Основные технические параметры и продольный разрез турбины К-660-240-565/565

ТП-Троицкая565-18.04.07.doc

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИНЫ3
КОНСТРУКЦИЯ ТУРБИНЫ6
СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ11
МАСЛОСНАБЖЕНИЕ СИСТЕМЫ СМАЗКИ17
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ20
КОНДЕНСАЦИОННАЯ УСТАНОВКА26
МАНЕВРЕННОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ31
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ОБЪЕМ ПОСТАВКИ40
Схемы тепловых балансов
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ВАРИАНТ С ПРИМЕНЕНИЕМ НОВОГО ЦНД.44
Основные параметры и технические характеристики турбины
Турбина паровая конденсационная без регулируемых отборов пара с одним промежуточным перегревом разработана для привода электрического генератора. Частота вращения – 3000 обмин.
Электрический генератор производства Электросила устанавливается на общем фундаменте с турбиной.
Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара для подогрева питательной воды в подогревателях низкого и высокого давления и в деаэраторе.
Турбина работает с двухбайпасной схемой пуска.
Длина турбины без генератора – 36.17 м
Вес турбины без конденсатора масляного бака и трубопроводов – 1250 т.
Число ступеней в цилиндрах:
Цилиндр высокого давления (ЦВД)
Цилиндр среднего давления (ЦСД)
Цилиндр низкого давления (ЦНД)
Характеристики последней ступени:
Длина рабочей лопатки мм
Корневой диаметр мм
Выходная площадь на один поток ЦНД м2
Общая выходная площадь м2
Основные технические характеристики турбоустановки
Перед стопорными клапанами ЦВД
Перед стопорными клапанами ЦСД
Расход пара в промперегреватель тч
Расчетное давление в конденсаторе кгссм2
Расход охлаждающей воды м3ч
Температура охлаждающей воды 0 С
Температура питательной воды 0 С
Удельный расход тепла брутто ккал(кВтч)
Минимальная нагрузка без ограничений по длительности 198 МВт (30% номинальной мощности).
Без ограничений по длительности допускается работа турбины в диапазоне изменения частот 48.5 – 50.5 Гц.
Допускается работа турбины при следующих частотах:
Допустимая длительность работы
Непрерывный одиночный случай
В течение полного срока эксплуатации
1. Общее описание конструкции
Турбина одновальная состоит из цилиндра высокого давления (ЦВД) с петлевым движением пара цилиндра среднего давления (ЦСД) и двух цилиндров низкого давления (ЦНД). ЦСД и ЦНД выполнены двухпоточными.
Промежуточный перегрев пара осуществляется между ЦВД и ЦСД.
Турбина имеет сопловое парораспределение. Парораспределение ЦВД выполняется в виде двух блоков каждый из которых состоит из одного стопорного клапана и двух регулирующих клапанов.
Пар в ЦСД поступает через два стопорных клапана и четыре регулирующих.
Опорно-упорный подшипник установлен между ЦВД и ЦСД.
Корпусы ЦВД и ЦСД опираются на корпусы подшипников установленные на фундаментные рамы. Корпус ЦНД опирается лапами непосредственно на фундаментные рамы залитые в фундамент
Фикс пункт турбины расположен между ЦНД1 и ЦНД2.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев корпусов ЦВД и ЦСД.
Турбина снабжена дренажной системой осуществляющей отвод влаги из перепускных труб и корпусов через расширитель дренажа в конденсатор. Предусмотрено дистанционное управление системой дренажей при пусках и остановах турбины.
Турбина снабжена тепло-акустической изоляцией не содержащей асбеста. Теплоизоляция осуществляется на монтаже. Все горячие части турбины покрываются теплоизоляцией с таким условием чтобы температура на поверхности изоляции не превышала 500С при температуре окружающего воздуха не более 250С. Крепление изоляции осуществляется каркасом который с помощью сварки крепится к полосам установленным на корпусе турбины.
Расчетный уровень шума 85 децибел на расстоянии 1 м от турбины.
2. Общие характеристики турбины
Количество трубопроводов подвода свежего пара
Количество блоков клапанов высокого давления состоящих каждый из стопорного клапана и двух регулирующих клапанов
Количество трубопроводов пара от ЦВД на промперегрев
Количество трубопроводов подвода перегретого пара к ЦСД
Количество стопорных клапанов ЦСД
Количество регулирующих клапанов ЦСД
Количество труб подачи пара от ЦСД к ЦНД
3. Корпуса цилиндров турбины
ЦВД выполнен однопоточным с петлевой схемой движения рабочего тела. ЦВД имеет два корпуса – внутренний и наружный. Внутренний корпус ЦВД фиксируется относительно наружного системой поперечных и вертикальных шпонок не препятствующих тепловым расширениям цилиндра.
Соединения патрубков внутреннего и наружного корпусов телескопического типа уплотнение осуществляется поршневыми кольцами. Наружный цилиндр четырьмя лапами устанавливается на опорные поверхности переднего и заднего подшипников. Отбор пара на регенерацию осуществляется после 13 ступени и на выходе из ЦВД.
ЦСД выполнен двухпоточным. Паровпуск в ЦСД осуществляется по четырем трубам через четыре регулирующих клапана. Отбор пара на регенерацию осуществляется за 6 и 8 ступенями и на выходе из ЦСД.
ЦНД двухпоточный имеет 5 ступеней в каждом потоке. Пар подводится к ЦНД по
ЦНД имеет наружный и внутренний корпуса сварной конструкции. Наружный корпус состоит из трех частей – средней и двух выходных частей. Внутренний корпус установлен в наружном на лапах и фиксируется системой продольных и поперечных шпонок не препятствующих независимому тепловому расширению внутреннего корпуса.
Роторы ВД СД и НД – цельнокованые. Соединительные муфты роторов турбины и генератора жесткого типа.
Все роторы турбины проходят контроль качества металла механических свойств остаточных напряжений и термостойкости.
Балансировка роторов производится при рабочем числе оборотов. Кроме того все ротора проходят испытания на разгон при 3450 обмин в течении 5 мин.
5. Описание лопаточных аппаратов
Ступени турбины были разработаны на основе последних достижений теоретических и экспериментальных исследований. Аэродинамическая отработка исследования решеток профилей и элементов турбинных ступеней выполнена на экспериментальных воздушных и паровых турбинах. Все ступени обеспечены усовершенствованной конструкцией надбандажных уплотнений осе-радиального или радиального типа позволяющей уменьшить перетекания рабочего тела в зазорах.
ЦВД выполнен с реактивным облопачиванием его проточная часть ЦВД состоит из регулирующей ступени и 16 ступеней давления реактивного типа. В левом потоке проточной части располагаются регулирующая ступень и 8 ступеней давления реактивного типа. В правом потоке 8 ступеней давления.
Для обеспечения динамической и статической прочности лопаточного аппарата особенно при проходных оборотах и переменных режимах выполнены вибрационные испытания на экспериментальных турбинах и натурные испытания на электростанциях. Низкий уровень динамических напряжений свидетельствует о высокой вибрационной надежности. Но основное подтверждение надежности и эффективности проточной части - получено из многолетнего опыта эксплуатации использованного в турбине облопачивания. Рабочие лопатки последней ступени ЦНД были настроены на Кэмбелл машине.
Вибрационный контроль необходим для всех рабочих лопаток и пакетов лопаток для частот ниже 300 Гц.
Все лопатки проходят контроль качества металла и механических свойств.
Рабочие лопатки ЦВД и ЦСД а также первых двух ступеней ЦНД имеют Т- образный хвостовик лопатки 3 4 и 5 ступеней ЦНД имеют елочные замки.
Рабочие лопатки ЦВД ЦСД и ЦНД имеют цельнофрезерованные бандажи.
Эрозионная защита рабочих лопаток последней ступени ЦНД обеспечивается напайкой стеллитовых пластин специальной конфигурации к входным кромкам лопаток.
6. Подшипники вкладыши
Валопровод турбины опирается на 8 подшипников один из которых опорно-упорный выполнен специально самоустанавливающимся. Остальные подшипники не самоустанавливающиеся. Вкладыши всех подшипников стальные с односторонним подводом масла. Опорные вкладыши и упорные колодки упорного подшипника имеют баббитовую заливку температура баббита контролируется при эксплуатации термометрами сопротивления. Все вкладыши имеют горизонтальный разъём и снабжены установочными подушками со сменными прокладками для центровки.
Таблица 2.1 Характеристики подшипников
Потребляемая мощность
Опорно-упорный подшипник
Для предотвращения паразитных токов в подшипниках в районе переднего подшипника устанавливаются токосъемные щетки.
Отсутствие утечек масла из корпусов подшипников обеспечивается установкой многокамерных маслозащитных колец и отсосом паров масла из камер подшипников специальным вентилятором.
7. Уплотнения турбины
Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД и диафрагменные уплотнения – эластичные лабиринтные уплотнения ЦНД – прямоточного типа эластичные. Сегменты уплотнительных колец с усиками подперты плоскими пружинами. Установка обойм уплотнений обеспечивает сохранение центровки в процессе прогрева турбины.
Конструкция каминных камер переднего уплотнения ЦСД а также концевых уплотнений ЦВД предусматривает возможность их вскрытия и ревизии без вскрытия цилиндров.
Конструкция уплотнений обеспечивает отсутствие выхода пара в машинный зал. Из крайних камер уплотнений производится отсос пара в конденсатор пара уплотнений с эжектором обеспечивающим давление в этих камерах ниже атмосферного (0.95 0.97 кгссм2). Конденсатор пара уплотнений включен в систему регенерации турбоустановки.
Пар из уплотнений ЦВД отсасывается в линию промперегрева и деаэратор в который подается пар и из переднего уплотнения ЦСД. Давление в соответствующих камерах отсоса ПНД №2 поддерживается регулятором на уровне несколько выше атмосферного.
При пусковых операциях в зависимости от температурного состояния турбины на уплотнения подается пар из холодного или горячего коллекторов.
Система автоматического регулирования и защиты турбины
1Назначение и состав системы автоматического регулирования и защиты турбины
1.1Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования и защиты (см. рис.5.1) которая обеспечивает следующие основные функции:
автоматическое регулирование частоты вращения и мощности турбины в соответствии со статической характеристикой и заданием получаемым из системы автоматического управления энергоблока или от оператора при работе генератора как в сети так и на изолированную нагрузку;
поддержание заданного давления пара перед регулирующими клапанами высокого давления;
ограничение скорости изменения нагрузки и информацию о допустимом изменении нагрузки на основе контроля термонапряженного состояния элементов турбины;
противоразгонную защиту турбоагрегата;
останов турбины при возникновении аварийных нарушений ее работы;
взаимодействие с системой автоматического пуска блока для автоматизации разворота и нагружения турбины.
1.2Система регулирования состоит из органов парораспределения гидравлической и электронной частей работа которых взаимосвязана.
2Основные характеристики системы регулирования
2.1Время полного закрытия регулирующих клапанов из положения номинальной нагрузки при подаче на электрогидравлическиe преобразователи форсирующих управляющих воздействий не превышает 03 с.
Время открытия регулирующих клапанов из положения холостого хода до положения номинальной нагрузки составляет примерно 15 с.
2.2Система регулирования обеспечивает возможность изменения нагрузки и синхронизации генератора при любой допустимой частоте в энергосистеме.
Нечувствительность первичного регулятора скорости турбины (не хуже ± 10 мГц) обеспечивает возможность участия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты сети с оперативно настраиваемыми величинами мертвой полосы и статизма первичного регулирования в соответствии со стандартом СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005.
2.3Максимальная частота вращения ротора при сбросе номинальной нагрузки с отключением генератора от сети не превышает 108 % номинального значения.
3 Система парораспределения
3.1 Система парораспределения турбины обеспечивает регулирование подвода пара к турбине.
3.2 Парораспределение ЦВД - сопловое.
К цилиндру высокого давления турбины свежий пар подводится через два блока клапанов состоящих из одного стопорного и двух регулирующих клапанов каждый блоки клапанов расположены отдельно от ЦВД турбины.
3.3 После ЦВД пар отводится на промперегрев а после промперегрева направляется к двум стопорным клапанам ЦСД и далее к четырем регулирующим клапанам ЦСД.
3.4 Парораспределение ЦСД - дроссельное.
Четыре регулирующих клапана ЦСД расположены непосредственно на ЦСД. РК ЦСД управляются индивидуальными сервомоторами.
3.5 Стопорные и регулирующие клапаны разгруженного типа. В корпусе каждого стопорного клапана устанавливается паровое сито.
3.6 Для ограничения поступления в ЦВД пара из «холодной» линии промперегрева при работе турбины на клапанах ЦСД (пусковые режимы) на выхлопах из ЦВД установлены два обратных клапана с байпасами. Обратные клапаны управляются индивидуальными сервомоторами.
3.7 Работа турбины на частичных нагрузках может осуществляться на скользящих параметрах пара что учтено в схемах регулирования мощности турбины.
3.8 В режиме пуска турбины разворот и начальное нагружение осуществляется путем подачи пара в цилиндр среднего давления. При этом регулирующие клапаны высокого давления и обратные клапаны на линиях холодного промперегрева остаются закрытыми параметры пара поддерживаются регуляторами байпасных станций высокого и низкого давления. После достижения нагрузки 15 20 % номинального значения пар подается в ЦВД.
3.9 На линии регенеративного отбора установлен защитный двухседельный клапан с гидравлическим сервомотором.
4Гидравлическая часть системы регулирования и защиты (см. рис.3.2)
4.1Гидравлическая часть системы регулирования осуществляет открытие стопорных и регулирующих клапанов турбины в заданной последовательности с заданными характеристиками.
4.2Исполнительными элементами системы регулирования и защиты являются индивидуальные гидравлические сервомоторы стопорных регулирующих и обратных клапанов.
Стопорные регулирующие и обратные клапаны открываются под действием давления рабочей жидкости системы регулирования а закрываются пружинами.
4.3Передача управляющих воздействий от электронной части системы регулирования (ЭЧСР) на сервомоторы осуществляется через ЭГП-С – электрогидравлические преобразователи-сумматоры.
5Гидравлическая система защиты (см. рис.5.2.)
5.1Система защиты от разгона (регулятор безопасности) выполненная в ГЧСР прекращает подачу пара в ЦВД и ЦСД турбины за время не более 03 с при повышении частоты вращения на 11 12% сверх номинальной.
После снижения частоты вращения до 101 % номинального значения регулятор безопасности может быть взведен.
5.2Система защиты турбины снабжена двумя электромагнитными выключателями отключающими турбину при действии соответствующих защит (по осевому сдвигу по давлению в системе смазки по вакууму и т.п.) или по команде оператора (дистанционно или вручную по месту).
5.3В период между испытаниями защиты на разгон бойки центробежных выключателей расхаживаются подачей масла поочередно при работе турбины под нагрузкой без срабатывания остальных элементов системы защиты.
5.4Предусмотрена возможность испытания на холостом ходу правильности функционирования всех элементов системы защиты включая проверку действия клапанов при срабатывании центробежных выключателей без повышения частоты вращения сверх номинальной.
5.5Предусмотрена возможность поочередного испытания каналов защиты включая электромагнитные выключатели на работающей турбине.
5.6Предусмотрена возможность поочередного испытания (расхаживания) стопорных клапанов. При этом клапаны прикрываются воздействием на ручные индивидуальные механизмы расхаживания с контролем перемещения клапана по шкале сервомотора.
5.7Предусмотрена возможность испытания плотности регулирующих и стопорных клапанов.
6 Маслоснабжение гидравлической части системы регулирования
6.1 Маслоснабжение ГЧСР включает бак системы регулирования и насосное хозяйство.
6.2 Количество жидкости заливаемое в бак перед пуском насосов (при первом заполнении) составляет около 70 м3.
6.3 Рабочая жидкость - синтетическое огнестойкое масло типа ОМТИ вырабатываемое в России.
Из иностранных марок может быть применено огнестойкое масло Reolube-OMTI фирмы «Great Lekas Chemical Corporation» (США) или Fyrquel-L фирмы «Supresta» (США).
6.4 Подача рабочей жидкости в систему регулирования осуществляется одним из двух попеременно-резервных вертикальных центробежных насосов приводимых электродвигателями переменного тока.
6.5 Снабжение системы регулирования рабочей жидкостью при кратковременном исчезновении напряжения собственных нужд станции и при переключении насосов осуществляется пружинно-грузовым аккумулятором.
6.6 Постоянная фильтрация всего расхода рабочей жидкости происходит внутри бака на двух последовательно установленных сетках.
На байпасе из напорного маслопровода в маслобак установлен фильтр тонкой очистки рабочей жидкости от механических примесей.
6.7 На сливе рабочей жидкости из системы регулирования непосредственно перед грязным отсеком бака установлены последовательно два вертикальных маслоохладителя. Маслоохладители плотные трубные системы их изготавливаются из коррозионно-стойкой стали.
При температуре воды на входе в охладители ниже 33 0С один охладитель может быть выведен из работы.
6.8 Отсос воздуха и паров масла из бака системы регулирования осуществляется вентилятором.
7Электронная часть системы регулирования
7.1Электронная часть системы регулирования реализует алгоритмы автоматического управления турбиной во всех режимах работы энергоблока.
7.2Управляющие воздействия от электронной части системы регулирования подаются в гидравлическую часть системы регулирования через электрогидравлическиe преобразователи и электродвигатель блока управления турбины.
7.3В режиме ручного (дистанционного) управления турбиной управляет оператор с БЩУ с помощью интерфейса «Человек-Машина» реализуемого поставщиком АСУ ТП блока на технических средствах рабочей станции оператора.
7.4Электронная часть системы регулирования выполняет следующие основные функции замкнутого управления турбиной:
регулирование частоты вращения турбины;
регулирование мощности;
регулирование давления пара перед турбиной;
регулирование положения регулирующих клапанов;
ограничение минимальногомаксимального давления свежего пара.
7.5Контур разомкнутого управления включает в себя следующие каналы управления:
эти каналы обеспечивают ограничение динамического повышения оборотов величиной не более чем 8 % номинальной частоты вращения турбины благодаря чему сброс номинальной нагрузки до нагрузки собственных нужд или до холостого хода не вызовет отключения турбины;
канал защиты по недопустимому повышению углового ускорения
формирует и выдает в систему защиты релейный сигнал когда линейная комбинация угловой скорости и ускорения ротора турбины превысит допустимую величину. Это в частности обеспечивает снижение динамического заброса оборотов в случае неисправности регулирующего клапана турбины в момент сброса нагрузки;
канал коррекции начальной неравномерности
улучшает способность турбины к более быстрому изменению вырабатываемой мощности (когда турбина работает на нагрузках выше 40 % номинального значения) за счет временного увеличения изменения мощности ЦВД и уменьшения тем самым вредного влияния инерционности объема промперегрева.
Рис. 3.1 Система регулирования и защиты турбины.
Рис. 3.2 Гидравлическая часть системы регулирования и защиты турбины.
Маслоснабжение системы смазки
1 Система смазки предназначена для подачи турбинного масла к подшипникам турбины и генератора.
2 Система смазки расчитана на применение минерального нефтяного масла с кинематической вязкостью 22 сСт при 50 0С.
Тип масла должен быть согласован до поставки турбины.
3 Подача масла к подшипникам турбины и генератора осуществляется из чистого отсека маслобака электронасосами (см. рис.4.1).
Для снабжения маслом подшипников турбины и генератора установлено два маслонасоса один из них - резервный с приводом от двигателей переменного тока.
Предусмотрены также два аварийных насоса с приводом от электродвигателей постоянного тока обеспечивающие контур смазки подшипников на случай потери питания собственных нужд.
4 В маслобаке расположены сетчатые фильтры и воздухоотделитель.
На байпасе из напорного маслопровода в маслобак установлен фильтр тонкой очистки рабочей жидкости от механических примесей.
Может быть обеспечена тонкость фильтрации порядка 15 микрон.
Подача масла к подшипникам осуществляется через установленные в крышках подшипников аварийные ёмкости.
На напорной линии перед маслоохладителями предусмотрен дуплексный фильтр тонкостью фильтрации 25 микрон.
5 Масляный бак снабжен указателем уровня масла и сигнализатором перепада уровня масла на сетчатых фильтрах. Имеются реле падения давления смазки обеспечивающие необходимый объем защит и блокировок.
6 Охлаждение масла производится в трех маслоохладителях поверхностного типа один из которых может быть отключен при температуре охлаждающей воды
Для исключения возможности перерыва расхода масла на смазку при переключении маслоохладителей аварийный насос смазки подключен к напорному коллектору минуя маслоохладители.
7 Давление масла на уровне оси турбины составляет 012 МПа и поддерживается постоянным с помощью редукционного клапана.
В клапане имеется байпас с ограничительной шайбой обеспечивающий минимально необходимый расход масла на смазку при закрытом клапане.
8 Температура масла поддерживается постоянной путем изменения расхода охлаждающей воды с помощью регулирующего клапана управляемого регулятором температуры масла.
Рабочая температура масла за маслоохладителями составляет 42-44 0С.
9 Маслобак выполнен из двухслойной коррозионностойкой стали.
10 Турбоагрегат оснащен устройством гидростатического подъема роторов которое используется с целью снижения износа вкладышей подшипников как при вращении роторов валоповоротным устройством так и при пуске турбины или выбеге после отключения турбины.
Масло высокого давления подается через дозирующие устройства в нижние половины вкладышей всех опорных подшипников одним из двух винтовых насосов (второй находится в резерве) с электродвигателями переменного тока.
Рис. 4.1 Система маслоснабжения
Система контроля и управления
Система контроля и управления (СКУ) турбины является неотъемлемой частью АСУ ТП энергоблока реализующей обработку и передачу оператору информации о параметрах процесса и состояния оборудования регулирование защиты блокировки и другие задачи связанные с обеспечением надежной работы турбоустановки во всех эксплуатационных режимах. Управление турбиной и ее системами осуществляется с блочного щита управления (БЩУ) (Рис.5.1).
1.1. Управление турбоустановкой осуществляется по принципу функционально-группового управления (ФГУ) с включением в группу оборудования связанного единым технологическим алгоритмом.
1.2.В состав турбоустановки входят следующие функциональные группы:
Функциональные группы
маслоснабжение смазки;
ВПУ и насосы гидроподъема (НГП);
Система основного конденсата;
эжекторная установка;
система уплотнений турбины;
регенеративная установка НД;
регенеративная установка ВД;
маслоснабжение регулирования;
обогрев фланцев турбины
Для каждой из функциональных групп предусматривается возможность автоматического управления оборудованием а также дистанционного управления со щита.
1.3. Система ФГУ обеспечивает пуск и останов оборудования автоматическое включение резервного оборудования автоматические переключения в схеме связанные с изменением нагрузки или перераспределением потоков тепла.
Стабилизация параметров вспомогательных систем во время работы турбины осуществляется соответствующими регуляторами. В объеме турбоустановки предусматриваются следующие регуляторы:
давления (гидравлический регулятор) и температуры масла на смазку подшипников
давления пара на уплотнения
уровней в конденсаторе и подогревателях
температуры пара на выпусках из ЦНД.
1.5. Объем измерений и управления подлежащий реализации средствами АСУ ТП определяется соответствующим технологическим заданием поставщика турбины и будут разработаны на стадии выполнения детального рабочего проекта.
2. Система аварийной защиты
2.1. Автоматические защиты турбины предотвращают развитие аварийных ситуаций в турбине и вспомогательном оборудовании при выходе параметров за допустимые пределы. Действие защит приводит к закрытию стопорных и регулирующих клапанов турбины. Система аварийной защиты поставляется комплектно с турбиной.
2.2. Система аварийной защиты (САЗ) резервированная двухканальная система с полностью независимыми датчиками в каждом канале с логикой формирования сигналов защит от датчиков в каждом канале по схеме 2 из 2. Система защит выполняется на аппаратных средствах АСУ ТП. Исполнительные органы системы защиты – 2 электромагнитных выключателя установленные в блоке регулирования турбины. Каждый из каналов защиты действует на оба электромагнитных выключателя (исключая случай испытания защиты – см. ниже). Результат действия защиты - выдача напряжения (220 В постоянного тока) на электромагнитные выключатели. Срабатывание любого из электромагнитных выключателей приводит автоматическому закрытию стопорных клапанов. Обеспечивается возможность испытаний каждого канала защиты включая электромагнитные выключатели как на стоящей турбине так и при работе турбоагрегата под нагрузкой.
Турбина автоматически останавливается когда возникают следующие аварийные условия:
при аварийном повышении частоты вращения;
при недопустимом осевом сдвиге ротора;
при аварийном повышении давления в конденсаторе;
при аварийном понижении давления в системе смазки;
при аварийном повышении вибрации подшипников турбины;
при недопустимом понижении температуры свежего пара;
при недопустимом повышении температуры на выхлопе ЦВД;
при срабатывании защит блока и генератора.
Турбина может быть остановлена вручную обслуживающим персоналом посредством нажатия оператором соответствующей кнопки на блочном щите управления или на блоке регулирования турбины в машинном зале. Защита по превышению частоты вращения реализована в системе регулирования турбины посредством центробежного автомата безопасности а также посредством подачи электрического сигнала от ЭЧСР на электромагнитные выключатели. В последнем случае защита действует в зависимости от угловой скорости вращения ротора.
2.4. Испытание системы защиты
Устройство (трехпозиционный золотниковый клапан) которое расположено в системе регулирования обеспечивает возможность отключить каналы защиты от воздействия на стопорные клапана. В этом случае срабатывание отключенного электромагнитного выключателя приводит к частичному падению давления в линии защиты (это фиксируется реле) но стопорные клапана остаются открытыми. Привод золотникового клапана - 2 испытательных электромагнита – для проведения испытаний каждого канала. Конструкция испытательных золотниковых клапанов исключает возможность отключения двух каналов защиты одновременно. При проведении испытаний связь между каналом подвергаемым испытаниям и сохраненным в работе электромагнитным выключателем отсоединена.
3. Система измерений
3.1. На турбине для выполнения необходимых измерений устанавливаются следующие датчики:
Термопары ХА (тип K) 0-600°C;
Термометры сопротивления градуировки 100П;
Преобразователи давления (разности давления) с выходом 4 20
Датчики пьезоэлектрические (контроль вибрации подшипников) и бесконтактные вихретоковые (осевой сдвиг относительные и абсолютные расширения эксцентриситет обороты);
Концевые выключатели реле давления вакуум-реле и т.д.
Местные манометры используемые в основном для проведения наладочных работ.
3.2. Контроль параметров механического состояния турбины:
Контроль параметров механического состояния реализуется посредством аппаратуры поставляемой комплектно с турбиной.
Объем поставки обеспечивает следующие измерения:
Абсолютная вибрация опор
Относительная вибрация
Относительное смещение роторов ВД СД НД-1 и НД-2
Абсолютное расширение корпусов ЦВД и ЦСД
Положение регулирующих клапанов
Объем поставки включает:
система мониторинга турбины (преобразователи электронная часть);
датчики температуры и др. установленные непосредственно на турбине а так же кабели и детали электрооборудования встраиваемые в узлы турбины.
5. Связь АСУ ТП энергоблока
Следующие коммуникации используются для соединения средств измерения и автоматического оборудования с АСУ ТП энергоблока:
Стандартные выходы ХА термопар (типа К) и термометров сопротивления (100П);
текущие сигнал 4 20 мА от датчиков давления (перепадов давления) и контрольных приборов контролирующих работу турбины;
Сухие контакты (24 В постоянного тока) датчиков и преобразователей двоичных сигналов;
Рис. 5.1. Блок-схема системы автоматического управления
Конденсационная установка
1. Главный конденсатор
Технические параметры
1.1. Главный конденсатор 660КП-33500-1 состоит из двух конденсаторов каждый из которых двухпоточный и двухходовой.
1.2Конденсационная установка имеет общую поверхность теплообмена 33500 м2 и образована 32000 прямыми трубками диаметром 28268 мм из нержавеющей стали.
Расход циркуляционной воды - 17778 кгс.
Температура охлаждающей воды 12 C° мин 316 C° макс.
Гидравлические потери 5881 кПа (6 м H2 O).
Масса конденсатора без воды 380x2=760 т.
Масса циркуляционной воды в водяном пространстве 300x2=600 т.
Масса конденсата в паровом пространстве 40 т.
Масса воды при гидроиспытании 450x2=900 т.
Пружинные опоры нагружены массой сухого конденсатора. Остальные нагрузки передаются на фундамент турбоагрегата.
1.3 Конденсатор состоит из соединительного патрубка трубной системы и конденсатосборника.
1.4 Соединительный патрубок сварной конструкции из углеродистой стали. Его конструкция с внутренними ребрами и усилена продольными и поперечными связями. Во встроенный подогреватель низкого давления №1 (ПНД1) подается пар от турбинных отборов. Его трубная система изготовлены в форме U-образных трубных пучков. Материал трубок – нержавеющая сталь. В соединительном патрубке предусмотрено устройство обеспечивающее прием пара при пуске и резких сбросах нагрузки.
1.5. Трубная система конденсатора с интегральными водяными камерами снабжена компенсаторами компенсирующими разность в тепловом расширении между корпусом и трубками. Компенсаторы выполнены из нержавеющей стали. Трубки формирующие теплопередающую поверхность фиксируются своими концами в трубных досках посредством развальцовки c приваркой и имеют промежуточные опоры на перегородки расположенные в паровом пространстве. Водяные камеры расположены на стороне циркуляционных трубопроводов и закрыты крышками фиксируемыми на фланцах водяных камер посредством болтов. Поворотная водяная камера не имеет крышек для ремонта. Люки обеспечивают доступ во внутрь водяных камер и оборудованы быстрозапорным механизмом.
1.6. Соединительные патрубки приварены к турбине. Для компенсации тепловых расширений корпус конденсатора установлен на пружинных опорах.
1.7. Циркуляционная вода двумя потоками поступает в водяные камеры проходя через трубки первого хода в поворотные водяные камеры затем через трубки второго хода и затем в выпускной трубопровод. Двухпоточный контур циркуляционной воды позволяет отключать и очищать любой трубный пучок при работающей турбине. Это определяется допустимой температурой выхлопных частей при работе турбины с пониженной нагрузкой составляющей примерно 60 % номинальной.
1.8. Пар поступающий от турбины конденсируется на трубках отдавая свое тепло циркуляционной воде которая проходит через трубки. Получающийся конденсат стекает в нижнюю часть в конденсатосборник.
1.9. Чтобы гарантировать работу конденсационной установки неконденсируемые газы отсасываются с помощью водоструйных эжекторов.
Общий вид конденсатора представлен на рисунке 1.
2 Конденсатор пара уплотнений.
Конденсатор пара уплотнений (КПУ) предназначен для конденсации пара из паровоздушной смеси отсасываемой из концевых уплотнений турбины.
КПУ представляет собой поверхностный теплообменник с теплопередающей поверхностью 220 кв. м. образованной U- образными нержавеющими трубами диаметром 18x1 мм. Водяная камера имеет съемную крышку.
2.1 Технические данные
2.1.1 Рабочая среда по холодной стороне - конденсат
Максимальные параметры :
Испытательное давление MПa – 32
2.1.2 Рабочая среда по горячей стороне - паровоздушная смесь
Давление MПа (абс)- 0.095
Температура oC - 100
Испытательное давление MПa - 0.2
Вес сухого КПУ кг – 3230
2.3 Проектирование и эксплуатация
2.3.1 Паровоздушная смесь из концевых уплотнений турбины поступает в верхнюю часть корпуса КПУ и проходит через теплопередающую поверхность. Установка горизонтальных перегородок внутри корпуса обеспечивает три хода смеси прежде чем она отсасывается из нижней части корпуса.
2.3.2 Холодная среда конденсат поступающая в водяную камеру проходит дважды через трубы и возвращается в трубопровод.
2.3.3 Сконденсированный пар отводится через отверстие в основании.
2.3.4 КПУ имеет бобышки для соединения с приборами.
3.Подогреватель ПНД-1
Подогреватель ПНД-1 предназначен для нагрева конденсата поступающего из конденсатора пара уплотнений.
ПНД-1 выполнен в виде горизонтального теплообменника и размещен в двух корпусах установленных на конденсаторах.
3.2 Данные компьютерного расчета ПНД-1 (на оба корпуса)
Расход охлаждающей воды кгс348.611
Расход пара кгс21.45
Число ходов охлаждающей воды2
Охлаждающая поверхность м22х500
Коэффициент чистоты трубок0.9
Энтальпия пара кДжкг 2511.01
Скорость охлаждающей воды в трубках мс2.084
Средний коэффициент теплопередачи Wм2 0C375838
Потеря давления kПa9767
Температура воды на входе в ПНД-1 0C 2742
Температура воды на выходе из ПНД-1 0C 6044
Давление в ПНД-1 кПа23154
Температура в ПНД-1 0C6328
Логарифмическая разность температур 0C 13013
Удельный объем пара м3кг6.67
Конечная разность температур 0C 3
4 Подогреватель ПНД-2
Подогреватель ПНД-2 предназначен для нагрева конденсата после ПНД-1.
ПНД-2 выполнен в виде вертикального поверхностного теплообменника.
4.2 Данные компьютерного расчета ПНД-2
Расход охлаждающей воды кгс35735
Охлаждающая поверхность м2800
Коэффициент чистоты трубок09
Энтальпия пара кДжкг 263719
Скорость воды в трубках мс194
Средний коэффициент теплопередачи Wм2 0C 386589
Потеря давления kПa6481
Температура воды на входе в ПНД-2 0C 6218
Температура воды на выходе из ПНД-2 0C 8201
Логарифмическая разность температур 0C95
Удельный объем пара м3кг285
Конечная разность температур 0C3
5 Подогреватель ПНД-3
Подогреватель ПНД-3 предназначен для нагрева конденсата поступающего из ПНД-2.
ПНД3 выполнен в виде вертикального поверхностного теплообменника.
5.2 Данные компьютерного расчета ПНД-3
Расход охлаждающей воды кгс41298
Охлаждающая поверхность м21200
Энтальпия пара кДжкг 290002
Скорость воды в трубках мс2057
Средний коэффициент теплопередачи Wм2 0C 413887
Потеря давления kПa9518
Температура воды на входе в ПНД-3 0C 826
Температура воды на выходе из ПНД-3 0C 1237
Температура 0C 12624
Логарифмическая разность температур 0C1451
Удельный объем пара м3кг0743
6 Подогреватель ПНД-4
Подогреватель ПНД-4 предназначен для нагрева конденсата поступающего из ПНД-3.
ПНД-4 выполнен в виде вертикального поверхностного теплообменника.
6.2 Данные компьютерного расчета ПНД-4
Охлаждающая поверхность м21000
Энтальпия пара кДжкг 30756
Средний коэффициент теплопередачи Wм2 0C 42918
Потеря давления kПa7902
Температура воды на входе в ПНД-4 0C 12813
Температура воды на выходе из ПНД-4 0C 15773
Логарифмическая разность температур 0C12354
Удельный объем пара м3кг0302
Маневренность и надежность
1.Характеристики пуска турбины
1.1. Турбина допускает надежный пуск и нагружение после остановки любой продолжительности и после сброса нагрузки. Время пуска и нагружения турбины зависят от исходного температурного состояния и определяется допустимыми скоростями прогрева ее элементов (допустимыми разностями температур в контрольных сечениях). По тепловому состоянию пуски турбины подразделяются:
Тепловое состояние турбины
Неостывшее и горячее
Пуск после останова на:
Температура паровпуска ЦВДЦСД °С
Минимальное время от момента толчка до синхронизации генератора мин.
Время нагружения мин.
Общее время пуска (от момента толчка до достижения номинальной нагрузки) мин.
1.2. Технология пуска турбины.
Пусковой схемой блока предусмотрена система байпасов высокого и низкого давления (БРОУ-1 и БРОУ-2) сбрасывающих растопочный пар котла последовательно в промперегреватель и конденсатор турбины. На "холодных" нитках промперегрева (за ЦВД) установлены обратные клапаны с байпасами.
Технология пуска турбины из всех тепловых состояний однотипна. По получении заданных толчковых параметров пара открытием регулирующих клапанов среднего давления (РК СД) производится толчок разворот турбины синхронизация включение в сеть и взятие первоначальной нагрузки. В зависимости от теплового состояния ЦВД при этом находится либо в вакуумном либо в противоточном режиме. В определенный момент (на частичной нагрузке) происходит автоматическое подключение ЦВД по свежему пару и дальнейшее нагружение турбины производится открытием РК ВД.
1.3. Допустимое количество пусков за весь срок службы:
- из холодного состояния 100;
- из неостывшего состояния 900;
- из горячего состояния 2000.
Количество пусков или попыток пусков в день (час) не ограничивается.
Предусматривается две технологии плановых остановок турбины.
2.1. При остановке турбины в резерв по диспетчерскому графику длительностью до двух суток (на выходные или праздничные дни) для сохранения теплового состояния производится быстрое разгружение турбины при сохранении номинальных параметров пара. При снижении нагрузки до 30% от номинальной производится отключение турбины кнопкой отключения.
2.2. При остановке турбины в ремонт для сокращения времени простоя разгружение турбины производится с расхолаживанием со снижением параметров пара на котле по мере разгружения по специальной инструкции.
2.3. Время необходимое для остановки роторов турбоагрегата после отключения генератора от сети - 35 45 мин.
Минимальное время необходимое для остановки роторов турбоагрегата после отключения генератора от сети со срывом вакуума - 15 20 мин. Максимальная частота вращения при которой разрешен срыв вакуума – 2000 обмин. Условия при которых необходим срыв вакуума регламентируются инструкцией по эксплуатации которой должен руководствоваться оператор.
3.Изменение мощности
Турбина рассчитана на работу как на постоянном так и на скользящем давлении свежего пара. В интервале 50 100% МДМ допускается любое число изменений мощности на величину ±10% МДМ со скоростью 2% МДМ в секунду при паузе между возмущениями не менее 5 минут. Непрерывное изменение мощности:
– в диапазоне нагрузок 50 100% ±5% МДМмин.;
– в диапазоне нагрузок 30 50% ±3% МДМмин.
Допустимое количество циклов в диапазоне нагрузок 30 100% МДМ за весь срок службы – 107.
4.Минимальная нагрузка
Минимальная нагрузка допускаемая для длительной работы 30% МДМ.
5.Работа турбины на холостом ходу или нагрузке собственных нужд
5.1. Как правило при пусках особенно при пусках из неостывшего и горячего состояний а также после сброса нагрузки длительная работа турбины на холостом ходу и нагрузке собственных нужд не допускается.
5.2. Время работы турбины на холостом ходу при пусках из различных тепловых состояний должно быть минимальным и не должно превышать 10 минут.
5.3. Разрешается работа турбины на холостом ходу (при пуске из холодного состояния) в течение 30 минут для проверки системы регулирования и защит в сроки предусмотренные инструкцией по эксплуатации.
5.4. Допускается работа турбины на холостом ходу при пусках из холодного состояния (после монтажа или капитальных ремонтов) в течение 24 часов для проведения электрических испытаний генератора.
5.5. При сбросе нагрузки до холостого хода или нагрузки собственных нужд для определения причины вызвавшей сброс обычно достаточно 10 15 минут. Если в течение 1 часа после сброса нагрузки причина вызвавшая сброс будет устранена генератор должен быть включен в сеть и турбина должна быть нагружена. В противном случае турбина должна быть остановлена.
5.6. При сбросе нагрузки с закрытием стопорных клапанов время работы турбины в беспаровом режиме (от момента закрытия СК до отключения генератора от сети) не должно превышать 4 минут.
5.7. Во всех случаях перечисленных в пунктах 9.5.2 9.5.5 турбина работает с пропуском пара только через ЦСД-ЦНД ЦВД находится в вакуумном режиме (РК ВД закрыты арматура на коллекторе дренажей перепускных труб на конденсатор закрыта). При этом температура пара в выхлопных патрубках ЦНД должна быть не выше 100°С.
6. Охлаждение выхлопных патрубков турбины
Охлаждение выхлопного патрубка производится специальной водяной форсуночной системой охлаждения см. Рис. 7.1.. Конденсат подаваемый в систему охлаждения имеет температуру превышающую температуру насыщения в конденсаторе. В результате при разбрызгивании его форсунками в выхлопном патрубке происходит почти мгновенное испарение конденсата. При этом отбирается тепло от среды находящейся в выхлопном патрубке. Такое решение позволяет эффективно производить охлаждение выхлопного патрубка исключив присутствие в нём эрозионно-опасной влаги. Эрозионный износ рабочих лопаток последней ступени при этом соответственно не происходит.
Рис. 7.1. Система форсуночного охлаждения
7.Показатели надежности
7.1. Коэффициент готовности турбины Кг ³ 098
Тр - суммарная наработка времени (за период);
Тв - суммарное время восстановления турбины (за период).
7.2. Средняя наработка турбины на отказ Тн ³ 8500 часов
nотк - суммарное число отказов (за период).
7.3. Межремонтный период работы турбины 6 лет.
7.4. Полный срок службы турбины не менее 40 лет.
Изоляция турбины выполняется теплоакустической. Конструкция изоляции многослойная и включает в себя маты (матрацы) из базальтового супертонкого волокна в обкладке из стеклоткани сжимаемые элементами крепления слои звукоотражающей вермикулитоволокнистой штукатурки на цементном связующем. Для придания изоляции эстетичного вида наружный штукатурный вермикулитоцементный слой окрашивается.
Конструкция изоляции и применяемые материалы обеспечивают:
отсутствие выделения каких-либо токсичных газов;
температуру наружной поверхности не более 45°С при температуре окружающего
разность температур "верх-низ" ЦВД и ЦСД не более 50°С;
уровень звукового давления на расстоянии одного метра от турбины не более 85 дБ(А);
уровень потери тепла через изоляцию цилиндров в пределах 140 180 Втм2.
Для придания более эстетичного вида турбина над площадкой обслуживания закрывается металлической обшивкой к которой для снижения уровня шума изнутри крепятся маты из того же материала что и изоляция.
9.Отклонение давления и температуры
9.1. Давление свежего пара и давление промперегрева.
Согласно требованиям МЭК среднее давление на входе в турбину в течение любых 12 месяцев работы не должно превышать номинального давления. При поддержании этой средней величины давление нормально не должно превышать 110% от номинального значения за исключением колебаний давления не превышающих 120% от номинального при условии что суммарная продолжительность таких колебаний за любые 12 месяцев работы не превышает 12 часов. Необходимо предусмотреть средства обеспечивающие чтобы давление на выхлопе ЦВД турбины перед промперегревателем не превышало 120% от давления в этой точке при работе турбины с номинальной мощностью.
9.2. Температура свежего пара и температура пара промперегрева.
Согласно требованиям МЭК средняя температура пара на каком-либо входе в турбину за любые 12 месяцев не должна превышать номинальной температуры. При поддержании этой средней величины температура нормально не должна превышать номинальной температуры более чем на 8°С. Если в исключительных случаях температура превышает номинальное значение более чем на 8°С мгновенное значение температуры может изменяться между этой величиной и температурой на 14°С выше номинальной при условии что суммарное время работы между этими двумя пределами не превышает 400 часов за любые 12 месяцев эксплуатации. Работа в диапазоне на 14 28°С выше номинальной может быть разрешена при условии что суммарное время работы в этом диапазоне не превышает 80 часов в течение любых 12 месяцев эксплуатации. Ни в каких случаях температура не должна превышать номинальную более чем на 28°С. Если пар подается к какой-либо точке турбины по двум или более параллельным трубопроводам температура пара в какой-либо из этих труб не должна отличаться более чем на 20°С от температуры в любой другой трубе за исключением того что во время колебаний температуры продолжительностью не более 15 минут допускается разница не более 28°С. Температура пара в наиболее нагретой трубе не должна превышать пределы указанные в предыдущем абзаце.
ПРИМЕЧАНИЕ: Вышеуказанные пределы отклонений температуры относятся к
нормальной работе в основном при постоянных нагрузках.
Температура свежего пара и пара после промперегрева при пуске и изменении нагрузки не должна превышать пределов установленных инструкцией по эксплуатации для этих режимов работы. Нарушение этих пределов может привести к исчерпанию ресурса по термической усталости одного или большего числа высокотемпературных узлов.
10.Требования к котельным агрегатам работающим совместно с турбинами
10.1. Котлы должны обеспечивать согласованные толчковые параметры пара и начальную (растопочную) устойчивую паропроизводительность при пусках из различных тепловых состояний.
10.2. В процессе пуска и нагружения отклонения температуры свежего пара и пара после промперегрева не должны отклоняться более чем на ±15°С от задаваемых графиком пуска значений или находиться в заданных графиком пределах.
10.3. Разность температур пара по трубопроводам острого пара или промперегрева подводящим пар к одному стопорному клапану не должна превышать 25°С при температурах пара ниже 450°С и 20°С при температурах пара выше 450°С.
10.4. Котлы работающие на всех видах топлива должны обеспечивать поддержание номинальных температур пара (свежего и после промперегрева) в регулировочном диапазоне с отклонениями от +5 до -10°С от номинальных значений.
10.5. Для котлов работающих на всех видах топлива при нагрузках ниже 50% номинальной паропроизводительности снижение температуры свежего пара не должно превышать 25 С.
10.6. Для котлов работающих на всех видах топлива снижение температуры пара после промежуточного перегрева не должно превышать:
°С при нагрузках от 70 до 50% номинальной паропроизводительности включая 50%;
°С при нагрузках ниже 50% номинальной паропроизводительности.
10.7. После длительной работы с любым значением нагрузки в пределах регулировочного диапазона а также после кратковременной (до 20 мин.) остановки котельный агрегат должен обеспечивать набор нагрузки со скоростью не менее 4% номинальной паропроизводительности в минуту.
10.8. Автоматика котельного агрегата должна предусматривать возможность приёма и соответствующей отработки сигнала от внешних систем управления в форме нового значения задания мощности; отработка этого сигнала должна осуществляться при сохранении параметров в допустимых пределах.
11.Технологические требования к БРОУ-1 и БРОУ-2
11.1. Пропускная способность БРОУ-1 определяется поставщиком котла с учетом условий работы котла в номинальном и пусковых режимах и не должна превышать 100% производительности котла при давлении перед БРОУ-1 264 кгссм2.
11.2. Пусковая (растопочная) производительность котла при пусках блока из различных тепловых состояний не должна превышать 30% номинальной.
11.3. Так как пуск турбины до нагрузок 15 20% производится подачей пара только в ЦСД через БРОУ-1 при этом проходит весь пусковой расход свежего пара перед скачкообразным открытием регулирующих клапанов ВД при нагрузке 15 20% давление свежего пара не должно быть ниже 80 кгссм2.
11.4. Пропускная способность БРОУ-2 при давлении перед ним 8 10 кгссм2 и температуре 540°С должна равняться расходу пара через БРОУ-1 плюс впрыск в пароохладитель БРОУ-1 (пуск после остановки на 1 2 часа). Максимально возможное давление пара перед БРОУ-2 определяется установкой срабатывания предохранительных клапанов на линиях горячего промперегрева.
11.5. После сброса нагрузки (отключение генератора от сети) и перехода турбины на нагрузку собственных нужд или на холостой ход котлоагрегат должен снижать свою производительность до пусковой (растопочной) за время не более 10 15 минут.
11.6. Требования к системе управления БРОУ-1 по поддержанию давления свежего пара определяются поставщиком котла. По условиям работы турбины регулирование впрыском в пароохладитель должно обеспечить поддержание температуры пара за БРОУ-1 на заданном уровне 300 320°С с точностью +10°С (в статике).
11.7. Система управления БРОУ-2 должна содержать регулятор давления пара в системе промперегрева.
11.8. Автоматический регулятор БРОУ-2 должен поддерживать в промперегреве постоянное давление на заданном уровне 8 10 кгссм2 в диапазоне нагрузок турбины 0 30%. При повышении нагрузки турбины выше 30% задание регулятору давления БРОУ-2 должно задаваться переменным в зависимости от давления в камере регулирующей ступени так чтобы это задание на 10% превышало расчетное давление в промперегреве соответствующее данной нагрузке.
11.9. Автоматический регулятор БРОУ-2 должен поддерживать температуру сбрасываемого пара 200°С с точностью ±5°С (в статике). При понижении температуры до 160°С и открытом при этом положении парового клапана БРОУ-2 на БЩУ должен податься предупредительный сигнал.
11.10. Подача воды на впрыск должна осуществляться после открытия парового клапана на 3 5% чтобы избежать гидроударов в сбросном трубопроводе.
11.11. Автоматическое закрытие БРОУ-2 и запрет на его открытие должно происходить при:
повышении давления в конденсаторе выше установленного предела без выдержки времени (при уставке защиты турбины);
повышении температуры пара в сбросном трубопроводе после пароохладителя БРОУ-2 свыше 230°С с выдержкой 15 с;
прекращении протока охлаждающей воды через любую из половин конденсатора (при отключении любого из циркуляционных насосов) с выдержкой времени 3 с;
снижении ниже допустимой величины давления воды перед регулирующим клапаном впрыска в пароохладитель БРОУ-2 с выдержкой времени 3 с;
закрытии паровых клапанов БРОУ-1 без выдержки времени (чтобы исключить несанкционированное открытие БРОУ-2 при работе турбины под нагрузкой).
11.12. Характеристики выбранных БРОУ-1 и БРОУ-2 должны быть сообщены ЛМЗ.
12.Требования к качеству пара
12.1. Качество пара поступающего в турбину должно удовлетворять следующим требованиям:
- соединения натрия (в пересчете на Na) - не более 5 мкгкг;
- кремниевая кислота (в пересчете на S
- удельная электрическая проводимость (для Н-катионированной или
дегазированной пробы в пересчете на 25°С) - не более 03 мкСмсм;
- pН (в пересчете на 25°С) - не менее 75;
- хлориды - не более 3 мкгкг;
- сульфаты - не более 3 мкгкг;
- общий органический углерод - не более 100 мкгкг;
- соединения железа (в пересчете на Fe) при
упаривании кислой пробы- не более 10 мкгкг;
- соединения меди (в пересчете на Сu) - не более 1 мкгкг.
12.2. При пуске блока после доведения нагрузки до номинальной или заданной диспетчерским графиком в течение первых двух суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты.
При пуске блока после капитального и среднего ремонтов превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 суток.
В случае ухудшения качества пара - увеличения удельной электрической проводимости до 05 мкСмсм и содержания соединений натрия до 10 мкгкг причина нарушения режима должна быть устранена не позже чем за 72 часа.
В случае увеличения удельной электрической проводимости от 05 до 10 мкСмсм и содержания соединений натрия от 10 до 15 мкгкг причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 часа.
При неустранении указанных нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов а также при дальнейшем ухудшении качества пара - увеличения электрической проводимости более 10 мкСмсм содержания соединений натрия более 15 мкгкг снижения pH ниже 5.5 - турбина должна быть остановлена для принятия мер к нормализации водного режима.
12.3. Качество питательной воды и конденсата применяемых для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара должно быть таким чтобы качество перегретого пара соответствовало требованиям перечисленным выше (см. п.12.1).
12.4. Не разрешается эксплуатация турбоустановки без средств непрерывного контроля качества пара и его регистрации.
13. Консервация турбоустановки осушенным воздухом
Консервация турбоустановки осушенным воздухом проводится с целью защиты металла цилиндров турбины стопорных и регулирующих клапанов конденсатора вспомогательного оборудования и трубопроводов от стояночной коррозии. Защита производится за счет снижения влажности воздуха находящегося в полостях консервируемого оборудования.
С этой целью в отбор ЦВД (ЦНД) по воздуховоду с помощью вентилятора принудительно подается воздух подогретый в калорифере до температуры необходимой для обеспечения влажности не более 20%. Выпуск воздуха из полостей турбоустановки производится через уплотнения цилиндров турбины через открытую задвижку срыва вакуума в конденсаторе и через открытые линии обеспаривания трубопроводов.
Предварительный объем поставки
Комплектная паровая турбина со стопорными и регулирующими клапанми системой автоматического регулирования системой маслоснабжения устройствами автоматикиуправления и за-щиты муфтой между турбиной и генератором фундаментными рамами и болтами монтажными приспособлениями и запасными частями.
1 Полнопроходные дуплексные маслянные фильтры
2 Электронагреватель масла
Конденсатор с пружинными опорами и встроенным ПНД-1
3 Эжектор цирксистемы
1 Конденсатор пара уплотнений
3 Фильтр охлаж-дающей воды
7 Регулирующий клапан уровня в конденсаторе
4 Комплект обратных клапанов с системой управления
5 Клапан предохранительный
1 Электрическая часть системы регулирования
1. Срок действия гарантий устанавливается 12 месяцев со дня пуска турбины в эксплуатацию но не более 24 месяцев с момента завершения поставок.
В течение этого срока предприятие-изготовитель гарантирует надежную экономичную в соответствии с выданными гарантиями работу турбины поставляемого к ней вспомогательного оборудования и специальной контрольно-измерительной аппаратуры изготовляемой турбинным заводом при соблюдении инструкций по эксплуатации.
2. Гарантии по удельному расходу теплоты.
Мощность на клеммах генератора
Расход пара через автоматические клапана
Температура питательной воды на входе в котел
Температура перед клапанами ЦВДЦСД
Потери давления на участке от выхлопа ЦВД до стопорных клапанов ЦСД
КПД генератора по которому исчислены гарантии
Удельный расход тепла
2.1. Завод гарантирует вышеприведенные удельные расходы теплоты если гарантийные испытания проведены не позднее чем через 12 месяцев после пуска турбины в эксплуатацию.
2.2. Если гарантийные испытания проводятся по истечении 12 месяцев но не более чем через 24 месяца со дня пуска турбины в эксплуатацию то гарантируемые значения удельного расхода теплоты увеличиваются на 1% при условии что эксплуатация производилась согласно инструкции завода.
2.3. Основные параметры и условия при которых определены гарантии по удельному расходу теплоты:
2.3.1. Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД – 240 кгссм2 (абс)
2.3.2 Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД - 565 оС.
2.3.3 Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦСД - 565 оС.
2.3.4. Давление в конденсаторе 0059 кгссм2 (абс)
2.3.5. Количество охлаждающей воды проходящей через конденсатор – 64000 м3ч.
2.3.6. Количество питательной воды проходящей через подогреватели высокого давления равно расходу пара на турбину.
2.3.7. Формула для определения удельного расхода теплоты:
qбр=[Go(Io-Iпв)+Gпп(Iпп2-Iпп1)](Nг+Ntd)
Go - расход свежего пара через стопорные клапаны ЦВД тч;
Gпп - расход пара на промперегрев кгч;
Io - энтальпия пара перед стопорными клапанами ЦВД ккалкг;
Iпп1 - энтальпия пара перед стопорными клапанами ЦСД ккалкг;
Iпв - энтальпия питательной воды за последним по ходу воды подогревателем (перед котлом) ккалкг;
Iпп2 - энтальпия пара за ЦВД ккалкг;
Nг - мощность на клеммах генератора кВт.
Ntd – мощность турбопривода.
2.3.8. Коэффициент чистоты трубок конденсатора - 0.9.
2.3.9. Величина присоса воздуха в конденсатор не должна превышать 40 кгч ( при нагрузке 80% от номинальной ).
2.3.10. Дополнительные отборы пара сверх регенерации отсутствуют.
3. Условия выполнения гарантий и технических характеристик.
Гарантии Поставщика на турбину действуют при соблюдении Заказчиком следующих условий:
3.1. Гарантийные испытания выполняются согласно правилам "Международной электротехнической комиссии" (МЭК)–IEC 953-2: 1990 Правила тепловых приёмочных испытаний паровых турбин – часть 2: Метод В.
3.2. Гарантии действительны при проведении гарантийных испытаний не позднее чем через 12 месяцев после пуска турбины в эксплуатацию. Если испытания проводятся по истечении 12 месяцев после пуска турбины в эксплуатацию но не позднее 24 месяцев со дня этого пуска то гарантируемые значения мощности уменьшаются на 1%.
3.3. Гарантийные испытания проводятся при чистой проточной части турбины чистых трубах поверхности теплообмена конденсатора (коэффициент чистоты трубок - 0.90) и подогревателей. Состояние турбины и ее готовность к проведению контрольных испытаний могут быть определены путем проведения предварительных опытов после чего представитель завода решает вопрос о необходимости вскрытия турбины или возможности проведения контрольных испытаний без вскрытия турбины.
3.4. Величина присоса воздуха в конденсатор не должна превышать 40 кгч (при нагрузке 80% от номинальной). Если присосы воздуха превышают указанную величину то в гарантийные значения мощности вносится поправка на вакуум по данным завода-изготовителя. В этом случаи выполнение гарантий по мощности определяется с учетом этой поправки.
3.5. Если значения расхода пара и температуры питательной воды отличаются от номинальных но значения мощности отличается от гарантийных значений менее чем на 1% сверх допуска на точность испытаний то гарантии считаются выполненными.
3.6. При сопоставлении опытных данных с гарантиями Поставщика полученные при испытаниях значения мощности увеличиваются на величину допуска на точность испытаний.
3.7. Если во время испытаний параметры свежего пара а также температура промперегрева и потери давления в тракте промперегревателя и другие параметры отличаются от значений указанных в таблице в п.9.2.то значение мощности полученное при испытании приводится к условиям гарантий по поправочным кривым завода-изготовителя.
3.8. Обязательным условием сохранения гарантий является соблюдение Заказчиком условий хранения и монтажа а также инструкции по эксплуатации завода изготовителя.
Альтернативный вариант с применением нового ЦНД.
Для России с более холодными климатическими условиями предлагаем рассмотреть возможность проектирования нового ЦНД с применением рабочей лопатки последней ступени 1000 мм на корневом диаметре 1800 мм.
Использование такого ЦНД позволит работать турбине в полном диапазоне температур охлаждающей воды без снижения расхода охлаждающей воды.
Это позволит улучшить вакуум в конденсаторе и соответственно увеличить экономичность блока при низких температурах охлаждающей воды.
Сравнительная таблица.
Температура охлаждающей
воды на входе в конденсатор
Давление в конденсаторе
Удельный расход теплоты брутто
Приводим схемы тепловых балансов для данного варианта при разных температурах охлаждающей воды.

К-660-240-565_565.dwg