины

при различных режимах ее работы

ЦВД		ЦСД			Режим работы ТГ
СК	РК	ОК	РК	Сбр.К
о	о	о	о	з	норм. экспл
з	з	з	з	о	авар. откл

Эл. импульс

от концевика

СК ЦВД

В моменты аварийного останова персонал обязан контролировать правильность действия исполнительных органов защиты турбины (очередность и полноту срабатывания) и при необходимости принимать соответствующие меры по обеспечению надежного отключения турбины и исключению разгона ротора.

Лекция 11 Классификация тепловых и механических состояний пту

• С точки зрения теплового состояния ПТУ может работать в самых разных режимах. Эти режимы работы ТГ можно разделить на стационарные и нестационарные.

1. Стационарный режим отвечает работе турбины при некоторой фиксированной нагрузке (номинальной или частичной), характерной особенностью которой, является установившейся во времени тепловые и механические состояния всех деталей турбины (корпуса, ротора, металла Р.К, лопаток).

2. К нестационарным режимам работы ПТУ можно отнести пуски и остановы турбины; резкое изменение нагрузки; специфические условия и режимы работы; отключение регенеративных подогревателей.

3. К наиболее сложным случаям нестационарного режима относится пуск турбины, поскольку возникающие в процессе его термические и механические напряжения в элементах турбины – суммируется. Поэтому от правильного проведения пуска, останова существенно зависит эксплуатационная надежность и долговечность турбоагрегата. Следует отметить, что неправильные действия оперативного персонала при эксплуатации ПТУ не всегда приводит к аварии в данный момент, но это обстоятельство не проходит бесследно и сказывается в дальнейшем.

Явления возникшие в турбоустановках при нестационарных режимах.

Не стационарный режим характеризуется неустановившимся механическим и тепловым состоянием турбоагрегата.

Изменение механического состояния турбины обусловлено возникновением напряжений:

• от внутреннего давления пара (в паропроводах, корпусах)

• от разности давлений (в диафрагмах, лопатках, дисках)

• от центробежных сил (во вращающихся элементах)

• от возникновения вибрации (в лопатках, валах)

• от осевого усилия (в упорном подшипнике).

Для понимания физической сущности нестационарности теплового состояния турбины рассмотрим процесс прогрева защемления толстой металлической пластины при подводе тепла с одной стороны. Эту пластину можно рассматривать как элемент корпуса турбины.

До подвода тепла весь метал пластины имеет одинаковую температуру и никаких температурных напряжений в металле не возникает. После подачи пара температура обогреваемой поверхности пластины начинает расти, а не обогреваемой остается неизменной.

По истечении некоторого времени т1-т2 прогрев металла заканчивается при стабилизации tн = const tв = const : Причем tвн > tн; tвн – tн = dt.

Характер распределения температур в этом случае по толщине стенки описывается уравнением параболы второго порядка т.е.

T=tн+(х/б)*2 dt где: t –текущая температура на глубине х от наружной стенки.

Х – текущая координата от наружной стенки.

При параболическом распределении температуры по толщине защемленной пластины температурные напряжения в любой точке пластины могут быть определены по формуле:

Проанализируем эту формулу.

Если примем х=0 найдем напряжения на наружной стенке.

Из этих выражений следует, что напряжения на внутренней и наружней стенке отличаются знаками. Значит где то внутри стенки : Если приравниваем то из первого уравнения найдем х=0.5778. Из уравнения один видим, что зависит в основном от : =0 отсюда ; увеличение ведет к увеличению : и на оборот. От чего зависит :

1) Из известной литературы известно, что зависит в основном от  - коэффициент теплоотдачи к обозреваемой стенке. Причем чем выше тем выше отсюда выше : изобразим

; ; отсюда

И звестно так же, что а зависит от параметров пара т.е. от Р и t: Чем выше Р и t тем выше а: Это обстоятельство должно учитываться при нестационарных режимах, особенно при пусках турбин, т.е. для сохранения допустимых . Скорость повышения параметров греющего пара, по мере нагрева турбины и паропроводов – должна снижатся.

В результате нестационарного теплового состояния в металле турбины возникают следующие явления:

1. Появляются термические напряжения в стенках и фланцах корпуса ТГ; паропроводах, роторе, клапанах и т.д.

2. Появление термических напряжений в металле корпуса способствует дополнительным растягивающим напряжениям в шпильках корпуса и клапанов.

3. Разница температур верха и низа цилиндров вызывает его прогиб.

4. Изменяются линейные и радиальные размеры ротора и статора.

5. Изменяются напряжения деталей ротора и статора.

Следует отметить, что точный расчет термических напряжений в точках сложных деталях, как корпусе турбины, практически пока невозможен.

Кроме того, сложно организовать контроль за тепломеханическим состоянием всех элементов турбины. И потому, для обеспечения надежной эксплуатации ПТУ устанавливают критерий безопасной эксплуатации для каждого типа турбины, соблюдение которых, гарантирует наличие допустимых механических и термических напряжений в элементах турбины, а также, надежность и долговечность работы всей ПТУ. В большинстве случаев критерий – это фиксирование величины каких то параметров: - например разности температур в характерных точках деталей: по толщине стенки корпуса, по ширине фланца, между фланцем и шпилькой, между крышкой и корпусом и т.д.

Лекция 12 критерии безопасной эксплуатации тг

1. Максимальная частота вращения ротора

При нормальной работе ТГ, когда генератор включен в сеть и ваттметр показывает положительную мощность, частота вращения ротора ТГ соответствует частоте сети.

При воздействии на расход пара через турбину меняется активная мощность и частота в сети.

При прекращении расхода пара на турбину генератор будет работать в режиме электродвигателя или в режиме синхронного компенсатора, то есть вырабатывать реактивную мощность. Турбина в этом случае будет вращаться генератором, и работать, в так называемом, беспаровом режиме. Ваттметр в этом случае будет показывать отрицательную мощность на клеммах генератора. Таким образом, пока генератор подключен к сети, самопроизвольного разгона ротора сверх частоты сети быть не может. Разгон до недопустимой частоты возможен в следующих случаях:

• При аварийном отключении генератора от сети и неисправной АСР.

• При аварийном отключении генератора от сети и неисправных исполнительных органах турбины (при неплотных регулирующих клапанах, стопорных клапанах и обратных клапанах на отборах турбины).

• При неправильных действиях персонала во время управления турбиной до момента синхронизации генератора с сетью.

В первом случае система АСР должна вывести турбину в режим холостого хода.

Если система АСР неисправна, и турбина на холостой ход не выводится, а происходит заброс оборотов до уровня срабатывания байка безопасности № 1, от действия которого исполнительные органы защиты турбины обеспечивают прекращение подачи пара на турбину, и далее турбина аварийно отключается, и ротор идет на выбег.

При несрабатывании байка безопасности № 1 следует повышение оборотов турбины до срабатывания байка № 2 или дополнительной защиты, которая соответствует ~ 15 % повышению числа оборотов от номинального их значения.

Во втором случае, при аварийном отключении генератора от сети и неплотных исполнительных механизмах системы защиты турбины, идет резкое повышение оборотов, срабатывают байки и дополнительная защита, но пар поступает в турбину через неплотные клапана и разгоняет ротор до разрушения.

Из этого следует, что аварийное отключение генератора от сети является наиболее опасной ситуацией с точки зрения возможных последствий. Это должно учитываться оперативным персоналом при плановом останове, который должен вестись в следующей последовательности:

• отключается турбины по пару

• контролируются показания ваттметра (если мощность отрицательная, то генератор отключается от сети)

Эти операции выполняются автоматически. Если мощность положительная, отключение генератора блокируется, и персонал обязан принять необходимые меры по исключению попадания пара в турбину. При этом необходимо помнить, что беспаровой режим работы турбины не должен превышать требований завода изготовителя (4 5) минут.

2. Осевой сдвиг ротора

Положение ротора относительно цилиндров фиксируется упорным подшипником с зазором между упорным буртиком и установочными колодками ~ 0.5 0.6 мм. При недопустимом смещении ротора возникают задевания проточной части, что и приводит к выводу ее из строя. Смещение возможно только при выплавлении колодок упорного подшипника.

Защита по осевому сдвигу должна быть настроена таким образом, чтобы исключить задевание в проточной части в случае подплавления упорных подшипников.

Осевое смещение фиксируется специальным датчиком, сигнал от которого идет в систему защиты турбины. Останов при осевом сдвиге ротора должен осуществляться со срывом вакуума.

3. Повышение давления в конденсаторе (падение вакуума)

Является следствием нарушения работы конденсационной установки, что приводит к увеличению температуры выхлопного патрубка и к расцентровке ротора, приводящее к повышению вибрации и разрушению турбины.

Защита двух ступенчатая.

Сигнал от специального вакуумного реле подается в систему защиты турбины, и при снижении вакуума до первого предела (560 540) мм рт. ст. турбина автоматически выключается из работы.

В случае повышения давления в конденсаторе выше атмосферного, происходит разрыв специальных диафрагм, установленных в выхлопных патрубках турбины, с выпуском пара в машинный зал.

Максимальная температура выхлопного патрубка регламентируется заводом изготовителем турбины и для К турбин не должна превышать 55 (для Т и ПТ турбин температура выше).

Практически при ухудшении вакуума турбина должна разгружаться с целью стабилизации вакуума и для исключения перегрузки последних ступеней.

4. Понижение температуры острого пара

Представляет большую опасность для турбин, так как возможен заброс воды в проточную часть, гидроудар и разрушение ТГ. Как правило, при снижении температуры острого пара снижается мощность ТГ, при этом персонал обязан соблюдать следующее:

• Не допускать восстановление мощности за счет увеличения расхода пара во избежание перегрузки упорного подшипника и последних ступеней турбины.

• Необходим усиленный контроль над относительным расширением и температурой металла цилиндров.

Для турбин с параметрами 90 атмосфер и выше, температурой острого пара не ниже 460 при снижении температуры турбина должна соответствующим образом разгружаться, а при температуре 460 нагрузка равняется нулю, если не удается восстановить температуру.

При этом должна срабатывать защита, действующая на мгновенное отключение ТГ.

5. Повышение температуры острого пара

Благоприятно влияет на экономичность турбины, но ухудшает критерий жаропрочности металла и снижает критерий надежности. В настоящее время температура острого пара не превышает 540 , причем при t_o > 545 на блочных ТУ следует отключение ТГ с выдержкой времени (2 3) минуты. На неблочных ПТУ при предельном повышении температуры за котлом срабатывает блокировка, действующая на разгрузку соответствующего котла. Максимальная продолжительность эксплуатации турбин с температурой 545 не должна превышать 200 часов в год.

6. Давление масла в системе смазки

Для предотвращения перебоев в системе маслоснабжения подшипников турбины предусмотрена система уставок, которой определены уровни снижения давления масла отдельно для включенных, резервных и аварийных маслонасосов. А также для аварийно отключенных ТГ с запретом на включение валоповоротного устройства.

7. Прогиб ротора турбины

При нормальной работе ТГ прогиб ротора не превышает 0.01 мм и практически не контролируется. Контроль прогиба осуществляется перед толчком турбины в обязательном порядке. Прогиб не должен превышать 0.04 мм, в противном случае возникает повышенная вибрация, не позволяющая вывести ротор ТГ на номинальное число оборотов. Недопустимый прогиб ротора при повседневной эксплуатации может возникнуть из-за несимметричного его прогрева или охлаждения, поэтому особый контроль ведут в режиме пуска и останова.

Для предотвращения недопустимого прогиба ротора персонал обязан соблюдать:

• Операции по подготовке турбины к пуску начинают с включения маслосистемы и включения валоповоротного устройства, при этом ВПУ включается при температуре масла не ниже 35 .

• До момента включения ВПУ запрещается подача пара на концевые уплотнения турбины, а при отсутствии вакуума в конденсаторе не допускается сброс в него низкотемпературных потоков пара и воды.

• После останова турбины ротор проворачивается валоповоротным устройством непрерывно в течение, как минимум, 8 часов, далее в зависимости от теплового состояния турбины ротор периодически поворачивают строго по времени и на 180 градусов. Окончательное отключение ВПУ осуществляют на холодной турбине при температуре металла ЦВД ниже (150 160) . При этом моменты включения и отключения ВПУ фиксируются в оперативной документации.

8. Относительные расширения ротора турбины (орр)

Определяют зазоры в проточной части турбины, измеряются в мм. Могут иметь нулевые, отрицательные и положительные значения.

Нулевые значения – это значения, соответствующие заводскому формуляру.

Зазоры в проточной части, согласно заводскому формуляру, должны устанавливаться при прижатом роторе к рабочим колодкам упорного подшипника без подачи масла.

Отрицательные значения расширений соответствуют тому, что ротор отстает от прогрева статора.

При любых режимах работы ТГ зазоры в проточной части должны оставаться на уровне, установленном заводом изготовителем, что важно с точки зрения экономичности и надежности.

При стационарных режимах работы тепловое состояние ротора и корпуса турбины и соответственно зазоры в проточной части стабилизируются.

При нестационарных режимах в первую очередь реагирует ротор ТГ, так как он имеет меньшую массу и более.

Ротор начинает смещаться по отношению к корпусу, соответственно меняются зазоры, которые регистрируются специальными приборами по всем цилиндрам турбины.

Особый контроль ОРР осуществляют в режимах пуска, останова, при резком изменении нагрузки турбины и изменении температуры острого пара.

Управление ОРР в режимах пуска осуществляют за счет умеренных скоростей изменения температуры острого пара, изменения нагрузки, а при пусках турбины из холодного состояния – для обеспечения ускоренного прогрева корпуса турбины за счет использования схемы обогрева фланцев и шпилек.

При пусках из горячего состояния ОРР в заданном пределе удерживают за счет форсированной скорости нагружения ТГ, а также за счет форсированного прогрева ротора ЦВД от системы подачи острого пара на передние уплотнения ротора ЦВД.

В режиме нормальной эксплуатации (в регулировочном диапазоне изменения нагрузок) ОРР удерживаются за счет соблюдения требуемых скоростей изменения нагрузки турбины. Нагрузка турбины должна меняться на 3 6 МВт в минуту.

Защиты по недопустимым ОРР на турбинах нет, устанавливается только сигнализация.

9. Абсолютные расширения корпуса турбины

Характеризуют степень прогрева корпуса турбины. Измеряются в мм, как по месту, так и со щита управления. Для каждого типа турбин заводом изготовителем устанавливается фиксированная величина минимального расширения корпуса, при достижении которой возможно повышение частоты ротора при пусках из холодного состояния.

По абсолютному расширению корпуса контролируется отсутствие защемления корпусов подшипников, приводящее, как правило, к вибрации и невозможности пуска.

Особенно этот критерий контролируется при пусках остановах, а также после ремонтов, монтажа и длительного простоя в резерве.

10. Разница температур отдельных частей корпуса турбины

Корпус турбины представляет собой сложную деталь, состоящую из двух половин, соединенных шпильками.

Температурные напряжения могут приводить к короблению фланцевых соединений и разгерметизации цилиндра, а также к прогибу корпуса, приводящего к задеванию ротора и появлению трещин.

Для исключения этих явлений и обеспечения нормированного срока службы турбины в процессе эксплуатации регламентируется значение следующих величин:

• разница температур верха и низа ЦВД и ЦСД турбин с промперегревом, а также левой и правой сторон, которая не должна превышать 50 . Контроль ведется по температуре металла паровпуска турбины.

• Разница температур по ширине фланца (левого, правого, верхнего, нижнего), которая не должна превышать 20 .

• Разница температур фланца и шпильки. Должна быть не менее 10 , причем температура фланца больше температуры шпильки.

Причинами нарушения указанных значений могут быть:

• Некачественная тепловая изоляция корпуса турбины.

• Пропуск дренажей с корпусов турбины, особенно после останова ТГ, или неправильное их использование.

• Неправильное использование схемы обогрева фланцев и шпилек.

• Попадание влажного пара или воды в цилиндр (при переполнении регенеративных подогревателей, снижении температуры пара, несвоевременном открытии дренажей).

11. Вибрационное состояние турбины

Причинами повышенной вибрации могут быть:

• Расцентровка ротора.

• Разбалансировка ротора.

• Ослабление элементов крепления рабочих лопаток.

• Защемление корпуса турбины.

• Значительное отклонение от нормы температуры масла.

• Неправильная регулировка системы парораспределения.

• Обрыв рабочих лопаток.

• Повышенная температура выхлопного патрубка.

• Прогиб ротора.

• Ослабление фундамента.

В соответствии с ПТЭ вводится защита по отключению турбины от повышенной вибрации.

Лекция 13 сведения о тепловой схеме тг

Включает в себя следующие системы:

• Систему паропроводов острого пара от ГПЗ-2 до главной паровой задвижки ГПЗ-4 (перед турбиной).

• Дренажно-байпасную систему (особенностью обвязки является то, что все дренажи с паропровода на станциях с поперечными связями заводятся в расширители высокого давления).

• Систему паровпуска (от ГПЗ-4 до стопорного клапана, сам клапан, перепускные трубы – от СК до РК). Имеет для прогрева дренажи, заведенные в расширитель дренажей турбины (РДТ) и приборы контроля , которые размещаются на местных щитах управления и на блочных щитах управления турбиной.

• Систему расширителей дренажей турбины (обеспечивает прогрев паровпуска цилиндров, регенеративных паропроводов). Особенность эксплуатации этой системы заключается в том, что: должны быть четкие таблички с обозначением того или иного дренажа; должна быть четкая регламентация пользования дренажами; должна контролироваться плотность арматуры на РДТ.

Дренажи с главного паропровода до ГПЗ-4 закрываются после толчка ротора ТГ, то есть при стабильном пропуске пара (при выводе оборотов на 800 1000 об/мин).

Дренажи с паровпуска турбины открываются перед подачей пара в паровпуск и закрываются после набора 800 об/мин.

Дренажи с цилиндров, момент открытия которых зависит от теплового состояния турбины, закрываются после набора минимальной нагрузки ТГ.

Дренажи с регенеративных паропроводов закрываются только после включения регенеративных подогревателей по пару.

В тепловую схему турбины входит конденсационная установка со всеми системами; система маслоснабжения; система газоохлаждения; система подачи пара на обогрев фланцев и шпилек с паропроводов острого пара и ГПП.

Система обогрева фланцев и шпилек

Особенность эксплуатации данной схемы состоит в том, что должны соблюдаться критерии безопасной эксплуатации по контролю фланцев и шпилек. Схема включается в работу при пуске турбины из холодного или неостывшего состояния для удержания относительных расширений ротора (ОРР) в норме, причем включение системы возможно при относительном расширении ротора не менее +1.

При подаче пара в схему разница температур пара и фланцев регламентируется заводами-изготовителями и не должна быть более 80 .

Эксплуатация схемы при неисправных КИП не допускается из – за большой вероятности раскрытия цилиндров и коробления фланцевых разъемов.

Схема подачи пара на передние уплотнения турбины

Если шейка под передним уплотнением ЦВД имеет насадную втулку, то максимальная температура пара, подаваемого на передние уплотнения не должна превышать 160 . В этом случае устанавливается установка охладителя пара. Если шейка монолитная, то ограничений по температуре пара нет.

Схема отсоса пара со штоков стопорных и регулирующих клапанов

Схема включается перед толчком ротора ТГ.

Классификация режимов пуска паровых турбин

Технология пуска турбин зависит от теплового состояния оборудования.

Различают пуски из холодного, неостывшего и горячего состояний.

Классификация теплового состояния производится по максимальной температуре металла ЦВД, а для турбин с промперегревом и ЦСД.

Если температура металла ЦВД ниже (150 160) , то турбина считается холодной, поэтому технология пуска должна соответствовать пуску из холодного состояния.

Если температура металла ЦВД больше (420 450) , то турбина считается горячей.

При промежуточных значениях температуры металла ЦВД турбина характеризуется как неостывшая.

Пуск турбины должен проводиться с максимально возможными скоростями исходя из условий надежности работы турбинного оборудования. Единой технологии пуска турбин нет, она определяется структурой схем, параметрами, особенностями конструкции и т.п.

Пуск конденсационной турбины неблочной ТЭС из холодного состояния

Общие вопросы организации пуска турбины:

1. Пуск турбины считается всегда наиболее ответственной операцией.

2. Пуск осуществляется по распоряжению начальника смены или ДИСа и осуществляется из резерва.

3. Руководство пуском осуществляет начальник смены КТЦ или ТЦ.

4. С момента толка ротоа ТГ контроль пуска осуществляет ответственное лицо от администрации цеха.

5. Пуск турбины после капитального (КР) или среднего ремонта (СР) осуществляется под руководством администрации цеха и в присутствии технического руководителя предприятия и ответственных работников (прорабов) от головной организации, осуществляющей непосредственно КР или СР.

Для оптимизации пусков турбины из любого теплового состояния должны использоваться сетевые графики пуска и графики задания пуска.

Сетевые графики пуска отображают последовательность выполнения операций по организации пуска ТГ от подготовительного этапа до окончательного пуска, а также время на выполнение той или иной операции и лицо, ответственное за данную операцию.

В графиках задания пуска отображаются характеристики по скоростям прогрева главных паропроводов, все этапы повышения оборотов и нагружения ТГ с обозначением выдержки времени и скоростей нагружения.

Те и другие графики разрабатываются на основании типовых, а также отображают данные испытаний и структуру конкретного ТА.

Утверждаются техническим руководителем станции и вывешиваются на рабочих местах.

Особенностью пуска турбин неблочных ТЭС является то, что пуск осуществляется на номинальном давлении, а при пусках из горячего состояния на номинальной температуре острого пара.

При пусках из холодного состояния толчковые параметры пара должны быть:

• давление номинальное

• температура пара перед ГПЗ турбины не ниже (420 450) - для турбин работающих на параметрах 90 ата и выше

• температура металла перепускных труб не ниже (210 230)

Каждый пуск на станции должен анализироваться и оцениваться с соответствующими организационными выводами.

Пуск турбины включает следующие основные этапы:

1. Подготовительный (от момента подачи команды ДИСа о пуске до вывода турбины на толчковые параметры).

2. Толчок ротора и вывод ТА на обороты холостого хода.

3. Синхронизация ТГ с сетью и последующее нагружение турбины.

Началом пуска считается время подачи команды ДИСа о пуске. Окончание режима пуска считается выход на нагрузку 45% от номинальной, при этом должны быть полностью подключена система регенерации и при необходимости сетевые установки.

Лекция 14 Подготовительный этап

Обязанности начальника смены цеха при пуске:

1. Убедиться в окончании ремонтных работ на ТГ и в отсутствии ремонтного персонала или постороннего персонала.

Используются папки журнала дефектов, а также доклады подчиненного персонала об обходах оборудования.

2. Осуществляет контроль тепломеханического состояния ТГ и его вспомогательного оборудования. При этом обращается внимание на то, что не допускается пуск ТГ хотя бы при одном неисправном МНУ или МНС. Не допускается пуск при некачественном масле для системы смазки и при минимальных уровнях в главном маслобаке (когда работает сигнализация) и при неисправных защитах и блокировках.

3. Осуществляет контроль комплектности вахты. Оповещается персонал (начальники смен) других цехов о пуске турбины.

4. Оповещается администрация цеха о пуске.

5. Проводит инструктаж подчиненному персоналу с записью в журнале инструктажей (при необходимости). Проводит инструктаж старшему машинисту и машинисту турбину. При инструктаже ставится задача на смену и отмечается наиболее ответственные организационные и технические моменты при пуске.

В процессе пуска начальник смены лично контролирует наиболее ответственные операции и сам их, если придется, выполняет.

Наиболее ответственные операции:

• Контроль полноты и качества опробования защит и блокировок. Опробуются при простое ТГ в резерве более трех суток, также опробуются защиты, по которым были замечания перед пуском из любого состояния.

• Контроль прогрева главных паропроводов

• Контроль перед пуском толчковых параметров пара и критериев безопасной эксплуатации.

• Непосредственно осуществляет вместе со старшим машинистом толчок ротора ТГ и прослушивание турбины.

• Контролирует и непосредственно осуществляет все этапы повышения оборотов ТГ, синхронизацию с сетью и набор минимальной нагрузки.

• Осуществляет контроль подключения сетевого оборудования, а также подключение систем регенерации высокого давления.

Обязанности старшего машиниста:

• Проводит инструктаж подчиненному персоналу и несет ответственность за организацию подготовки всего вспомогательного оборудования и систем турбоустановки к пуску.

• Контролирует комплектность и исправность средств пожаротушения, состояние освещения и площадок обслуживания.

• Непосредственно участвует при включении мощного оборудования и ответственных установок (ПЭН, ПТН, маслосистемы, системы уплотнения корпуса генератора).

Обязан непосредственно сам осуществлять и контролировать наиболее ответственные операции:

• контроль тепломеханического состояния

• опробование защит и блокировок

• прогрев или контроль прогрева главного паропровода

• помогает начальнику смены цеха при организации толчка ротора ТГ и на всех стадиях подъема оборотов и нагружения ТГ

• непосредственно осуществляет подключение сетевого оборудования и регенеративных подогревателей

• контролирует действия подчиненного персонала, своевременность и правильность оформления оперативных записей в соответствующей документации

• постоянно контролирует тепломеханическое состояние ТГ

Обязанности машиниста:

• контролирует комплектность и исправность щита управления турбины

• обеспечивает через персонал цеха ТАИ подачу питания на щит, контролирует подключение приборов контроля, их исправность, а также исправность средств связи, световой и звуковой сигнализации

• после подключения КИП и соответствующих отметок дежурного персонала цеха ТАИ осуществляет контроль тепломеханического состояния турбины и вспомогательного оборудования и делает соответствующую записи в пусковой ведомости

• осуществляет обход и контроль наиболее ответственных систем ТУ:

Комплектность обвязки турбины и элементов системы регенерации.

Контроль работы систем, находящихся в работе.

Обязанности обходчика турбины:

• обеспечивает осмотр, подготовку к включению и включение технологических систем в последовательности, указанной машинистом турбины или старшим машинистом.

Последовательность выполнения операций при пуске турбины из холодного состояния

Исходное состояние ТА:

Турбина «холодная» ( t_мет ЦВД<(150 160) ), в работе может находиться система уплотнений корпуса генератора (если водородное охлаждение), остальные системы в резерве. Наличие ХОВ и масла в технологических емкостях достаточно.

Последовательность операций:

1. Включение в работу систем циркуляционных водоводов.

2. Подается техническая вода на механизмы.

3. Осуществляется заполнение ХОВ конденсатора.

4. Подготавливается и включается в работу контур циркуляции основного конденсата.

5. Через персонал цеха ТАИ и электроцех обеспечивается сборка электросхем привода арматуры и электродвигателей механизмов.

Параллельно может выполняться подготовка к включению и включение маслосистемы снабжения подшипников ТГ.

6. Обеспечивается опробование посадки КОС на регенеративных отборах турбины.

7. После включения пускового маслонасоса контролируется работа системы регулирования турбины (плавность открытия стопорных и регулирующих клапанов, четкость их посадки, исправность сочленений в элементах системы регулирования).

При этом необходимо помнить, что валоповоротное устройство включается при достижении температуры масла не ниже 35 . Пред толчком ротора температура масла должна быть номинальной.

8. Опробование защит и блокировок.

Осуществляется вместе с персоналом цеха ТАИ и ЭЦ с нач. смены КТЦ (ТЦ) или старшим машинистом. Осуществляется прокрутка электрофицированной арматуры, участвующей в защитах и блокировках. Защиты опробуются согласно местной инструкции. Все действия записываются в оперативной документации.

9. Собирается схема и осуществляется прогрев главного паропровода до ГПЗ-4. Параллельно готовится к включению в работу регенерация низкого давления, высокого давления, питательной установки и деаэрационной установки.

Перед включением любой системы в работу выполняются следующие операции:

• Обход и контроль комплектности и исправности элементов системы.

• Сборка электросхемы привода арматуры.

• Подготовка системы к заполнению рабочей жидкостью.

• Вывод насосного оборудования в резерв и сборка электросхем приводных двигателей через персонал электроцеха.

• Включение насосного оборудования в работу.

• Контроль исправности механизмов.

• Подача рабочей жидкости от включенного насоса в систему.

• Осмотр системы, находящейся под давлением рабочей жидкости на отсутствие дефектов.

• Опробование с персоналом цеха ТАИ АВР насосного оборудования.

• Включение в работу механизма согласно графику работы.

При включении теплообменного оборудования контролируется плотность трубной системы и гидравлическое сопротивление при создании расхода. При этом на механизмах трубопроводов, теплообменников подключаются КИП и контролируется работа. Все неисправности устраняются через соответствующий персонал.

10. Паропровод нагревают до выхода на толковые параметры: Р_ном, t_п перед ГПЗ не ниже 420 - для турбин с параметрами 90 ата и выше.

11. Прогрев паровпуска турбины.

Контролируется закрытие регулирующих клапанов, при этом стопорные клапана должны быть открыты. Обеспечивается набор вакуума, не ниже пускового. Открываются все дренажи по турбине.

12. Обеспечивается прогрев перепускных труб через байпас ГПЗ. При подаче пара в паровпуск регулируется плотность регулирующих клапанов ( по отсутствию вращения ротора).

При этом контролируется температура пара в перепускных трубах, t_мет перепускных труб и t_мет стопорного клапана.

Прогрев осуществляется около часа, при этом регламентируется скорость прогрева перепускных труб и при достижении температуры металла 210-230 турбина считается готовой к толчку.

Данные операции выполняются на подготовительном этапе, который заканчивается выводом турбины на толчковые параметры пара.

Толчок ротора ТГ и вывод оборотов на холостой ход (II этап)

Пуск турбины не допускается в следующих случаях:

• Если неисправна хотя бы одна из защит или хотя бы один из насосов МНУ или МНС.

• При неисправных исполнительных органах защиты.

• При недопустимых критериях безопасной эксплуатации.

Пуск осуществляет начальник смены цеха под непосредственным контролем представителей администрации цеха.

Толчок ротора осуществляют через пусковой байпас в следующей последовательности:

• Контролируются критерии безопасной эксплуатации.

• Закрывается байпас ГПЗ (дренажи на паровпуске и турбине должны быть открыты).

• Воздействуя на ЗУПР, открываются регулирующие клапана ЦВД кроме перегрузочного, при этом контролируется плотность ГПЗ и арматуры на байпасе (по отсутствию увеличения оборотов ротора).

• Осуществляют толчок ротора открытием регулятора на байпасе.

• Контролируют отключение ВПУ.

• Регулируя степень открытия регулятора, доводят число оборотов до 500.

Далее резко закрывают подачу пара на турбину и осуществляют прослушивание проточной части турбины и подшипниковых узлов.

При отсутствии замечаний подачей пара выводят турбину на 800об/мин. В этом режиме осуществляют прогрев турбины до достижения минимальных расширений, указанных в инструкциях.

При этих операциях контролируются критерии безопасной эксплуатации и осуществляется откачка конденсата через систему регенерации в деаэратор.

Для ускорения прогрева турбины обороты могут быть подняты до 1000, а также включают систему обогрева фланцев и шпилек.

При достижении минимальных расширений турбины и величине ОРР ЦВД не более +1 осуществляется повышение оборотов до 2800 в течение 10 минут за счет открытия байпаса и увеличении расхода пара. При этом персонал должен знать четко критическое число оборотов и не допускать зависания на этих оборотах. Обороты должны подниматься плавно и постоянно.

На 2800 оборотах контролируется вступление в работу системы регулирования по прикрытию регулирующих клапанов. Контролируются критерии безопасной эксплуатации, особенно ОРР, и при отсутствии замечаний турбину выводят за счет открытия регулирующих клапанов, воздействуя на ЗУПР.

На 3000 делают выдержку в течение 10 минут, контролируют критерии, при необходимости осуществляют опробование байков автомата безопасности (наливом масла) и переходят к следующему этапу пуска.

Открывается полностью ГПЗ перед турбиной, контролируется тепломеханическое состояние турбины. Далее совместно с персоналом ЭЦ осуществляется синхронизация ТГ и включение его в сеть.

Далее осуществляется набор минимальной нагрузки и делается выдержка в течение не менее часа для стабилизации тепломеханического состояния турбины. При этом сразу же отключается пусковой маслонасос и ставится в режим АВР, закрываются дренажи с турбины и контролируется прогрев ТГ по показаниям увеличений абсолютных и относительных расширений цилиндров.

По истечении часа по мере стабилизации тепломеханического состояния осуществляется нагружение турбины, при этом контролируется работа системы регенерации низкого давления. При нагрузке 0,25 от номинальной начинают операции по прогреву и включению ПВД по пару. Персонал обязан на этом этапе своевременно отключить систему обогрева фланцев и шпилек, руководствуясь абсолютными и относительными расширениями роторов и цилиндров. При стабилизации уровней в ПНД осуществляют опробование и включение перекачивающего насоса. При нагрузке 30% от номинальной осуществляют подготовку и включение теплофикационных установок (по пару в первую очередь). При нагрузке 45% от номинальной включаются полностью ПВД, теплофикационные установки.

Режим пуска считается законченным.

Все операции по включению вспомогательного оборудования фиксируются в оперативной документации.

Для всех конденсационных турбин нагружение больше 45% считается переходом в регулировочный режим изменения нагрузок.

Лекция 15 Особенности пуска турбины из «горячего» состояния

В целом последовательность пуска из горячего состояния с точки зрения организации и последовательности такая же, как и при пуске из холодного состояния. Основным отличием является то, чтобы при пуске не допустить захолаживания металла, что может привести к недопустимым температурным напряжениям в элементах турбины и, в худшем случае, к затяжке пуска или выводу из строя.

Чтобы не допустить захолаживания, нужно соблюдать следующее:

• Температура пара, подаваемого на турбину, должна быть номинальной. Для этого необходимо тщательно прогревать главный паропровод до турбины совместно со всей арматурой.

• Этапы пуска турбины, начиная с момента толчка ротора должны проводиться достаточно быстро. Затягивание пусковых операций при набранном вакууме не допускается.

• Открытие дренажей турбины должно осуществляться непосредственно перед толчком ротора генератора.

Для удержания в заданных пределах ОРР ЦВД, как правило, после набора минимальной нагрузки осуществляется включение системы подачи острого пара на передние уплотнения.

Таким образом, исходное состояние горячего турбоагрегата перед пуском:

• в работе маслосистема смазки

• схема подачи масла на уплотнения генератора

• в работе схема циркуляционных водоводов

• валоповоротное устройство

Последовательность операций при пуске из горячего состояния:

1. Прогрев главного паропровода до ГПЗ (защиты в этом случае не опробуются).

Параллельно включается контур циркуляции основного конденсата.

2. Осуществляется подготовка к пуску системы регенерации низкого давления

(Происходит заполнение, опрессовка, удаление воздуха, контроль плотности трубной системы, включение регуляторов в режим автоматики, сборка схемы удаления конденсата греющего пара с подогревателей в конденсатосборник конденсатора)

Параллельно подготавливаются ПВД к пуску.

3. После прогрева главного паропровода осуществляется набор вакуума, прогев стопорного клапана и перепускных труб (при этом температура пара должна быть выше температуры металла паровпуска ЦВД, а температура металла перепускных труб должна быть близка к температуре металла ЦВД), открытие дренажей с цилиндров и регенеративных отборов турбины, толчок ротора ТГ и выход на 500 об/мин.

4. Прослушивание турбины, если нет замечаний, то выход на 800 – 900 оборотов.

5. Контроль тепломеханического состояния турбины.

6. Подъем оборотов до 2800 в течение не более 10 минут.

7. Контроль вступления в работу системы регулирования и показателей тепломеханического состояния турбины.

8. Повышение оборотов до 3000.

9. Контроль тепломеханического состояния.

10. Синхронизация ТГ с сетью и набор минимальной нагрузки.

11. Контроль тепломеханического состояния.

При необходимости включается система подачи пара на передние уплотнения.

Дальнейшие операции как при пуске из холодного состояния.

Пуск конденсационной турбины неблочной пту из неостывшего состояния

Уровень промежуточной температуры металла ЦВД определяет и темпы прохождения этапов пуска, т.е. быстрее, чем из холодного и медленнее, чем из горячего.

Практически, если температура металла ЦВД не превышает 220 , то пуск ведут, практически, как из холодного состояния.

Если температура металла ЦВД выше 320 , то пуск ведут как из горячего состояния.

При пусках из неостывшего состояния должно соблюдаться основное требование: температура пара, поступающего в прогреваемый элемент (паровпуск, ЦВД), должна быть выше на 50 - 100 температуры металла этого элемента.

С учетом этих требований разрабатываются графики задания пуска из различных тепловых состояний, которые регламентируют время, порядок проведения операций и скорости изменения параметров. Длительность и характер операций определяется мощностью, параметрами и типами турбин.

Графики разрабатываются специальными организациями.

Особенности пуска турбин типа Р

В основном устанавливаются на неблочных ТЭС и работают по тепловому графику потребления.

Турбина, как правило, одноцилиндровая, не имеет конденсационной установки и со слаборазвитой системой регенерации.

Ротора турбин жесткие, что исключает прохождение критического числа оборотов при развороте турбины и, в целом, обеспечивают высокую степень маневренности и в какой-то степени упрощают эксплуатацию.

По состоянию магистрали, на которую работает турбина, может быть 2 режима пуска:

1. На магистраль, находящуюся под давлением.

2. На незаполненную магистраль.

В первом случае в корпусе турбины необходимо иметь давление больше, чем в магистрали. Быстрое повышение давления может привести к недопустимым скоростям прогрева, особенно при пусках из холодного состояния. Во избежание этого пуск турбины, а точнее ее прогрев, ведут через специальный сбросной паропровод в атмосферу. После прогрева осуществляется синхронизация и включение ТГ в сеть, после чего выхлоп переводят на магистраль.

Во втором случае потребитель обязан обеспечить прием сбросного пара и конденсата. В таком режиме возникает опасность перегрузки последней ступени турбины, выражающаяся в прогибе диафрагмы или рабочих лопаток.

Современные турбины типа Р имеют защиту от перегрузки. В качестве импульса используется перепад давлений на последней ступени. Также оборудуются валоповоротным устройством, которое позволяет греть ТГ в случае наличия избыточного давления в магистральном паропроводе со стороны выхлопа через байпас основной отключающей арматуры.

В этом случае элементы турбины прогреваются до ГПЗ с выхлопа. По мере прогрева открывается полностью задвижка со стороны выхлопа, соответственно проточная часть турбины встает под давление магистрали, после чего осуществляется толчок ротора ТГ, синхронизация и набор нагрузки. При этом скорость набора оборотов, выдержки времени определяются местными инструкциями.

Турбина Р в системе регулирования имеет два импульсных органа: регулятор скорости, который используется в основном для синхронизации ТГ и как защитный орган от разгона ротора; регулятор давления, который включается в режиме автоматики после включения турбины и поддерживает соответствующее давление в магистрали в зависимости от потребителей пара. При этом мощность турбины будет зависеть от расхода пара у потребителя.

Регулятор скорости при этом выводится в соответствующее положение номинальной мощности.

Особенности пуска турбин типа Т и ПТ

Турбины с отборами пускаются как конденсационные, но с выключенными регуляторами давления, при этом регулирующие клапана ЦСД и диафрагмы полностью открыты.

В качестве особенности при пуске можно отметить то, что для ускорения прогрева ЦВД в некоторых случаях (при неисправной системе обогрева фланцев и шпилек) прикрывают регулирующие клапана ЦСД с целью повышения избыточного давления в ЦСД и улучшения условий вентиляции цилиндра, чем и обеспечивается более равномерный и ускоренный прогрев.

Прогрев в этом случае ведут на 800 – 100 об/мин.

Регулируемые отборы подключаются при нагрузке, обеспечивающей вентиляционный пропуск пара в конденсатор. Как правило, величина эта величина составляет 7 – 30 т/ч.

При подключении отборов соблюдаются следующие обязательные требования:

• паропроводы качественно дренируются и прогреваются.

• опробование с контролем по месту посадки КОС.

• для турбин ПТ и Т при пусках из холодного состояния прокручивается защитная отключающая арматура на регулируемых отборах и контролируется ее закрытие, действующее на отключение турбины.

• При устойчивом потреблении пара в регулируемых отборах управление регулирующим клапаном ЦСД (промышленный отбор) и диафрагмой (отопительный отбор) переводят в автоматический режим поддержания давления.

Лекция 16 Классификация режимов останова тг

Различают плановый останов в резерв или ремонт и аварийный останов.

Аварийный останов

Может быть осуществлен от воздействия автоматической системы защиты или от воздействия обслуживающего персонала на соответствующие органы управления (кнопка останова ТГ по месту, ключ дистанционного воздействия на электромагнитный клапан на щите управления).

В первом случае, аварийный останов или отключение из работы турбины осуществляется автоматически при выходе контролируемого параметра из диапазона соответствующих значений. При этом защита может срабатывать на отключение мгновенно или с некоторой задержкой времени (это сопровождается звуковой и световой сигнализацией). Отключений ТГ от действия защит может быть столько, сколько задействовано защит на конкретном ТГ.

Эксплуатация ТГ с отключенными защитами не допускается.

Во втором случае, аварийное отключение Т осуществляет непосредственно обслуживающий персонал.

Причинами отключения могут быть:

1. Неисправность системы защиты ТГ и явном отклонении контролируемого параметра от нормы.

2. При возникновении пожаров, угрожающих жизни обслуживающего персонала и которые нельзя ликвидировать без останова ТГ.

3. Во всех случаях появления дефектов, которые нельзя локализовать и которые могут усугубить и привести к аварии.

Аварийный останов может осуществляться двумя способами:

1. Со срывом вакуума

2. Без срыва вакуума

Останов со срывом вакуума не желателен по двум причинам:

Во-первых, из-за возникновения больших динамических нагрузок на лопаточный аппарат ротора. Во-вторых – из-за резкого охлаждения воздухом концевых уплотнений и шеек ротора.

Частое использование останова со срывом приводит к появлению микротрещин на лопатках, втулках роторов и т.п.

Случаи аварийного останова со срывом должны быть четко зафиксированы в местных инструкциях.

Останов со срывом осуществляется при :

• аварийном отключении турбины по осевому сдвигу ротора

• аварийном отключении турбины, когда произошел заброс оборотов до момента срабатывания байков безопасности

• снижении масла в системе смазки ниже 0,3 ати

• понижении уровня в демпферном баке

• внезапновозникшей вибрации

Выбор способа останова осуществляет оперативный персонал после выяснения причины срабатывания защиты или аварийного останова от действий персонала.

Вакуум срывается открытием задвижки аварийного срыва вакуума после штатного срабатывания исполнительных органов защиты и отключения ТГ от сети. При этом воздух засасывается в проточную часть турбины, сопротивление вращению ротора увеличивается и время выбега снижается примерно на половину.

При останове без срыва вакуума отключение ТГ производится согласно штатных операций при срабатывании защиты, в результате прекращается допуск пара в турбину, генератор отключается от сети и ротор идет на выбег. В конденсационной установке поддерживается нормальный вакуум , который срывается после постановки ротора на ВПУ.

Для нормальной ликвидации аварийных ситуаций на турбине, необходимо знать следующее:

• Случаи немедленного останова турбины со срывом или без срыва вакуума, а также случаи останова турбины по согласованию с техническим руководителем предприятия.

• Знать перечень защит и блокировок по основному и вспомогательному оборудованию и уставки их срабатывания.

• Персонал должен четко знать обязанности при аварийном останове турбины.

Плановый останов тг неблочной тэс в резерв

Плановый останов в резерв осуществляется при избытке мощности в системе, когда

требуется нагрузка от ТГ ниже минимально допустимой в определенном регулирующем диапазоне нагрузки.

Команду на останов дает ДИС.

Исходя из условий максимального сохранения теплового состояния турбины при отключении ее в резерв, рациональней было бы осуществить мгновенный останов турбины с номинальной нагрузки.

Сточки зрения надежности работы турбины, останов осуществляют только после предварительной ее разгрузки до уровня (20 – 30)% от номинальной. При этом разгрузка может вестись при постоянном или при скользящем давлении.

Второй способ разгрузки используется на блочных ПТУ. Он более рационален и экономичен, т.к разгрузка ведется при постоянной температуре острого пара перед турбиной.

Останов турбин неблочных ТЭС осуществляют после разгрузки на номинальных параметрах, при этом выполняются следующие операции:

• Оповещается персонал котельного цеха о предстоящей разгрузке

• При разгрузке котла и снижении давления острого пара разгружается соответствующая турбина, при этом скорость разгрузки контролируется, исходя из условий поддержания постоянного давления острого пара в процессе разгрузки котла.

• В процессе разгрузки осуществляется отключение пара к потребителю и КСН.

• Разгружается и отключаются ПВД в соответствии с местными инструкциями. При невозможности удержания уровня в ПНД отключают перекачивающие насосы, и дренаж греющего пара каскадно переводится в конденсатор.

• Если подача пара основного эжектора на концевые уплотнения велась с отборов отключаемого ТГ, то эти потоки переводят на пар от КСН.

• Контролируются уровни и тепломеханическое состояние ТГ. При необходимости делаются выдержки при постоянном нагревании для стабилизации тепломеханического состояния.

• Непосредственно перед остановом ТГ (20 – 30 )% от номинальной мощности, включают в работу пусковой маслонасос. Опробуется с контролем по месту посадка КОС от регенеративных отборах турбины.

• Отключается турбина по пару, воздействуя на исполнительные органы защиты, контролируется полноты их срабатывания, при наличии отрицательной мощности на ТГ он отключается от сети. При этом ротор ТГ должен идти на выбег (должно наблюдаться резкое снижение оборотов).

• Контролируется и фиксируется в документации время выбега ротора.

• После останова ротора немедленно включается валоповоротное устройство

После контроля тепломеханического состояния турбины в первую очередь внимание обращается на:

• маслосистему смазки подшипников

• температуру выхлопного патрубка

• относительные расширения ротора

Срывается вакуум. Для этого открывается соответствующая задвижка, отключается подача пара на концевые уплотнения турбины и отключается подача пара на эжекторную установку.

При останове обращается внимание на то, чтобы удержать уровень в конденсаторе турбины. Для этого перед остановом подготавливается схема аварийной подпитки добавочной воды.

Первые 8 часов валоповоротное устройство работает непрерывно. Далее согласно местных инструкций осуществляется периодический поворот ротора на 180 градусов. Все операции по останову фиксируются в документации, а параметры тепломеханического состояния турбины и моменты проворачивания ротора валоповоротным устройством фиксируется в специальном журнале.

Плановый останов тг в ремонт

Осуществляется по команде ДИСа и по предварительно разрешенной заявке диспетчерской системы. Заявку на ремонт подает администрация цеха.

Как правило, СР и КР ТА выполняются по утвержденному графику.

Этим ремонтам предшествует подготовительная работа, при которой готовится соответствующая ремонтная документация, запасные части, приспособления малой механизации, выделяются денежные средства, заключается договор с соответствующими организациями для проведения ремонтов. Данное мероприятие регламентируется соответствующим руководящим документом.

Текущие ремонты (ТР) выполняются по мере накопления дефектов или при выявлении дефекта, препятствующего дальнейшей эксплуатации ТА.

Срок проведения КР и СР регламентируется и для того, чтобы уложиться в этот регламент, останов турбины в КР или СР может происходить с предварительным расхолаживанием металла турбины. Суть расхолаживания состоит в том, что после соответствующей разгрузки ТГ и отключения системы регенерации снижается температура и давление острого пара.

При расхолаживании температура металла порядка 300 может быть достигнута за 8 часов вместо 90 при останове без расхолаживания. Существует большое разнообразие схем для расхолаживания ТА, как маломощных, так и мощных турбин.

При этом расхолаживание должно осуществляться по заранее разработанной и утвержденной технологическим руководителем программе, в которой должны быть предусмотрены ответственные лица, последовательность выполнения операций, очередность снятия защит и блокировок, возможные типовые аварийные ситуации и способы выхода из них.

Лекция 17 Нормальная эксплуатация паровой турбины

Обязанности оперативного персонала определены должностными производственными инструкциями. В данном режиме выполняется следующее:

• несение заданной диспетчерской нагрузки

• периодический обход оборудования, контроль и поддержание контролируемых параметров в заданном пределе

• оформление оперативной документации

• выполнение мероприятий, обеспечивающих качественное проведение ремонтных работ (подготовка рабочих мест согласно выделенных НАРЯДОВ-ДОПУСКОВ; допуск ремонтного персонала на рабочие места; оформление окончания проведения ремонтных работ; контроль за ремонтным персоналом во время проведения ремонтных работ)

• проведение профилактических мероприятий (расхаживание СК и РК; опробование средств защит и блокировок по оборудованию и АВР насосов; переходы по работающему оборудованию в соответствии с графиком работ; уборка рабочего места и оборудования; сливы отстоя с маслобаков и др.)

• выполнение распоряжений администрации цеха

• знакомство с противоаварийными циркулярами и распоряжениями по цеху

• подготовка оборудования к сдаче смены

При эксплуатации оборудования особое внимание уделяется:

• надежности работы маслосистемы смазки, системы регулирования, защит и блокировок

• недопускается работа с выведенными защитами

• средства пожаротушения должны поддерживаться в комплектном и исправном состоянии

• должны своевременно выявляться дефекты и приниматься меры к их устранению

• ТА должен эксплуатироваться в экономичных режимах работы

Лекция 18 особые режимы работы та

Режим работы с ухудшенным вакуумом

Данный режим может использоваться на ТА с низкой экономичностью. Суть состоит в том, что тепло отработавшего пара используется для подогрева сетевой воды, т.е. конденсатор турбины используется как первая ступень подогрева сетевой воды.

При переводе турбины в режим работы с ухудшенным вакуумом должны быть решены следующие вопросы:

• повышена прочность трубных досок конденсатора

• должна быть обеспечена устойчивая бескавитационная работа КЭН

• должна быть проверена надежность и устойчивость работы турбины

(контролируется надежность упорного подшипника, при необходимости удаляется последние одна или несколько ступеней и т.д.)

Режим работы с частично отключенной регенерацией

Используют для получения дополнительной мощности от ТА (при отключении ПВД) или для увеличения отпуска тепла в паре потребителю (при отключении ПНД).

Данный режим может возникнуть при отключении ПВД от действующей защиты.

Переводу турбины в этот режим работы должна предшествовать подготовительная работа, включающая организационно-технические мероприятия:

• повышение надежности работы упорных подшипников турбины, а также при необходимости усиление диафрагм

• обеспечение надлежащей чистоты проточной части турбины

• наладка, испытание ТА в новом режиме, подготовка персонала и внесение изменений в соответствующие инструкции

При аварийных отключениях ПВД оперативный персонал в первую очередь должен контролировать давление в контрольных ступенях и своевременно снижать нагрузку до уровня, при котором давление в контролируемых ступенях не превышает значений, данных заводом-изготовителем.

Работа турбины в беспаровом режиме

ТГ включен в сеть, а пропуск пара через проточную часть отсутствует. В этом случае генератор работает в моторном режиме и вращает ротор с частотой сети, потребляя активную и вырабатывая реактивную мощность.

Время работы генератора в моторном режиме строго регламентируется заводом-изготовителем и, как правило, не должно превышать 3 – 4 минуты, исходя из условий недопустимого разогрева выхлопного патрубка в первую очередь.

В некоторых случаях ТГ эксплуатируется в беспаровом режиме или в так называемом режиме работы синхронного компенсатора для выработки реактивной мощности в системе.

Для длительной эксплуатации турбины в этом режиме должна быть обеспечена надежность системы охлаждения проточной части. Это обеспечивается за счет:

• уплотнения цилиндров и всей вакуумной системы

• увеличения производительности эжекторной установки

• внедрение схемы охлаждения ли паром или другими хладоагентами.

14