- •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
3.4 Работа турбины с частично отключенной регенерацией
При отключении какого-либо регенеративного подогревателя экономичность работы турбоагрегата ухудшается, происходит перерасход топлива. Наибольшие потери дает отключение верхнего подогревателя (последнего по ходу воды).
Отключение подогревателя вызывает перераспределение теплоперепадов по ступеням и ухудшение внутреннего относительного КПД. Отключение подогревателя вызывает перегрузку отдельных ступеней при полном расходе пара через турбину. Кроме того, отключение регенеративных подогревателей вызывает перераспределение теплоперепадов по ступеням и ухудшение КПД турбины. В наиболее неблагоприятных условиях находится последняя ступень, так как через нее увеличивается расход и теплоперепад. Для безопасности работы турбины с частично отключенной регенерацией заводы-изготовители устанавливают предельно допустимые значения давлений в контрольных ступенях. При повышении давления сверх допустимого уменьшают расход пара и мощность турбины.
Отключение подогревателей иногда применяется для увеличения мощности, если при этом обеспечивается безопасность работы турбины.
Прохождение минимальных и пиковых нагрузок энергосистемы
Основной задачей энергосистем в отношении маневренности является обеспечение пиковых нагрузок и так же минимальных нагрузок. В настоящее время применяют 4 метода прохождения провалов графика электрической нагрузки.
3.5.1 Глубокая разгрузка оборудования
Этот метод прост в эксплуатации, так как не требует переделки оборудования. В этом случае пользуются стандартными приемами пуска. Турбина имеет рабочую частоту вращения, генератор включен в сеть и вырабатывает какую-то энергию, поэтому турбоагрегат является мобильным аварийным резервом.
Технический минимум нагрузки для турбины неблочного типа составляет 5-10% от номинальной нагрузки. Для блоков на газе или на мазуте этот минимум равен 30-40%. Для блоков на твердом топливе 60-70%.
Однако в области минимальных нагрузок оборудование работает нестабильно (у котлов возможно погасание факела, с трудом поддерживается заданная температура пара, у турбины возможно ухудшение вакуума и ухудшение работы средств автоматики и приборов контроля), поэтому доходить до технического минимума нагрузки не рекомендуется.
3.5.2 Остановочно-пусковой режим
При этом режиме на время провала нагрузки оборудование полностью останавливают. Расходы топлива на операции пуска и останова выше, чем при режиме глубокой разгрузки, но при длительных простоях этот режим экономичнее. Недостатки его: большая поврежденность оборудования, снижение надежности энергосистемы, так как оборудование не является горячим вращающимся резервом и малая скорость нагружения. Чаще всего в оперативно-пусковом режиме работают агрегаты малой мощности.
3.5.3 Режим горячего вращающегося резерва
Турбина разгружается до холостого хода, генератор отключается от сети и турбина переводится на пониженную частоту вращения – ниже критической и примерно равную 900-1000 оборотов в минуту. Для поддержания вращения используют пар. Агрегат при этом представляет собой горячий вращающийся резерв с достаточно высоким температурным уровнем.
Недостатки: больший расход электроэнергии и тепла на собственные нужды; необходимость постоянного контроля за состоянием агрегата, так как самопроизвольное повышение давления и ухудшение вакуума в конденсаторе может перевести турбину в зону критических частот. Широкого распространения не получил.