ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ


 

 

Теплоэнергетическое оборудование является очень дорогостоящим; выход его из строя принесет значительный ущерб народному хозяйству. Остановка его из-за аварии или даже запланировано может оказать существенное негативное влияние не только на работу промышленных предприятий, но и на жизнь большого количества людей.

Аварии, происходящие сТЭО, могут вызвать взрывы, пожары, токсичные поражения людей и окружающей среды, ожоги, разрушения и т.д.

Все эти обстоятельства требуют особо продуманных методов организации эксплуатации ТЭО, которое заключается в строгой регламентации работы эксплуатационного персонала, особых методов подготовки и аттестации кадров, разработке производственных инструкций, проведении противоаварийных тренировок и ряде других мероприятий, предусмотренных «Правилами технической эксплуатации электростанций и сетей». Чем сложнее оборудование, тем более высокие требования к уровню их эксплуатации.

 

 

1.Основные задачи эксплуатации ТЭО

Продукцией энергопроизводства являются тепловая и электрическая энергии. Особенностью этой продукции является то, что её выпускаемое количество равно тому количеству, какое требуется потребителю в данный момент времени. То есть: сколько выпустили – столько тут же и отдали. Энергию нельзя вырабатывать с запасом, нельзя складировать. Качество энергетической продукции нельзя исправить: какую выработали – такую и отдали потребителю.

В связи с этими особенностями можно сформулировать основные задачи, которые ставятся перед эксплуатационным персоналом:

Бесперебойное обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией. Обеспечение безаварийной работы оборудования.

Выполнение диспетчерских графиков нагрузок.

Соблюдение качества вырабатываемой электрической энергии ( напряжение и частота тока) и тепловой энергии ( давление и температура пара и горячей воды).

Обеспечение наиболее экономичной работы оборудования за счет рационального использования ресурсов ( топлива и воды), уменьшения затрат на собственные нужды и качественной эксплуатации.

Соблюдение экологических требований к работе энергопроизводства по выбросам отходов производства в водный и воздушный бассейны. Соблюдение техники безопасности персоналом станции.

2.Персонал и организация его работы

 

Состав эксплуатационного (обслуживающего) персонала, а также его количество определяется в зависимости от типа станции, мощности установленного оборудования, условий работы, автоматизации процессов работы основного и вспомогательного оборудования.

Персонал, задействованный в обслуживании оборудования, можно разделить на три группы:

1. Административно-технический;

2. Оперативный;

3. Ремонтный.

Административно-технический персонал включает в себя начальника с его заместителями, инженеров по эксплуатации и ремонту, технический персонал управления цехов, технический персонал планово- технических отделов и т.д. Этот персонал работает не посменно.

В обязанности административно –технического персонала входят:

- поддержание высокого технического уровня оборудования для обеспечения бесперебойной, безопасной и экономичной работы всех агрегатов;

- организация наладочных и исследовательских работ в цехе с целью совершенствования работы оборудования;

- разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций и контроль за их выполнением;

- организация рационализаторской работы в цехе и внедрение рационализаторских предложений;

- организация ремонтных работ, связанных с модернизацией и восстановлением оборудования;

- контроль за техническим снабжением цеха оборудованием, инструментами, материалами, спецодеждой, спецпитанием и т.д.

-подготовка к аттестации и расстановка кадров эксплуатационного и ремонтного персонала; ведение технической документации и отчетность, комплектация сменного персонала, составление графиков отпусков.

Оперативный персонал, который также называется сменным, эксплуатационным, дежурным, обслуживающим, вахтенным,комплектуется в смены из расчета круглосуточной эксплуатации оборудования с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска и болезни.

Номенклатура и количество оперативного персонала зависит от того, блочная станция или с поперечными связями.

На станциях с поперечными связями есть котельный и турбинный цеха, возглавляемые своими начальниками и заместителями. Каждая смена имеет начальника смены ( и его заместителя), состоит из машинистов основного и вспомогательного оборудования.

На станциях блочного типа было объединено оперативное управление котлом и турбиной на одном блочном щите управления. Поскольку в условиях блочной компоновки основного оборудования блок «котел-турбина» представляют собой единый технологический объект с единым управлением. На этих станциях два цеха объединены в один котлотурбинный цех, что позволяет более оперативно руководить работой как вахтенного, так и ремонтного персонала.

Следует различать вахтенный ремонтный персонал и просто ремонтный персонал станции.

 

Задачами дежурного (оперативного) персонала являются:

- обеспечение безаварийной и экономичной работы;

- выполнение диспетчерского графика нагрузок;

- содержание в чистоте оборудования и рабочего места;

 

Ремонтный персонал станции составляет отдельную структуру, работает не по сменам, а отдельными бригадами в соответствии с технологией ремонтных работ.

В обязанности ремонтного персонала входят:

-качественное выполнение ремонтов с соблюдением сроков;

- соблюдение техники безопасности и противопожарной техники.

Численность эксплуатационного персонала принимается согласно нормативов, предусмотренных для станций разных мощностей с учетом степени автоматизации и дистанционного управления, а также применения вычислительной техники. ( Схема и таблица).

 

3.Документация по эксплуатации оборудования

В своей работе вахтенный персонал должен руководствоваться:

1. Правилами технической эксплуатации;

2. Правилами техники безопасности;

3. Местными должностными, эксплуатационными и противопожарными инструкциями;

4. Правилами внутреннего распорядка на станции;

5. Правилами пожарной безопасности, схемой пожарно-технического водоснабжения и правилами тушения пожаров;

6. Инструкциями по гражданской обороне.

 

Важнейшей эксплуатационной инструкцией, действующей на всех электростанциях страны, являются» Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей». На основании этих правил и положений, а также с учетом требований заводов –изготовителей разрабатываются должностные, производственные и противоаварийные инструкции применительно к местным условиям эксплуатации. Эти инструкции являются более подробным изложением ПТЭ для каждого конкретного оборудования, но они не должны противоречить соответствующим правилам ПТЭ.

Должностныеинструкции определяют: основные требования к работнику; подчиненность; зону обслуживания, права и обязанности; ответственность.

Производственные инструкции определяют: порядок приема и сдачи смен; порядок наблюдения, регулирования и обслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации; последовательность операций по пуску и останову оборудования; порядок ремонтов, осмотров и опробования резервного оборудования; предельно-допустимые нормы отклонения различных параметров.

Противоаварийные инструкции определяют: аварийные режимы оборудования; порядок ликвидации различных аварий.

Для составления вышеперечисленных инструкций используются информационные письма, эксплуатационные и противоаварийные циркуляры, указания, типовые инструкции, а также заводские данные.

Точное соблюдение всех пунктов эксплуатационных инструкций является залогом безаварийной и экономичной работы агрегатов и всей станции.

4.Подготовка эксплуатационного персонала

Персонал, который допускается к эксплуатации теплоэнергетического оборудования, должен иметь обязательную спецподготовку, которая включает в себя:

1. Изучение правил и инструкций;

2. Прохождение техминимума;

3. Стажировку на рабочем месте;

4. Экзамен;

5. Испытательный срок работы.

После того, как работник утвержден в занимаемой должности и уже какое-то время работает, обучение его не прекращается. Во время работы периодически с эксплуатационным персоналом проводится несколько видов обучения:

· Инструктаж на рабочем месте – не менее 1 раза в 1-2 месяца, а также по производственной необходимости;

· Противоаварийные тренировки – 1 раз в квартал;

· Курсовое обучение- по необходимости и при организации соответствующих курсов. Это проводится для повышения квалификации персонала.

_______________________________________________________________

Дополнительный материал можно получить из учебника «Эксплуатация паротурбинных установок», автор Капелович Б.Э. – стр.6 – 18 .

 

Раздел 2

ПУСК И ОСТАНОВ ТУРБИН, БЛОКОВ.

 

1. Пуски и остановы как нестационарные режимы.

Пуски и останова относятся к наиболее сложным неустановившимся режимам работы котлов и турбин. Основной их особенностью является непрерывное и довольно значительное изменение параметров пара и механического и теплового состояния оборудования.

При этих режимах, которые также называются нестационарными, температура рабочего тела изменяется от минимальной (около 20оС ) до номинальной, то есть рабочей, а вместе с этим также изменяется температура металла оборудования. Также растут давление и нагрузка.

Тепловая нестационарность является причиной возникновения больших перепадов температур, особенно в толстостенных деталях (это цилиндры турбин, паровпускные части турбин, главные паропроводы, стопорные клапаны, барабаны и коллекторы котла, арматура).

Это приведет к возникновению внутри металла больших термических напряжений, которые будут ухудшать состояние и конструкцию этих деталей. А при частых пусках и остановах это приведёт к снижению срока службы оборудования.

Поэтому, чтобы пуски и остановы как можно меньше вредили качественному состоянию оборудования, разрабатываются технологии и режимы пусков и остановов. Эксплуатационный персонал должен очень чётко соблюдать графики пусков и остановов. Но полностью избавить оборудование от вредного влияния напряжений во время пусков-остановов не возможно.

Опытным путём установлено, что для сталей перлитного класса каждый градус разности температур между внутренней и внешней поверхностями стенки даёт величину термического напряжения 20 кг/см2 . Поэтому при возникновении значительной разности температур появляются термические деформации, которые могут привести к пластическим деформациям в виде коробления или даже к появлению трещин. Чтобы это явление снизить применяют дополнительный прогрев металлоёмких деталей.

Всё это указывается инструкциях по пуску и останову. К томе же надо соблюдать скорость прогрева, то есть повышение температуры должно быть на определенную небольшую величину в единицу времени ( приблизительно 1-2 оС в минуту). А разность температур не должна превышать допустимой величины ( 50 0 С ).

 

 

Дополнительную информацию по изложенной теме можно получить стр.19-29

Смотрите : Приложение – учебники.

 

 

2. Пуск конденсационной турбины их холодного состояния.

 

Холодным считается состояние агрегата, когда температура самой прогретой его части не превышает 1500С.

Весь пуск такой турбины можно разделить на следующие этапы:

1. Подготовка турбины к пуску. Сюда входит подготовка всего вспомогательного турбинного оборудования, включение приборов контроля и прогрев турбины и паропроводов. Для этого включается пусковой маслонасос, валоповоротное устройство. В конденсаторе создаётся пусковой вакуум включением пускового эжектора. Оборудование турбинной установке включается в соответствии с состоянием самой турбины. Для того, чтобы все процессы проходили без нарушений руководствуются режимными картами пуска данной турбиной установки.

 

2. Толчок ротора паром и подъём числа оборотов до номинального значения. Перед толчком турбина должна быть прогретой, то есть её температура должна соответствовать температуре пара, которым будет пускаться турбина, с разницей не более 500С. Прогиб ротора турбины не должен превышать 0,05 мм. Вакуум в конденсаторе должен быть 300 – 400 мм рт.ст. Пар, которым будет пускаться турбина, должен быть перегретым. Для толчка ротора подача пара форсируется. Когда ротор под действием пара трогается, то его обороты сначала доводят до 200 – 300 в минуту. На этих оборотах турбина проверяется и прослушивается. Если всё нормально, то обороты поднимают дальше. Если появляются задевания и вибрация, то обороты снижаются до исчезновения вибрации, выдерживаются не менее часа, а затем снова набираются. Если же вибрация вновь появляется на тех же оборотах, то пуск прекращают, вновь включают ВПУ и вращают ротор на нем, затем пуск начинают снова.

Если набор оборотов идёт нормально, то обороты доводят до номинальных. При прохождении критических оборотов может увеличиться вибрация. Но в этом случае прекращать набор оборотов не надо, а наоборот, надо форсировать подачу пара, чтобы эти обороты пройти как можно скорее. При наборе оборотов близких к 2700 в минуту должен включиться главный маслонасос, а также автоматическая система регулирования. При достижении 3000 об./мим турбина осматривается, прослушивается – это холостой ход.

 

3. Подключение генератора к сети и набор нагрузки. Сразу при включении электрогенератора надо взять небольшую нагрузку, а затем плавно её набирать, следя за параметрами пара и дальнейшим прогревом турбины.

 

Примечание: Дополнительный материал для изучения смотрите в « Приложении 2»,стр.7-9.

 

3.Особенности пусков теплофикационных турбин.

Теплофикационные турбины делятся на турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией пара и турбины с противодавлением.

  1. Турбины с регулируемыми отборами ( типа Т и ПТ ) отличаются от конденсационных турбин тем, что имеют регулируемые отборы. Если эти отборы закрыть, то турбина пускается как конденсационная.

Отключение отбора производится закрытием задвижки на отборе пара и отключением регулятора давления на отборе. После того, как турбина начнёт брать нагрузку, необходимо в определенный период ввести в работу регулируемый отбор и взять тепловую нагрузку. Это проводится, когда на турбине нагрузка составляет 20 – 25 % от номинальной. Для этого сначала надо подготовить отбор, прогрев его и продренировав, а затем ввести в работу регулятор давления отбора и открыть задвижку на отборе у турбины. Тепловую нагрузку берут плавно, без сильных набросов. Но всё равно на турбине при этом ощущаются скачки оборотов и вибрация. В дальнейшем процесс работы устанавливается, если действовать согласно режимной карте пуска.

2. Турбины с противодавлением пускаются быстрее и проще, так как по конструкции они легче и компактнее и похожи на ЦВД конденсационной турбины. Они должны быть качественно прогреты, не иметь большой разности температур и прогибов ротора выше допустимого. Так как ротор у противодавленческих турбин жесткий ( то есть критические обороты у них больше 3000 об/мин.) , то он прогревается более стабильно и быстро, то и набор оборотов происходит быстрее. Так как у этих турбин нет конденсатора, то не надо следить за вакуумом и пр. В общем эти турбины имеют лучшую маневренность при пусках, в связи с чем они в основном используются как резервное оборудование.

 

4.Особенности пусков оборудования в зависимости от их термического состояния.

Современное теплоэнергетическое оборудование работает не только в базовых режимах, но также в пиковых и полупиковых. Поэтому приходится пускать оборудование не только из холодного, но и из других термических состояний: неостывшего и горячего.

Неостывшее – когда температура самой нагретой части более 1500С и до 320-350 0С.

Горячее – когда температура высокая: 350 – 480 0С. Поскольку более металлоёмким оборудованием является турбина, то и особенности пусков из разных термических состояний более характерны для турбины, чем для котла.

Особенности пуска неостывшей турбины:

Трудность в этом состоянии заключается в том, что при этом состоянии наблюдается наибольший изгиб ротора, наибольшая разность температур верха и низа цилиндров. Поэтому, учитывая всё это, надо выбрать время пуска, чтобы эти нежелательные показатели не доходили до максимального значения.

По времени это значит, что желательнее пускать неостывшую турбину либо до 3-х часового простоя, либо после 6-ти часового простоя, так как от 3 да 6 часов простоя на турбине наблюдается самый значительный изгиб ротора.

При таком пуске не делают предварительного прогрева металлоёмких частей, но когда пускают турбину, то прогрев на малых оборотах делают намного длительнее, чем из холодного состояния, чтобы выровнять таким путём искривление.

Особенности пуска горячей турбины:

В таком состоянии турбина пускается только горячим паром. Поскольку горячий пар имеет и высокое давление, поэтому пуск производится быстрый. Но при быстром пуске могут возникнуть большие термические напряжения, так как всё же присутствует разность температур пара и стенок (50 -70 0С). Поэтому делается кратковременный предварительный прогрев самых металлоёмких частей ( до толчка ротора).

Обычно пар на уплотнения берётся из выпара деаэратора. Но при данном пуске температура выпара будет слишком низка(130 – 140 0 С), ведь металл деталей имеет уже температуру более 4000С. Поэтому пар на уплотнения подаётся горячий, острый. А затем, по мере пуска турбины и деаэратора переходят на питание уплотнений из деаэратора.

Условием такого пуска является также то, что ротор должен быть ровным. Искривления не допустимы. Подъём числа оборотов производится быстро (15 -20 минут).

Все остальные операции проводятся так же, как и при холодной турбине.

 

5.Виды пусков в зависимости от типа станции.

На электростанциях с поперечными связями ( не блочных ) пуск котла и турбины производится последовательно. При таком пуске сначала пускается котёл до номинальных параметров в общую магистраль. Затем уже паром из общей магистрали пускают турбину.

На станциях такого типа другой пуск не возможен. Здесь имеются большие потери времени, тепла, надежность конструкции уменьшается.

На блочных станциях пуск осуществляется параллельно и котла и турбины, он называется « пуском на скользящем давлении (параметрах)». Начинается с пуска котла, а когда параметры пара немного повысятся (пар будет перегретым), то этим паром пускается турбина. При таком пуске экономится тепло, время пуска и надёжность турбины лучше сохраняется, так как пар не слишком горяч, прогрев идёт равномерно.

Несмотря на то, что пуск на скользящих параметрах и экономичнее и более надежен для оборудования, однако этот пуск осуществляется труднее для персонала, так как он сложен тем, одновременно надо проводить сложные пусковые операции и на котле и на турбине.

6.Основные этапы пуска блока.

1.Подготовка котла и турбины к пуску.

2. Заполнение котла водой. Растопка котла.

3. Вывод котла на предтолчковые параметры пара.

4. Прогрев системы промперегрева, ЦВД турбины, перепускных труб и паровпускных частей турбины.

5. Толчок ротора паром и разворот турбины до номинальной частоты вращения.

6. Синхронизация и включение в сеть турбогенератора со взятием начальной нагрузки.

7. Нагружение блока на скользящем давлении.

8. Повышение давления пара за котлом до номинального значения.

9. Нагружение блока при номинальном давлении

( По времени, трудности, затратам эти этапы не равнозначны).

 

7.Остановы: основные принципы организации режимов остановов.

Остановы всего оборудования ( турбин, блоков) разделяются на плановые и аварийные.

Плановые выполняются после проведения соответствующих подготовительных работ. Плановые остановы могут производиться как для ремонта оборудования, так и для резервирования (холодного и горячего). Отсюда, плановые остановы делают либо с расхолаживанием, либо с сохранением достаточного нагрева котла, турбины и паропроводов.

При останове в резерв целесообразно не производить расхолаживания, чтобы затем пуск произвести из неостывшего или горячего состояния для сокращения времени пуска. По технологии такого пуска плановая разгрузка производится при номинальных ( или чуть ниже) параметрах, особенно температуры (не ниже 500 – 550 0С) до нагрузки 45 – 50 % от номинальной. Затем гасится топка, быстро снимается нагрузка с турбины до 25 -30 % от номинальной, а дальше её полным снятием срабатыванием защитных устройств (автоматом безопасности). Этим добиваются более «горячего» останова, без расхолаживания.

Останов с расхолаживанием турбины и паропроводов производится в капитальный ремонт, а также в ремонт, требующий охлаждения элементов.

Охлаждения турбины и паропроводов добиваются глубокой разгрузкой блока при плавном снижении температуры свежего пара и промперегрева до температуры 300 – 320 0С, далее по графику-заданию. И на завершающих стадиях останова ЦВД турбины охлаждается до 1800С.

Аварийные остановы производятся в связи с возникновением аварийной ситуации на котле, турбине, блоке в целом. Здесь не нужны предварительные операции. Особенность такого останова – мгновенная, без разгружения , остановка .котла, турбины, блока

 

8. Нормальный (плановый ) останов турбин.

Такой останов производится в плановом порядке ввиду вывода оборудования либо в ремонт, либо в резерв. Он проводится с соблюдением всех подготовительных операций, и операций , связанных со снятием нагрузки и охлаждением. Весь процесс можно разделить на три этапа:

1. Разгружение турбины.

2. Прекращение подачи пара до полного останова ротора.

3. Процесс охлаждения.

1 этап. Уменьшение нагрузки надо вести с определённой скоростью (0,5-1% в мин.). Разгрузка производится с понижением давления. Это регулируется либо на котле ( в блочных), либо регулирующими клапанами. При этом температура пара не сразу снижается и её надо, по возможности, дольше сохранять, если турбина останавливается в резерв. Если останов в ремонт, то он проводится с расхолаживанием, то есть нагрузку снимают медленнее, чем в первом случае. Обычно при остановах нагрузку не снимают до 0. Когда на турбине осталась небольшая нагрузка ( около 15% от номинальной), производят резкий сброс нагрузки воздействием вручную на автомат безопасности. Когда убедятся в полном отсутствии нагрузки и закрытии всех клапанов и ГПЗ, отключают генератор от сети ( он какое-то время работает в моторном режиме).

2 этап.После воздействия наавтомат безопасности и отключение генератора ротор постепенно сбавляет обороты, вращаясь по инерции – это называется «выбегом ротора». При остановах всегда снимается время выбега ротора и строится кривая выбега ротора.

nраб

 

 

время выбега ротора

Эта кривая сравнивается с заводской характеристикой, где указывается точное время выбега ротора для данной турбины, когда нет дефектов. Если время уменьшилось, значит, ротору что-то мешает вращаться, есть задевания. В среднем для современных турбин эталонное время выбега составляет 20 – 35 минут.

За время вращения ротора по инерции необходимо сделать:

  1. включить резервный маслонасос , так как главный нанос отключается;
  2. закрыть байпасы ГПЗ и задвижки холодных ниток промперегрева;
  3. прослушать турбину на малых оборотах;
  4. включить валоповоротное устройство и вращать турбину определённое время, указанное в инструкции по останову;
  5. отключить конденсационную установку, если турбина останавливается в ремонт, после полной остановки ротора.

3 этап. Остывание турбины начинается после остановки ротора. Чтобы ротор изгибался как можно меньше, его несколько часов вращают на ВПУ (примерно 8 часов). А потом, после остановки ВПУ, периодически разворачивают на 1800 каждые 20-30 минут до полного остывания. За счёт вращения ротор остывает довольно равномерно. Но статор остывает не равномерно – нижняя его часть охлаждается быстрее, чем верхняя. Для более быстрого охлаждения турбины иногда проводят искусственное принудительное расхолаживание. Есть несколько способов расхолаживания: низкопотенциальным паром от постороннего источника; воздухом ( путем создания вакуума в конденсаторе и подсосом воздуха)

За остановленной турбиной нужен уход: недопущение попадания влаги внутрь турбины, чтобы избежать коррозии металла.

9. Останов блоков.

Характер останова блока зависит от следующих условий:

- В ремонт или в резерв останавливается блок;

- Требуется ли при останове расхолаживание котла;

- Возможен ли останов блока на скользящем давлении или нет.

При выводе блока в резерв, когда не требуется расхолаживание котла, турбины или паропроводов целесообразно производить останов при сохранении номинальных параметров свежего пара и максимально возможной температуры промперегрева примерно до45 -50 % от полной нагрузки. Затем тушится топка котла, быстро разгружается турбина до25% нагрузки, а затем полностью сбрасывается защитными устройствами.

Останов блока с расхолаживанием турбины и паропроводов производится глубокой разгрузкой блока при плавном снижении температуры пара в соответствии с графиком-заданием.

При необходимости проведения ремонтных работ на котле или паропроводах производится с их расхолаживанием без расхолаживания турбины.

Для значительного сокращения длительности простоя в ремонте производят принудительное расхолаживание.

Блок должен быть приготовлен к останову заранее. В связи с этим необходимо провести некоторые операции:

ü - переключение деаэраторов, эжекторов и уплотнений на питание паром из коллекторов собственных нужд;

ü - опробование резервного маслонасоса;

ü - проверка исправности задвижек, клапанов и приборов контроля.

10. Аварийный останов турбин, блоков.

 

Целью аварийного останова является сохранение оборудования от разрушения и защита жизни людей путем быстрейшего прекращения работы оборудования.

Этот останов производится без подготовительных операций и без разгружения оборудования путем мгновенного воздействия на элементы системы защиты.

Котёл должен быть немедленно остановлен и отключен в случаях:

§ - при недопустимом увеличении или понижении уровня воды в барабане и выходе из строя водоуказательных стёкол;

§ - Быстрое снижение уровня воды не смотря на усиление питания котла;

§ - при выходе из строя всех расходомеров питательной воды прямоточных котлов;

§ - недопустимого повышения давления в пароводяном тракте

§ - разрыва труб пароводяного тракта или обнаружение трещин в основных элементах котла;

§ - погасания факела в топке;

§ - отключения всех дымососов или дутьевых вентиляторов;

§ - взрыва в топке и загорания горючих отложений в газоходах.

Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума при следующих обстоятельствах:

v - при увеличении частоты вращения выше 10 -12% от рабочих;

v - при внезапном возникновении недопустимой вибрации;

v - при появлении ударов и явного металлического звука;

v - при появлении искр из концевых уплотнений;

v - при резком повышении температуры масла до 750С или появлении дыма из подшипников;

v - при воспламенении масла на турбоагрегате и невозможности быстро погасить пожар своими силами;

v - при недопустимом осевом сдвиге;

v - при недопустимом снижении давления в системе смазки и регулирования;

v - при гидравлическом ударе (шуме, ударах, падении температуры пара идр.);

v - при разрыве паропроводов.

Срыв вакуума ( отключение эжекторов и разрыв атмосферного клапана на конденсаторе) позволяет быстрее остановить ротор, чтобы предотвратить разрушение в проточной части турбины, если авария связана с механической поломкой.

 

Турбина должна быть аварийно остановлена без срыва вакуума в следующих случаях:

Ø - при резких отклонениях температуры и давлении пара;

Ø - при падении вакуума ниже возможного;

Ø - при появлении дыма из генератора;

Ø - при перегрузе турбины и т.д.

 

 

Энергетический блок должен быть аварийно остановлен, если случится:

- авария на котле (котлах), требующая немедленного останова;

- отключение турбины, связанное со срабатыванием защит или опасной ситуацией;

- отключение генератора или трансформатора блока из-за внутренних повреждений;

- отключение всех питательных насосов;

- разрыв главных паропроводов, питательных водопроводов, деаэраторов;

- потеря напряжения на всех приборах тепломеханического контроля;

- пожар, угрожающий персоналу или оборудованию;

- сброс нагрузки и невозможности перейти на холостой ход;

При аварийном останове блока делается отключение от сети без разгружения. Давление на котле сбрасывается. Турбогенератор останавливается стопорным клапаном. Вопрос о срыве вакуума решается в зависимости от причины останова.

ПРИМЕЧАНИЕ: Подробнее материал по этой теме изложен в (л1, л.2)

 

Раздел 3

РАБОТА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В РАБОЧЕМ ДИАПАЗОНЕ НАГРУЗОК

 

1. Режимы работы оборудования

В период эксплуатации блоки ( котлы и турбины) работают с изменяющейся нагрузкой. Наиболее удобный и экономичный режим – номинальный (по заводским характеристикам и мощности). Следовательно, при понижениях и повышениях нагрузок блок имеет худшие показатели. Необходимо установить предел этих нагрузок, чтобы показатели надежности и экономичности не снижались ниже допустимых.

Согласно Правилам технической эксплуатации на основе испытаний устанавливаются оптимальные графики подъёма и спада нагрузок.

На пониженных нагрузках. Ограничения минимальных нагрузок зависит только от котла, так как для турбины таких ограничений практически нет.

Ограничения устанавливаются по экономическим принципам и по гидротермическому режиму котла. По гидротермическим показателям снижать нагрузку допустимо для малошлакующихся топлив до 40% и для сильношлакующихся топлив всего до 70 % от номинальной нагрузки, так как при низких нагрузках процесс горения становится нестабильным.

Практика работы барабанных котлов показывает, что опасными являются режимы, при которых паросодержание в подъёмных трубах превышает 30 – 50%, что соответствует кратности циркуляции 2-3 ( при нормальной работе кратность циркуляции для котлов с давлением 10 МПа составляет 6 – 14, для котлов с давлением 14 МПа составляет 5 – 8 ).

Для прямоточных котлов изменение нагрузки надежность по гидротермическим показателям ограничивается до 60-75 % от номинальной нагрузки. Это связано с понятием гидравлической и тепловой развёртки поверхностей нагрева и опрокидывания циркуляции рабочей среды. Промежуточным режимом до опрокидывания циркуляции рабочей среды является застой циркуляции.

Минимальная нагрузка парового котла связана с устойчивостью факела. Существуют две причины его неустойчивости: неустойчивость подачи топлива при малых нагрузках; общее понижение температуры в топке.

По экономическим показателям снижать нагрузку можно до 50-60 % от номинальной. Поэтому в среднем на котлах не рекомендуется снижать нагрузку более, чем до 50% для пылеугольных и до 40% для газомазутных).

Технический минимум нагрузки турбины с конденсатором связан с надежностью её работы и экономичностью при этих условиях. Это в основном определяется вентиляционным расходом пара в конденсатор для охлаждения выхлопной части турбины. Обычно минимальная нагрузка допускается до 15-20 % от номинальной нагрузки.

 

На повышенных нагрузках ( режимы перегрузок).Возможность перегрузки заложена в самой конструкции оборудования блоков. Паропроизводительность котлов выбрана по максимальному пропуску свежего пара через турбину, у которой обычно проточная часть рассчитана на пропуск пара на 10 – 15 % больше номинального расхода пара. На некоторых блоках возможность перегруза ограничивается возможностью вспомогательного оборудования и механизмов.

При перегрузе турбины следят за давлением в контрольных ступенях, температурой упорного подшипника, осевым сдвигом, вибрацией подшипников, давлением в регенеративных отборах. При надёжной работе в режиме перегруза не должно быть сильного увеличения температуры рабочих частей турбины.

Максимальная нагрузка паровой турбины может быть получена путём увеличения располагаемого теплоперепада за счет увеличения давления свежего пара.

Критериями надежности для котлов является обеспечение его работы тягой и дутьём, температура среды пароводяного тракта, отсутствие шлакования поверхностей. Длительность максимальных нагрузок для пылеугольных блоков ограничивается 4 часами. Для газомазутных длительность перегруза не ограничена.

Работа блоков на скользящием давлении. Иногда при частичных нагрузках используют снижение давления, но сохранение номинальной температуры. Для надежности снижение давления не опасно, а сточки зрения экономичности снижение давления снижает затраты на привод питательных насосов, поэтому КПД блока даже повышается.

 

На практике расширение эксплуатационного диапазона нагрузок осуществляется двумя путями: 1. увеличением предельной мощности путем отключения ПВД и 2. снижением нижней допустимой границы нагрузок эксплуатацией на скользящем давлении среды.

При отключении ПВД котел переходит на работу с пониженной температурой питательной воды, а чтобы это компенсировать, надо увеличивать расход топлива. Температура металла обычно при этом остаётся в норме за счет более низкой температуры воды.

 

2. Контроль и поддержание основных показателей работы блока

Основными показателями и параметрами, характеризующими работу блока в рабочем диапазоне нагрузок, являются:

I. Температура и давление свежего пара;

II. Нагрузка блока;

III. Число оборотов ротора турбоагрегата;

IV. Вакуум в конденсаторе турбины.

Рассмотрим, в каких пределах должны поддерживаться эти показатели и с чем это связано.

Параметры свежего пара – это температура и давление.

Температура должна по



Дата добавления: 2016-06-29; просмотров: 18657;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.065 сек.