Тепловая схема турбины Т-25-29

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

1.1 Основные технические данные

1.2 М аслоснабжение турбины

1.3 Система регулирования турбины

1.4 Защитные устройства и уставки срабатывания

1.5 Конденсационная установка

1.6 Подогревательное устройство

2 ПУСК ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-25-

2.1 Подготовка к пуску турбины

2.2 Прогрев паропровода перегретого пара и паровой коробки

2.3 Толчок ротора турбины

2.4 Включение турбины в сеть

2.5 Параметры, при которых запрещается пуск турбины

3 ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБИНЫ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1 Обслуживание системы маслоснабжения

3.2 Обслуживание конденсационной установки

3.3 Эксплуатация регенеративных подогревателей

3.4 Обслуживание системы регулирования

3.5 Обслуживание генератора и возбудителя

4 ДЕЙСТВИЯ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1 Аварийный останов турбины

4.2 Действия при отклонении от номинальных параметров пара

4.3 Действия при падении вакуума в конденсаторе

5 ОСТАНОВ ТУРБИНЫ

6 ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ТУРБИНЫ

7 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦВД

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

В настоящее время наряду с электростанциями нового поколения для обеспечения потребителей тепловой и электрической энергией используются ТЭЦ, которые введены в эксплуатацию в первой половине 20 века.

Стоимость электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, особенно оснащенных устаревшим оборудованием, оказывается высокой, а их реализация по высоким тарифам – затруднительной. В настоящее время для работающих ТЭЦ является актуальным обеспечение конкурентоспособности, которая достигается в том числе через оптимизацию режимов работы оборудования ТЭЦ.

На сегодняшний день разработанные методики оптимизации режимов работы и управления оборудованием ТЭЦ недостаточно учитывают фактическое состояние, связанное с устареванием и моральным износом основного и вспомогательного оборудования.

Цель дипломного проекта: определение принципов надежной, экономичной, безопасной эксплуатации турбины Т2529.

Задачи:

– определить технические характеристики оборудования турбоустановки;

– изучить способы обслуживания турбоагрегата;

– рассмотреть возможные аварийные ситуации с турбоагрегатом;

– изучить правила охраны труда при обслуживании турбины.

Правильная эксплуатация турбинной установки возможна только при условии, что эксплуатационный персонал отдает себе полный отчет в явлениях, происходящих в турбине при различных режимах работы, хорошо знает конструкцию обслуживаемого агрегата и точно и сознательно исполняет инструкции по его обслуживанию. Каждая паровая турбина имеет свои индивидуальные особенности. Поэтому ни в коем случае не следует полагать, что все турбины одинаковы и что, зная одну турбину, можно без всякой предварительной подготовки перейти к обслуживанию другой, даже

однотипной, машины.

Обслуживая турбогенератор, нельзя забывать, что имеешь дело с машиной, стоимость которой выражается миллионами рублей и выход из строя которой может нанести огромные убытки, вызвав простой промышленного предприятия и прекращение снабжения энергией целых районов и даже города.

Поэтому совершенно недопустимы какие-либо непродуманные опыты на обслуживаемой турбине, например, перегрузка, изменение номинальных параметров пара или зазоров в проточной части.

1 характеристика паротурбинной установки т- 25-29

1.1 Основные технические данные

Турбина Т2529 представляет собой двухцилиндровую машину.

Цилиндр высокого давления состоит из двадцати одной активной ступени, цилиндр низкого давления из пяти активных ступеней.

Цилиндр высокого давления (до шестнадцатой ступени) – стальной; остальная часть цилиндра высокого давления и весь цилиндр низкого давления – чугунные.

Диски посажены непосредственно на ротор в горячем состоянии.

Лопатки в первых пятнадцати ступенях имеют Т-образную посадку, а в остальных – приклёпаны к дискам.

Диафрагмы цилиндра высокого давления – стальные с наборными фрезерованными соплами. Диафрагмы цилиндра низкого давления – чугунные с залитыми лопатками.

Турбина имеет дроссельное парораспределение с двумя перегрузочными обводными клапанами.

Теплофикационная турбина типа Т–25–29:

– мощность турбины 25 МВт;

– число оборотов 3000 об/мин;

– давление перегретого пара перед стопорным клапаном – 2,9 МПа;

– давление в конденсаторе – 0,004 МПа;

– температура перегретого пара – 400°С;

– расход пара на турбину – 170т/час;

– число цилиндров – два;

– цилиндр высокого давления (ЦВД) с двадцати одной ступенью давления;

– цилиндр низкого давления (ЦНД) с пятью ступенями давления.

Турбина имеет три отбора пара:

– первый с пятнадцатой ступени на подогреватель высокого давления с

давлением пара 0,7 МПа и расходом пара 15 т/ч;

– второй с двадцать первой ступени, регулируемый, на теплофикацию и деаэраторные баки (ДБ) с давлением 0,12 МПа и расходом пара 100 т/ч;

– третий с двадцать четвертой ступени на подогреватели низкого давления (ПНД) с давлением пара 0,0025 МПа и расходом пара 5 т/ч.

Допустимое давление в контрольной ступени – 2,4 МПа.

Соединение ротора высокого давления (РВД) и ротора низкого давления (РНД) - гибкой пружинной муфтой.

Ротора низкого давления и ротора генератора (РГ) - полугибкой муфтой.

Критическое число оборотов РВД - 4060 об/мин.

Критическое число оборотов РНД - 4590 об/мин.

Регулирование дроссельное с двумя перегрузочными клапанами.

Время выбега ротора – 21 мин.

Время слива масла в аварийный маслобак – 9 мин.

Объем маслобака – 5,5 м3.

Турбина может работать как чисто конденсационная. При этом расход пара на турбину не должен превышать 125 т/час по условию работы упорного подшипника РВД.

Работа турбины на выхлоп в атмосферу запрещается.

При нагрузке от 15 до 20 МВт и расходе отборного пара 0,12 МПа от 40 до 70 т/час турбина имеет наибольший коэффициент полезного действия (КПД).

Турбина Т2529 является резервом для подогрева воды на химводоочистку, для чего изменена схема циркуляционной воды и допускается работа турбины на ухудшенном вакууме с повышением температуры выхлопного патрубка ЦНД до 60°С.

Допустимая температура выхлопного патрубка ЦНД - 55°С.

1.2 Маслоснабжение турбины

На турбине установлено четыре маслонасоса с электроприводом: два главных масляных насоса (ГМН1, ГМН-2), резервный масляный насос (РМН) и аварийный масляный насос (АМН).

Управление насосами осуществляется с пульта, установленного на рабочем месте машиниста турбины.

К маслонасосам ГМН1, ГМН-2 и РМН подведено электрическое питание по двум вводам 380 В. В случае потери питания по одному вводу, автоматически включается второй ввод. Автоматическое включение ввода происходит как с ГМН1 на ГМН2, так и с ГМН2 на ГМН1. АМН запитан от постоянного тока 220 В.

При работе турбины маслоснабжение осуществляется одним ГМН с подачей масла на регулирование и на смазку подшипников с давлением на регулирование – 0,57 МПа, на смазку – 0,05 МПа.

При пусковых операциях до опробования защит работает РМН, далее включается ГМН.

При работе ГМН1 – ГМН2 находится на аварийном резерве (АВР) и наоборот, при работе ГМН2 – ГМН1 находится на АВР.

Резервный насос включается при падении давления масла в системе регулирования до 0,52 МПа, при давлении в системе регулирование 0,54 МПа - на экране пульта управления появляется сообщение: «Р масла на регулирование низко» и включаются предупредительные звуковой и световой сигналы.

Давление масла на регулирование измеряется тремя датчиками давления. Автоматическое включение насоса происходит при падении давления масла минимум на двух датчиках (принцип защиты два из трех).

РМН находится в аварийном резерве и включается при давлении в системе смазки – 0,04 МПа. При этом на экране пульта управления появляется сообщение «Давление масла на смазку низко» и включается звуковой и световой сигналы. АМН находится на АВР и включается при давлении в системе смазки 0,025МПа,

при этом происходит отключение турбины (но в режиме безопасном для подшипников турбины). На экране пульта управления появляется сообщение: «Аварийный стоп» и включаются звуковой и световой сигналы. Давление масла в системе смазки измеряется тремя датчиками давления. Автоматическое включение насосов и отключение турбины происходит при падении давления масла минимум на двух датчиках (принцип защиты два из трех).

Маслоохладители служат для отвода тепла из масла.

Тип маслоохладителей М21 ЛМЗ (Б-Г) и МБ2030 (А).

Температура масла после маслоохладителей должна быть в пределах не ниже 35 С и не выше 45°С.

При отключении на очистку маслоохладителей необходимо учитывать, что по маслу они подключены параллельно. На турбине маслоохладители могут отключаться как с водяной, так и с масляной стороны.

Давление охлаждающей воды в маслоохладителях должно быть ниже давления масла и не должно превышать 0,11 МПа.

Во время работы турбины задвижки на входе и выходе масла маслоохладителей должны быть опломбированы в открытом положении.

1.3 Система регулирования турбины

В январе 2010 года произведена реконструкция автоматического регулирования - демонтированы: блок регулирования, механический автомат безопасности, регулятор скорости, сервомотор низкого давления, не используемые маслопроводы.

Конструкция сервомотора дроссельного клапана осталась в заводском исполнении.

Регулятор скорости – электронный.

Регулятор мощности – электронный.

В блоке переднего подшипника установлены шесть датчиков частоты вращения ротора.

На месте блока регулирования установлен блок отсечного золотника, в состав которого входят:

– отсечной золотник дроссельного клапана (ОЗ), управляет дроссельным клапаном;

– электрогидравлический преобразователь (ЭГП), управляет отсечным золотником;

– мембранный разделитель – дополнительная защита, управляет сливом импульсного масла;

– настроечный дроссель, для настройки плавности открытия дроссельного клапана.

На переднем стуле установлен блок защиты (БЗ), в состав которого входят шесть соленоидных клапанов (СКл). На место демонтированного сервомотора низкого давления установлен электрический сервомотор низкого давления (ЭСНД).

Система автоматического регулирования обеспечивает дистанционное и автоматическое управление турбиной во всех режимах работы и ее защиту в аварийных ситуациях и позволяет поддерживать:

– регулирование частоты вращения с заданной неравномерностью;

– заданную частоту вращения с точностью ± 1 об/мин;

– заданную мощность с точностью ± 0,5 МВт;

– заданное давление в теплофикационном отборе ± 0,005 МПа.

Блок защит (БЗ) состоит из шести соленоидных клапанов (СКл11, СКл12, СКл21, СКл22, СКл31, СКл32). Блок защит предназначен для формирования гидравлического сигнала на закрытие стопорного клапана при получении сигнала от защит электрической части системы регулирования (ЭЧСР).

В рабочем положении СКл11 - 32 находятся под напряжением и закрыты. При поступлении сигнала защиты от ЭЧСР соленоидные клапаны обесточиваются и открывают слив масла с масляного выключателя автоматического стопорного клапана (АСК). АСК закрывается.

1.4 Защитные устройства и уставки срабатывания

На турбине установлены следующие защиты:

– электронный автомат безопасности;

– реле осевого сдвига - 1 мм;

– предохранительный клапан на теплофикационном отборе 0,12МПа;

– обратные клапаны на всех отборах пара;

– защита от переполнения конденсатом ПВД - 700 мм;

– автоматическое включение АМН при понижении давления масла на смазку подшипников ниже 0,025МПа;

– защита от снижения вакуума в конденсаторе - 400 мм рт. ст.;

– защита от понижения температуры перегретого пара - 340°С;

– защита от беспарового режима;

– защита от внутренних повреждений генератора.

1.5 Конденсационная установка

Турбина Т2529 снабжена поверхностным конденсатором с разделительными водяными камерами. Тип конденсатора 25 К-8.

Конденсационное устройство турбогенератора предназначено для установки и поддержания определенного вакуумметрического давления у выпускного патрубка турбины, а также для превращения в конденсат отработавшего в турбине пара.

Поверхность охлаждения конденсатора равна 1830 м2 .

Длина трубок 6080 мм с диаметром 22/24 мм.

Трубные доски крепятся к корпусу конденсатора на шпильках. Для поддержания трубок между трубными досками в корпусе конденсатора установлены четыре перегородки. Латунные трубки укреплены в обеих досках развальцовкой.

Каждая половина конденсатора выполнена двухходовой.

Охлаждающая вода подводится и отводится от каждой половины отдельно, что позволяет чистить любую половину при работающей турбине. Нагрузка турбины во время чистки одной половины конденсатора должна быть соответственно снижена.

В состав конденсационной установки входят два циркуляционных насоса, два конденсатных насоса, две группы основных паровых эжекторов с охладителями отработанного пара эжекторов, предохранительный клапан.

1.6 Подогревательное устройство

Подогреватель высокого давления (ПВД) предназначен для подогрева питательной воды в количестве, равном полному расходу пара турбиной до температуры 150°С, тип ПВД - ПВ-150-2.

Максимальное количество питательной воды, пропускаемое через ПВД, составляет 260 т/час.

ПВД снабжен автоматическим устройством, байпасирующим и отключающим его с водяной стороны при переполнении конденсатом паровой части в случае разрыва трубок.

Подогреватели низкого давления.

Поверхностный подогреватель низкого давления (ПНД) типа ПН75. Подогрев воды в ПНД осуществляется паром из третьего (нерегулируемого) отбора после двадцать четвертой ступени турбины.

Поверхность нагрева ПНД равна 75 м2 состоит U-образных латунных трубок. Трубки закреплены в трубной доске путем развальцовки.

Подогреватель имеет четыре последовательно включенных хода.

Сальниковый подогреватель (СП) типа ПН75.

Подогрев конденсата в СП осуществляется паром, поступающим из лабиринтовых уплотнений турбины

Подогреватель имеет четыре последовательно включенных хода.

Пуск паровой турбины т-25-29

2.1 Подготовка к пуску турбины

Распоряжение о пуске турбины отдает непосредственно начальник смены станции, а о пуске турбины из капитального или среднего ремонта – главный инженер станции.

Пуск турбины, находящийся в резерве, производится под руководством начальника смены цеха или старшего машиниста.

Пуск турбины из капитального или среднего ремонта проводится под руководством начальника цеха или его заместителя.

Обслуживающий персонал, получив распоряжение о пуске турбины, обязан проверить окончание ремонтных работ всего оборудование и чистоту рабочего места, после чего приступает к проверке и сборке схем.

При пуске турбины необходимо заносить в суточную ведомость показания параметров, при отклонении которых пуск турбины запрещается согласно [10] (температура и давление пара, температура и давления масла, осевое положение ротора, вакуум).

Перед пуском турбины необходимо собрать следующие схемы:

– собрать схему основного конденсата;

– собрать схему системы регенеративных подогревателей, отборов, дренажей, отсосов;

– собрать схему паропровода перегретого пара;

– проверить закрытие запорных задвижек паропроводов, пусковых байпасов, стопорного и регулирующих клапанов;

– паровые вентили на основные эжекторы должны быть закрыты, на хозяйственные и пусковые эжекторы – открыты;

– все дренажи от паропровода должны быть открыты на воронку;

– собрать схему циркуляционной воды;

– собрать масляную схему;

– проверить открытие задвижек на входе и выходе масла на маслоохладителях, ГМН1, ГМН-2, РМН, АМН. Проверить уровень масла в маслобаке;

– собрать схему регулирования.

Получить подтверждение от дежурного слесаря цеха автоматики и управления, и электроцеха в том, что электрическая часть органов защиты, автоматики и сигнализации проверена непосредственно перед пуском, включены контрольно-измерительные приборы (КИП). Произвести измерение зазоров по указателям тепловых расширений.

2.2 Прогрев паропровода перегретого пара и паровой коробки

Включить РМН, установить рабочее давление масла на подшипники, проверить слив масла со всех подшипников.

Приоткрыть байпасы от обоих паропроводов перегретого пара и греть их через дренажи на воронку и хозяйственные, пусковые эжекторы без давления в течение пятнадцати минут. Через пятнадцать минут начать подъем давления со скоростью 0,1 МПа в минуту. При давлении 0,4 МПа открыть дренажи с паропровода на бак расширитель дренажей, на воронку закрыть, время подъема давления до полного тридцать пять мин. При прогреве не допускать возникновения гидроударов, смотреть за состоянием фланцевых соединений.

По окончании прогрева включить ГМН1 на закрытую напорную задвижку, постепенно задвижку открыть полностью.

Проверить АВР ввода питания ГМН1, 2, РМН.

Проверить наличие напряжения в шкафу гарантированного питания. Должны гореть три индикатора 380В, два индикатора 220В. Индикатор постоянного тока 220В загорит только тогда, когда исчезнет напряжение двух вводов переменного тока 220В.

Проверить наличие напряжения на электрическом сервомоторе низкого давления (ЭСНД).

Проверить АВР маслонасосов.

Ключ переключателя режимов (ПР) работающего ГМН1 в положении «работа». Поставить ключ ПР ГМН2 в положение «Резерв», ключи ПР РМН и АМН в положении «Отключено». Отключить ключом управления ГМН1, при понижении давления масла в системе регулирования до 0,52 МПа – включится ГМН2. Далее ключ ПР ГМН1 и АМН поставить в положение «Отключено», ключ ПР РМН поставить в положение «Резерв». Отключить ключом управления ГМН2, при давлении масла на смазку подшипников до 0,04МПа включится РМН. Ключи ПР ГМН1,2, РМН поставить в положение «Отключено», ключ ПР АМН – в положение «Работа». Отключить РМН, при давлении масла на смазку подшипников до 0,025 МПа включится АМН.

Включить ГМН1, ключ ПР ГМН1 в положении «Работа». Ключи ПР ГМН2 и РМН – в положении «Резерв». АМН в положении «Работа».

При таком положении на АВР будут ГМН2, РМН, АМН.

Далее производится проверка защит турбины от беспарового режима и от посадки стопорного клапана, для чего необходимо проверить закрытие стопорного клапана. Нажать кнопку «Взвод», при этом закроются соленоидные клапаны, масляный выключатель стопорного клапана выйдет в рабочее положение. Приоткрыть стопорный клапан на 25%. Кнопкой «Открыть СДК» открыть дроссельный и перегрузочные клапаны. Предупредить начальника смены станции (НСС) о проверке защиты от беспарового режима. Любой из защит отключить турбину, узнать у НСС сработала ли защита от беспарового режима.

Нажать кнопку «Взвод», проверить открытие регулирующих клапанов, открыть стопорный клапан на 25%. Нажать кнопку «Аварийный стоп», проверить посадку стопорного и регулирующих клапанов.

Для прогрева паровой коробки открыть стопорный клапан, регулирующие должны быть закрыты, начать прогрев паровой коробки через дренаж на воронку открытием пускового байпаса. Паровую коробку греть при давлении пара 0,05 МПа в течение пятнадцати минут.

После прогрева, закрыть пусковой байпас, дренаж с паровой коробки, стопорный клапан.

Начать подъем вакуума в конденсаторе.

Для чего включить один циркуляционный насос (ЦН), включить один конденсатный насос (КН), выпустить воздух из охладителей пара основных эжекторов.

Включение в работу циркуляционного насоса.

Открыть воду на сальниковые уплотнения насоса от линии хозяйственной воды. Открыть вентиль на линии отсоса воздуха из корпуса циркуляционного насоса. Проверить наличие масла в подшипниках насоса и двигателя. Пустить в работу хозяйственный эжектор для подсоса воды в корпус насоса. При достижении вакуума на всасывающем патрубке насоса 200210 мм включить двигатель ЦН. Проверить работу подшипников, вращение смазочных колец. Проверить давление воды по манометру на нагнетающем патрубке ЦН и проверить амперную нагрузку двигателя. Закрыть вентиль отсоса воздуха от корпуса ЦН и открыть воду на сальниковые уплотнения от насоса, а хозяйственную воду закрыть. Открыть нагнетательную задвижку на выдаче насоса. Подвести воду к регулирующим задвижкам маслоохладителей и воздухоохладителей, открыв задвижку от ЦН. Проверить работу насоса и двигателя (вибрацию, осевой разбег, шум).

Пуск в работу конденсационного насоса (КН).

Проверить наличие масла в подшипниках. Включить электродвигатель КН. Проверить давление воды, вибрацию, шум, осевой разбег, работу подшипников.

Закрыть дренажи с паропроводов отборов до задвижек, с U-образных труб, продувку цилиндра высокого давления перевести на ПНД.

Включить пусковой и одну группу основных эжекторов.

Прогреть паропровод подачи пара на уплотнения и подать пар на уплотнения.

Получить разрешение на толчок ротора от НСС.

2.3 Толчок ротора турбины

После прогрева паровой коробки и подъема вакуума проверить закрытие стопорного клапана. Нажать кнопку «Взвод», убедиться, что масляный выключатель стопорного клапана вышел в рабочее положение. Поворотная заслонка открывается при нажатии кнопки «Взвод». Открыть стопорный клапан.

Кнопкой «Открытие СДК» открыть дроссельный и перегрузочные клапаны, ключ защиты и накладку «Отключение турбины ЭГСР» поставить в положение «Работа». Быстрым открытием пускового байпаса дать толчок ротору турбины.

Как только ротор начнет вращаться закрыть байпас, проверить слив масла из подшипников, прослушать турбину, засечь осевой сдвиг до и после толчка. После проверки состояния турбины приоткрыть пусковой байпас. Греть турбину на малых оборотах - 300-400 об/мин.

Толчок ротора производится при вакууме в конденсаторе не менее 300 мм рт. ст., а давление пара за стопорным клапаном не должно превышать 0,4 МПа при толчке. Включить защиту по вакууму. Для лучшего прогрева турбины вакуум держать в пределах 650 мм рт. ст. После толчка закрыть дренаж с U-образных труб. Во время прогрева турбины следить за температурой масла на подшипники и при достижении температуры до 40°С дать воду на маслоохладители, выпустив воздух через воздушники. Вести регулярно замеры по указателям тепловых перемещений вплоть до полного прогрева турбины. Если замеры не симметричны или отличаются от предыдущих, следует приостановить повышение оборотов. После прогрева на малых оборотах, начать подъем оборотов. При появлении вибрации снизить число оборотов до исчезновения вибрации, сделать выдержку 30 минут и снова увеличить обороты.

Во время подъема оборотов регулировать температуру масла на смазку подшипников. По мере повышения оборотов ротора дроссельный и перегрузочные клапаны будут прикрываться, открывать их кнопкой «Открыть СДК». При достижении оборотов ротора 2850 об/мин открыть полностью пусковой байпас. Кнопкой «Открыть СДК» довести обороты до 3000 об/мин.

2.4 Включение турбины в сеть

Включить генератор в сеть, открыть ГПЗ, закрыть пусковой байпас. После включения генератора в сеть взять нагрузку 1-2 МВт, медленно открыть главные паровые задвижки (ГПЗ), пусковой байпас закрыть. Проверить турбогенератор на предмет вибрации. Открыть воду на охлаждение генератора. Допустимая температура холодного воздуха 2040°С, разница между холодным и горячим воздухом не должна превышать 2530°С. Регулировка температуры генератора осуществляется общей сливной задвижкой с радиаторов. Постепенно нагружать турбину не более 1 МВт в мин. При достижении нагрузки – 7 МВт и более можно ставить регулятор мощности (РМ) в положение «Автомат». Чтобы разгрузить турбину ниже 7 МВт РМ надо ставить в положение «Дистанционно». Электрический сервомотор низкого давления (ЭСНД), воздействующий на поворотную заслонку может работать как в автоматическом, так и в дистанционном режиме. При работе в автоматическом режиме задается давление пара в паропроводе отбора. При работе ЭСНД в автоматическом режиме имеется запрет на закрытие поворотной заслонки ниже 20° чтобы предотвратить перекрытие перепускных труб ЦНД. При достижении нагрузки – 15 МВт включить регулируемый отбор 0,12 МПа и ПВД.

При увеличении нагрузки турбины контролировать температуру колодок упорного подшипника.

2.5 Параметры, при которых запрещается пуск турбины

При неисправности хотя бы одной из защит, отключающих пар в турбину.

При дефектах системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разносу турбины от свежего и отборного пара. При неисправности одного из масляных насосов или их автоматического включения. При качестве масла не удовлетворяющем нормам или снижение его температуры ниже нормы. При отклонении от норм качества пара по химическому составу. При отклонении показателей теплового и механического состояния турбин от допустимых значений.

3 обслуживание турбины во время работы

Во время работы турбины в обязанности обслуживающего персонала входит:

– контроль за основными параметрами турбоустановки, за работой системы регулирования, а также отдельных узлов и механизмов;

– проверка и опробование элементов защиты, аварийной сигнализации и автоматики включения резерва согласно установленному графику;

– опробование резервного оборудования;

– периодическая запись показаний приборов в суточную ведомость;

– ведение журналов: вахтенного, оперативных переключений, а также фиксации дефектов оборудования;

– контроль за соблюдением правил техники безопасности и правил пожарной безопасности.

Во время эксплуатации турбины необходимо контролировать следующие параметры: давление и температуру острого пара, температуру масла, колодок и вкладышей в упорном и опорных подшипниках, вибрацию турбоагрегата, давление масла в системе смазки турбоагрегата, уровень масла в баке, температуру выхлопного патрубка, давление пара в контрольной ступени ЦВД.

3.1 Обслуживание системы маслоснабжения

При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны обеспечиваться: надежность работы агрегатов на всех режимах, пожарная безопасность, поддержание нормального качества масла и его температуры, предотвращение утечек масла и попадание его в охлаждающую воду.

Все переключения в маслосистеме турбины, связанные с выводом в ремонт

оборудования, на работающей турбине, производить под непосредственным руководством начальника смены цеха (НСЦ) или старшего машиниста цеха (СМЦ).

Понижение уровня масла в баке турбины чаще всего происходит из-за не плотности трубок маслоохладителей. Для определения дефектного маслоохладителя необходимо: закрыть одну из задвижек маслоохладителя по маслу, следя за давлением и температурой масла, закрыть задвижки подающие охлаждающую воду в маслоохладитель, через десять минут набрать из воздушника, в стеклянную посуду, воду. Если на поверхности воды имеется масло – значит происходит утечка масла в охлаждающую воду.

При необходимости отключения маслоохладителей на работающей турбине для чистки и определения неплотностей трубок необходимо отключать не более одного маслоохладителя после предупреждения машиниста турбин, который следит за давлением масла. Включать маслоохладитель по маслу на работающей турбине необходимо в присутствии НСЦ или СМЦ. Предупредить машиниста турбин, осторожно приоткрыть входную задвижку, поставить под давление маслоохладитель, проверить его плотность (после чистки). Включить маслоохладитель в работу путем открытия задвижек подающих охлаждающую воду, а затем открыть задвижки, подводящие масло.

Во время работы турбины необходимо контролировать температуру масла. Очень важно, чтобы температура масла не была слишком высокой, так как чем выше температура, тем быстрее окисляется масло. Предельно допустимая температура масла, выходящего из маслоохладителей и поступающего на подшипники 45°С. На выходе из подшипника масло должно иметь температуру не выше 65°С. Температура масла, выходящего из маслоохладителей, не должна быть, ниже 35°С, так как при более низкой температуре вязкость масла увеличивается, что нарушает нормальное образование масляного клина в подшипниках и приводит к вибрации турбины. В процессе эксплуатации следует не реже одного раза в смену проверять отсутствие воды в маслобаке турбины, путем проверки через дренажное устройство масляного бака. Во время обхода турбины необходимо проверять наличие масла, через прозрачные окошки, установленные в сливных маслопроводах подшипников.

3.2 Обслуживание конденсационной установки

Для контроля за работой конденсационной установки производится периодическое измерение следующих величин: разрешения в конденсаторе, барометрическое давление, температуры воды на входе и выходе конденсатора,

температуры пара на входе в конденсатор, температуры конденсата на выходе из конденсатора, давление пара перед соплами пароструйного эжектора, давления охлаждающей вода до и после конденсатора, солесодержания конденсата, содержание кислорода в конденсате.

При эксплуатации конденсационной установки должны быть обеспечены: чистота поверхностей нагрева с соблюдением нормального температурного напора и их очистка, проверка плотности вакуумной системы и устранение неплотностей.

Проникновение воздуха в вакуумную систему турбоустановки ухудшает работу конденсатора, вызывая целый ряд нежелательных явлений. Прежде всего воздух, попадая в паровой объём конденсатора, существенно ухудшает коэффициент теплопередачи от конденсирующегося пара к стенке конденсаторных трубок, уменьшая этим общий коэффициент теплопередачи в конденсаторе. Значительные присосы воздуха могут вызвать перегрузку воздухоудаляющих устройств и ухудшение вакуума по этой причине. Еще одной причиной тепловых потерь в турбинной установке вследствие подсоса воздуха в вакуумную часть является переохлаждение конденсата при конденсации пара из паровоздушной смеси. В этих условиях деаэрирующая способность конденсатора резко падает и конденсат сильно насыщается кислородом. Количество воздуха, поступающего в вакуумную систему, не должно превышать 5 кг/час.

Для проверки плотности вакуумной системы необходимо: закрыть задвижку отсоса на основных эжекторах, засечь время падения вакуума по вакуумметру, открыть задвижку отсоса.

Падение вакуума не должно превышать 5 мм рт. ст./мин.

Проверка водяной плотности конденсатора по солесодержанию конденсата и устранение неплотностей. Солесодержание конденсата должно быть не более 5 мгэкв/л.

Для обеспечения гидравлической плотности конденсатора производят гидравлическую опрессовку. Гидравлическая опрессовка производится на остановленной турбине путем заливки парового пространства конденсатора химически очищенной водой. При этом трубки и трубные доски предварительно осушают сжатым воздухом. Появление капель и течей происходит в местах подсоса охлаждающей воды.

Проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов (не более 20 мгэкв/л).

Группы основных эжекторов должны чередоваться в работе каждую неделю. Проверка блокировки конденсатных насосов проверяется один раз в месяц.

3.3 Эксплуатация регенеративных подогревателей

При эксплуатации системы регенерации должны быть обеспечены: соблюдение нормального температурного напора подогревателей, надежность подогревателей во всех режимах работы турбоустановки.

В условиях эксплуатации важнейшими показателями работы подогревателя является нагрев воды и недогрев ее до температуры насыщения греющего пара. Отклонение этих значений от расчетных указывает на ненормальную работу подогревателей. При этом следует отметить, что расчетные значения нагрева воды в подогревателях и недогрева ее до температуры насыщения будут иметь место только при номинальной нагрузке турбины. При пониженных нагрузках давления в отборах упадут и нагрев воды в подогревателях снизится.

При эксплуатации регенеративных подогревателей необходимо следить за уровнем конденсата и за исправной работой регуляторов уровня. Не допускается работа при отсутствии конденсата, а также при слишком высоком уровне в корпусе подогревателя.

В обязанности обслуживающего персонала входит систематическое опробование: сигнализации при повышении уровня в ПВД, работы обратных клапанов отбора, работы регуляторов уровня в подогревателях, работы защитных устройств от переполнения парового пространства ПВД.

Опробование защит ПВД от переполнения производится не реже одного раза в три месяца.

3.4 Обслуживание системы регулирования

Стопорный и регулирующие клапаны должны расхаживаться на полный ход – перед пуском, на часть хода – ежесуточно при работе турбины.

Проверка плотности ст. и регулирующих клапанов должна проводиться: после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности на разгон, до и после капитального ремонта, не реже одного раза в год.

Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться: перед испытанием турбины на сброс нагрузки, не реже одного раза в год.

Посадка обратных клапанов всех отборов проверяется: перед каждым пуском и при останове турбины, один раз в месяц при нормальной работе турбины.

Проверка времени закрытия стопорного клапана и снятие характеристик регулирования на стоящей турбине и на холостом ходу выполняются: после монтажа турбины, до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов регулирования и парораспределения.

В целях исключения незакрытия стопорного клапана турбины и несрабатывания защит от закрытия стопорного клапана и от беспарового режима:

– установить порядок расхаживания стопорного и регулирующих клапанов

проверку чистоты штока масляного выключателя стопорного клапана (при необходимости проводить очистку штоков) один раз в сутки в ночное время с записью в оперативную ведомость;

– плановый останов турбин производить одной из технологических защит при нагрузке 11,5 МВт с проверкой отключения генератора защитой от беспарового режима. Сработавшее табло и выпавшие блинкеры записать в оперативный журнал;

– перед каждым пуском турбины, при проверке защит, проверять защиту от беспарового режима, срабатывание табло «стопорный клапан закрыт»;

Испытание турбины на сброс нагрузки при максимальном расходе пара выполняется: при приемке турбины после монтажа, после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбины или статическую и динамическую характеристику регулирования.

3.5 Обслуживание генератора и возбудителя турбины

Во время обслуживания генератора и возбудителя на персонал возлагается:

наблюдение за нагревом всех подшипников генератора и возбудителя, контроль за работой воздухоохладителей генератора и возбудителя и регулирование температуры охлаждающего воздуха, контроль за температурой меди и стали статора генератора, контроль за вибрационным состоянием подшипников, периодическое прослушивание генератора и возбудителя, внешний контроль за работой щеток на контактных кольцах и коллекторе возбудителя без производства каких-либо работ на них, наблюдение по манометру за наличием давления пожарной воды для тушения пожара в генераторе, содержание в чистоте выступающих прокладок подстуловой изоляции и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замыкали их, наблюдение за тем, чтобы не было посторонних лиц у генератора и возбудителя.

Температура холодного воздуха не должна быть ниже 20°С, во избежание

отпотевания воздухоохладителей. Верхний предел температуры холодного

воздуха - 55°С. Температура горячего воздуха не нормируется. Разница температуры горячего воздуха и выхода охлаждающей воды не должна превышать 10°С. Повышение этой разницы указывает на загрязнение трубок воздухоохладителя. Причиной повышения температуры холодного воздуха, кроме загрязнения трубок, может быть завоздушивание секций воздухоохладителей (проверить воздушники), неисправность задвижек охлаждающей воды, снижение давления воды из-за загрязнения водяного фильтра. Разность температур, с обоих сторон генератора, холодного воздуха должна быть не более двух градусов. Резкое и частое изменение температуры воздуха вредно отражается на электрической изоляции обмоток статора.

В случае резкого изменения температуры генератора (более 2°С за час) машинист турбин немедленно сообщает начальнику смены электрического цеха.

Действия в аварийных ситуациях

Дежурный персонал обязан руководствоваться следующими указаниями о последовательности действия по ликвидации аварии:

– на основании показания приборов и по внешним признакам составить себе общее представление о том, что произошло;

– немедленно принять меры к устранению опасности для людей и оборудования, вплоть до отключения последнего, если такая опасность существует, в противном случае принять меры к восстановлению нормальной работы оборудования;

– принять меры для выяснения характера и места повреждения участка, затронутого аварией. В большинстве случаев от быстроты выяснения неисправности оборудования зависит и быстрота ликвидации аварии;

– после обеспечения работы всего неповрежденного оборудования и выяснения места и характера повреждения приступить к исправлению поврежденного оборудования, для этого, в случае необходимости, начальник смены должен вызвать ремонтный персонал;

– о каждом из этапов ликвидации аварии следует уведомлять непосредственного начальника, по возможности немедленно, не дожидаясь его опроса. Быстрая и точная информация является верным средством ликвидации аварии.

Во время ликвидации аварии следует действовать быстро точно, но без всякой торопливости. Поспешное и необдуманное действие очень часто углубляет аварию, вместо того, чтобы ее ликвидировать. При получении распоряжения во время аварии надо повторить его, если непонятно – переспросить. По исполнении немедленно сообщить об этом отдавшему распоряжение.

4.1 Аварийный останов турбины

При необходимости немедленной аварийной остановки турбины надлежит выполнять следующие операции:

– прекратить впуск пара в турбину, для чего выбить автомат безопасности;

– проверить закрытие стопорного клапана и клапанов, регулирующих подачу пара в турбину, отсутствие электрической нагрузки;

– дать сигнал на главный щит управления «Внимание, авария!»;

– дать пар на уплотнение турбины;

– проверить обороты по тахометру и осевое положение ротора;

– отметить время выбега ротора турбины;

– при необходимости быстрейшего останова ротора, турбина останавливается со срывом вакуума.

Турбина должна быть отключена действием защит или персоналом со срывом вакуума, в следующих случаях:

– при повышении числа оборотов сверх предела уставки срабатывания автомата безопасности;

– при недопустимом осевом сдвиге ротора турбины;

– при недопустимом снижении давления масла в системе смазки турбины ниже 0,025МПа;

– понижения уровня масла в баке за нижний предельный уровень (ниже красной черты);

– повышение температуры масла на сливе из любого подшипника до 75°С;

– при резких отклонениях температуры свежего пара от установленных верхних и нижних предельных величин;

– при слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри турбины;

– при появлении искр и дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

– при внезапном появлении сильной вибрации подшипников турбогенератора на 20 Мкм от установившейся или признаках поломки лопаточного аппарата.

– при появлении гидравлических ударов в паропроводах или турбине;

– при воспламенении масла на турбине;

– при разрыве или обнаружении трещин паропроводов свежего пара, отборов, трубопроводах основного конденсата и пит. воды, маслопроводах, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках;

– при отключении генератора из-за внутреннего повреждения;

– при разрыве защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД;

– при недопустимом снижении давления масла в системе регулирования;

– при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

– при возникновении кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя.

При наличии сомнений в происхождении и характере появившегося в области проточной части ненормального звука активная турбина подлежит в этом случае аварийному останову, если появление ненормального звука сопровождается усилением вибрации машины. Если удар, ненормальный звук или вибрация турбины сопровождается резким понижением температуры свежего пара, то это свидетельствует о водяном ударе.

4.2 Действия при отклонении от номинальных параметров пара

Номинальные параметры свежего пара, замеренные перед стопорным клапаном турбины, равны 2,9 МПа и 400°С. При нормальной эксплуатации давление свежего пара не должно отклоняться от своего номинального значения более ± 0,05 МПа, а температура более ±5°С. Допускается длительная работа турбины при отклонениях давления пара не более ± 0,1 МПа и температуры

свежего пара не более ± 10°С.

При отклонениях давления свежего пара на величину более 0,01МПа или температуры свежего пара более 10°С, персонал обязан восстановить номинальные параметры. При дальнейшем постепенном изменении параметров свежего пара, а именно: при понижении давления свежего пара до 2,5 МПа, при повышении давления свежего пара до 3,0 МПа, при повышении температуры свежего пара до 415°С необходимо принять самые решительные меры по восстановлению нормальных параметров.

При понижении давления свежего пара ниже 2,4 МПа необходимо понижать нагрузку турбины. При всех случаях снижения давления пара дать сигнал на главный щит «Внимание – падает давление!» и сообщить начальнику смены КТЦ.

При повышении давления свежего пара выше 3,0 МПа необходимо немедленно переходить на ручное дросселирование пара при помощи главной паровой задвижки или стопорным клапаном, поддерживая после дроссельного клапана давление перегретого пара около 2,8 МПа. Когда давление в паропроводе перегретого пара до запорных задвижек снизится до нормальной величины, необходимо вновь открыть полностью запорную задвижку или стопорный клапан.

При повышении температуры перегретого пара перед турбиной до 425°С и работы ее при этих параметрах в течение 30 минут или повышения температуры свыше 425°С необходимо выполнить следующее: отключить турбину кнопкой «Аварийный стоп», подать сигнал на ГЩУ «Внимание – авария!», открыть задвижки на уплотнение и рециркуляцию, отключить регулируемый отбор пара.

Если же после отключения турбины температура свежего пара стала снижаться ниже 425°С, то необходимо взвести автомат безопасности, вывести турбину на холостой ход, включить генератор в сеть, набрать нагрузку 1-2 МВт и дальнейший подъем нагрузки проводить при условии, что температура перегретого пара начала снижаться ниже 420°С.

При резком снижении температуры свежего пара перед турбиной на 50°С, турбина отключается кнопкой «Аварийный стоп», дается сигнал на главный щит управления «Внимание! – авария!». При отсутствии заброса воды в турбину и нормальном состоянии агрегата, генератор синхронизируется и включается в сеть, проверяется состояние турбины. При постепенном понижении температуры перегретого пара ниже 370°С необходимо открыть продувки U-образных труб и паровой коробки. Работа турбины со сниженной нагрузкой при температуре свежего пара 350°С разрешается не более 30мин.

4.3 Действия при падении вакуума в конденсаторе

При понижении вакуума в конденсаторе необходимо:

– обратить внимание на работу лабиринтовых уплотнений и давление пара перед эжекторами, при необходимости дать пар на заднее уплотнение ЦНД;

– снизить нагрузку на турбине, если вакуум продолжает снижаться, подав сигнал на главный щит управления «Внимание - машина в опасности - беру управление». Нагрузку снизить по температуре ЦНД, не допуская повышение последней выше 55°С;

– если вакуум на разгруженной турбине падает ниже 400 мм рт. ст. отключить автомат безопасности, подать сигнал на главный щит управления «Внимание авария»;

– при быстром падении вакуума перед отключением турбины проверить температуру цилиндра турбины.

При понижении вакуума в конденсаторе необходимо в первую очередь обратить внимание на: уровень конденсата в конденсаторе и работу конденсатного насоса, показание водомера конденсата, работу циркуляционных насосов.

При отключении одного циркуляционного насоса (в работе находились два ЦН) необходимо выполнить следующее:

– дать сигнал на ГЩУ «Внимание – машина в опасности!». Снять нагрузку

на турбине и поддерживать ее в зависимости от температуры выхлопного патрубка, которая должна быть не выше 55°С, о случившемся сообщить старшему машинисту турбинного отделения или НСЦ КТЦ;

– закрыть отсос конденсатора той половины, у которой отключился ЦН;

– закрыть нагнетательную задвижку ЦН, работающего противотоком;

– открыть задвижку (перемычку), соединяющую обе половины конденсатора на напорной части;

– открыть отсос конденсатора;

– взять максимальную нагрузку на турбогенератор не превышая температуру выхлопного патрубка допустимой величины;

– узнать причину отключения ЦН.

При отключении двух циркуляционных насосов необходимо выполнить следующее:

– подать сигнал на ГЩУ «Внимание – машина в опасности»;

– снять нагрузку с турбины с таким расчетом, чтобы температура ЦНД не превышала 55°С;

– при падении вакуума ниже 400 мм рт. ст. турбина отключается от сети.

При отключении одного или обоих ЦН по электрической части необходимо нажать кнопку или повернуть ключ на отключение отключившегося ЦН, во избежание самовключения насоса при подаче напряжения. При отключении ЦН необходимо обеспечить маслоохладители водой. При невозможности подачи охлаждающей воды на маслоохладители и повышение температуры масла выше 65°С, турбину необходимо остановить.

Отключился конденсатный насос. Признаки: сильное парение эжекторов, медленное падение вакуума.

Необходимо выполнить следующее: пустить в работу пусковой эжектор, дать сигнал на главный щит управления «Внимание – машина в опасности», проверить включение резервного конденсатного насоса.

Отключился конденсатный насос, а резервный КН не включился.

Необходимо выполнить следующее: включить резервный КН, дать сигнал

на ГЩУ «Внимание – машина в опасности», пустить в работу пусковой эжектор,

если КН не включился снять нагрузку с турбины до минимальной величины.

При дальнейшем снижении вакуума до 400 мм рт. ст. турбогенератор отключается от сети и ведется на останов.

Необходимыми качествами эксплуатационного работника должны быть неустанная бдительность и полное самообладание, без которого в критические моменты невозможно найти быстрого и правильного метода действия.

Останов турбины

Отключить по пару ПВД. Отключить регулируемый отбор пара 0,12 МПа.

Проверить АВР АМН. Постепенно снижать электрическую нагрузку турбины по 11,5 МВт в минуту. При снижении электрической нагрузки до 2 МВт открыть пусковой байпас. Закрыть ГПЗ. В работе находится один ГМН. При электрической нагрузке 2 МВт одной из защит отключить турбину, генератор должен отключиться защитой от беспарового режима, проверить закрытие стопорного, дроссельного и перегрузочного клапанов, снижение оборотов ротора. Закрыть пусковой байпас и стопорный клапан вручную. При понижении количества оборотов ротора закрыть воду на охлаждение масла. Прижать пар на основные эжекторы до 0,2МПа для постепенного снижения вакуума, во избежание разрыва предохранительной диафрагмы и потом закрыть совсем. Засечь время выбега ротора. Отключить ГМН, включить РМН, маслонасос должен работать в течение одного часа. Отключить КН и регенеративные подогреватели. Обеспарить турбину и паропровод острого. ЦН отключаются по необходимости.

Заключение

Основной целью данного дипломного проекта является определение принципов надежной, экономичной, безопасной эксплуатации паровой турбины Т2529 после проведения модернизации системы регулирования и маслеснабжения.

Эксплуатация паровой турбины можно считать правильно организованной, если она удовлетворяет следующим условиям:

– безопасности для обслуживающего персонала и для самой турбоустановки;

– надежности, то есть полному отсутствию аварий, неполадок и непредвиденных остановок, вызывающих прекращение или сокращение отпуска тепловой и электрической энергии;

– экономичности как в смысле удельного расхода пара, так и в отношении расходов на обслуживание и ремонты.

Основным из этих условий является безопасность, и жертвовать ею в пользу каких-либо других требований ни при каких обстоятельствах не следует.

Пуски и остановы паровой турбины являются наиболее ответственными этапами эксплуатации паротурбинной установки. Эти операции связаны со значительными изменениями механического и термического состояния элементов турбины и паропроводов. Поэтому от правильного проведения режимов пуска и останова существенно зависят эксплуатационная надежность и долговечность турбоагрегата.

Опыт эксплуатации турбин показал, что значительная часть аварий с турбинным оборудованием происходит при пуске вследствие неправильного режима прогрева, ошибочных действий персонала, а также некоторых конструктивных недостатков агрегата. Следует отметить, что если некачественный пуск или останов турбины и не приведет непосредственно к аварии в данный момент, это обстоятельство не пройдет бесследно, а скажется в дальнейшем.

Анализ режимов работы неопровержимо доказывает, что появление трещин в корпусах турбин, клапанов и в паропроводах, прогиб роторов и цилиндров турбин, коробление фланцев горизонтального разъема, ослабление посадочных соединений, изменение структурного состояния металла, повышенный износ подшипников, а также ряд других неполадок, выявившихся в начальной стадии эксплуатации, являются прямым следствием некачественных пусков. Уместно также отметить, что если от механических перегрузок турбину предохраняют различные защитные устройства (предохранительные клапаны, центробежные регуляторы и выключатели), то от недопустимых термических напряжений турбина ничем не защищена. В этом случае безопасность турбины полностью зависит от правильности выбранной методики обслуживания, а также от квалификации и степени подготовленности обслуживающего персонала.

Обслуживающий персонал турбинного цеха должен иметь четкое представление о физических процессах, происходящих в отдельных узлах и элементах установки, и не допускать отклонений от инструкций, разработанных применительно к данному оборудованию на основании опыта эксплуатации и рекомендаций заводов-изготовителей. Ошибки персонала при обслуживании турбоагрегата во время работы могут привести к очень тяжелым последствиям в плоть до полного разрушения оборудования и остановке работы всей станции.

Разработка оптимального режима работы агрегата основывается на теоретических и экспериментальных исследованиях, проводимых научно-исследовательскими институтами, заводами-изготовителями и головными наладочными организациями.

теплова схема турбины Т-25-29.dwg

Обслуживание паровой турбины Т-25-29
Схема тепловая принципиальная
ГАПОУ СО «Екатеринбургский энергетический техникум»
ДП.13.02.01. Ту - 441.Т3