По эксплуатации паровой турбины. По эксплуатации паровой турбины Проверка работы MATLAB
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ
Описание объекта.
Полное наименование:
«Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины ПТ-80/100-130/13».
Условное обозначение:
Год выпуска:
2007.
Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины ПТ-80/100-130/13 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин ПТ-80/100-130/13. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин ПТ-80/100-130/13, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, роторы турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.
Состав АУКа:
Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
— раздел общетеоретической информации;
— раздел, в котором рассматриваются конструкция и правила эксплуатации конкретного типа оборудования;
— раздел самопроверки обучаемого;
— блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).
Информационное содержание АУК.
1. Текстовый материал составлен на основе инструкций по эксплуатации, турбины ПТ-80/100-130/13, заводских инструкций, других нормативно-технических материалов и включает в себя следующие разделы:
1.1. Эксплуатация турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Общие сведения о турбине.
1.1.2. Масляная система.
1.1.3. Система регулирования и защиты.
1.1.4. Конденсационное устройство.
1.1.5. Регенеративная установка.
1.1.6. Установка для подогрева сетевой воды.
1.1.7. Подготовка турбины к работе.
Подготовка и включение в работу масляной системы и ВПУ.
Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
Опробование защит.
1.1.8. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
1.1.9. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
1.1.10. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
1.1.11. Подготовка турбины к пуску.
1.1.12. Общие указания, которые должны выполняться при пуске турбины из любого состояния.
1.1.13. Пуск турбины из холодного состояния.
1.1.14. Пуск турбины из горячего состояния.
1.1.15. Режим работы и изменение параметров.
1.1.16. Конденсационный режим.
1.1.17. Режим с отборами на производство и отопление.
1.1.18. Сброс и наброс нагрузки.
1.1.19. Останов турбины и приведение системы в исходное состояние.
1.1.20. Проверка технического состояния и техническое обслуживание. Сроки проверки защит.
1.1.21. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
1.1.22. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установки.
1.1.23. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
1.1.24. Техника безопасности при обслуживании турбогененратора.
1.1.25. Пожарная безопасность при обслуживании турбоагрегатов.
1.1.26. Порядок опробования предохранительных клапанов.
1.1.27. Приложение (защиты).
2. Графический материал в данном АУКе представлен в составе 15 рисунков и схем:
2.1. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводов отборов пара.
2.4. Схема маслопроводов турбогенератора.
2.5. Схема подачи и отсоса пара с уплотнений.
2.6. Сальниковый подогреватель ПС-50.
2.7. Характеристика сальникового подогревателя ПС-50.
2.8. Схема основного конденсата турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводов сетевой воды.
2.10. Схема трубопроводов отсоса паровоздушной смеси.
2.11. Схема защиты ПВД.
2.12. Схема главного паропровода турбоагрегата.
2.13. Схема дренажей турбоагрегата.
2.14. Схема газомасляной системы генератора ТВФ-120-2.
2.15. Энергетическая характеристика тубоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Проверка знаний
После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 300.
Экзамен
После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных автоматически случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. В ходе экзамена экзаменующемуся предлагается ответить на эти вопросы без подсказок и возможности обратиться к учебнику. Никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, в котором изложены предложенные вопросы, выбранные экзаменующимся варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.
| Задание на курсовой проект | 3 |
|
| 1. | Исходные справочные данные | 4 |
| 2. | Расчет бойлерной установки | 6 |
| 3. | Построение процесса расширения пара в турбине | 8 |
| 4. | Баланс пара и питательной воды | 9 |
| 5. | Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС | 11 |
| 6. | Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС | 15 |
| 7. | Энергетическое уравнение мощности и его решение | 23 |
| 8. | Проверка расчёта | 24 |
| 9. | Определение энергетических показателей | 25 |
| 10. | Выбор вспомогательного оборудования | 26 |
| Список литературы | 27 |
|
Задание по курсовому проекту
Студенту: Онучину Д.М
.
Тема проекта: Расчёт тепловой схемы ПТУ ПТ-80/100-130/13
Данные проекта
Р 0 =130 кг/см 2 ;
;
;
Q т =220 МВт;
;
.
Давление в нерегулируемых отборах – из справочных данных.
Подготовка добавочной воды – от атмосферного деаэратора «Д-1,2».
Объём расчётной части
Проектный расчёт ПТУ в системе СИ на номинальную мощность.
Определение энергетических показателей работы ПТУ.
Выбор вспомогательного оборудования ПТУ.
1. Исходные справочные данные
Основные показатели турбины ПТ-80/100-130.
Таблица1.
| Параметр | Величина | Размерность |
| Номинальная мощность | 80 | МВт |
| Максимальная мощность | 100 | МВт |
| Начальное давление | 23,5 | МПа |
| Начальная температура | 540 | С |
| Давление на выходе из ЦВД | 4,07 | МПа |
| Температура на выходе из ЦВД | 300 | С |
| Температура перегретого пара | 540 | С |
| Расход охлаждающей воды | 28000 | м 3 /ч |
| Температура охлаждающей воды | 20 | С |
| Давление в конденсаторе | 0,0044 | МПа |
Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара , предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе, в подогревателях высокого давления и для питания приводной турбины главного питательного насоса. Отработавший пар из турбопривода возвращается в турбину.
Таблица2.
| Отбор | Давление, МПа | Температура, 0 С |
|
| I | ПВД №7 | 4,41 | 420 |
| II | ПВД №6 | 2,55 | 348 |
| III | ПНД №5 | 1,27 | 265 |
| Деаэратор | 1,27 | 265 |
|
| IV | ПНД №4 | 0,39 | 160 |
| V | ПНД №3 | 0,0981 | - |
| VI | ПНД №2 | 0,033 | - |
| VII | ПНД №1 | 0,003 | - |
Турбина имеет два отопительных отбора пара верхний и нижний, предназначенный для одно и двухступенчатого подогрева сетевой воды. Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления:
Верхний 0,5-2,5 кг/см 2 ;
Нижний 0,3-1 кг/см 2 .
2. Расчет бойлерной установки
ВБ – верхний бойлер;
НБ – нижний бойлер;
Обр – обратная сетевая вода.
Д ВБ, Д НБ -расход пара на верхний и нижний бойлер соответственно.
Температурный график: t пр / t o бр =130 / 70 C;
Т пр = 130 0 С (403 К);
Т обр = 70 0 С (343 К).
Определение параметров пара в теплофикационных отборах
Примем равномерный подогрев на ВСП и НСП;
Принимаем величину недогрева в сетевых подогревателях 
.
Принимаем потери давления в трубопроводах 
.
Давление верхнего и нижнего отборов из турбины для ВСП и НСП:
бар;
бар.
h ВБ =418,77 кДж/кг
h НБ =355,82 кДж/кг
D ВБ (h 5 - h ВБ /)=К W СВ (h ВБ - h НБ) →
→ D ВБ =1,01∙870,18(418,77-355,82)/(2552,5-448,76)=26,3 кг/с
D НБ h 6 + D ВБ h ВБ / +К W СВ h ОБР = КW СВ h НБ +(D ВБ +D НБ) h НБ / →
→ D НБ =/(2492-384,88)=25,34кг/с
D ВБ +D НБ =D Б =26,3+25,34=51,64 кг/с
3. Построение процесса расширения пара в турбине
Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:
;
;
;
В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:
Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 2.
4. Баланс пара и питательной воды.
Принимаем, что на концевые уплотнения (D КУ) и на паровые эжектора (D ЭП) идёт пар высшего потенциала.
Отработавший пар концевых уплотнений и из эжекторов направляется в сальниковый подогреватель. Принимаем подогрев конденсата в нем:
Отработавший пар в охладителях эжекторов направляется в подогреватель эжекторов (ЭП). Подогрев в нем:
Принимаем расход пара на турбину (D) известной величиной.
Внутристанционные потери рабочего тела: D УТ =0,02D.
Расход пара на концевые уплотнения примем 0,5%: D КУ =0,005D.
Расход пара на основные эжектора примем 0,3%: D ЭЖ =0,003D.
Тогда:
Расход пара из котла составит:
Т.к. котёл барабанный, то необходимо учесть продувку котла.
D прод = 0,015D=1,03D К =0,0154D.
Количество питательной воды, подаваемой в котел:
Количество добавочной воды:
Потери конденсата на производство:
(1-K пр)D пр =(1-0,6)∙75=30 кг/с.
Давление в барабане котла примерно на 20% больше, чем давление свежего пара у турбины (засчет гидравлических потерь), т.е.
P к.в. =1,2P 0 =1,2∙12,8=15,36 МПа → 
кДж/кг.
Давление в расширителе непрерывной продувки (РНП) примерно на 10% больше, чем в деаэраторе (Д-6), т.е.
P РНП =1,1P д =1,1∙5,88=6,5 бар →
→
кДж/кг;
кДж/кг;
кДж/кг;
D П.Р.=β∙D прод =0,438∙0,0154D=0,0067D;
D В.Р. =(1-β)D прод =(1-0,438)0,0154D=0,00865D.
D доб =D ут +(1-K пр)D пр +D в.р. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.
Определяем расход сетевой воды через сетевые подогреватели:
Принимаем утечки в системе теплоснабжения 1% от количества циркулирующей воды.
Таким образом необходимая производительность хим. водоочистки:
5. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС.
Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:
| I отбор | ПВД-7 | 4% |
| II отбор | ПВД-6 | 5% |
| III отбор | ПВД-5 | 6% |
| IV отбор | ПВД-4 | 7% |
| V отбор | ПНД-3 | 8% |
| VI отбор | ПНД-2 | 9% |
| VII отбор | ПНД-1 | 10% |
Определение параметров зависит от конструкции подогревателей (см. рис. 3
). В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.
По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.
5.1. Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ЭП:
0,04 бар, 
29°С, 
121,41 кДж/кг.
5.2. Принимаем подогрев основного конденсата в эжекторном подогревателе равным 5°С.
34 °С; кДж/кг.
5.3. Подогрев воды в сальниковом подогревателе (СП) принимаем равным 5°С.
39 °С, 
кДж/кг.
5.4. ПНД-1 – отключен.
Питается паром из VI отбора.
69,12 °С, 
289,31 кДж/кг = h д2 (дренаж из ПНД-2).
°С, 
4,19∙64,12=268,66кДж/кг
Питается паром из V отбора.
Давление греющего пара в корпусе подогревателя:
96,7 °С, 
405,21 кДж/кг;
Параметры воды за подогревателем:
°С, 
4,19∙91,7=384,22 кДж/кг.
Предварительно задаемся повышением температуры за счет смешения потоков перед ПНД-3 на 
, т.е. имеем:
Питается паром из IV отбора.
Давление греющего пара в корпусе подогревателя:
140,12°С, 
589,4 кДж/кг;
Параметры воды за подогревателем:
°С, 
4,19∙135,12=516,15 кДж/кг.
Параметры греющей среды в охладителе дренажа:
5.8. Деаэратор питательной воды.
Деаэратор питательной воды работает при постоянном давлении пара в корпусе
Р Д-6 =5,88 бар → t Д-6 Н =158 ˚С, h’ Д-6 =667 кДж/кг, h” Д-6 =2755,54 кДж/кг,
5.9. Питательный насос.
КПД насоса примем 
0,72.
Давление нагнетания: МПа. °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:
Параметры пара в охладителе пара:
°С; 
2833,36 кДж/кг.
Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 17,5 °С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:
°С; 
1032,9 кДж/кг.
Давление питательной воды после ПВД-7 равно:
Параметры воды за собственно подогревателем.
Российская ФедерацияРД
Нормативные характеристики конденсаторов турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ
При составлении "Нормативных характеристик" приняты следующие основные обозначения:
Расход пара в конденсатор (паровая нагрузка конденсатора), т/ч;
Нормативное давление пара в конденсаторе, кгс/см*;
Фактическое давление пара в конденсаторе, кгс/см;
Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С;
Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С;
Температура насыщения, соответствующая давлению пара в конденсаторе, °С;
Гидравлическое сопротивление конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе), мм вод.ст.;
Нормативный температурный напор конденсатора, °С;
Фактический температурный напор конденсатора, °С;
Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;
Номинальный расчетный расход oxлаждающей воды в конденсатор, м/ч;
Расход охлаждающей воды в конденсатор, м/ч;
Полная поверхность охлаждения конденсатора, м;
Поверхность охлаждения конденсатора при отключенном по воде встроенном пучке конденсатора, м.
Нормативные характеристики включают следующие основные зависимости:
1) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор (паровой нагрузки конденсатора) и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:
2) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:
3) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 номинального:
4) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 - номинального:
5) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального;
6) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального:
7) гидравлического сопротивления конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе) от расхода охлаждающей воды при эксплуатационно чистой поверхности охлаждения конденсатора;
8) поправки к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара.
Турбины T-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ оборудованы конденсаторами, у которых около 15% охлаждающей поверхности может использоваться для подогрева подпиточной или обратной сетевой воды (встроенные пучки). Предусмотрена возможность охлаждения встроенных пучков циркуляционной водой. Поэтому в "Нормативных характеристиках" для турбин типа Т-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также зависимости по пп.1-6 для конденсаторов с отключенными встроенными пучками (с сокращенной примерно на 15% поверхностью охлаждения конденсаторов) при расходах охлаждающей воды 0,6-0,7 и 0,44-0,5.
Для турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также характеристики конденсатора с отключенным встроенным пучком при расходе охлаждающей воды 0,78 номинального.
3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ И СОСТОЯНИЕМ КОНДЕНСАТОРА
Основными критериями оценки работы конденсационной установки, характеризующими состояние оборудования, при заданной паровой нагрузке конденсатора, являются давление пара в конденсаторе и отвечающий этим условиям температурный напор конденсатора.
Эксплуатационный контроль за работой конденсационной установки и состоянием конденсатора осуществляется сопоставлением измеренного в условиях эксплуатации фактического давления пара в конденсаторе с определенным для тех же условий (той же паровой нагрузки конденсатора, расхода и температуры охлаждающей воды) нормативным давлением пара в конденсаторе, а также сравнением фактического температурного напора конденсатора с нормативным.
Сравнительный анализ данных измерений и нормативных показателей работы установки позволяет обнаружить изменения в работе конденсационной установки и установить вероятные причины их.
Особенностью турбин с регулируемым отбором пара является длительная их работа, с малыми расходами пара в конденсатор. При режиме с теплофикационными отборами контроль зa температурным напором в конденсаторе не дает надежного ответа о степени загрязнения конденсатора. Поэтому контроль за работой конденсационной установки целесообразно проводить при расходах пара в конденсатор не менее 50% и при отключенной рециркуляции конденсата; это повысит точность определения давления пара и температурного напора конденсатора.
Кроме этих основных величин, для эксплуатационного контроля и для анализа работы конденсационной установки необходимо достаточно надежно определять также и ряд других параметров, от которых зависит давление отработавшего пара и температурный напор, а именно: температуру входящей и выходящей воды, паровую нагрузку конденсатора, расход охлаждающей воды и др.
Влияние присосов воздуха в воздухоудаляющих устройствах, работающих в пределах рабочей характеристики, на и незначительно, тогда как ухудшение воздушной плотности и увеличение присосов воздуха, превышающих рабочую производительность эжекторов, оказывают существенное влияние на работу конденсационной установки.
Поэтому контроль за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановок и поддержанием присосов воздуха на уровне норм ПТЭ является одной из основных задач при эксплуатации конденсационных установок.
Предлагаемые Нормативные характеристики построены для значений присосов воздуха, не превышающих норм ПТЭ.
Ниже приводятся основные параметры, которые необходимо измерять при эксплуатационном контроле за состоянием конденсатора, и некоторые рекомендации для организации измерений и методы определения основных контролируемых величин.
3.1. Давление отработавшего пара
Для получения представительных данных о давлении отработавшего пара в конденсаторе в условиях эксплуатации измерение должно производиться в точках, указанных в Нормативных характеристиках для каждого типа конденсатора.
Давление отработавшего пара должно измеряться жидкостными ртутными приборами с точностью не менее 1 мм рт.ст. (одностекольными чашечными вакуумметрами, баровакуумметрическими трубками).
При определении давления в конденсаторе к показаниям приборов необходимо вводить соответствующие поправки: на температуру столба ртути, на шкалу, на капиллярность (для одностекольных приборов).
Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении вакуума определяется по формуле
Где - барометрическое давление (с поправками), мм рт.ст.;
Разрежение, определенное по вакуумметру (с поправками), мм рт.ст.
Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении баровакуумметрической трубкой определяется как
Где - давление в конденсаторе, определенное по прибору, мм рт.ст.
Барометрическое давление необходимо измерять ртутным инспекторским барометром с введением всех необходимых по паспорту прибора поправок. Допускается также использовать данные ближайшей метеостанции с учетом разности высот расположения объектов.
При измерении давления отработавшего пара прокладку импульсных линий и установку приборов необходимо производить с соблюдением следующих правил монтажа приборов под вакуумом:
- внутренний диаметр импульсных трубок должен быть не менее 10-12 мм;
- импульсные линии должны иметь общий уклон в сторону конденсатора не менее 1:10;
- герметичность импульсных линий должна быть проверена опрессовкой водой;
- запрещается применять запорные устройства, имеющие сальники и резьбовые соединения;
- измерительные устройства к импульсным линиям должны присоединяться с помощью толстостенной вакуумной резины.
3.2. Температурный напор
Температурный напор (°С) определяется как разность между температурой насыщения отработавшего пара и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора
При этом температура насыщения определяется по измеренному давлению отработавшего пара в конденсаторе.
Контроль за работой конденсационных установок теплофикационных турбин должен производиться при конденсационном режиме турбины с выключенным регулятором давления в производственном и теплофикационном отборах.
Паровая нагрузка (расход пара в конденсатор) определяется по давлению в камере одного из отборов, значение которого является контрольным.
Расход пара (т/ч) в конденсатор при конденсационном режиме равен:
Где - расходный коэффициент, числовое значение которого приведено в технических данных конденсатора для каждого типа турбин;
Давление пара в контрольной ступени (камере отбора), кгс/см.
При необходимости эксплуатационного контроля за работой конденсатора при теплофикационном режиме турбины расход пара определяется приближенно расчетным путем по расходам пара в одну из промежуточных ступеней турбины и расходам пара в теплофикационный отбор и на регенеративные подогреватели низкого давления.
Для турбины T-50-130 ТМЗ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:
- при одноступенчатом подогреве сетевой воды
- при двухступенчатом подогреве сетевой воды
Где и - расходы пара соответственно через 23-ю (при одноступенчатом) и 21-ю (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) ступени, т/ч;
Расход сетевой воды, м/ч;
; - нагрев сетевой воды соответственно в горизонтальном и вертикальном сетевых подогревателях, °С; определяется как разность температур сетевой воды после и до соответствующего подогревателя.
Расход пара через 23-ю ступень определяется по рис.I-15, б, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давления пара в нижнем теплофикационном отборе .
Расход пара через 21-ю ступень определяется по рис.I-15, а, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давлению пара в верхнем теплофикационном отборе .
Для турбин типа ПТ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:
- для турбин ПТ-60-130/13 ЛМЗ
- для турбин ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ
Где - расход пара на выходе из ЧСД, т/ч. Определяется по рис.II-9 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в V отборе (для турбин ПТ-60-130/13) и по рис.III-17 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в IV отборе (для турбин ПТ-80/100-130/13);
Нагрев воды в сетевых подогревателях, °С. Определяется по разности температур сетевой воды после и до подогревателей.
Давление, принятое за контрольное, необходимо измерять пружинными приборами класса точности 0,6, периодически и тщательно проверенными. Для определения истинного значения давления в контрольных ступенях к показаниям прибора необходимо ввести соответствующие поправки (на высоту установки приборов, поправку по паспорту и т.д.).
Расходы свежего пара на турбину и сетевой воды, необходимые для определения расхода пара в конденсатор, измеряются штатными расходомерами с введением поправок на отклонение рабочих параметров среды от расчетных.
Температура сетевой воды измеряется ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С.
3.4. Температура охлаждающей воды
Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор измеряется на каждом напорном водоводе в одной точке. Температура воды на выходе из конденсатора должна измеряться не менее чем в трех точках в одном поперечном сечении каждого сливного водовода на расстоянии 5-6 м от выходного фланца конденсатора и определяться как средняя по показаниям термометров во всех точках.
Температура охлаждающей воды должна измеряться ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С, установленными в термометрических гильзах длиной не менее 300 мм.
3.5. Гидравлическое сопротивление
Контроль за загрязнением трубных досок и трубок конденсатора осуществляется по гидравлическому сопротивлению конденсатора по охлаждающей воде, для чего измеряется перепад давлений между напорными и сливными патрубками конденсаторов ртутным двухстекольным U-образным дифманометром, устанавливаемым на отметке ниже точек измерения давления. Импульсные линии от напорного и сливного патрубков конденсаторов должны быть заполнены водой.
Гидравлическое сопротивление (мм вод.ст.) конденсатора определяется по формуле
Где - перепад, измеренный по прибору (с поправкой на температуру столба ртути), мм рт.ст.
При измерении гидравлического сопротивления одновременно определяется и расход охлаждающей воды в конденсатор для возможности сравнения с гидравлическим сопротивлением по Нормативным характеристикам.
3.6. Расход охлаждающей воды
Расход охлаждающей воды на конденсатор определяется по тепловому балансу конденсатора или непосредственным измерением сегментными диафрагмами, устанавливаемыми на напорных подводящих водоводах. Расход охлаждающей воды (м/ч) по тепловому балансу конденсатора определяется по формуле
Где - разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата, ккал/кг;
Теплоемкость охлаждающей воды, ккал/кг·°С, равная 1;
Плотность воды, кг/м, равная 1.
При составлении Нормативных характеристик принималась равной 535 или 550 ккал/кг в зависимости от режима работы турбины.
3.7. Воздушная плотность вакуумной системы
Воздушная плотность вакуумной системы контролируется по количеству воздуха на выхлопе пароструйного эжектора.
4. ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ МОЩНОСТИ ТУРБОУСТАНОВКИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ С ПОНИЖЕННЫМ ПО СРАВНЕНИЮ С НОРМАТИВНЫМ ВАКУУМОМ
Отклонение давления в конденсаторе паровой турбины от нормативного приводит при заданном расходе тепла на турбоустановку к снижению развиваемой турбиной мощности.
Изменение мощности при отличии абсолютного давления в конденсаторе турбины от нормативного его значения определяется по полученным экспериментальным путем поправочным кривым. На графиках поправок, включенных в данные Нормативные характеристики конденсаторов, показано изменение мощности для различных значений расхода пара в ЧНД турбины. Для данного режима турбоагрегата определяется и по соответствующей кривой снимается значение изменения мощности при изменении давления в конденсаторе от до .
Это значение изменения мощности и служит основой для определения превышения удельного расхода тепла или удельного расхода топлива, установленных при данной нагрузке для турбины.
Для турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ расход пара в ЧНД для определения недовыработки мощности турбины из-за повышения давления в конденсаторе может быть принят равным расходу пара в конденсатор.
I. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К2-3000-2 ТУРБИНЫ Т-50-130 ТМЗ
1. Технические данные конденсатора
Площадь поверхности охлаждения:
без встроенного пучка | |
Диаметр трубок: | |
наружный | |
внутренний | |
Количество трубок | |
Число ходов вода | |
Число потоков | |
Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-2 |
- при конденсационном режиме - по давлению пара в IV отборе:
2.3. Разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата () принимать:
Рис.I-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
7000 м/ч; =3000 м
Рис.I-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
5000 м/ч; =3000 м
Рис.I-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
3500 м/ч; =3000 м
Рис.I-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
7000 м/ч; =3000 м
Рис.I-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
5000 м/ч; =3000 м
Рис.I-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
3500 м/ч; =3000 м
Рис.I-7. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
7000 м/ч; =2555 м
Рис.I-8. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
5000 м/ч; =2555 м
Рис.I-9. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
3500 м/ч; =2555 м
Рис.I-10. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
7000 м/ч; =2555 м
Рис.I-11. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
5000 м/ч; =2555 м
Рис.I-12. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
3500 м/ч; =2555 м
Рис.I-13. Зависимость гидравлического сопротивления от расхода охлаждающей воды в конденсатор:
1 - полная поверхность конденсатора; 2 - с отключенным встроенным пучком
Рис.I-14. Поправка к мощности турбины Т-50-130 ТМЗ на отклонение давление пара в конденсаторе (по данным "Типовой энергетической характеристики турбоагрегата Т-50-130 ТМЗ" . М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)
Рис.l-15. Зависимость расхода пара через турбину Т-50-130 ТМЗ от расхода свежего пара и давления в верхнем теплофикационном отборе (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) и давления в нижнем теплофикационном отборе (при одноступенчатом подогреве сетевой воды):
а - расход пара через 21-ю ступень; б - расход пара через 23-ю ступень
II. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА 60КЦС ТУРБИНЫ ПТ-60-130/13 ЛМЗ
1. Технические данные
Полная площадь поверхности охлаждения | |
Номинальный расход пара в конденсатор | |
Расчетное количество охлаждающей воды | |
Активная длина конденсаторных трубок Диаметр трубок: | |
наружный | |
внутренний | |
Количество трубок | |
Число ходов воды | |
Число потоков |
Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-700
2. Указания по определению некоторых параметров конденсационной установки
2.1. Давление отработавшего пара в конденсаторе определять как среднее значение по двум измерениям.
Расположение точек измерения давления пара в горловине конденсатора показано на схеме. Точки измерения давления расположены в горизонтальной плоскости, проходящей на 1 м выше плоскости соединения конденсатора с переходным патрубком.
2.2. Расход пара в конденсатор определять:
- при конденсационном режиме - по давлению пара в V отборе;
- при теплофикационном режиме - в соответствии с указаниями разд.3.
2.3. Разность теплосодержания отработавшего пара и конденсата () принимать:
- для конденсационного режима 535 ккал/кг;
- для теплофикационного режима 550 ккал/кг.
Рис.II-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
Рис.II-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
Рис.II-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
Рис.II-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
Рис.II-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
Рис.II-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды.
Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска – насадные.
Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ–120–2 соединяются жесткой муфтой.
Парораспределение турбины – сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей сопловой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.
По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.
Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.
Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод агрегат с частотой 0,0067.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует вращению ротора 50.Допускаеться длительная работа турбины при частоте сети от 49 до 50,5 Гц.
Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.
2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13
Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.
Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.
Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД №1. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.
Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели – поверхностного типа.
ПВД № 5,6 и 7 – вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.
ПВД и ПНД (кроме ПНД №1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.
Слив конденсата греющего пара из подогревателей – каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.
Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.
3 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции
3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной
Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:
а) Конденсатор типа 80–КЦСТ–1 в количестве трёх штук, по одному на каждую турбину;
б) Основной эжектор типа ЭП–3–700–1 в количестве шести штук, по два на каждую турбину;
в) Подогреватели низкого давления типа ПН–130–16–10–II (ПНД №2) и ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);
г) Подогреватели высокого давления типа ПВ–450–230–25 (ПВД №1), ПВ–450–230–35 (ПВД №2) и ПВ–450–230–50 (ПВД № 3).
Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.
Таблица 2 – характеристики конденсатора
Таблица 3 – характеристики основного эжектора конденсатора
И Н С Т Р У К Ц И Я
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Инструкцию должны знать:
1. начальник котлотурбинного цеха-2,
2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,
3. старший начальник смены станции-2,
4. начальник смены станции-2,
5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,
6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,
7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;
8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.
Г. Петропавловск – Камчатский
ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.
Филиал "Камчатские ТЭЦ" .
УТВЕРЖДАЮ:
Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ
Болотенюк Ю.Н.
“ “ 20 г.
И Н С Т Р У К Ц И Я
По эксплуатации паровой турбины
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Срок действия инструкции:
с «____» ____________ 20 г.
по «____»____________ 20 г.
Петропавловск – Камчатский
1. Общие положения…………………………………………………………………… 6
1.1. Критерии безопасной экплуатации паровой турбины ПТ80/100-130/13………………. 7
1.2. Технические данные турбины……………………………………………………………...….. 13
1.4. Защиты турбины………………………………………………………………….……………… 18
1.5. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную…………...... 22
1.6. Турбина должна быть немедленно остановлена…………………………………………...… 22
Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,
определенный главным инженером электростанции……………………………..……..… 23
1.8. Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью…………………... 23
2. Краткое описание конструкции турбины…………………………………..… 23
3. Система маслоснабжения турбоагрегата…………………………………..…. 25
4. Система уплотнения вала генератора……………………………………....… 26
5. Система регулирования турбины…………………………………………...…. 30
6. Технические данные и описание генератора……………………………….... 31
7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки…. 34
8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки…… 37
Описание и техническая характеристика установки для
подогрева сетевой воды……………………………………………………...… 42
10. Подготовка турбоагрегата к пуску………………………………………….… 44
10.1. Общие положения……………………………………………………………………………...….44
10.2. Подготовка к включению в работу масляной системы…………………………………...…….46
10.3. Подготовка системы регулирования к пуску……………………………………………..…….49
10.4. Подготовка и пуск регенеративной и конденсационной установки……………………………49
10.5. Подготовка к включению в работу установки для подогрева сетевой воды……………….....54
10.6. Прогрев паропровода до ГПЗ………………………………………………………………….....55
11. Пуск турбоагрегата…………………………………………………………..… 55
11.1. Общие указания………………………………………………………………………………….55
11.2. Пуск турбины из холодного состояния………………………………………………………...61
11.3. Пуск турбины из неостывшего состояния………………………………………………….…..64
11.4. Пуск турбины из горячего состояния…………………………………………………………..65
11.5. Особенности пуска турбины на скользящих параметрах свежего пара………………….…..67
12. Включение производственного отбора пара………………………………... 67
13. Отключение производственного отбора пара…………………………….… 69
14. Включение теплофикационного отбора пара……………………………..…. 69
15. Отключение теплофикационного отбора пара………………………….…... 71
16. Обслуживание турбины во время нормальной работы………………….… 72
16.1 Общие положения……………………………………………………………………………….72
16.2 Обслуживание конденсационной установки…………………………………………………..74
16.3 Обслуживание регенеративной установки………………………………………………….….76
16.4 Обслуживание системы маслоснабжения……………………………………………………...87
16.5 Обслуживание генератора………………………………………………………………………79
16.6 Обслуживание установки для подогрева сетевой воды………………………………….……80
17. Останов турбины………………………………………………………………… 81
17.1 Общие указания по останову турбины…………………………………………………….……81
17.2 Останов турбины в резерв, а также для ремонта без расхолаживания……………………..…82
17.3 Останов турбины в ремонт с расхолаживанием………………………………………………...84
18. Требования по технике безопасности…………………………………….…… 86
19. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий на турбине…… 88
19.1. Общие указания……………………………………………………………………………………88
19.2. Случаи аварийного останова турбины………………………………………………………...…90
19.3. Действия, выполняемые технологическими защитами турбины………………………………91
19.4. Действия персонала при аварийном положении на турбине……………………………..…….92
20. Правила допуска к ремонту оборудования……………………………….… 107
21. Порядок допуска к испытаниям турбины………………………………….. 108
Приложения
22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска менее 150 ˚С)……………………………………………………..… 109
22.2. График пуска турбины после простоя 48 часов (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110
22.3. График пуска турбины после простоя 24 часа (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111
22.4. График пуска турбины после простоя 6-8 часов (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112
22.5. График пуска турбины после простоя 1-2 часа (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113
22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных
параметрах свежего пара…………………………………………………………………….…114
22.7. Продольный разрез турбины……………………………………………………………..….…115
22.8. Схема регулирования турбины……………………………………………………………..….116
22.9. Тепловая схема турбоустановки…………………………………………………………….….118
23. Дополнения и изменения…………………………………………………...…. 119
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
Турбина паровая типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ с производственным и 2-ступенчатым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 80 мВт и максимальной 100 МВт (в определенном сочетании регулируемых отборов) предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2Е У3 мощностью 110 МВт, смонтированного на общем фундаменте с турбиной.
Перечень сокращений и условных обозначений:
АЗВ - автоматический затвор высокого давления;
ВПУ - валоповоротное устройство;
ГМН - главный масляный насос;
ГПЗ - главная паровая задвижка;
КОС - клапан обратный с сервомотором;
КЭН - конденсатный электронасос;
МУТ - механизм управления турбиной;
ОМ - ограничитель мощности;
ПВД - подогреватели высокого давления;
ПНД - подогреватели низкого давления;
ПМН - пусковой масляный электронасос;
ПН - охладитель пара уплотнений;
ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;
ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;
ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;
ПЭН - питательный электронасос;
РВД - ротор высокого давления;
РК - регулирующие клапаны;
РНД - ротор низкого давления;
РТ - ротор турбоагрегата;
ЦВД - цилиндр высокого давления;
ЦНД - цилиндр низкого давления;
РМН - резервный масляный насос;
АМН - аварийный масляный насос;
РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;
Рпр - давление пара в камере производственного отбора;
Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;
Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;
Дпо - расход пара в производственный отбор;
Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;
КАЗ - клапан автоматического затвора;
МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;
НОГ - насос охлаждения генератора;
САР - система автоматического регулирования;
ЭГП - электрогидравлический преобразователь;
КИС - клапан исполнительный соленоидный;
ТО - теплофикационный отбор;
ПО - производственный отбор;
МО - маслоохладитель;
РПД - регулятор перепада давления;
ПСМ - передвижной сепаратор масла;
ЗГ - затвор гидравлический;
БД - бак демпферный;
ИМ - инжектор масляный;
РС - регулятор скорости;
РД - регулятор давления.
1.1.1. По мощности турбины:
Максимальная мощность турбины при полностью включенной
регенерации и определенных сочетаниях производственного и
теплофикационного отборов …………………………………………………………………...100 МВт
Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт
Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПНД-2, 3, 4 ……………………………………………………………………....71МВт
Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных
ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7 ………………………………………………………………………….68 МВт
которой включаются в работу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт
Минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при
которой включается в работу сливной насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт
Минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в
работу регулируемые отборы турбины…………………………………………………………… 30 МВт
1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:
Номинальная частота вращения ротора турбины ……………………………………………..3000 об/мин
Номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным
устройством ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/мин
Предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при
котором турбоагрегат отключается защитой…………………………………….………..…..3300 об/мин
3360 об/мин
Критическая частота вращения ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/мин
Критическая частота вращения ротора низкого давления турбины…………………….……1600 об/мин
Критическая частота вращения ротора высокого давления турбины…………………….….1800 об/мин
1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:
Номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме
с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности
турбоагрегата, равной 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/час
Максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе
регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах
и закрытом регулирующем клапане №5 …..…………………………………………………..415 т/час
Максимальный расход пара на турбину …………………….…………………..………………470 т/час
режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/час
Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном
режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/час
Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном
режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/час
1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:
Номинальное абсолютное давление перегретого пара перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см 2
Допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины…….……………………………………………………………125 кгс/см 2
Допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины.…………………………………………………………………135 кгс/см 2
Максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ
при работе турбины и при продолжительности каждого отклонения не более 30 мин……..140 кгс/см 2
1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:
Номинальная температура перегретого пара перед АЗВ..…………………………………..…..555 0 С
Допустимое снижение температуры перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины..………………………………………………………….……… 545 0 С
Допустимое повышение температуры перегретого пара перед
АЗВ при работе турбины………………………………………………………………………….. 560 0 С
Максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при
работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30
минут………………….………………..…………………………………………………….………565 0 С
Минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при
котором турбоагрегат отключается защитой……………………………………………………...425 0 С
1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:
при расходах перегретого пара на турбину до 415 т/час. ..……………………………………...98,8 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4
и ПВД-5, 6,7……………………………………………………………………..……….……… .....55 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного
клапана ЦВД (за 4-ступенью) при расходах перегретого пара на турбину
более 415 т/час ………………………………………………………………………………………83 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей
ступени ЦНД (за 18 ступенью) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см 2
1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:
Допустимое повышение абсолютного давления пара в
регулируемом производственном отборе …………………………………………………………16 кгс/см 2
Допустимое снижение абсолютного давления пара в
регулируемом производственном отборе …………………………………………………………10 кгс/см 2
Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом производственном отборе при котором срабатывают предохранительные клапаны ……………………………………………………………………..19,5 кгс/см 2
верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см 2
верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см 2
Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом
верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает
предохранительный клапан…………………………………………………………………..……3,4 кгс/см 2
Максимальное отклонение абсолютного давления пара в
регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором
турбоагрегат отключается защитой…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см 2
Допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом
нижнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….……1 кгс/см 2
Допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом
нижнем теплофикационном отборе …………………………………………………………….…0,3 кгс/см 2
Предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой
нижнего теплофикационного отбора и конденсатором турбины………………………….… до 0,15 кгс/см 2
1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:
Номинальный расход пара в регулируемый производственный
отбор ………………………………………………………………………………………….……185 т/час
Максимальный расход пара в регулируемый производственный…
номинальной мощности турбины и отключенном
теплофикационном отборе ……………………………………………………………….………245 т/час
Максимальный расход пара в регулируемый производственный
отбор при абсолютном давлении в нем, равном 13 кгс/см 2 ,
сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном
теплофикационном отборе …………………………………………………………………..……300 т/час
Номинальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор ………………………………………………………………………...132 т/час
и отключенном производственном отборе ………………………………………………………150 т/час
Максимальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности
турбины и отключенном производственном отборе ……………………………………….……220 т/час
Максимальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины
и сниженном до 40 т/час расходе пара в производственный отбор ……………………………200 т/час
Максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении
в верхнем теплофикационном отборе 1,2 кгс/см 2 …………………………………………….…145 т/час
Максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении
в нижнем теплофикационном отборе 1 кгс/см 2 ………………………………………………….220 т/час
1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:
Номинальная температура пара в регулируемом производственном
отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..280 0 С
Допустимое повышение температуры пара в регулируемом
производственном отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....285 0 С
Допустимое снижение температуры пара в регулируемом
производственном отборе после ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…275 0 С
1.1.10. По тепловому состоянию турбины:
Максимальная скорость повышения температуры металла
…..………………………………..15 0 С/мин.
перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД
при температурах перегретого пара ниже 450 град.С.…………………………………….………25 0 С
Предельно допустимая разность температур металла
перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД
при температуре перегретого пара выше 450 град.С.……………………………………….…….20 0 С
Предельно допустимая разность температур металла верха
и низа ЦВД (ЦНД) в зоне паровпуска ………………….…………………………………………..50 0 С
Предельно допустимая разность температур металла в
поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального
разъема цилиндров без включения системы обогрева
фланцев и шпилек ЦВД..………………………………….…………………………………………80 0 С
разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек …………………………………..…50 0 С
в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального
разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ……………………………….……-25 0 С
Предельно допустимая разность температур металла между верхним
и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном
обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………….…………………....10 0 С
Предельно допустимая положительная разность температур металла
между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве
фланцев и шпилек …………………………………………………………….…………………….20 0 С
Предельно допустимая отрицательная разность температур металла
между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………………………………………………..…..-20 0 С
Предельно допустимая разность температур металла по толщине
стенки цилиндра, измеренная в зоне регулирующей ступени ЦВД ….………………………….35 0 С
подшипников и упорного подшипника турбины …………………………………….……...…..90 0 C
Максимально допустимая температура вкладышей опорных
подшипников генератора …………………………………………………….…………..………..80 0 C
1.1.11. По механическому состоянию турбины:
Предельно допустимое укорочение РВД относительно ЦВД….……………………………….-2 мм
Предельно допустимое удлинение РВД относительно ЦВД ….……………………………….+3 мм
Предельно допустимое укорочение РНД относительно ЦНД ….……………………..………-2,5 мм
Предельно допустимое удлинение РНД относительно ЦНД …….……………………..…….+3 мм
Предельно допустимое искривление ротора турбины …………….…………………………..0,2 мм
Предельно допустимое максимальное значение искривления
вала турбоагрегата при прохождении критических частот вращения ………………………..0,25 мм
сторону генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм
Предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в
сторону блока регулирования …………………………………………….…………………….1,7 мм
1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:
Максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата
на всех режимах (кроме критических частот вращения) ……………….…………………….4,5 мм/сек
при увеличении виброскорости подшипников более 4,5 мм/сек ……………………………30 суток
Максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата
при увеличении виброскорости подшипников более 7,1 мм/сек ……….……………………7 cуток
Аварийное повышение виброскорости любой из опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек
Аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух
опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации
одной опоры от любого начального значения………………………………………………... на 1мм и более
1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:
Суммарный расход охлаждающей воды на турбоагрегат ………….………………………….8300 м 3 /час
Максимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ….…………………………..8000 м 3 /час
Минимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ……………….……………..2000 м 3 /час
Максимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ……….………………1500 м 3 /час
Минимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ………………………..300 м 3 /час
Максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор….…………………………………………………………………………………..33 0 С
Минимальная температура циркуляционной воды на входе в
конденсатор в период минусовых температур наружного воздуха ………...……………….8 0 С
Минимальное давление циркуляционной воды при котором работает АВР циркуляционных насосов ЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см 2
Максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе
левой и правой половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление воды в трубной системе
встроенного пучка конденсатора.……………………………………………………………….8 кгс/см 2
Номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при
чистых трубках и расходе циркуляционной воды 6500 м 3 /час………………………..……...3,8 м. вод. ст.
Максимальная разность температур циркуляционной воды между
входом ее в конденсатор и выходом из него …………………………………………………..10 0 С
1.1.14. По расходу, давлению и температуре пара и химобессоленной воды в конденсатор:
Максимальный расход химобессоленной воды в конденсатор ………………..……………..100 т/час.
Максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах
эксплуатации …………………………………………………………………………….………220 т/час.
Минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор
при закрытой поворотной диафрагме …………………………………………………….……10 т/час.
Максимально допустимая температура выхлопной части ЦНД ……………………….……..70 0 С
Максимально допустимая температура химобессоленной воды,
поступающей в конденсатор …………………………………………………………….………100 0 С
Абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором
срабатывают атмосферные клапана-диафрагмы ………………………………………..……..1,2 кгс/см 2
1.1.15. По абсолютному давлению (вакууму) в конденсаторе турбины:
Номинальное абсолютное давление в конденсаторе……………………………….………………0,035 кгс/см 2
Допустимое снижение вакуума в конденсаторе при котором срабатывает предупредительная сигнализация………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см 2
Аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором
Турбоагрегат отключается защитой…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см 2
сбросом в него горячих потоков ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см 2
Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед
толчком вала турбоагрегата …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см 2
Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце
выдержки вращения ее ротора с частотой 1000 об/мин …………….……………………..…….-0,95 кгс/см 2
1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:
Минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины
за регулятором давления …………………………………………………………………...……….1,1 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины
за регулятором давления …………………………………………………………………………….1,2кгс/см 2
Минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины
до регулятора поддержания давления …….…………………………………………………….….1,3кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…
до регулятора поддержания давления …………………………………………………………..….1,5 кгс/см 2
Минимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………...1,03 кгс/см 2
Максимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………..1,05 кгс/см 2
Номинальная температура пара на уплотнения …………………………………………………….150 0 C
1.1.17. По давлению и температуре масла на смазку подшипников турбоагрегата:
Номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников
турбины до маслоохладит.……………………………………………………………………..……..3 кгс/см 2
Номинальное избыточное давление масла в системе смазки
подшипников на уровне оси вала турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см 2
на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает
предупредительная сигнализация …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается РМН ………………………………….0,7 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается АМН ……………………………..….0,6 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне
оси вала турбоагрегата при котором ВПУ отключается защитой …… ………………………..…0,3 кгс/см 2
Аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбины при котором турбоагрегат отключается защитой …………………………………………………………………………………….…………..0,3 кгс/см 2
Номинальная температура масла на смазку подшипников турбоагрегата ………………………..40 0 С
Максимально допустимая температура масла на смазку подшипников
турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…45 0 С
Максимально допустимая температура масла на сливе из
подшипников турбоагрегата ………………………………………………………………………....65 0 С
Аварийная температура масла на сливе из подшипников
турбоагрегата ………………………………………………………………………………….………75 0 C
1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:
Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе регулирования турбины
При котором идет запрет на закрытие задвижки на напоре и на отключение ПМН….……….17,5 кгс/см 2
1.1.19. По давлению, уровню, расходу и температуре масла в системе уплотнения вала турбогенератора:
Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается резервный МНУВ переменного тока………………………………………………………………8 кгс/см 2
Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается
резервный МНУВ постоянного тока………………………………………………………………..7 кгс/см 2
Допустимый минимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см 2
Допустимый максимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см 2
Максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением
масла на выходе МФГ при котором необходимо перейти на резервный масляный фильтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см 2
Номинальная температура масла на выходе с МОГ………………………………………………..40 0 С
Допустимое повышение температуры масла на выходе с МОГ……………………….…….…….45 0 С
1.1.20. По температуре и расходу питательной воды через группу ПВД турбины:
Номинальная температура питательной воды на входе в группу ПВД ….……………………….164 0 С
Максимальная температура питательной воды на выходе с группы ПВД при номинальной мощности турбоагрегата…………………………………………………………..…249 0 С
Максимальный расход питательной воды через трубную систему ПВД …………………...…...550 т/час
1.2. Технические данные турбины.
| Номинальная мощность турбины | 80 МВт |
| Максимальная мощность турбины при полностью включенной регенерации при определенных сочетаниях производственного и теплофикационного отборов, определяемых диаграммой режимов | 100 МВт |
| Абсолютное давление свежего пара автоматическими стопорным клапаном | 130 кгс/см² |
| Температура пара перед стопорным клапаном | 555 °С |
| Абсолютное давление в конденсаторе | 0,035 кгс/см² |
| Максимальный расход пара через турбину при работе со всеми отборами и с любым их сочетанием | 470 т/ч |
| Максимальный пропуск пара в конденсатор | 220 т/ч |
| Расход охлаждающей воды в конденсатор при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 °С | 8000 м³/ч |
| Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора | 13±3 кгс/см² |
| Абсолютное давление пара регулируемого верхнего теплофикационного отбора | 0,5 – 2,5 кгс/см² |
| Абсолютное давление пара регулируемого нижнего теплофикационного отбора при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды | 0,3 – 1 кгс/см² |
| Температура питательной воды после ПВД | 249 °С |
| Удельный расход пара (гарантированный ПОТ ЛМЗ) | 5,6 кг/кВтч |
Примечание: Пуск турбоагрегата, остановленного из-за повышения (изменения) вибрации, разрешается только после детального анализа причин возникновения вибрации и при наличии разрешения главного инженера электростанции, сделанного им собственноручно в оперативном журнале начальника смены станции.
1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:
· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.
· Обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов, пароводяного тракта, узлах парораспределения.
· Появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине.
· Аварийного снижения вакуума до -0,75 кгс/см² или срабатывании атмосферных клапанов.
· Резкого снижения температуры свежего п