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

220–330 оС (конкретизируется в соответствии с требованиями заводской инструкции), а температура пара в перепускных тру- бах должна быть не ниже 280–390 оС соответственно. После про- грева стопорного клапана и перепускных труб закрывается со- ответствующая арматура на байпасе ГПЗ. Если ротор вращался, то при снижении частоты вращения включить валоповоротное устройство. Далее после соответствующего контроля показате- лей надёжности осуществить толчок ротора турбины.

Б. При пуске турбины из неостывшего и горячего состояний предварительный прогрев подводящего паропровода и паро- впуска турбины определяется характером остывания элементов паровпуска турбины и при неравномерном остывании отдель- ных участков паровпуска (паропровода от ГПЗ до стопорного кла- пана; непосредственно стопорного клапана; перепускных труб) при их прогреве руководствуются следующими принципами:

–прогрев подводящего паропровода до ГПЗ турбины должен продолжаться до достижения номинального давления свежего пара и температуры металла концевого участка паропровода свежего пара, соответствующей температуре металла стопорно- го клапана; при этом температура свежего пара должна превы- шать температуру металла прогреваемого участка (в данном случае температуру металла стопорного клапана) не менее чем на 50–70 оС, но не выше номинальной температуры;

–на втором этапе через байпас ГПЗ прогреваются совместно паропровод от ГПЗ до стопорного клапана, непосредственно корпус стопорного клапана (перед прогревом он открывается) и перепускные трубы до наибольшей на данный момент времени температуры ЦВД; при этом также контролируется температура свежего пара в перепускных трубах, которая должна быть выше температуры металла наиболее горячей части ЦВД на 50–70 оС, но не выше номинальной.

5. Пуск неблочных турбин производится:

–с отключенными отопительными отборами, полностью от- крытыми регулирующими органами ЧВД, ЧСД и ЧНД (для про- изводственно-теплофикационных и теплофикационных турбин)

иотключёнными по регенеративному пару ПВД; при этом за-

291

полнение трубной системы ПВД допускается только при включён- ной защите от недопустимого уровня в корпусе подогревателей;

– с включенными по основному конденсату и регенератив- ному пару подогревателями низкого давления.

6.Включение валоповоротного устройства для вращения ро- тора турбины допускается при температуре масла, подаваемого на смазку подшипников, не ниже 35 оС.

7.При пуске турбины из неостывшего состояния включение валоповоротного устройства в режим непрерывного вращения осуществляется не менее чем за 2 часа до толчка ротора турбины.

8.Для удержания относительных расширений цилиндров при пуске турбины из холодного состояния должна использоваться схема обогрева фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД (только для мощных энергоблоков). При этом температура фланцев ЦВД должна быть выше температуры шпилек, но не более чем на 20оС. Для обеспечения этого условия подачу пара на обогрев фланцев нужно производить раньше, чем на обогрев шпилек, прогревая шпильки только в том случае, если температура их начинает отставать от температуры фланцев на недопустимую величину. При отсутствии температурного контроля фланцев и шпилек или неисправности предохранительных клапанов ис- пользование схемы обогрева фланцев и шпилек при пуске тур- бины НЕ ДОПУСКАЕТСЯ.

Для удержания относительных расширений ЦВД при пуске турбины из неостывшего и горячего состояний должна исполь- зоваться схема подачи острого пара на переднюю шейку ротора ЦВД.

Управление относительным расширением ротора ЦНД может осуществляться за счёт изменения вакуума в конденсаторе тур- бины. При этом углубление вакуума в конденсаторе способ- ствует замедлению расширения цилиндра низкого давления и при этом относительное расширение ротора (ОРР) ЦНД «идёт в плюс». Наоборот, при ухудшении вакуума ОРР ЦНД «идут в минус».

292

9.Включение эжектора для набора вакуума при пуске турби- ны из холодного состояния осуществляется перед подачей уплот- няющего пара на концевые уплотнения цилиндров турбины.

Если температура ЦВД выше 300оС, перед набором вакуума (до включения эжектора) подаётся горячий пар в предпослед- нюю камеру переднего уплотнения, чтобы избежать относи- тельного сокращения ротора ЦВД и захолаживания штоков сто- порных и регулирующих клапанов. Во всех случаях при наборе вакуума в конденсаторе неостывшей и горячей турбин эксплуа- тационный персонал должен руководствоваться требованиями местных инструкций, составленных с учётом требований завод- ских или типовых инструкций по пуску конкретной турбины.

10.Толчок ротора при пуске неблочной турбины из холодно- го и неостывшего состояний осуществляется через пусковой байпас ГПЗ при полностью открытых стопорных и регулирую- щих клапанах. Переход на подачу пара непосредственно через ГПЗ осуществляется на оборотах холостого хода или при взятии минимальной нагрузки.

Толчок ротора при пусках неблочной турбины из горячего состояния (при температуре ЦВД более 400оС) осуществляется регулирующими клапанами при предварительно открытых ГПЗ

истопорных клапанах.

11.Сбросы низкопотенциальных тепловых потоков (с конце- вых уплотнений ПЭН, сетевых подогревателей, дренажных насосов и т.п.) в конденсатор турбины при отсутствии пускового вакуума (менее 350 мм рт. ст.) ЗАПРЕЩАЮТСЯ.

12.Набор вакуума в конденсаторе турбины до включения ва- лоповоротного устройства ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

13.Толчок ротора при пуске турбины из холодного состоя- ния осуществляется при полностью открытых дренажах с па- ровпуска турбины, проточной части цилиндров турбины, пере- пускных труб и регенеративных паропроводов.

Закрытие дренажей турбины осуществляется в следующей очерёдности:

– с паровпуска турбины (паропровод после ГПЗ, стопорный клапан, перепускные трубы) – после толчка ротора;

293

–с цилиндров и перепускных труб цилиндров турбины – по- сле взятия минимальной нагрузки;

–с регенеративных паропроводов («до» и «за» КОС) – после включения по пару регенеративных подогревателей.

14. При пусках турбины из неостывшего состояния при тем- пературе ЦВД в области регулирующей ступени более 200оС дренажи с паровпуска турбины открываются непосредственно перед подачей пара для предварительного прогрева элементов паровпуска (паропровода от ГПЗ до стопорного клапана, сто- порного клапана и перепускных труб) турбины. Дренажи с про- точной части турбины и регенеративных паропроводов откры- ваются непосредственно перед толчком ротора турбины.

При пусках турбины из горячего состояния (при температуре ЦВД в области регулирующей ступени более 400оС) прогрев паровпускных органов (паропровода от ГПЗ до стопорного кла- пана, стопорного клапана и перепускных труб), как правило, не производится. Перед толчком ротора турбины производится кратковременная продувка через байпас ГПЗ стопорного клапа- на и перепускных труб в течение 3–5 мин. Толчок ротора турби- ны осуществляют регулирующими клапанами при закрытых дренажах с ЦВД и открытых (непосредственно перед подачей пара

втурбину) дренажах с паропроводов регенеративных отборов.

15. Надёжность, безопасность и экономичность турбоагрега- тов обеспечивается за счёт соблюдения соответствующих усло- вий и ограничений контролируемых параметров, регламентиру- емых, в первую очередь, инструкциями заводов-изготовителей турбин, которые должны быть зафиксированы в соответствую- щих производственных инструкциях турбинного цеха ТЭС и тщательно контролироваться. Пример перечня данных показа- телей используемых при эксплуатации турбины Т-100/120-130-3, представлен в табл. 4.3.

294

Таблица 4.3. Пример перечня параметров, обеспечивающих безопасную, надёжную и эффективную работу элементов турбины Т-100/120-130-3 ТМЗ

	Наименование параметра	Значение
		показателя
1. Параметры свежего пара:
– давление, кгс/см2		130
– температура, оС		555
2. Частота вращения, об/мин		3000
3. Мощность турбины, МВт:
–	номинальная	110
–	максимальная	120
4. Расход свежего пара, т/ч:
–	номинальный	480
–	максимальный	485
–	на конденсационном режиме при номинальной
мощности		398
5. Отопительная нагрузка, Гкал/ч:
–	номинальная	175
–	максимальная, с учётом использования тепла,
поступающего в конденсатор		184
6. Пределы регулируемого абсолютного давления
пара в отопительных отборах, кгс/см2:
–	в верхнем отопительном отборе	0,6….2,5
–	в нижнем отопительном отборе	0,5….2,0
7. Регулируемое давление поддерживается:
–	в верхнем отопительном отборе при включении	ПСГ-1,2
–	в нижнем отопительном отборе при включении	ПСГ-1
8. Предусмотрена возможность работы турбо-
агрегата:
– по тепловому графику		Dкмин = 18 т/ч
– электрическому графику		Dкмакс = 280 т/ч
9. Разность температур подпиточной и циркуля-
ционной воды, подаваемой во встроенный и ос-
новной пучки конденсатора, оС		< 20
10. Максимальная температура охлаждающей		≤ 33
воды на входе в маслоохладители, оС

295

		Продолжение табл. 4.3
		Наименование параметра	Значение
			показателя
	11. Давление в маслоохладителях, кгс/см2:
	–	воды	≤ 1
	–	масла	> 1
	12. Разность температур крышки и корпуса сто-		50
	порного клапана, ° С, не более
	13. Скорости повышения температуры металла
	ЦВД и корпусов регулирующих клапанов не
	должны превышать, ° С/мин:
	–	в интервале 50-200 ° С	4,0
	–	в интервале 200-300 ° С	3,0
	–	в интервале 300-400 ° С	2,0
	–	более 400 ° С	1,0
	14. Разность температур металла верха и низа		40
	ЦВД в зоне паровпуска, ° С, не более
	15. Разность температур фланца и средней тем-		±15
	пературы стенки ЦВД, ° С, не более
	16. Разность температур между правым и левым		±10
	фланцами ЦВД, ° С, не более
	17. Температура фланцев ЦВД должна быть вы-		20
	ше температуры шпилек, но не более, оС
	18. Скорость повышения температуры металла		3,5
	стопорного клапана, ° С/мин, не более
	19. Давление срабатывания атмосферных клапа-		1,2
	нов на крышке корпуса ЦНД, кгс/см2
	20. Температура циркуляционной воды перед		≤ 33
	конденсатором, оС
	21. Расчётная температура циркуляционной воды		20
	перед конденсатором, оС
	22. Расчётный объёмный расход циркуляционной		16000
	воды через трубную систему конденсатора, м3/ч
	23. Расчётный нагрев циркуляционной воды в		≤ 8
	конденсаторе, оС
	24. Абсолютное расчётное давление в конденса-
	торе при максимальной конденсационной мощ-		0,057
	ности, кгс/см2

296

Окончание табл. 4.3

		Наименование параметра	Значение
			показателя
	25. Величина искривления вала при вращении
	ротора на ВПУ перед подачей пара на турбину,		≤ 0,05
	мм
	26. Расчётное давление сетевой воды в ПСГ-1,2,		16,0
	кгс/см2
	27. Максимальная температура выхлопного па-		≤ 80
	трубка ЦНД, оС
	28. Предельно допустимые величины относи-
	тельных расширений роторов турбины, мм:
	–	для ротора ЦВД	+3.0, - 1,2
	–	для ротора ЦСД	+3.0, - 2,5
	–	для ротора ЦНД	+4.0, - 4.0
	29. Критические частоты вращения соединенных		1615
	валов турбины и генератора, об/мин		2125
			2270
			2530
	30. Среднее значение виброскорости подшипни-		< 4,5
	ковых опор, мм/с
	31. Скорость изменения мощности в пределах		1,5
	регулировочного диапазона, МВт/мин, не более

4.4.2. Пуск конденсационной турбины неблочной ТЭС из холодного состояния

4.4.2.1.Общие положения

1.Пуск турбины считается наиболее ответственной операци- ей. Для оптимизации пусков турбины из любого теплового со- стояния должна разрабатываться (применительно к установлен- ным на ТЭС паротурбинным установкам) и использоваться пуско- вая документация, описанная в разд. 4.4.1 настоящего пособия.

2.Подготовка и пуск ПТУ осуществляются по распоряжению начальника смены ТЭС из оперативного состояния «Резерв».

3.Руководство пуском турбины осуществляет начальник смены или старший машинист турбинного цеха [9], с момента

297

толчка ротора турбоагрегата контроль пуска осуществляет начальник или заместитель цеха.

4.Пуск турбоагрегата после капитального и среднего ремон- тов проводится под контролем технического директора и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журна- ле после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по технической экс- плуатации и технике безопасности.

5.Перед пуском турбоагрегата после ремонта или простоя в резерве более 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и ав- томатики, блокировок оборудования и систем, контрольных приборов и средств оперативной связи. Проверка защит также производится, если во время простоя турбоагрегата менее трех суток производились работы по перенастройке системы регули- рования или цепей защиты. Выявленные при этой неисправно- сти должны быть устранены.

6.Особенностью пуска турбин неблочных ТЭС является то, что пуск из любого теплового состояния осуществляется на но- минальном давлении, а при пусках из горячего состояния – и на номинальной температуре острого пара.

7.При проведении пусков турбоагрегата сообщать по гром- кой связи о следующих режимах:

– вывод частоты вращения ротора турбоагрегата на обороты холостого хода (3000 об/мин);

– включение турбогенератора в сеть.

8.Каждый пуск на ТЭС должен анализироваться и оцени- ваться с соответствующими организационными выводами.

9.Пуск турбины включает следующие основные этапы:

–подготовительный этап (от момента подачи команды начальника смены станции о пуске до вывода турбины на толчковые параметры);

–толчок ротора турбоагрегата и вывод на обороты холостого хода;

298

– синхронизация турбогенератора с сетью, нагружение турбоагрегата и вывод на минимальную нагрузку регулировочного диапазона нагрузок.

4.4.2.2. Подготовительный этап пуска турбины

Режимы пуска турбины должны проводиться с максимально возможными скоростями, исходя из показателей надежности, заданных заводами-изготовителями. Для обеспечения этих тре- бований предложен [34] и подробно рассмотрен в разд. 4.4.1 со- ответствующий комплекс пусковой документации. В то же вре- мя анализ действующей пусковой документации ТЭС показыва- ет, что режимные карты (номограммы) и особенно сетевые графики подготовки к пуску турбин практически не использу- ются. Как нам представляется, это связано с тем, что для разра- ботки местных производственных инструкций ТЭС использу- ются, в первую очередь, заводские и типовые инструкции по пуску турбоагрегатов, в которых также режимные карты и гра- фики подготовки к пуску не предоставляются. В то же время в некоторых случаях [49] типовыми инструкциями регламентиру- ется четко разграничить в рабочих инструкциях (сетевых графи- ках) пусковые операции между оперативным персоналом сме- ны. Тем не менее разработка данной документации с «чистого листа» силами производственного персонала представляет из- вестную сложность.

Учитывая данные обстоятельства, авторы считают необходи- мым конкретизировать должностные обязанности, возлагаемые на эксплуатационный персонал при пуске турбоагрегата, прежде чем описывать непосредственно алгоритм пуска турбины.

Обязанности начальника смены турбинного цеха при пуске турбоагрегата.

После получения команды от начальника смены станции о пуске турбоагрегата начальник смены турбинного цеха обязан выполнить следующие операции.

1. Убедиться:

– в окончании ремонтных работ;

299

–завершении уборки всего оборудования, а также лестниц и площадок;

–исправности телефонной связи, рабочего и аварийного освещения на рабочих местах, тепловом щите управления и местных щитах;

–наличии и исправности противопожарного инвентаря по всем контрольным постам;

–отсутствии ремонтного или постороннего персонала в зоне обслуживания пускаемой ПТУ.

Для этого используется журнал регистрации действующих нарядов-допусков ремонтного персонала, журнал дефектов, а также доклады подчиненного персонала по результатам обхода оборудования.

2. Осуществить контроль тепломеханического состояния турбоагрегата и его вспомогательного оборудования. При этом обращается внимание на то, что не допускается пуск турбоагре- гата хотя бы при одном неисправном МНУ или МНС. Не допус- кается пуск при некачественном масле для системы смазки, при минимальном уровне в главном маслобаке (когда работает сиг- нализация) и при неисправных защитах и блокировках.

3. Осуществить контроль комплектности вахты.

4. Предупредить о предстоящем пуске турбоагрегата следу- ющий персонал:

–начальник а смены котельного цеха – для обеспечения го- товности персонала к изменению паровых нагрузок котлов;

–начальник а смены электрического цеха – для подготовки персонала к сборке схем электродвигателей вспомогательного оборудования;

–начальник а смены химического цеха – для подготовки к выполнению анализов воды, пара, конденсата, газа, к контролю при заполнении корпуса генератора водородом, к увеличению расхода обессоленной воды;

–начальник а смены цеха тепловой автоматики и измерений – для подготовки персонала к включению средств измерений, ав- торегуляторов, защит, блокировок и технологической сигнали- зации.

300