Схеми тепло- та електро постачання

Додаток А

Додаток Б

Індивідуальне завдання

Турбінна установка Т-250/300-240

Парова турбіна Т-250/300-240 УТМЗ з проміжним перегрівом пари і з двома регульованими відборами призначена для комбінованого виробітку електричної і теплової енергії, електричний генератор типу ТВВ-320-2 завода “Електросила” з водневим охолодженням.

Номінальна потужність турбіни під час роботи з опалювальним відбором становить (за розрахунком заводу) 250 МВт, під час роботи у конденсаційному режимі – 300 МВт. Витрати пари на турбіну при цьому становить 980 т/год. Розрахункове номінальне теплове навантаження (сумарне) становить 330 Гкал/год. Максимальна температура мережної води на виході з ПМГ становить 1050С.

Турбіна Т-250/300-240 являє собою чотирициліндровий, одновальний агрегат, який має 40 ступенів активного типу, складається з ЦВТ, двох ЦСТ і ЦНТ. Паророзподіл сопловий здійснюється за допомогою шести регулюючих клапанів. Проточна частина ЦВТ має два потоки. У лівому потоці, розташованому у внутрішньому циліндрі, установлений регулюючий ступінь і п’ять ступенів тиску, пройшовши останній ступінь лівого потоку, пара у міжциліндровому просторі повертає на 1800 і проходить шість ступенів тиску,розташованих у зовнішньому циліндрі (правий потік). З ЦВТ пара направляється у котел на промперегрів. Після промперегріву пара поступає у ЦСТ-1, який має десять ступенів тиску. З ЦСТ-1 пара надходить у двопоточний ЦСТ-2. У кожному потоці ЦСТ-2 розташовано по шість ступенів тиску. Після чотирьох ступенів ЦСТ-2 пара відбирається у верхній опалювальний відбір (ПМГ-2) після шостого ступеня – у нижній опалювальний відбір (ПМГ-1). Після ЦСТ-2 пара надходить у двопоточний ЦНТ. Кожний потік ЦНТ має по три ступеня тиску.

Підігрів мережної води може здійснюватись як у двох ступенях, так і в одному. Під час двоступененвого підігріву мережна вода підігрівається послідовно у ПМГ-1 і ПМГ-2, тиск регулюється у верхньому відборі у межах 0,5÷1,5 кгс/см2 ТГ-3 і 0,6÷2,0 кгс/см2 ТГ-4. Під час одноступеневого підігріву мережна вода підігрівається тільки у ПМГ-1. У цьому випадку тиск регулюється у нижньому відборі у межах 0,5÷1,0 кгс/см2 ТГ-3 і 0,5÷2,0 кгс/см2 ТГ-4.

Регенеративна установка складається з п’яти підігрівників низького тиску, деаератора і трьох підігрівників високого тиску. Підігрівники низького тиску типу ПНТ-1 – ПНГ-27—0,5-30-1; ПНТ-2÷5 – ПН-400-2. Деаератор 7 кгс/см2 типу ДСП-1000. Підігрівники високого тиску: ПВТ-6-ПВ-900-380-18; ПВТ-7-ПВ-1200-380-42; ПВТ-8-ПВ-900-380-66.

Живильний турбонасос типу ПТН-1100-350-240 ВО “Пролетарський завод”. Пара на трубопровід живильного насоса відбирається з відбору за 14-им ступенем (третій відбір) з тиском 25,5 кгс/см2 у кількості 155 т/год у номінальному режимі. Відпрацьована пара трубопроводу відводиться у камеру шостого відбору турбіни.

Живильний електронасос типу ПЭ-600-300-2 (пуско-резервний) потужністю 6360 кВт.

Бустерні насоси (3 шт.) типу 12ПД-8 потужністю по 330 кВт кожний.

Теплофікаційна установка складається з двох мережних підігрівників: ПМГ-1 типу ПСГ-5000-2,5-8-1 і ПМГ-2 типу ПСГ-5000-3,5-8-1, чотирьох конденсатних насосів типу КСВ-500-150 потужністю 272 кВт кожний, трьох підкачуючих (І ступінь) мережних насосів типу СЭ-5000-70 потужністю 1035 кВт кожний і трьох мережних насосів (ІІ ступінь) типу СЭ-5000-160 потужністю 2370 кВт кожний.

Конденсат мережних підігрівників, пара на які надходить з VІІІ і ІХ відборів турбіни, подається конденсатними насосами у лінію основного конденсату після ПНТ-2 і ПНТ-3.

Конденсаційна установка складається з поверхневого конденсатора типу К-14000-1 з вбудованим пучком, трьох основних пароструменевих ежекторів типу ЭП-3-3, трьох конденсатних насосів І ступеня КСВ-500-50 потужністю 154 кВт кожний, трьох конденсатних насосів ІІ ступеня типу КСВ-500-150 потужністю 272 кВт кожний.

Кінцеві ущільнення турбіни лабірінтного типу, пара на них подається з деаератора. Пара кінцевих ущільнень охолоджується у двох сальникових підігрівниках типу ПС-250-30-2 і ПС-250-8-2.

Пара з крайніх камер ущільнень відсмоктується ежектором ЭЦ-100.

Конденсат на газоохолоджувачі генераторів подається двома насосами типу 14НДС-М.

Крім регульованих відборів пари на мережні підігрівники у тепловій схемі турбіни передбачений відбір пари з нерегульованих відборів:

ІІ відбір – у колектор пари власних потреб;

VІ відбір – на парові калорифери котлів.

Режим роботи теплогенеруючого обладнання

Режими роботи теплофікаційної установки - температура мережевої води, тиску у зворотному трубопроводі, тиск мережевої води в трубопроводі, що подає воду – повинен відповідати завданню диспетчера тепломережі.

Відхилення від заданого режиму не повинен перевищувати:

- по температурі води, у подавальному трубопроводі теплової мережі – ± 20С;

- по тиску в зворотньому трубопроводі – ± 0,2 кгс/см2;

- по тиску, у подавальному трубопроводі теплової мережі – ± 5%;

- по витраті мережевої води – ± 3%.

Захист який діє на зупинку турбіни

На зупинку турбини діє наступний захист:

1. Зниження вакуума в конденсаторі турбини до 540 мм.рт.ст.

В якості датчиків захисту служать два вакуум-реле.

Введення і виведення захисту в процесі пуску турбіни виконується автоматично без участі оперативного персоналу (при введеній накладці), після досягнення значення 0,88 кгс/см2 (669 мм рт.ст).

Захист діє без витримки часу при спрацюванні любого з двух вакуум-реле.

Перед введенням захисту по зниженню вакуума машиніст блока деблокує схему захистуы ключем КС на пульті управління.

2. Збільшення осьового здвигу ротора турбини до ± 1,2 мм.

В якості датчика захисту використовується комплект індуктив¬них катушок. Захист діє без витримки часу.

Захист вводиться автоматично при подаванні напруги в ланцюгуживлення.

До взводу стопорних клапанів захиста діє на аварійний сигнал.

3. Зниження тиску масла в системі змазки до 0,3 кгс/см2.

В якості датчика захисту використовується реле тиску. Захист діє з витримкою часу в 3 сек., одночасно виконується відключення ВПУ і накладається табу на його включення.

Захист вводиться автоматично при включенні ВПУ чи при відкритті стопорних клапанів турбини.

До взвода стопорних клапанів захиста діє на аварійний сигнал.

4. Зниження тиску рідини в системі регулювання до 15 кгс/см2.

Захиста вводиться після відкриття стопорних клапа¬нів, а виводиться при їх закритті. Датчиками захисту служать два електроконтактних манометра. Захист діє з витримкою часу в 3 сек. при спрацюванні обох електроконтактних манометрів.

5. Пониження рівня масла в демпферному баці системи уплот¬нения валу генератора.

В якості датчиків захисту використовують два індуктивних указника рівня рідини типу УЖИ, встановленняе на демпферному баці на разних рівнях.

При замиканні послідовного зеднання контактів двух реле захисту діє на відключення турбини з витримкою часу 9 сек.

До взвода стопорних клапанів захисту діє на аварійний сигнал.

6. Відключення трьох маслонасосних систем уплотніния валу генератора.

В якості імпульсу для захисту використовується замикання послідовно з’єднаних блок-контактів пускачів електро¬двигунів всіх маслонасосів.

При замиканні всіх блок-контактів захист діє на відключення турбини з витримкою часу 9 сек.

До взводу стопорных клапанів захист діє на аварійний сигнал.

7. Зниження протоку охолоджуючої води через статор гене¬ратора до 18 т/час.

В якості датчиків захисту використовуються два росходоміра, встановлених на лінії подачі охолоджуваної води в обмотку стато¬ра генератора.

При замиканні контактів обох розходомірів захист діє на відключення турбіни і генератора с витримкою часу 2 хв.

Захист вводиться в работу після включення генератора в мережу по указанню НС КТЦ (СМБ) вводиться ДЕС 2-ой оч. в присутності НС ЦТАІ і з увідомленням НСС, МБ.

Після відключення генератора накладається табу на дію даного захисту.

8. Підвищення рівня в любому ПВД до II межі:

• в ПВД-6 до 3240 мм,

• в ПВД-7 до 3270 мм,

• в ПВД-8 до 3490 мм, по шкале приборов.

Імпульс на зпрацювання захисту подається послідовно з’єднання контактами двух проміжних реле, одне з яких запрацьовує при ппідвищенні рівня до Iмежі, а другий при підвищенні до II межі.. Захист діє без витримки часу.

9. Підвищення абсолютного тиску пара в бойлері № 1 до 2,8 кгс/см2.

В якості датчика захисту використовується два електроконтакт¬них мановакууметра. Захист діє без витримки часу при спрацьовуванні одного з двухеэлектроконтакних вакууметрів.

До взвода стопорних клапанів захист діє на аварійний сигнал.

10. Підвищення температури масла за маслоохолоджувачами до 65 °С та пониження тиску охолоджуваною водою до маслоохолоджувачів 0,3 кгс/см2.

В якості датчика захисту використовується термометр опору, контролюючий температуру масла за маслоохолоджувачами і електроконтактний манометр, контролюючий тиск води, подаваємої до маслоохолоджувача. Захист діє без витримки часу при спрацюванні двох приборів по температурі.

Захист вводиться в работу по вказанню НС КТЦ (СМБ) машиністом блока в присутності НС ЦТАИ ключем 1 ПЗ,

До взвода стопорних клапанів захист діє на аварійний сигнал.

11. Підвищення температурі свіжого пара вище 585 °С.

В якості датчиків захисту використовуються термометри, встановленів в кожному паропроводі перед стопорним клапаном і термометри, встановлені в паропроводах за котлом. При підвищенні температури острого пара перед любим стопорним клапаном і підтвердження підвищення температури за котлом в даній нитці захисту діє на відключення турбини з витримкою часу 3 хв при зпрацюванні обох приборів.До взвода стопорних клапанів захист діє на аварійний сигнал.

12. Зниження температури свіжого пара нижче 480 °С.

В якості датчиків використовуються тіж пристрої, що й для захисту від підвищення температури свіжого пара. Принцип робо¬ти захисту такий же. Захист діє без витримки часу.

Захист вводиться в роботу по вказаному НС КТЦ (СМБ) машиністом блока в присутності НС ЦТАИ ключем 2 ПЗ, після виходу котла на номинальні параметри.

13. Підвищення температури пари промперегрева понад 585 °С. Як датчики захисту використовуються термометри, встановлені в кожному паропроводі за регулюючими клапанами ЦСД-1 і термопари, встановлені в паропроводах промперегрева за котлом. При підвищенні температури пари промперегрева за будь-яким регуліруючим клапаном ЦСД-1 і підтвердженні підвищення температури пари за казаном в даній нитці захист діє на відключення турбіни з витримкою часу 3 хвилини при спрацьовуванні обох приладів.

До взвода стопорних клапанів захист діє на аварійний сигнал.

14. Пониження температури пари промперегріва, нижче 480 °С. Робота захисту здійснюється аналогічно захисту від підвищення температури пари промперегріва і від одних і тих же приладів. Захист діє без витримки часу. Захист вводиться в роботу по вказівці НС КТЦ (СМБ) машиністом блоку у присутності НС ЦТАЇ ключем 3 ПЗ, після виходу казана на номінальні параметри.

15. Підвищення швидкості обертання роторів турбоагрегату до 3330-3360 об/мін (10-12% понад номінальну). Як датчики захисту покористуються бойки автомата безпеки. При підвищенні швидкості обертання понад допустиму зппрацьовує бойки автомата безпеки, які викликають посадку золотників автомата безпеки. Золотники автомата безпеки через гідравлічну систему регулювання приводять до закритію стопорних клапанів ЦВД, ЦСД-1 і поворотних діафрагм. От кінечних вимикачів стопорних клапанів подається електричний імпульс на автоматичне виробництво наступних операцій по зупинці турбіни. Захист діє без витримки часу.

16. Відключення казана захистом. При відключенні казана захистом подається електричний імпульс на спрацьовування реле відключення турбіни, контакти якого включають електромагніт /соленоїд/ золотників автомата безпеки, що викликає посадку золотників автомата безпеки. Подальші операції виконуються аналогічно дії захисту від підвищення швидкості обертання.

17. Відключення генератора захистом від внутрішніх пошкоджень Робота, захисту аналогічна попередній. Захист вводиться в роботу після включення генератора в мережу по вказівці НС КТЦ (СМБ) вводиться ДЕС 2-ой оч. у присутності НС ЦТАЇ і з повідомленням НСС, МБ.

18. Дистанційне відключення турбіни ключем ручної зупинки. При дії ключем ручної зупинки подається імпульс на спрацьовування реле відключення турбіни.

19. Зниження витрати води за насосами газоохолоджувачів Захист виконаний за схемою «2 з 2-х». Як імпульс використовується пониження витрати за НГО до 180 т/ч. Захист діє з витримкою часи 3 мин. Захист вводиться в роботу після включення генератора в мережу по вказівці НС КТЦ (СМБ) вводиться ДЕС 2-ой оч. у присутності НС ЦТАЇ і з повідомленням НСС, МБ.

20. Відключення турбіни кнопкою ручної зупинки. При дії кнопкою ручної зупинки турбіни відбувається зняття з клямки золотників автомата безпеки і їх посадка, що веде до останову турбіни.

21. Підвищення віброшвидкісті до 11,2 мм с-1 Турбіна відключається при підвищенні віброокорості по вертикальній або горизонтальній складовій на 2-х опорах одного валу або суміжних підшипниках. Захист діє з витримкою часу 5 сек. При несправності одного з датчиків захист автоматично виводится з'являється сигнал "Несправність ВВК" Введення захисту здійснюється при включенні генератора в мережу. Захист виконаний на сигнал.

22. Захист від підвищення рівня "Н" в Д-7 ата бл. №3, 4 Захист виконаний за схемою "2 з 3х" від приладів, встановлених в РЩУ. Досягши рівня "Н" в Д-7ата - 3050 мм – зашита діє на відключення блоку з витримкою часу -3 сек. При цьому видається сигнал на відключення КНТ II рівні (А, Би, В), КНБ I, II – А, Би і заборона на АВР КНБ I, II – А, Би, спалахує табло аварійної сигналізації, працює РАС. Захист вводиться після включення генератора в мережу, при встановленні нормального рівня в деаераторі.