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

Неплановый ремонт выполняется неотложно на оборудова- нии, отключенном для предупреждения его повреждения из-за неисправности отдельных составных частей или в результате собственно его неисправности.

Любой вид ремонта проводится на основании разрешенной диспетчерской заявки. По истечении времени действия заявки и неготовности оборудования к включению в работу в соответ- ствии с действующими правилами диспетчерского управления подается заявка на продление ремонта, которая рассматривается субъектами оперативно-диспетчерского управления в целях корректировки электроэнергетических режимов, и дается раз- решение на продление срока ремонта.

Паротурбинная установка, находящаяся в оперативном со- стоянии «Ремонт», характеризуется следующим:

–системным оператором разрешена заявка на вывод ПТУ в ремонт с чётким указанием срока проведения ремонта;

–паротурбинная установка отключена от станционного па- ропровода острого пара и выведена из работы в соответствии с программой, утвержденной техническим руководителем элек- тростанции;

–оформ лен наряд-допуск на безопасное проведение ремонт- ных работ;

–выполнены условия безопасного проведения ремонтных работ, указанных в наряде-допуске;

–проводятся ремонтные работы в соответствие с требовани- ями соответствующей нормативной документации [11, 37].

Началом ремонта неблочных паротурбинных установок теп- ловых электростанций считается время отключения турбогене- ратора от сети [37]. При выводе основного оборудования в ре- монт из резерва началом ремонта считается время, указанное системным оператором в разрешении на вывод оборудования в ремонт. Началом ремонта вспомогательного оборудования, ре- монтируемого отдельно от основного и общестанционного обо- рудования, считается время вывода в ремонт, указанное началь- ником смены станции (НСС).

261

Оперативное состояние «Резерв» характеризуется тем, что турбоагрегат (паровая турбина и турбогенератор) отключен по заявке или команде (согласованию) системного оператора и также готов к включению в работу в течение регламентируемого времени по команде диспетчера.

Вэтом случае турбоагрегат и всё его вспомогательное обо- рудование характеризуются исправным состоянием. При этом технологические системы в пределах обвязки турбоагрегата находятся в соответствующем оперативном состоянии (в работе или резерве), обеспечивающем поддержание критериев надёж- ности на безопасном уровне, которые контролируются опера- тивным персоналом, при необходимости принимаются меры для удержания их значений в допустимых пределах.

Вцелях регламентирования затрат топливно-энергетических ресурсов на содержание ПТУ в резерве и унификации последу- ющих пусков в зависимости от теплового состояния турбоагре-

гата различают резервы: холодный, неостывший и горячий.

Классификация тепловых состояний турбин без промперегрева производится по максимальной температуре металла верха ЦВД

взоне регулирующей ступени и регламентируется инструкция- ми заводов-изготовителей турбин и соответствующими типовыми инструкциями по пуску турбин из различных тепловых состояний.

Продолжительность содержания ПТУ в резерве определяет диспетчер энергосистемы.

Оперативное состояние «Работа» характеризуется тем, что все технологические системы ПТУ находятся в работе, турбоге- нератор после синхронизации включён в электрическую сеть, а заданная нагрузка стабилизирована [37].

К рабочему состоянию турбоагрегата также относятся:

– работа в режимах, предусмотренных проектом;

– работа с дефектами, требующими повышенного внимания;

– работа в испытательном режиме (после монтажа, рекон- струкции, модернизации, капитального и среднего ремонтов или по специальным заявкам и программам).

Оперативное состояние «Консервация». Защита деталей турбинного оборудования от коррозии очень важна, так как ее

262

очаги могут служить концентраторами высоких динамических напряжений, возникающих в процессе работы турбины. Это ка- сается как вращающихся деталей (рабочих лопаток, дисков, вту- лок), так и деталей статора (диафрагм, обойм, сопловых лопа- ток). Высокая скорость стояночной коррозии обусловлена на- личием во внутреннем пространстве остановленного обо- рудования воды и кислорода (в паровом пространстве и раство- ренного в конденсате пара).

К состоянию консервации (длительного резерва с элементами консервации) относится состояние исправного оборудования ПТУ с его полным отключением (остановом) и выводом из ра- боты на длительное время из-за отсутствия необходимости его использования в данное время, но с последующим включением

вработу при необходимости (после его подготовки, проверки и опробования).

Режимы пуска турбоагрегата осуществляются из соответ-

ствующих тепломеханических состояний и характеризуются совокупностью действий эксплуатационного персонала с мо- мента команды о начале пусковых операций, подаваемой начальником смены станции, до момента выхода турбоагрегата

врегулировочный диапазон нагрузок.

Особенностью пусковых режимов является то, что начиная с момента синхронизации турбогенератора набор начальной элек- трической нагрузки и последующие её повышения сопровожда- ются соответствующими временными выдержками для стабили- зации теплового состояния турбоустановки. Кроме того, непо- средственное включение в работу сетевых подогревателей (при пуске теплофикационных турбоагрегатов) и подогревателей вы- сокого давления осуществляется также в моменты стабилизации теплового состояния турбоустановки. При этом уровни нагру- зок, а также выдержки времени для стабилизации теплового со- стояния турбоагрегата регламентируются соответствующими графиками-заданиями пуска, разработанными для конкретных тепловых состояний и типоразмеров турбоустановок.

Из этого следует, что в режимах пуска турбоагрегатов не может быть выполнено, во-первых, требование ПТЭ [9], касаю-

263

щееся обеспечения общего первичного регулирования частоты сети ввиду неизбежного в этом случае выхода мощности турбо- агрегата за допустимые при данном тепловом состоянии обору- дования значения (здесь под общим первичным регулированием частоты подразумевается процесс изменения активной мощно- сти турбоагрегата под воздействием автоматического регулято- ра скорости). Во-вторых, экономичность турбоустановки при работе в режимах пуска также не отвечает требованиям эффек- тивного её использования. Например, удельный расход тепла нетто при электрической мощности, равной 55% от номиналь- ной мощности, турбины К-200-130 ЛМЗ [38] составляет 2070 ккал/(кВт·ч), а при нагрузке 100 % этот показатель равен 1970 ккал/(кВт·ч). Разница в экономичности турбины при пере- воде в удельный расход топлива на отпуск электроэнергии (примем КПД теплового потока 0,99, а КПД котла нетто 0,9) со- ставляет около 16 г у.т/(кВт·ч).

Учитывая отмеченные особенности режимов пуска, можно констатировать, что исходя из условий обеспечения показателей надёжности, заданных заводами-изготовителями, манёвренно- сти и экономичности турбоагрегата, этап пуска следует счи- тать законченным после подключения к работе сетевых подо- гревателей (при пуске теплофикационных турбоагрегатов), по- догревателей высокого давления с возможностью удаления кон- денсата греющего пара в деаэратор питательной воды и стаби- лизации тепломеханического состояния турбины, позволяющей изменять нагрузку турбогенератора с номинальной скоростью. Как правило, для большинства типов современных турбин не- блочных ТЭС указанные условия достигаются при нагрузке турбоагрегата не ниже 45 % от номинальной мощности.

В соответствии с техническими требованиями к определению способности к выработке электроэнергии [40] время включения в сеть неблочного генерирующего оборудования, а также блоч- ного генерирующего оборудования, для которого не установле- но нормативное время включения в сеть, должно согласовы- ваться с системным оператором. При этом в качестве обосновы- вающих документов используются паспортные данные, проект-

264

ная документация, технические обоснования, результаты испы- таний, уведомления заводов-изготовителей, заключения специа- лизированных организаций и т.д. Соответственно, в структур- ных подразделениях субъектов оперативно-диспетчерского управления на все типы турбин должны быть разработаны и утверждены нормы времени пуска агрегатов от передачи дис- петчерской команды на пуск до выхода на номинальную нагруз- ку, включающие в себя как выполнение подготовительных опе- раций, так и собственно пуск с последующим нагружением тур- боагрегата. После синхронизации и включения генератора в сеть заявка на предыдущее оперативное состояние турбоагрегата за- крывается. Дальнейшее нагружение должно осуществляться в рамках установленных норм времени. В случае их невыполне- ния нарушение может быть рассмотрено как невыполнение дис- петчерской команды, за что правилами оптового рынка преду- смотрены штрафные санкции в отношении электростанции.

Режимы работы турбоагрегата в регулировочном диапа-

зоне нагрузок. В соответствии с требованиями ПТЭ [9] при эксплуатации блочных установок для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и, при необходимости,

до технического минимума.

Верхний предел регулировочного диапазона конденсацион- ного энергоблока соответствует номинальной мощности, а для теплофикационных турбоагрегатов принимается наибольшая мощность, длительно развиваемая на клеммах генератора при работе турбоагрегата с номинальной тепловой нагрузкой и но- минальными значениями основных параметров.

Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неиз- менного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При этом нижний предел регулиро- вочного диапазона энергоблока регламентируется [39], опреде- ляется в основном надежной работой котла и составляет не ме- нее 40 % от номинальной мощности.

265

При эксплуатации энергоблоков на техническом минимуме нагрузки допускаются изменение состава работающего оборудо- вания и отключение отдельных автоматических регуляторов. Под техническим минимумом нагрузки понимается минимально необходимая активная мощность, обеспечивающая безопасное для оборудования (турбины, генератора), потребителя и персо- нала состояние работы без останова технологического процесса [40]. Фактором, определяющим технический минимум нагрузки для паровых турбин, является разогрев выхлопного патрубка (патрубков) при низких расходах пара. Для мощных блочных конденсационных турбин технический минимум нагрузки со- ставляет около 30 %. При более низких нагрузках время работы турбины на них ограничивается. Как правило, работа энерго- блоков на техническом минимуме нагрузок не практикуется, а при избытке мощности в сети следует останов энергоблоков в резерв. Работа энергоблоков на техническом минимуме нагрузок возможна в особых режимах работы, например в режиме «вы- живания» ТЭС [41] и т.п., что должно быть обосновано технико- экономическими соображениями.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть подтверждены результатами испытаний, положениями местных инструкций по эксплуата- ции, режимными картами и доведены до сведения диспетчер- ской службы [40].

Для турбоагрегатов неблочных ТЭС минимальную нагрузку регулировочного диапазона следует принимать исходя из усло- вий обеспечения показателей надёжности, заданных заводами- изготовителями, манёвренности и экономичности турбоагрегата. Как было отмечено выше, для большинства типов современных турбин неблочных ТЭС эта нагрузка составляет примерно 45 % от номинальной мощности турбоагрегата, что должно учитываться при перспективном и суточном планировании нагрузок ТЭС.

Технический минимум нагрузок турбоагрегатов неблочных ТЭС, исходя из условий нормального охлаждения проточной части низкого давления турбины, составляет порядка 8–10 %. В то же время длительное использование данного режима работы

266

турбоагрегата должно иметь технико-экономическое обоснова- ние, подтверждённое результатами испытаний, положениями местных инструкций по эксплуатации, режимными картами, и доведено до сведения диспетчерской службы.

Следует отметить, что в общем случае турбоагрегаты ТЭС в регулировочном диапазоне нагрузок могут эксплуатироваться в следующих режимах:

–в конденсационном;

–в теплофикационном по тепловому графику нагрузок;

–в теплофикационном по электрическому графику нагрузок. Конденсационный режим характерен, в первую очередь, для

конденсационных турбин. При этом расход пара в конденсатор зависит от нагрузки турбоагрегата и при номинальном режиме работы составляет 55–65 % от номинального расхода пара, по- даваемого на турбину.

Теплофикационные турбины с конденсацией пара и регули- руемым отбором пара могут работать в конденсационном или

теплофикационных режиме [42].

При работе теплофикационной турбины в конденсационном режиме отпуск пара в регулируемые отборы не осуществляется, а органы регулирования давления пара в камерах этих отборов полностью открыты и не задействованы в системе регулирова- ния (т.е. регуляторы давления пара в регулируемых отборах вы- ключены); дросселирование пара в регулирующих органах регу- лируемых отборов при этом отсутствует. Следовательно, кон- денсационные режимы работы теплофикационных турбин иден- тичны режимам работы конденсационных турбин.

Теплофикационные режимы теплофикационных турбин с конденсацией пара подразделяются на режимы работы по теп- ловому графику (с полностью закрытым органом регулирования давления пара в камере отбора ЦНД) и электрическому графику нагрузок (при частично открытом органе регулирования давле- ния пара в камере отбора ЦНД). При этом производственный или отопительный отбор пара турбоагрегата считается вклю- чённым в работу, если давление пара в регулируемом отборе

267

поддерживается регулирующими органами. Рассмотрим осо- бенности этих режимов применительно к турбоагрегату типа «Т» с одним регулируемым теплофикационным отбором пара.

Режим работы турбоагрегата по тепловому графику нагру-

зок характеризуется тем, что электрическая мощность и расход свежего пара на турбину полностью определяются расходом пара в регулируемый отбор и давлением пара в камере этого от- бора. При этом расход пара в конденсатор турбины минималь- ный, зависит от плотности диафрагмы части низкого давления, мощности турбины и составляет 3–5 % от номинального расхо- да пара на турбину. Перевод турбины в режим работы по тепло- вому графику нагрузок осуществляется путём закрытия и фик- сации регулирующей диафрагмы теплофикационного отбора в таком положении, чтобы изменение тепловой нагрузки не при- водило к её открытию. Устройство (переключатель), переводя- щее турбину на этот режим, выводит из работы сервомотор ре- гулирующей диафрагмы и позволяет регулятору давления почти полностью перемещать клапаны ЧВД, для того чтобы сохранить необходимую точность поддержания давления и дополнительно предохранить турбину от аварийного повышения давления в камере регулируемого отбора. То есть с этого момента турбина начнет работать под управлением регулятора давления. Следо- вательно, электрическая мощность турбины будет определяться только тепловой нагрузкой регулируемого отбора пара. Выклю- ченный в этом случае регулятор скорости будет выполнять

функции	предохранительного регулятора, который вступает
в работу	только при увеличении числа оборотов турбины
на 6–7 %	сверх номинального значения при сбросе электриче-

ской нагрузки и отключении генератора от сети.

Переход к режиму работы турбоагрегата по электриче-

скому графику нагрузок осуществляется снятием регулирующих органов части низкого давления (регулирующей диафрагмы) с упора (с положения «закрыто») и включением в работу регуля- тора скорости путем воздействия на соответствующие переклю- чатели системы регулирования турбины. В этом случае стано- вится возможным изменение пропуска пара в часть низкого дав-

268

ления и, следовательно, по всей проточной части турбины, при неизменной тепловой нагрузке регулируемых отборов пара. В результате электрическая мощность турбины и тепловая нагруз- ка регулируемого отбора пара могут изменяться независимо. При этом диапазон возможного изменения каждого из них при фиксированном значении другого параметра оказывается огра- ниченным и определяется диаграммой режимов конкретной турбины.

Аварийные режимы характеризуются соответствующим тепломеханическим состоянием турбоагрегата и совокупностью действий персонала при управлении турбоустановкой с момента недопустимого отклонения контролируемого параметра и даль- нейшего срабатывания защит или блокировок, приводящих к отключению турбоагрегата или ограничению нагрузки, а также с момента возникновения дефектов или ситуаций, препятству- ющих нормальной работе турбоустановки. При невозможности ликвидации аварийной ситуации следует аварийный останов тур- боагрегата от действия автоматической системы защиты или «руч- ной» останов путём воздействия оперативного персонала на соот- ветствующий ключ или кнопку ручного останова турбоагрегата.

Режимы останова турбоагрегата. Различают плановый оста-

нов турбоагрегата в резерв или ремонт и аварийный останов.

Вывод паротурбинной установки в ремонт или резерв осу- ществляется только по распоряжению начальника смены стан- ции на основании разрешённой заявки от системного оператора, которая в случае вывода турбоагрегата в ремонт подаётся начальником цеха.

Режим планового останова в резерв характеризуется сово-

купностью действий персонала при управлении турбоустанов- кой, проводимых от начала остановочных операций до момента срыва вакуума в конденсаторе турбины. Остановочные опера- ции начинают с разгрузки турбогенератора, эксплуатируемого в регулировочном диапазоне нагрузок, его отключения от сети, контроля выбега ротора турбоагрегата и постановки его на ва- лоповоротное устройство. При плановом останове турбоагрегата в горячий резерв температура металла цилиндров турбины

269

должна сохраняться как можно более высокой, в первую оче- редь, за счёт исключения захолаживания металла через дренаж- ную систему турбины и за счёт поддержания в соответствую- щем состоянии тепловой изоляции цилиндров турбины.

Плановый останов паротурбинной установки в ремонт про-

изводится по программе, утвержденной главным инженером (техническим руководителем) ТЭС, которая должна предусмат- ривать [37]:

–проведение эксплуатационных испытаний (при выводе в средний и капитальный ремонт) по специальной программе, утвержденной в установленном порядке; испытания должны быть проведены не ранее чем за месяц и не позднее, чем за пять дней до вывода в ремонт; результаты испытаний заносятся в ве- домость основных параметров технического состояния установки;

–уборку паротурбинной установки от пыли и мусора, удале- ние с рабочих мест постороннего оборудования, материалов и пр.; уборка должна быть выполнена не позже, чем за два дня до останова;

–порядок вывода из работы (с расхолаживанием, без расхо- лаживания из состояния холодного резерва; с предварительной промывкой проточной части под нагрузкой и пр.) и отключение от общестанционных технологических систем (станционного паропровода острого пара, паропроводов собственных нужд, трубопровода питательной воды и т.д.);

–оформ ление наряда-допуска на безопасное проведение ре- монтных работ;

–выполнение условий безопасного проведения ремонтных работ, указанных в наряде-допуске; при этом отключения про- изводятся согласно программе и графику, утвержденным глав- ным инженером электростанции; в графике указываются лица, ответственные за отключение и время исполнения.

При выполнении операций по отключению персонал элек- тростанции обеспечивает возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные сете- вым графиком ремонта.

270