Научная работа: Орская ТЭЦ

Пропускная способность одной нитки при расчетном угле поворота заслонки регулятора 60 % составляет 100600 нм3/час.Третья байпасная нитка второй ступени редуцирования с регулятором давления РДУК 2-200 /150 (4-РД-2 ) выполнена из трубопроводов Æ 219х6 мм и предназначена для пуско- наладочных работ, а также при работе котлов с малым расходом газа. На выходных коллекторах второй ступени редуцирования установлено 8 наружных предохранительных клапанов типа СППК-4-150-05 , Ø седла 72 мм.

Предохранительно- сбросные клапаны (ПСК) настроены на срабатывание при повышении давления газа за регуляторами на 15 % выше наибольшего рабочего давления , т.е. давления срабатывания ПСК составляет 1,035 кгс/см2.

4. ОБЩАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЕЛЬНОГО ОТДЕЛЕНИЯ

4.1. Характеристика структуры управления отделения

Структура управления КТЦ аналогична структуре, приведенной в пункте 1.3, за исключением нижней строки и отсутствием главного инженера.

4.2. Характеристика щита управления

Посредством ЦТЩУ котлами осуществляются следующие операции:

1. Эксплуатационное обслуживание котлов и обеспечивается экономичная и безаварийная работа котлов.

2. Ведется режим работы котлов.

3. Выполняются операции по пуску, останову, опробованию, опрессовке и переключениях в тепловых схемах.

4. Машинист ведёт наблюдение за показаниями КИП и работой автоматических регуляторов и сигнализаций.

5. Ликвидируют аварийные положения, выявляют неисправности в работе оборудования и принимаются меры по устранению их. Выполняются операции по выводу оборудования в ремонт.

6. Машинист ЦТЩУ котлами во время дежурства обязан:

- не допускать на рабочее место посторонних лиц;

- не реже 2-х раз в смену производить сверку приборов с водомерными колонками;

- содержать в чистоте рабочее место и обслуживаемое оборудование, производить уборку закрепленного оборудования.

7. Каждый час на ЦТЩУ производят записи в суточную ведомость показаний работы приборов и сравнивают их с предыдущими, в случае разницы между показаниями немедленно сообщают начальнику смены.

8. На рабочем столе ЦТЩУ котлами ведется оперативный журнал и ведомости по установленной форме, причем, кроме показаний измерительных приборов, должны записываться пуск, останов, переключения оборудования, дефекты оборудования, а также поступающие распоряжения администрации.

При пусках котлов ведут пусковую ведомость с записями показаний приборов через каждые 30 минут.

4.3. Характеристика контрольно-измерительных приборов и автоматики котлоагрегатов

При нормальной работе котла, регулирующие органы должны быть включены на автоматическое управление.

Регулирование не должно сопровождаться частыми и значительными колебаниями регулируемых величин. Недопустимые частые включения регулятора, попеременно в сторону “больше” и “меньше”. Стрелка указателя положения (УП) должна находиться в рабочем диапазоне шкалы. Длительное положение стрелки (УП) на отметке 100 % , при исправном его состоянии, указывает на недостаточную пропускную способность регулирующего клапана, не обеспечивающего при полном открытии необходимого расхода. Нахождение стрелки УП на отметке 0 % , при нагрузках котла близких к номинальной, указывает на недопустимо большой пропуск регулирующего органа в закрытом положении.

При отклонениях давления, температуры пара и содержания кислорода в дымовых газах от допустимых значений или появлении каких- либо ненормальностей в работе авторегуляторов, машинист ЦТЩУ котлами должен перейти на ручное дистанционное регулирование, сообщив об этом НСЦ или старшему машинисту котельного отделения.

Важнейшими задачами регулирования работающего котла являются:

а) поддержание постоянного заданного давления, температуры пара и качества пара,б) обеспечение нормального питания водой, при сохранении постоянного уровня ее в барабане,в) достижение максимальной экономичности котлоагрегата.г) В период участия Орской ТЭЦ-1 в общем первичном регулировании частоты на котле, работающем в автоматическом режиме, должны быть в обязательном порядке включены следующие автоматические регуляторы:

1. Главный регулятор с сигналом по давлению пара в общем паропроводе (поперечной связи), управляющий нагрузкой котла.

2. Автоматический регулятор топлива.

3. Автоматический регулятор питания водой.

4. Автоматический регулятор воздуха на горелках.

5. Автоматический регулятор разряжения.

Противодействия первичному регулированию частоты не допускается, за исключением случаев:

1) с разрешения диспетчера (НСС);

2) при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения.

Восстановление заданной графиком мощности разрешается после восстановления нормального значений частоты.

Равномерное питание котла и поддержание нормального уровня воды в барабане осуществляется автоматическими регуляторами питания, однако, и при их работе необходимо внимательно следить за уровнем воды в котле, проверять правильность работы водоуказательных приборов и наблюдать за равномерностью питания, по указателю расхода пара и воды. Отклонение от среднего уровня воды в барабане не должно превышать ± 20 мм.

Не реже одного раза в смену необходимо проверять показания сниженных указателей уровня между собой и сверять с показаниями водоуказательных колонок. В случае расхождения показаний, одного из сниженных указателей уровня с показаниями водоуказательных колонок, за уровнем воды в барабане котла наблюдать по нормально действующему указателю, а для устранения дефекта вызвать персонал цеха ТАИ.

4.4. Защита котла

Технологические защиты - это автоматические устройства, предохраняющие котлоагрегаты от аварий и повреждений.

При чрезмерном отклонении параметров (давления, температуры, уровня и т.д.), защита отключает котел с одновременной подачей сигнала в схему технологической сигнализации и звенит звонок.

Значение уставок и выдержки времени срабатывания технологической защиты определяются заводами- изготовителями основного оборудования для каждого вида защит и уточняются во время испытания агрегатов. Переключатель топлива “ПТ” имеет три положения: газ, газ-мазут, мазут и позволяет выбрать режим работы защиты в зависимости от вида сжигаемого топлива.

Возможны следующие режимы работы:

при работе на газе (свыше 70%) - “ПТ” ставится в положение - “Газ” ;

при работе на мазуте (свыше 70%) - “ПТ” ставится в положение - “Мазут”;

при работе на смешанном ( примерно равное соотношение газ-мазут) топливе - “ПТ” ставится в положение - “Газ - мазут”.

Следует помнить, что при работе в 1-ом и 2-ом режимах, в случае срабатывания защит от падения, повышения давления вспомогательного топлива закрывается отсечной клапан вспомогательного топлива и соответствующая задвижка отсеченного топлива. Котел остается в работе на основном виде топлива. Горелки, через которые поступало в топку вспомогательное топливо, должны быть отключены дистанционно. В режиме 3, при срабатывании защит по падению, повышению давления газа или мазута, отсекается только одно топливо, по которому сработала защита, котел остается в работе на другом топливе.

1. Технологические защиты, действующие на останов котла.

1.1.   Повышение уровня в барабане котла выше 2 предела.

1.2.   Понижение уровня в барабане котла.

1.3.   Понижение температуры перегретого пара.

1.4.   Падение давления газа.

1.5.   Повышение давления газа.

1.6.   Погасание факела в топке котла.

1.7.   Падение давления мазута.

1.8.   Падение давления воздуха перед горелками.

1.9.   Отключение 2-х дутьевых вентиляторов (ДВ).

1.10. Отключение 2-х дымососов (ДС).

1.11. Отключение 2-х РВП.

1.12  Дистанционное отключение котла.

2. Защиты, действующие на снижение нагрузки котла.

2.1    Повышение давления перегретого пара.

2.2    Повышение температуры перегретого пара.

2.3    Отключение одного ДВ.

2.4    Отключение одного ДС.

2.5    Отключение одного РВП.

3. Защиты, производящие локальные операции.

3.1.   Повышение уровня в барабане I предел.

4.5. Характеристика эксплуатационных режимов котлоагрегатов

Источниками тепловой энергии на предприятии ОТЭЦ – 1 являются паровые и водогрейные котлы. Все рабочие паровые котлы на данном предприятии можно поделить в 2 модельных ряда: котлы БКЗ – 210 (котел №9) и котлы ТГМ – 84 (котлы №10, 11, 12, 13). Водогрейные котлы также делятся в 2 модельных ряда: ПТВМ – 180 (котлы №1, 2, 3) и КВГМ – 180 (котел №4).

Котлы ТГМ-84. Котлы ТГМ-84 изготовлены Таганрогским котельным заводом.Параметры:

Производительность      420 т/часДавление в барабане      155 кгс/см2Давление перегретого пара   140 кгс/см2Температура перегретого пара  550 ° СТемпература питательной воды 230 ° СТопливо           газ, мазут.

Котлы БКЗ – 210 – 140ф. Котлы БКЗ – 210 – 140Ф изготовлены Таганрогским котельным заводом.Параметры:

Производительность – 210 т/час

Рабочее давление за главной паровой задвижкой – 140 кгс/см²

Рабочее давление в барабане – 155 кгс/см²

Температура перегретого пара - 550º С

Температура питательной воды - 230º С

Водяной V котла – 64 м³

Паровой V котла – 34 м³

Котлы КВГМ - 180. Котлы КВГМ - 180 изготовлены Таганрогским котельным заводом.Параметры:

Производительность - 180 Гкал/часРабочее давление - 10-35 атаТемпература воды на входе - 104-110 ° СТемпература воды на выходе не выше 150 ° СРасход воды: номинальный - 3860 т/часминимальный - 3250 т/часТемпература уходящих газов при работе на мазуте - 280 ° Сна газе - 182 ° СГидравлическое сопротивление котла - 1,06 атм.Объем топки - 461 м3Радиационная поверхность нагрева - 479 м2Конвективная поверхность нагрева - 5500 м2КПД котла на мазуте - 86,8 %КПД котла на газе  - 89 %Топливо: газ, мазутРасчетный расход топлива при нормальной нагрузке:газ - 25400 м3/час; мазута - 22500 кг/часКотлы ПТВМ - 180. Котлы ПТВМ - 180 изготовлены Таганрогским котельным заводом.Параметры:

Тепловая производительность -180 Гкал/час

Рабочее давление – 12 кгс/см².

Температура воды на входе в котел -104º С.

Температура воды на выходе из котла -150º С.

Расход сетевой воды через котел 3860 т/час

Температура уходящих газов при работе:

на газе -182º С;

на мазуте -223º С

Гидравлическое сопротивление котла -0,9-1,0 кгс/см²

Объем топки -461 м³

Лучевоспринимающая поверхность экранов – 478 м².

Поверхность нагрева конвективной части – 5500 м²

КПД котла при работе:

на газе – 88,8%

на мазуте - 87,35%

Топливо – газ, мазут.

4.6. Права и обязанности мастера (старшего машиниста)

При приёмке смены старший машинист к/о обязан:

4.6.1. Ознакомиться с состоянием схемы и режимом работы оборудования к/о путем личного осмотра, проверить состояние помещений, освещения, наличие средств пожаротушения в установленном объёме котельного отделения.

4.6.2. Выяснить схемы работы паропроводов острого пара, питательных магистралей и узлов, паропроводов собственных нужд, мазуто-газопроводов и др. трубопроводов котельного отделения.

4.6.3.  Проверить показания основных контрольно-измерительных приборов. В случае обнаружения ненормальностей в работе приборов или отключения параметров, получить исчерпывающие объяснения от сдающего смену и потребовать устранения ненормальностей в работе или восстановления нормальных параметров пара, воды, газа, мазута и т. д.

4.6.4. Получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждений аварий и неполадок.

4.6.5. Установить какое основное и вспомогательное оборудование находится в ремонте, резерве, работе.

4.6.6. Прочитать все записи в оперативном журнале, в журнале дефектов оборудования, журнале распоряжений и др., за время с предыдущего своего дежурства.

4.6.7. Старший машинист к/о во время своего дежурства является лицом ответственным за правильное обслуживание и безопасную работу всего оборудования котельной, оборудования ГРП, компрессорной, пиковой котельной с теплопунктами.

4.6.8. Вести надёжный и наиболее экономичный режим работы оборудования к/о

4.6.9. Обеспечивать номинальные паропроизводительность, параметры и качество пара.

4.6.10. Распределить нагрузку между котельными агрегатами при изменении диспетчерского графика.

4.6.11. Производить операции по пуску, останову, опробованию, опрессовке оборудования. Вести контроль за состоянием основного и вспомогательного оборудования котельной, ГРП, компрессорной, пиковой котельной с теплопунктами, за правильной эксплуатацией их персоналом котельной.

4.6.12. Не допускать аварий и браков по своей вине и по вине подчиненного персонала, инструктировать персонал по безопасным методам работы.

4.6.13. Выполнять требования производственной инструкции, инструкции по охране труда, пожарной и газовой безопасности, по эксплуатации сосудов работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды, станционных компрессорных установок, воздуховодов, газопроводов, самим требовать этого от подчиненного персонала, контролировать соблюдение требований ТБ ремонтным персоналом при производстве ремонтных работ.

5. ОБЩАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБИННОГО ОТДЕЛЕНИЯ

5.1. Характеристика турбоагрегатов, тепловые схемы турбоагрегатов

В турбинном отделении ТЭЦ – 1 находятся в эксплуатации 4 паровые турбины, 3 из которых – конденсационные типа ПТ-65/75-130/13 (№ 9,10,11) и одна – противодавления типа Р-50-130/13 (№12).

Основные характеристики турбины паровой типа ПТ-65 / 75- 130/ 13:

Конденсационная, с регулируемыми отборами пара (производственным и теплофикационным), номинальной мощностью 65000 кВт (65 МВт), с частотой вращения 3000 об/мин) предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока и отпуска пара и тепла для нужд производства и отопления.

1. Турбина может работать как в блоке с котлом, так и по схеме с поперечными связями по свежему пару.

2. Направление вращения ротора турбины- по часовой стрелке, если смотреть со стороны турбины на генератор.

3. Турбина рассчитана для работы при следующих основный номинальных параметрах свежего пара:

- абсолютное давление перед стопорным клапаном 12,5 МПа (130 кгс/ см²);

- температура пара перед стопорным клапаном- 555 º С.

4. Максимальный расход свежего пара – 396 т/ час

5. Турбина имеет два регулируемых отбора пара:

- производственный – с номинальным абсолютным давлением 1,3 МПа (13 кгс/ см²);

- теплофикационный - с номинальным абсолютным давлением 0,12 МПа (1,2 кгс/ см²).

производственный и теплофикационный отборы пара имеют следующие пределы регулирования абсолютного давления:

 - производственный- от 1,0 до 1,6 МПа ( от10 до 16 кгс/ см²);

 - теплофикационный- от 0,07 до 0,24 МПа ( от 0,7 до 2,4 кгс/ см²).

6. Расход охлаждающей воды через конденсатор турбины -8000 м³/ час, при расчетной Т=20º С.

7. При номинальных параметрах свежего пара, номинальном расходе охлаждающей воды, полностью включенной регенерации, количество питательной воды, проходящей через ПВД, равном 105% расхода пара на турбину, с деаэратором 0,6 МПа (5 кгс/ см²), при мощности турбины 65 МВт, номинальные величины отборов составляют:

- производственный отбор при абсолютном давлении пара в камере отбора 1,3 МПа (13 кгс/ см²) – 140 т/ час;

- теплофикационный отбор при абсолютном давлении пара в камере отбора 0,12 МПа (1,2кгс/ см²) – 115/ час.

8. Максимальная мощность турбины 75 МВт, при полностью включенной регенерации, может быть получена при разных сочетаниях величин теплофикационного и производственного отборов, определяющих по диаграмме режимов. При этих режимах (75 МВт), абсолютное давление в камере регулирующей ступени ЦВД, не должно превышать максимально допустимого 10,1 МПа (103 кгс/ см²), а максимальный пропуск пара - не более 180 т/ час.

9. Подогрев основного конденсатора осуществляется в подогревателях низкого давления, деаэраторе.

Тепловая схема турбины паровой типа ПТ-65 / 75- 130/ 13:

Турбина представляет собой одновальный 2 –х цилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего подшипника, что снижает осевые усилия на опорный подшипник.

1. Свежий пар от котла подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан АЗВ Ø 280 мм, откуда по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам ЦВД.

2. ЦВД имеет сопловое парораспределение. Четыре регулирующих клапана Ø 125 расположены в паровых коробках, две из которых приварены к верхней половине цилиндра, а две – боковые – к нижней половине цилиндра.

Регулирующие клапаны №№1,2 имеют разгрузку.

3. ЦВД- литой конструкции из жарочной стали. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления – левого вращения. Отработав в ЦВД, часть пара поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД.

4. По перепускным трубам пар из ЦВД поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. Передняя часть ЦНД выполнена литой из углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД – сварная.

5. Проточная часть ЦНД состоит из двух частей:

Первая - до камеры теплофикационного обмена - имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления –ЧСД; вторая часть – низкого давления – имеет регулирующую ступень с поворотной диафрагмой и три ступени давления ЧНД.

Давление теплофикационного отбора регулируется поворотной диафрагмой.

6. Оба ротора –РВД и РНД – гибкие, т.е. критические числа оборотов: РВД-2100 об/мини РНД-2250 об/мин проходят до выхода на номинальные обороты -3000об/мин. РВД- цельнокованый. На РНД 9 дисков откованы заодно с валом; 4 последние диска насадные. РВД и РНД соединены между собой муфтой, имеют один общий и упорный подшипник. Каждый ротор опирается на два опорных подшипника; передний РНД подшипник комбинированный ( опорно – упорный).

7. Фикс-пункт турбины расположен на заднем фундаментной раме ЦНД; расширение турбины происходит в сторону подшипника.

8. Концевые и диафрагменные уплотнения ЦВД , ЦНД – лабиринтовые.

Из камеры после первой обоймы (по ходу пара)переднего концевого уплотнения ЦВД, пар отводится в первый отбор на ПВД №7.

Из камеры после второй обоймы переднего уплотнения ЦВД пар по трубе на верхней половине цилиндра отводится в выхлопную часть.

Камеры после третьей обоймы переднего уплотнения, первой обоймы заднего уплотнения ЦВД, первой обоймы переднего уплотнения и первого уплотнительного кольца заднего уплотнения ЦНД связаны трубопроводом с общим коллектором Ду-300, который через регулирующий клапан связан с охладителем пара уплотнений.

В пусковом режиме на уплотнения в коллектор подводится греющий пар деаэраторов 6 ата, давление в котором автоматически поддерживается регулирующим клапаном «после себя» , установленный на линии подачи пара из деаэраторов.

В рабочем режиме пар из деаэраторов 6 ата в коллектор на уплотнение ЦВД и переднее уплотнение ЦНД- не подается, путем закрытия электрозадвижки на линии подачи пара. Давление в коллекторе отсоса автоматически поддерживается в пределах 103 – 105 КПа (1,03-1,05 кгс/см²), регулирующим клапаном «после себя», установленным перед охладителем пара уплотнения.

Таким образом достигается эффект самоуплотнения. Деаэраторный пар подается только в камеру заднего уплотнения ЦНД. Из крайних камер всех концевых каминных уплотнений ЦВД и ЦНД, пар отсасывается в общий коллектор, куда также заведены трубопроводы отсосов из верхних камер штоков клапанов автоматического затвора (АЗВ) ЦВД, регулирующих клапанов ЦВД (РК ЦВД) и от штоков регулирующих клапанов ЦНД (РК ЦНД), который соединен с конденсатором пара уплотнений. На линии отсоса пара из камеры, после первой обоймы переднего уплотнения ЦВД – в первый отбор на ПВД №7 до КОС имеется задвижка с эл. приводом для перекрытия от отбора, с целью подачи свежего пара через специальный трубопровод Ду-20 в камеру отсоса, для подогрева РВД, при его относительном укорочении.

9. Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим РТ с частотой 3,4 об/ мин. ВПУ отключается автоматически при превышении указанной частоты вращения РТ.

10. Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения пуска, предусмотрен паровой обогрев фланцев горизонтального разъёма ЦВД и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Основные характеристики турбины паровой типа Р-50-130-13:

Паровая турбина типа Р-50-130-13 изготовленная на ЛМЗ, одноцилиндровая, с противодавлением, с одновенечной регулирующей ступенью и 16-ю ступенями давления. Ротор цельнокованный.

1. Ротор генератора изготовлен из цельной поковки специальной стали. Обмотка ротора выполнена с непосредственным охлаждением меди водородом.

Примечание: а) генератор № 12 на воздушном охлаждении к работе не допускается;

б) без подачи охлаждающей воды в газоохладители, генератор работать не может.

2. Основные технические данные турбины:

Номинальная мощность – 50000квт;

Скорость вращения ротора – 3000 об/мин;

Давление свежего пара перед стопорным клапаном – 130 ата;

Температура свежего пара перед стопорным клапаном - 550º С.

Давление пара противодавления в выхлопных патрубках

Расчетное – 10-18±3 ата

Максимальный расход пара – 480т/час.

3. Расчетное число критических оборотов ротора турбины составляет -1790 об/мин, соединяется с ротором генератора 1640/4820 об/мин., возбудителя – 5000 об/мин. Вращение ротора происходит по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника. Турбина имеет сопловое регулирование. Свежий пар поступает к турбине по двум паропроводам, через главные паровые задвижки IV-П-15, IV-П-16 с байпасами, распложенными вблизи от стопорного клапана, расположенным в паровых коробах, вваренных в переднюю часть цилиндра. По выходе из цилиндра турбины, пар с давлением направляется на промышленное использование. Кроме того, турбина снабжена 5-м (обводным) клапаном, вступающим в работу при режимах с максимальным пропуском пара через регулирующую ступень, при противодавлении свыше 10 ата и перепускающим пар из камеры регулирующего колена за 4-ю ступень.

Цилиндр турбины имеет специальный обогрев фланцев и шпилек для уменьшения разности температур между фланцами и стенками цилиндра, равномерного прогрева фланцев и шпилек. Для контроля за температурой фланцев и шпилек установлены термопары. Концевые уплотнения ротора выполнены без каминов, с автоматическим регулированием их работы специальным регулятором, обеспечивающим необходимую подачу пара через клапан и поддерживающим в камере уплотнений 2,0-3,0 ата. Из крайних камер паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охладитель. Фикспункт турбины расположен на раме заднего подшипника, со стороны турбогенератора и тепловое расширение агрегата происходит в сторону подшипника.

4. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Герц, что соответствует числу оборотов ротора турбогенератора 3000 в минуту.

Работа турбины при частоте ниже 50 Герц и выше 50,0 Герц – не допускается.

5. Турбина допускает повторный пуск в работу через любое время после ее остановки, для чего она снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор со скоростью около 3-4 об/мин.

6. Турбина снабжена промывочным устройством, допускающим промывку проточной части на ходу увлажненным паром при сниженной нагрузке.

Промывка проточной части турбины проводится по специальной инструкции завода № 1165.

5.2. Регулирование, защита и масляная система турбин

Регулирование и защита турбины типа ПТ – 65/75 – 130/13:

1. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования, которая обеспечивает необходимое воздействие на регулирующие клапаны и поворотную диафрагму турбины, а также устройствами автоматических защит, обеспечивающих предотвращения развития аварии, в случае возникновения аварийной ситуации.

2. Система регулирования поддерживает частоту вращения РТ с неравномерностью около 4,5 %.

При работе турбины с регулируемой электрической нагрузкой и регулируемыми отборами пара, неравномерность регулирования давления пара в камерах отбора составляет:

- производственный отбор около 0,29 МПа (3 кгс/см²), при изменении расхода от 0 до 140 т/ час;

- теплофикационный отбор около 0,043 МПа (0,43 кгс/см²), при изменении расхода от0 до 115 т/ час.

3. При сбросе электрической нагрузки с отключением или без отключения генератора от сети, независимо от величины электрической и тепловой нагрузок, которые перед этим несла турбина, система регулирования обеспечивает удержание турбины на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд без срабатывания бойков регулятора безопасности.

4. Управление т/а при пуске синхронизации и работе под нагрузкой осуществляется с помощью МУТ по месту. Маховик МУТ расположен на фасадной крышке переднего подшипника.

5. Регуляторы давления теплофикационного и производственного отборов силь- фонного типа, служат для поддержания заданного давления в камерах отбора. Заданное давление в камерах отбора устанавливается натяжением пружины регулятора, маховиком по месту.

Включение в работу и отключение РД производятся маховиками натяжения пружин РД, расположенными на боковой стенке переднего подшипника (см. п.15.9.; п. 15.10 данной инструкции).

6. Ограничитель мощности в нужных случаях ограничивает открытие РК регулятором скорости. ОМ действует односторонне, не препятствуя закрытию РК. Маховик управления ОМ расположен на фасадной крышке переднего подшипника, рядом с МУТ.

7. Система регулирования обеспечивает закрытие АЗВ, РК и поворотной диафрагмы:

- при повышении частоты вращения РТ на 11-12 % сверх номинальной, от действия центробежных выключателей (бойков);

- в случае отказа в работе центробежных выключателей при повышении частоты вращения примерно на 14% сверх номинальной, от действия дополнительной защиты.

8. Турбина может быть остановлена;

а) вручную, одной из двух кнопок на корпусе переднего подшипника турбины;

б) дистанционно, со щита управления- ключом;

в) с помощью защит , подающих импульс на останов турбины.

9. турбина снабжена защитами, которые воздействуя на электромагнитный выключатель, автоматически прекращают доступ свежего пара в ЦВД, при возникновении следующих аварийных ситуаций:

- недопустимом осевом сдвиге РТ, как в сторону генератора, так и в сторону регулятора скорости;

- недопустимом повышении давления в конденсаторе;

- недопустимом падении давления масла на смазку подшипников;

- недопустимом понижении температуры свежего пара перед турбиной;

- понижение уровня в демпферном баке;

- срабатывании тепломеханических защит генератора.

Регулировка и защита турбины типа Р-50-130-13:

1. Перестановка регулирующих клапанов турбины производится двухсторонним поршневым сервомотором, золотником которого управляет регулятор скорости и регулятор давления (противодавление).

Регулятор скорости автоматически осуществляет поддержание постоянства числа оборотов агрегата с неравномерностью около 5%, норма 4,5 – 6,5%.

Блок золотников регулятора скорости включает в себя механизм управления, который предназначен для: а) зарядки золотников регулятора безопасности;

б) последовательного открытия стопорного и регулирующих клапанов;

в) подрегулировки числа оборотов при синхронизации генератора на холостом ходу;

г) управления электрической нагрузкой при работе генератора в параллель при включенном регуляторе давления.

При включенном регуляторе давления, что имеет место только при работе генератора в параллель, управление тепловой нагрузкой производится регулятором давления.

Механизм управления регулятора скорости и регулятора давления имеют ручной привод.

2. Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым для ограничения открытия регулирующих клапанов регулятором скорости.

При противодавлении ниже 14 ата в сервомоторе регулирующих клапанов образуется излишний запас хода из-за чего турбина под действием регулятора давления может перегрузиться недопустимым образом.

Ограничитель мощности предназначен ограничивать электрическую нагрузку только при снижении частоты сети.

3. Турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных байка которого срабатывают при достижении числа оборотов, лежащих в пределах 10 – 12% сверх номинального 3300 – 3360 об /мин., что вызывает закрытие автоматического стопорного клапана, прекращает доступ свежего пара к регулирующим клапанам турбины.

Одновременно под действием регулятора безопасности закрываются и регулирующие клапаны турбины. Тот же результат достигается и при выключении турбины от сети.

Остановка турбины осуществляется или выключением турбины от руки с помощью кнопки ручного выключателя или же дистанционно с ЦТЩУ при повороте ключа отключения турбины в положение «ОТКЛЮЧЕНО».

При помощи механизма управления можно вновь приступить к открытию автоматического стопорного клапана при снижении числа оборотов до значения 101-102% от номинального (3030-3060 об/мин).

4. Турбина снабжена электромагнитным выключателем при срабатывание которого закрываются автоматический стопорный клапан и регулирующие клапаны.

Воздействие на электромагнитный выключатель, приводящее к его срабатыванию, осуществляется:

а) реле осевого сдвига ротора с одновременной подачей аварийного сигнала при осевом сдвиге ротора в месте расположения упорного подшипника более чем на 1,75 мм против прижатия к нерабочим колодкам;

б) защитным устройством от недопустимого увеличения перепада давления (свыше 5,5 кгс/см2) на последней ступени турбины;

в) ключом для дистанционного отключения турбины с ЦТЩУ.

5. Обратные клапаны на трубопроводах не регулирующих отборов пара к ПВД имеют принудительное закрытие при:

а) закрытие автоматического стопорного клапана;

б) отключение генератора.

Каждый обратный клапан имеет гидравлический сервомотор, приводимый в действие подачей воды от автоматического стопорного клапана и от масляного выключателя генератора.

6. Масляная система турбины питает маслом марки ТИП-22, как систему регулирования (при давлении 20 кгс/см², так и систему смазки (при давлении 0,8 кгс/см²) на уровне подшипников турбогенератора.

Подача масла в систему регулирования производится центробежным масляным насосом, приводимым непосредственно от вала турбины в систему смазки, до маслоохладителей, масло подается с давлением 3 кгс/см² сдвоенным эжектором, который одновременно обеспечивает необходимый подпор на всасывание центробежного насоса около 1 кгс/см².

7. Для обслуживания турбогенератора в период пуска, предусмотрены три масляных электронасоса:

а) пусковой, типа 6 МСМ-М, производительностью 150 м³/час, напор 450 мм вод ст., приводится в действие от эл. двигателя переменного тока, напряжением 380 Вольт, мощностью 125 кВт при 985 об/мин;

б) резервный, типа 5 НДВ-60, производительностью 180 м³/час, напор 26-30 мм вод ст., приводится в действие от эл. двигателя переменного тока, напряжением 380 Вольт, мощностью 22 кВт при 1450 об/мин;

Резервный маслонасос обеспечивает маслом систему смазки до включения пускового масляного насоса, а также работает при останове турбины.

в). аварийный маслонасос (насос смазки), типа 4 НДВ-60, производительностью 90-108 м³/час, напор 22 - 25 мм вод ст., приводится в действие от эл. двигателя постоянного тока, напряжением 220 Вольт, мощностью 14 кВт при 1500 об/мин;

работающим от аккумуляторной батареи.

Примечание:

Для проверки маслопровода системы регулирования на плотность, пусковой маслонасос переводится на работу с установкой эл. двигателя переменного тока, напряжением 3000 Вольт, мощностью 400 кВт при 1470 об/мин.

8. Турбина снабжена реле падения давления масла, которое автоматически:

а) включает эл. двигатель резервного масляного насоса смазки, работающего на переменном токе, при понижении давления в системе смазки после маслоохладителей до 0,6 кгс/см², с одновременной подачей предупредительного сигнала;

б) включает эл. двигатель аварийного маслонасоса, работающего на постоянном токе, если давление в системе смазки упадет до 0,5 кгс/см²;

в) отключает турбину и дает запрет на включение валоповоротного устройства при понижении давления масла в системе смазки до 0,3 кгс/см², с одновременной подачей сигнала.

9. Рабочая емкость масляного бака 14 м³ до верхнего уровня, емкость масляной системы около 16 тн.

Указатель уровня масла в баке снабжается контактами для подачи световых сигналов: при минимальном уровне по шкале прибора – 50 мм; при максимальном уровне – 320 мм.

10. Маслоохладители типа МБМ-63-90 с поверхностью охлаждения 60 м² каждого, с рабочим давлением охлаждающего масла 5 кгс/см², рабочим давлением воды 5 кгс/см², температура на входе 20º С – в количестве 2-х штук служат для охлаждения масла циркуляционной водой, с температурой не выше 33º С. Кроме того, в аварийных случаях к маслоохладителям подведена сырая вода после фильтров.

Давление воды в маслоохладителях не должно превышать 0,8 кгс/см². Расход охлаждающей воды на каждый маслоохладитель равен 180 м³/час, гидравлическое сопротивление при этом расходе равно 1,65 мм вод. ст.. Расход масла через маслоохладитель – 34 м³/час.

11. Регенеративное устройство предназначено для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины и состоит из трех поверхностных подогревателей высокого давления № А, Б, В.

а) поверхностные подогреватели № А, Б типа ПВ-425-230, с поверхностью нагрева 425 м² каждый, производительностью по воде 504 т/час;

б) подогреватель № В типа ПВ-350-230, с поверхностью нагрева 350 м² каждый, производительностью по воде 400 т/час.

Греющий пар на подогреватель А подается с паропровода отборного пара 10-16 ата, на подогреватель Б поступает – со второго отбора 32 ата, на подогреватель В пар поступает с первого отбора 50 ата.

Подогреватель высокого давления снабжен:

а) охладителем конденсата греющего пара, расположенным внутри подогревателя;

б) регулирующим клапаном отвода конденсата;

в) уравнительным сосудом для присоединения датчика электронного уровня с сигнализатором, воздействующим на клапан автоматической защиты для отключения подогревателей по воде, при аварийном повышении уровня конденсата.

12. Подогреватели высокого давления состоят из группового защитного устройства, состоящего из автоматического клапана на входе и обратного клапана на выходе питательной воды из подогревателей, автоматического клапана с электромагнитом и трубопроводом пуска и отключения.

Защитное устройство отключает подогреватели и направляет питательную воду по байпасу, в случае нарушения водяной плотности трубных систем и повышения уровня конденсата в корпусе любого из подогревателей выше установленного (по прибору на тепловом щите).

Конденсат греющего пара подогревателей высокого давления каскадно, через подогреватель А подается в деаэратор 6 ата № 4 и № 5.

13. Отсос пара из камер лабиринтовых уплотнений турбины производится в специальный вакуумный охладитель (ПС-50), снабженный эжектором поддерживающим давление в охладителе 0,94-0,96 ата, конденсат которого направляется в бак нижних точек.

Охладитель лабиринтового пара охлаждается хим.очищенной обессоленной водой, с помощью установленных 2-х центробежных насосов.

5.3. Характеристика трубопроводов в турбинном отделении

В КТЦ расположены следующие трубопроводы пара и горячей воды:

- паропроводы острого пара котлов и турбин, поперечная связь между котлами №№ 9,10,11,12,13 и турбинами №№ 9,10,11,12, паропроводы острого пара и поперечная связь относится к паропроводам 1-ой категории 2-ой группы;

- коллектор холодного питания котлов относится к трубопроводам 1-ой категории 4-ой группы;

- коллектор горячего питания котлов относится к трубопроводам 1-ой категории 4-ой группы;

- паропроводы отборного пара турбин на производство, давлением 10÷16 кгс/см2 относятся к трубопроводам 3-ей категории 1-ой группы.

При эксплуатации гл. паропровода персоналом котлотурбинного цеха должны выполняться:

- контроль за приборами тепловых перемещений паропроводов;

- наблюдение за состоянием гл. паропроводов;

- контроль за температурными режимами работы гл. паропроводов при пусках и остановках.

Паропровод высокого давления предназначается для подачи пара от котлов №№ 9,10,11,12,13 через поперечную связь на т/а №№ 9,10,11,12, так и на прямую (блочно) котел № 10 на т/а № 9; котел № 11 на т/а № 10; котел № 12 на т/а № 11; котел № 13 на т/а № 12; кроме к/а № 9, который работает на т/а №№ 9,10,11,12 только через поперечную связь.

Паропровод поперечной связи выполнен из стали 12Х1МФ с наружным диаметром 325х38; от котлов №№ 10,11,12,13 с диаметром 273х32, от поперечной связи к т/а №№ 9,10,11,12 с диаметром 273х32 выполнен из стали 12Х1МФ, от к/а 9 до задвижки 0-П-19 диаметром 273 х 32 с переходом на диаметр 325х38 из стали 12Х1МФ.

На магистралях гл. паропровода имеются в верхних точках - воздушники, а в нижних точках и тупиковых участках – дренажные устройства.

Предназначение дренажного устройства – это продувка гл паропровода при прогреве, обеспаривание при выводе в ремонт. Прогрев паропровода осуществляется на РДНД при выводе в ремонт через дренажи паропровод соединяется с атмосферой.

На поперечной связи гл. паропровода установлены задвижки I-П-19 (связь по пару КТЦ IV оч. и к/а 9) и задвижка 0-П-19, которая позволяет вывести в ремонт половину гл. паропровода поперечной связи.

6. УСТРОЙСТВО И ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ГЕНЕРАТОРОВ И СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

6.1. В КТЦ на водородном охлаждении работают турбогенераторы №№ 9,10,11,12. Применение водорода в качестве охлаждающей среды на турбогенераторах дает огромные преимущества по сравнению с воздушным.

Водород в 14,4 раза легче воздуха, он обладает лучшей в 7 раз теплопроводностью чем воздух. Это позволяет на тех же генераторах вырабатывать при водородном охлаждении значительно большую эл. мощность, чем при воздушном охлаждении. Водород в обычных условиях –газ без цвета, запаха, вкуса. К недостаткам относится взрывоопасность водорода в смеси с воздухом или кислородом.

При содержании в воздухе водорода 4 - 75% по объему образуется взрывоопасная смесь.

6.2. В КТЦ на водородном охлаждении работают турбогенераторы №№ 9,10,11,12. Работа этих турбогенераторов на воздушном охлаждении ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Допускается непродолжительная работа т/г 9,10,11,12 при воздушном охлаждении только в режиме холостого хода без возбуждения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5