- •1. Организационные требования к эксплуатации турбинного оборудования согласно птэ
- •1.4 Подготовка эксплуатационного персонала
- •Периодическая проверка знаний обслуживающего персонала
- •1.7 Противоаварийные и противопожарные тренировки
- •1.8 Организация рабочего места
- •Тема 2. Пуск и останов паровой турбины.
- •2.1 Общие правила пуска турбоустановки из холодного состояния
- •2.1.1 Подготовка к пуску:
- •14 Подача пара на концевые уплотнения
- •2.1.2 Толчок ротора паром и увеличение частоты вращения.
- •2.1.3 Включение генератора в сеть, и нагружение турбины.
- •2.2 Пуск турбины с противодавлением
- •2.3 Пуск турбины с регулируемыми отборами пара
- •2.4 Особенности пуска блочных установок
- •2.6 Пуск блока с барабанным котлом
- •2.6.1 Пуск при полном давлении пара за котлом.
- •2.6.2 Пуск на скользящих параметрах пара.
- •2.7 Пуск блока с прямоточными котлами
- •2.8 Пуск из неостывшего и горячего состояния
- •2.9 Методы ускорения пусков турбины
- •1. Обогрев фланцев и шпилек паром:
- •3. Автоматизация пусковых операций.
- •2.10 Останов паровых турбин
- •2.10.1 Нормальный останов
- •2.10.2 Аварийный останов
- •2.10.2.1 Аварийный останов со срывом вакуума
- •2.10.2.2 Аварийный останов без срыва вакуума
- •2.11 Остывание турбины
- •Тема 3 Обслуживание работающей турбины
- •3.2 Влияние изменения параметров пара на работу турбины
- •3.2.1 Изменение начального давления:
- •3.2.2 Изменение начальной температуры :
- •3.2.3 Изменение конечного давления
- •3.3 Работа турбины в режиме ухудшенного вакуума
- •3.4 Работа турбины с частично отключенной регенерацией
- •Прохождение минимальных и пиковых нагрузок энергосистемы
- •3.5.1 Глубокая разгрузка оборудования
- •3.5.2 Остановочно-пусковой режим
- •3.5.3 Режим горячего вращающегося резерва
- •3.5.4 Моторный режим
- •3.6 Работа турбины на скользящем начальном давлении
- •3.7 Вибрационное состояние турбоагрегата
- •3.8 Солевой занос проточной части турбоустановки
- •3.8.1 Анализ твердых отложений и контроль солевого заноса
- •3.8.2 Методы борьбы с заносом солями проточной части турбины
- •Применяются следующие способы очистки проточной части от солей:
- •Механический при остановленной и вскрытой турбине.
- •4 Эксплуатация вспомогательного оборудования
- •4.1 Эксплуатация конденсационной установки
- •4.1.1 Контроль за работой конденсатора
- •4.1.2 Воздушная плотность конденсатора
- •4.1.3 Водяная (гидравлическая) плотность конденсатора
- •4.1.4 Причины переохлаждения конденсата
- •4.1.5 Причины ухудшения вакуума
- •4.1.6 Загрязнение конденсаторов и способы их очистки
- •4.1.7 Пуск конденсационной установки
- •1. Подача циркуляционной воды
- •2. Включение конденсатного насоса
- •3. Создание вакуума в конденсаторе
- •4.1.8 Останов конденсатора
- •4.2 Аварийный режим работы конденсационных и циркуляционных насосов
- •4.3 Эксплуатация регенеративных нагревателей
- •4.3.1 Защита и автоматическое регулирование
- •4.3.2 Пуск регенеративных подогревателей
- •4.3.3 Отключение регенеративных подогревателей
- •4.3.4 Неисправности регенеративных подогревателей:
- •4.4 Эксплуатация деаэраторов
- •4.4.1 Контроль за работой деаэратора
- •4.4.2 Пуск деаэратора.
- •4.4.3 Останов деаэратора
- •4.5 Эксплуатация турбинных масел
- •4.5.1 Условия работы турбинного масла
- •4.5.2 Контроль качества масла
- •4.5.3 Регенерация масла
- •4.6 Эксплуатация системы регулирования и защиты
- •4.6.1 Характеристики систем регулирования
- •4.6.2 Неисправности системы регулирования
- •4.7 Эксплуатация питательных насосов
- •4.7.1 Пуск питательного насоса
2.10.2.2 Аварийный останов без срыва вакуума
Аварийный останов турбины без срыва вакуума осуществляется в следующих случаях:
1 При резких отклонениях температуры свежего пара и пара промперегрева от установленных верхних и нижних предельных значений.
2 При падении вакуума ниже допустимого значения.
3 При разрыве атмосферных диафрагм цилиндра низкого давления.
4 При уменьшении давления «масло-водород» в системе уплотнения генератора ниже предельного значения.
5 При работе агрегата в беспаровом режиме сверх установленного времени.
6 При появлении дыма из генератора или возбудителя.
7 При появлении неустранимой течи масла или огнестойкой жидкости.
8 При перегрузке последней ступени турбины с противодавлением.
2.11 Остывание турбины
Остывание цилиндра турбины происходит неравномерно, нижняя часть остывает быстрее, чем верхняя, этому способствуют следующие факторы:
1 Нижняя половина цилиндра имеет дополнительную отдачу тепла через опорные лапы и трубопроводы отборов, дренажей, отсосов из уплотнений.
2 Вокруг горячего цилиндра образуются естественные воздушные потоки, так как нагретый воздух поднимается вверх а на его место из машинного зала поступает холодный воздух (к низу цилиндра).
3 В результате неоднократных пусков и остановов, а так же вследствие вибрации, в слое тепловой изоляции могут появиться трещины; кроме того, изоляция нижней части отстает от металла. В трещины попадает воздух и отводит тепло от нижней части.
Поэтому нижняя часть цилиндра всегда остывает быстрее верхней и, следовательно, верхняя часть имеет большие линейные размеры и деформируется выпуклостью вверх. Разность температур верха и низа равная 100С приводит к прогибу оси корпуса примерно на 0,1 мм.
Для того, чтобы иметь возможность запускать турбину через любое время после останова, нужно не допускать возрастания разности температур верха и низа выше допустимого предела. Для этого применяют усиление изоляции низа цилиндра, а также специальный обогрев низа. Кроме того, применяют быстроходные ВПУ.
Практическое занятие №1
Тема: изучение пусковых режимов блока и турбоустановки с использованием компьютерного тренажера.
Тема 3 Обслуживание работающей турбины
Основная задача при эксплуатации турбины – безопасность работы оборудования. Для выполнения этой задачи необходимо контролировать следующие показатели:
давление и температуру свежего пара и пара промперегрева.
температуру масла и вкладышей подшипников.
вибрацию турбоагрегата.
4 давление масла в системе смазки.
5 давление масла в системе уплотнений генератора.
6 уровень масла в баке.
7 давление водорода в системе охлаждения генератора.
8 давление в контрольных ступенях турбины.
9 температуру выхлопного патрубка в конденсационной турбине.
10 перепад давлений на последнюю ступень в турбине с противодавлением.
Несмотря на комплекс автоматических защит, обслуживающий персонал должен контролировать работу оборудования.
Вторая задача эксплутационного персонала - обеспечение экономичного режима работы оборудования.
На современном оборудовании отклонение от оптимального режима, даже незначительное, при длительной работе приводит к значительным перерасходам топлива.
Для обеспечения максимальной экономичности работы оборудование должно быть в хорошем техническом состоянии, автоматизировано на современном уровне, кроме того, необходимо поддерживать в допустимых пределах основные параметры работы турбины:
оптимальный вакуум в конденсаторе;
заданную температуру питательной воды;
минимальный недогрев питательной воды в регенеративных подогревателях;
оптимальный режим работы деаэратора, сетевых подогревателей, испарителей;
минимальное переохлаждение конденсата;
минимальные потери тепла и конденсата;
оптимальное распределение нагрузок между работающими турбоагрегатами.
3.1 Оптимальное распределение нагрузок между работающими турбоагрегатами
Данная проблема возникает в тех случаях, когда оборудование станции загружено не полностью. Рациональное распределение нагрузки между работающими турбо агрегатами значительно влияет на экономичность работы станции, особенно когда на станции установлены различные типы турбоагрегатов. Наиболее экономичен режим работы турбоагрегатов при равенстве относительных приростов тепла турбоагрегатов.
Относительный прирост тепла – это отношение прироста тепла при изменении нагрузки на единицу. Технико-экономическая характеристика турбоагрегата:
Q
0 1 2 3 N
Ni = G0 ∙ ΔH0 ∙ ηοι
В зимнее и летнее время ΔH0 разный, следовательно, характеристики будут отличаться в зимнем и летнем режиме работы. В практических технико-экономических расчетах рассматривают расход тепла на турбину по мощности «брутто» и по мощности «нетто».
«Брутто» - это расход тепла на турбину без учета собственных нужд турбоагрегата по теплу и электроэнергии.
«Нетто» - это расход тепла на турбоагрегат с учетом собственных нужд.
Если различные турбоагрегаты имеют разные относительные приросты то, в первую очередь, нужно загрузить те агрегаты, которые имеют меньшие относительные приросты.
На участке 0-1 загружают первый агрегат, так как у него относительный прирост тепла меньше относительного прироста тепла второго агрегата. На втором участке опять первый, на третьем – второй.
По данным испытаний, такое распределение нагрузки по сравнению с равномерным распределением мощности по агрегатам для конденсационных турбин дает экономию 0,2-0,6%, для турбин типа «Р» 1,4-1,8%. Для блочных установок распределение мощности между блоками нужно вести с учетом режимных характеристик котлоагрегата. Относительный прирост тепла блока определяется примерно как произведение относительных приростов котла и турбины.