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

331

Рис. 4.7. Типовая диаграмма режимов работы турбины ПТ-60-130/13 ЛМЗ с включёнными регуляторами давления в производственном и теплофикационном отборах (режим ПТ)

Пример пользования диаграммой. Дано: Nэ=40 МВт; Dт=20 т/ч; Dп=20 т/ч. Определить: Dо и Qо.

Следуем: от т.1 (Nэ=40 МВт) → т.2 (Dт=20 т/ч) → т.3 (Dп=20 т/ч) → т.4 (Dо=180 т/ч) → т.5 (Qо=110 Гкал/ч)

14.1.Перед включением регулируемого отбора в общестан- ционный паровой коллектор необходимо:

– путём внешнего осмотра проконтролировать комплект- ность и исправность предохранительных клапанов на регулиру- емых отборах; при этом подразумевается, что предохранитель- ные клапаны должны были быть предварительно отрегулирова- ны на нужное давление срабатывания;

– проконтролировать открытие дренажей до и за КОС (кла- панами обратными с сервоприводами) на расширитель дренажей турбины;

– опробовать работоспособность КОС с контролем по месту их установки;

– продуть через соответствующие дренажи в целях удаления конденсата и прогрева паропроводов концевой участок регене- ративного паропровода (перед задвижкой, отключающей регу- лируемый отбор от общестанционного парового коллектора) и концевой участок станционного паропровода после задвижки, отключающей регулируемый отбор.

14.2.Дальнейшее включение регулируемого отбора в стан- ционный паровой коллектор должно осуществляться в следую- щей последовательности:

– воздействуя на синхронизатор регулятора давления (произ- водственного или отопительного отбора), установить давление в

отборе, превышающее давление в станционном коллекторе примерно на 0,2–0,3 кгс/см2;

– открыть байпас на отключающей электрифицированной за- движке; сделать выдержку в течение 3–5 мин для прогрева элек- трифицированной задвижки, а затем плавно, в несколько этапов, открыть задвижку полностью; байпас и дренажи на паропроводе отключить;

14.3.При работе турбины с включенными регулируемыми отборами пара не рекомендуется работать на режимах, при ко- торых сервомоторы ЧСД или ЧНД встают на упоры в положе- ние «закрыто» или «открыто», так как в этом случае происходит нарушение автономности системы регулирования. Для исклю- чения этих режимов необходимо изменить тепловую или элек-

332

трическую нагрузку турбины воздействием на соответствующие органы управления (синхронизаторы мощности или давления);

14.4. При включении регулируемых отборов необходим кон- троль тепломеханического состояния турбины.

4.4.4. Особенности пуска турбин с противодавлением

Турбины с противодавлением (типа «Р»), устанавливаемые на ТЭС, работают по тепловому графику потребления. Турбины, как правило, одноцилиндровые, не имеют конденсационной установки, с отсутствующей или слаборазвитой системой реге- нерации. В настоящее время максимальная мощность энергети- ческих турбин с противодавлением составляет 100 МВт.

По состоянию паровой магистрали, на которую работает тур- бина, могут быть два режима пуска:

–первый режим – пуск на магистраль, находящуюся под дав- лением;

–второй режим – пуск на незаполненную магистраль.

При первом режиме в корпусе турбины необходимо иметь давление больше, чем давление в паровой магистрали. Быстрое повышение давления при пуске турбины может привести к не- допустимым скоростям прогрева, особенно при пусках из хо- лодного состояния. Во избежание этого пуск турбины проводят следующим образом:

–используя дренажную систему, осуществляют прогрев главного паропровода до ГПЗ турбины и элементов паровпуска турбины до регулирующих клапанов от станционного коллекто- ра свежего пара;

–после достижения толчковых параметров пара осуществ- ляют толчок ротора через байпас ГПЗ и выход на обороты холо- стого хода со сбросом отработавшего пара через специальный сбросной паропровод в атмосферу;

–прогрев турбины осуществляют до тех пор, пока давление в её выхлопном патрубке не поднимут выше давления в маги- стральном паропроводе; далее осуществляются синхронизация и

333

включение турбогенератора в сеть, после чего выхлоп переводят на магистраль.

Такой способ связан с большими потерями пара и может ис- пользоваться только для турбоустановок малой мощности. Со- временные турбины оборудуются валоповоротным устройством, которое позволяет прогревать проточную часть турбины при наличии избыточного давления в магистральном паропроводе со стороны выхлопа («с хвоста») через байпас основной отключа- ющей арматуры. В этом случае при вращении ротора турбины валоповоротным устройством ГПЗ и её байпас закрывают, а ре- гулирующий и стопорный клапаны, а также дренажи корпуса турбины и паропровода от турбины до ГПЗ открывают. Подачу пара в цилиндр производят из магистрального паропровода по- степенным открытием вначале байпаса задвижки со стороны выхлопа турбины, а затем, после полного его открытия, – самой задвижки. Соответственно, проточная часть турбины встает под давление магистрали. После предварительного прогрева главно- го паропровода до ГПЗ турбины осуществляется (в соответствии

сдействующими местными инструкциями) толчок ротора тур- боагрегата, синхронизация и набор нагрузки. При этом скорости набора оборотов, выдержки времени и этапы нагружения турбо- генератора определяются местными инструкциями. Данный способ прогрева турбины, регулирующих и стопорных клапанов хорош тем, что позволяет плавно прогреть эти элементы. Вместе

стем, его ограниченные возможности по температуре в ряде случаев затрудняют последующий пуск турбины, так как темпе- ратура металла оказывается низкой по сравнению с температу- рой пара, поступающего в турбину. Поэтому в некоторых случа- ях металлоёмкий стопорный клапан прогревают свежим паром при закрытых регулирующих клапанах.

При втором режиме, при пуске турбоагрегата на незапол- ненную магистраль, для прогрева турбины потребитель обязан обеспечить прием сбросного пара и конденсата. В таком режиме возникает опасность перегрузки последней ступени турбины, выражающаяся в прогибе диафрагмы или рабочих лопаток, по- этому современные турбины с противодавлением имеют защиту

334

от перегрузки. В качестве импульса используется перепад дав- лений на последней ступени.

Турбины с противодавлением в системе регулирования име- ют два импульсных органа:

–регулятор скорости, который используется в основном для синхронизации турбогенератора, изменения электрической нагрузки в диапазоне до 10–15 % от номинальной мощности и как защитный орган от разгона ротора турбоагрегата;

–регулятор давления, который включается при электриче- ской нагрузке более 10–15 % от номинальной мощности для поддержания соответствующего давления в магистрали и пере- вода турбины на работу по тепловому графику нагрузок, при котором мощность турбины будет зависеть только от расхода потребляемого пара.

4.4.5.Режимы останова турбоагрегатов

4.4.5.1.Плановый останов в резерв турбоагрегата неблочной ТЭС

Плановый останов в резерв осуществляется при избытке мощности в энергетической системе, когда требуемая нагрузка турбогенератора ниже, чем минимальное значение регулиро- вочного диапазона нагрузки для данной турбины. В этих случа- ях останов турбоагрегата осуществляют в «горячий резерв». Команду на останов дает дежурный инженер станции.

При останове турбоагрегата в «горячий резерв» предполага- ют его пуск после относительно короткого времени. Как прави- ло, это остановы на ночь или на конец недели (на субботу и вос- кресенье). Исходя из условий максимального сохранения тепло- вого состояния турбины при отключении ее в резерв, рацио- нальней было бы осуществить мгновенный останов турбины с номинальной нагрузки. В этом случае не происходило бы её охлаждение, как это всегда происходит при разгрузке турбин. В то же время, исходя из условий надежности работы турбины и устойчивости работы всей энергетической системы, плановые остановы турбоагрегатов осуществляют только после предвари- тельной их разгрузки. Разгрузка турбоагрегатов неблочных и

335

блочных ТЭС без промежуточного перегрева пара с барабанны- ми котлами осуществляется на номинальных параметрах свеже- го пара, при этом имеются отличительные особенности при останове турбоагрегатов блочных ТЭС.

Останов турбин неблочных ТЭС осуществляют после раз-

грузки на номинальных параметрах (температуре и давлении) свежего пара, при этом выполняются следующие операции [26, 46, 47]:

1.Если турбина работала по тепловому графику (с мини- мальным пропуском пара в конденсатор), то ее необходимо пе- ревести на режим работы по электрическому графику нагрузок.

2.Проверяется работоспособность резервного и аварийного маслонасосов смазки подшипников турбоагрегата и устройства их автоматического включения.

3.Если подача масла в систему уплотнения корпуса турбоге- нератора осуществлялась от инжектора уплотнения, подклю- чённого к напору главного маслонасоса турбины, то переходят на маслонасосы уплотнения корпуса турбогенератора, предва- рительно опробовав их работоспособность и исправность устройств их автоматического включения.

4.Контролируется посадка обратных клапанов всех регене- ративных отборов.

5.Осуществляют расхаживание стопорных, регулирующих клапанов (диафрагм) и главной паровой задвижки на часть хода. Убеждаются в отсутствии их заеданий.

6.Оповещается персонал котельного цеха, и согласовывают- ся действия по разгрузке турбоагрегата. Например, турбина должна разгружаться путём прикрытия регулирующих клапанов по мере разгрузки котла и снижения давления острого пара в станционном коллекторе. В этом случае скорость разгрузки тур- бины будет определяться скоростью разгрузки котла, при этом давление и температура свежего пара должны поддерживаться на номинальном уровне.

7.При разгрузке турбины необходимо постоянно вести наблюдение за приборами, показывающими температуру масла, фланцев и шпилек, верха и низа цилиндров, а также относитель-

336

ные укорочения роторов. Их показания не должны превышать допустимых значений, в противном случае персонал должен принимать соответствующие меры к восстановлению норматив- ных значений контролируемых параметров. При необходимости делаются выдержки на промежуточных значениях мощности для стабилизации тепломеханического состояния турбины.

8. По мере разгрузки турбоагрегата в последовательности, регламентируемой местными инструкциями, осуществляются следующие переключения.

8.1.Отключение производственного отбора пара при нагруз- ке 90–55 % от номинальной мощности турбины.

8.2.Отключение сетевого подогревателя (ПСГ-2) верхнего теплофикационного отбора пара при нагрузке 90–55 % от номи- нальной мощности турбины. Отключение подогревателя должно осуществляться в следующей последовательности:

– отключение производится сначала по паровой, а затем по водяной стороне или одновременно. Отключение по водяной стороне осуществляется путем открытия задвижки на обводной линии и закрытия задвижек на входе и выходе воды из ПСГ-2;

– после отключения ПСГ-2 по пару и воде при достижении уровня конденсата ниже допустимого необходимо отключить конденсатные насосы (КН СП), предварительно сняв их с режи- ма АВР и закрыв задвижки на нагнетательных линиях насосов;

– откл ючить линию отсоса паровоздушной смеси и открыть дренажный вентиль из корпуса ПСГ-2 к ПСГ-1.

8.3.Отключение группы ПВД при нагрузке 40–45 % от но- минальной мощности турбины производят в следующей после- довательности:

– в несколько этапов прикрываются паровые задвижки на подводе пара к ПВД; при этом обеспечивают соответствующие перепады давления пара для удержания уровней в корпусах ПВД;

– при снижении нагрузки контролируется автоматическое переключение слива конденсата греющего пара на ПНД-4;

– после полного закрытия паровых задвижек ПВД отключа- ется по конденсату и паровоздушной смеси.

337

8.4.При резком относительном сокращении ротора ЦВД и ЦСД необходимо перевести уплотнения цилиндров на питание горячим паром (от парового коллектора собственных нужд, если перед этим уплотнения обеспечивались паром из уравнительно- го паропровода деаэраторов питательной воды) и прекратить дальнейшее снижение нагрузки до стабилизации тепломехани- ческого состояния турбины.

8.5.Отключение сетевого подогревателя (ПСГ-1) нижнего теплофикационного отбора пара при нагрузке 30–35 % от номи- нальной мощности турбины. Отключение подогревателя должно осуществляться в следующей последовательности:

– откл ючение по водяной стороне (на паровой линии запор- ная арматура отсутствует) осуществляется путем открытия за- движки на обводной линии и закрытия задвижек на входе и вы- ходе воды из ПСГ-1;

– после отключения ПСГ-1 по воде при достижении уровня конденсата ниже допустимого необходимо отключить сливные насосы, предварительно сняв их с режима АВР и закрыв за- движки на нагнетательных линиях насосов;

– закрыт ь арматуру на линии сброса ПВС в конденсатор;

– открыт ь вентиль ввода деаэрированной воды, обеспечив слабый проток через трубную систему ПСГ-1.

8.6.При невозможности удержания уровня в ПНД отключа- ют сливные насосы, а дренаж греющего пара каскадно перево- дится в конденсатор.

8.7.В момент останова турбины резко снижается уровень в конденсаторе. Поэтому для его удержания перед остановом тур- боагрегата подготавливается схема аварийной подпитки конден- сатора добавочной водой.

9. При снижении мощности турбоагрегата до 5–20 % от но- минальной (уточняется при первых остановах по максимальной мощности турбины, обеспечиваемой при подаче пара через бай- пас при условии сохранения номинального давления перед сто- порным клапаном) следует открыть полностью регулирующий клапан и электрифицированную задвижку на байпасе ГПЗ, а собственно ГПЗ закрыть.

338

10.Необходимо отключить подачу пара на турбину воздей- ствием на соответствующий ключ (кнопку аварийного останова)

изакрыть регулирующий клапан на байпасе ГПЗ.

11.Следует убедиться, что исполнительные органы защиты турбины сработали штатно, а именно:

– закрылись стопорные и регулирующие клапаны ЦВД, ЦСД

идиафрагмы ЦНД;

–закрылись КОС на регенеративных отборах турбины;

–закрываются ГПЗ и электрифицированная задвижка на бай- пасе ГПЗ;

–турбогенератор не несёт электрической нагрузки, а ватт- метр показывает отрицательную мощность.

С этого момента турбина вращается от турбогенератора, ко- торый работает в режиме электродвигателя или в так называе- мом «моторном режиме», вращая ротор турбины с синхронной частотой и потребляя из сети активную мощность, необходимую для преодоления механических и вентиляционных потерь тур- бины и генератора. Время работы турбоагрегата в этом режиме ограничивается заводами-изготовителями турбин и составляет обычно не более 4 мин.

12. Далее необходимо зафиксировать время, отключить тур- богенератор от сети и проконтролировать снижение оборотов ротора.

13. При снижении числа оборотов до 2800 об/мин следует пустить в работу резервный маслонасос смазки. Синхронизатор турбины вывести в положение «нуль». Закрыть задвижку на от- сосе пара от штоков стопорных и регулирующих клапанов на деаэратор. В соответствии с требованиями местных инструкций вывести в резерв схему газоохлаждения турбогенератора.

14. Необходимо прослушивать проточную часть турбины при выбеге ротора.

15. После останова ротора турбины нужно включить в работу валоповоротное устройство и зафиксировать время выбега рото- ра при нормальном вакууме.

16. Открыть задвижку аварийного срыва вакуума. Подачу па- ра на работающий эжектор отключить.

339

17.После полного снижения вакуума отключить подачу пара на концевые уплотнения и на эжектор отсоса паровоздушной смеси из уплотнений турбины. Закрыть задвижки на трубопро- воде отсоса паровоздушной смеси из конденсатора турбины и задвижку аварийного срыва вакуума.

18.В некоторых случаях при плановых остановах турбоуста- новок проводят гидравлическую опрессовку трубных систем ПНД подачей воды основными конденсатными насосами.

19.После отключения трубных систем ПВД по питательной воде и отключения защиты по повышению уровня нужно за- крыть задвижку на линии основного конденсата в деаэратор и отключить конденсатные насосы, предварительно сняв их с ре- жима АВР.

20.В течение первых восьми часов после останова турбины ротор должен вращаться валоповоротным устройством непре- рывно; при этом температура масла, подаваемого на подшипни- ки турбоагрегата, не должна снижаться менее 40 оС. По истече- нии шести часов осуществляют поворот ротора турбины строго на 180о с периодичностью, регламентированной требованиями местной инструкции.

21.После останова турбоагрегата необходимо вести контроль тепломеханического состояния турбины и, в первую очередь, разницы температуры металла верха и низа паровпуска ЦВД. Быстрое увеличение этой разницы температур свидетельствует

озахолаживании проточной части турбины через дренажную систему или по линии отсоса паровоздушной смеси из конден- сатора турбины.

Все операции по останову фиксируются в документации, а параметры тепломеханического состояния турбины и моменты проворачивания ротора валоповоротным устройством фиксиру- ются в специальном журнале.

22.При снижении температуры паровпуска ЦВД в районе ре- гулирующей ступени до 150–160 оС отключается маслонасос смазки подшипников турбоагрегата и валоповоротное устрой- ство.

340