75 группа 2 вариант / Режимы роботы и эксплуатации ТЭС / ПТ / Книги / Курс лекций. Режимы работы и эксплуатация паротурбинных установок ТЭС

ру. 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 регулируемыми отборами пара 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.

12

Лекция 17

Режимы останова турбоагрегатов

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.

3

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 турбоагрегата неблочной ТЭС в резерв

Плановый останов в резерв осуществляется при избытке мощности в системе, когда требуемая нагрузка ТГ ниже, чем минимальное значение регулировочного диапазона нагрузки для данной турбины.

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

4

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.

Лекция 18

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 o С 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.

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

5

•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 устра-

нению

•ТА должен эксплуатироваться в экономичных режимах работы

ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТУРБОАГРЕГАТА

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 подготовитель-

ная 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.

6

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 заводомизготовителем 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.

7

Перечень принятых сокращений

ПТУ – паротурбинная установка. ПТ – паровая турбина.

СК – стопорный клапан.

ПЭН – питательный электронасос. КЭН - конденсатный электронасос. КНБ – конденсатный насос бойлеров. ЦЭН – циркуляционный электронасос.

ПСГ – подогреватель сетевой горизонтальный. РДТ – расширитель дренажей турбины.

РПК – регулирующий питательный клапан. КСН – паровой коллектор собственных нужд. КОС – клапан обратный с сервоприводом.

БРОУ ВД – быстродействующее редукционное охладительное устройство высокого давления.

ПГУ - парогазовая установка. ГТУ – газотурбинная установка. КУ – котел-утилизатор.

РОУ – редукционное охладительное устройство. ЦВД – цилиндр высокого давления.

ЦНД – цилиндр низкого давления. ГПЗ – главная паровая задвижка.

.

3

Библиографический список

1.Капелович, Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок / Б.А. Капелович. – М.:

Изд-во «Энергия», 1975. – 304 с.

2.Поспелов, А.А. Основы организации эксплуатации и устройства котельных установок неблочных ТЭС: учебное пособие / А.А. Поспелов; Ивановский государственный энергетический университет. – Иваново, 2001. – 123с.

3.Трухний, В.Д. Стационарные паровые турбины / В.Д. Трухний. – М.: Энерго-

атомиздат, 1990. – 640 с.

4. Трухний, В.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / В.Д. Трухний, Б.Д. Ломакин. – М.: Изд-во МЭИ, 2002. – 540 с.

5.Качан, А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций: учебное пособие для специальности «ТЭС» / А.Д. Качан. – М.: Высшая школа, 1978. – 288 с.

6.Ледуховский, Г.В. Поспелов А.А., Коротков А.А. Конденсационные установки паровых турбин: схемы, конструкции, эксплуатация оборудования: учеб. пособие / Г.В. Ледуховский [и др.]; Федеральное агенство по образованию ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». – Иваново, 2010. – 152 с.

7 Правила технической эксплуатации тепловых электрических станций и сетей Российской Федерации: офиц. текст : утв. Приказом Минэнерго России № 229 от

19.06.03: ввод. в действие с 30.06.03 : зарег. в Минюсте России 20.06.03 № 4799. – М.: Омега-Л, 2006. – 256 с.

8.Турбины тепловых и атомных электростанций : учебник для вузов / А.Г. Костюк [и др.]; под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. – М.: Изд-во МЭИ, 2001. – 488 с.

9.Тепловые и атомные электрические станции: справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с.

10.Гиршфельд, В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для техникумов / В.Я. Гиршфельд, Г.Н. Морозов – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с.

11.Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Я. Рыжкин. – М.: Энергоатомиздат,1987 – 368 с.

12.Кроль, А.Я. Эксплуатация блочных турбинных установок большой мощности /

А.Я. Кроль. – М.: «Энергия», 1971. – 256 с.

13.Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97: утв. Мин. топлива и энергетики РФ 03.04.1997: ввод. в действие с 15.10.1997. – М.: Изд-во стандартов, 1997. – 124 с.

3