75 группа 2 вариант / Режимы роботы и эксплуатации ТЭС / ПТ / Книги / Учебное пособие. Режимы работы и эксплуатация паротурбинных установок ТЭС

электрического тока от турбогенераторов, сокращаются длины паропроводов и выводов электрического тока. Пролеты машин- ного зала и мостового крана при такой компоновке возрастают приблизительно на 30 %, однако общая длина машинного зала сокращается. Вокруг турбоагрегата и вдоль стен устраивают га- лереи и переходы.

При продольном размещении турбоагрегатов обычно приме- няют последовательную схему, при которой паровые части тур- боагрегатов обращены в одну сторону (обычно к постоянной торцовой стене), а электрические генераторы – в другую сторо- ну (обычно к временной торцовой стене).

Выбор того или иного типа размещения турбоагрегатов и со- ответствующего вспомогательного оборудования в основном зависит от следующих факторов: блочная или неблочная струк- тура основного оборудования; тип и единичная мощность тур- боагрегатов; вид используемого топлива.

Несмотря на значительное разнообразие применяемых на ТЭС типов паровых турбин (конденсационные, теплофикацион- ные, с противодавлением), наибольший интерес с точки зрения изучения данной темы представляет пароводяной тракт паро- турбинной установки с конденсацией пара и двухступенчатым регулируемым теплофикационным отбором. Для определенно- сти рассмотрим турбоагрегат с турбиной Т-100/120-130 ТМЗ, тепловая схема которого показана на рис. 1.1 (ГПЗ-2,3,4 – глав- ные паровые задвижки № 2, 3, 4; КУ – котельная установка; К.С.П. – общестанционный коллектор свежего пара; СК ЦВД, РК – стопорный и регулирующий клапаны ЦВД; СН-Iст, СН-IIст – сетевые насосы первой и второй ступеней; ПСГ-1,2 – подогреватели сетевые горизонтальные №1,2; РДТ – расшири- тель дренажей турбины; КЭН – конденсатные электронасосы; КН СП-1,2 – конденсатные насосы сетевых подогревателей №1,2; РУ СП-1,2 – регуляторы уровня сетевых подогревателей; АСВ – задвижка аварийного срыва вакуума; АД ХОВ – задвиж- ка аварийного добавка химически обессоленной воды; ПЭ – пусковой эжектор; ОЭ – охладитель пара основных эжекторов; ОУ – охладитель пара, поступающего с крайних камер концевых

11

уплотнений ротора турбины; ПС – подогреватель сальниковый (подогреватель турбинного конденсата паром, поступающим от промежуточных камер концевых уплотнений ротора турбины); ПВС – паровоздушная смесь; КУТ – концевые уплотнения тур- бины; Сл.Н – сливной насос; ДрБ – дренажный бак расширите- лей высокого, среднего и низкого давлений; ЗАС – задвижка аварийного сброса уровня из деаэратора; От шт. СК, РК – отвод протечек пара от промежуточных камер концевых уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов; КГП – конденсат греющего пара; ПЭН-1,2 – питательные насосы №1,2; РУК, РУ Д-6 – регуляторы уровня в конденсаторе и деаэраторе 6 кгс/см2; Д-1,2 – деаэратор добавочной воды давлением 1,2 кгс/см2 для восполнения потерь в основном цикле ТЭС; РДД – регулятор давления в деаэраторе; ВР – вентиль рециркуляции; Тобр, Тпр – температура в обратном и прямом трубопроводе тепловой сети; РОУ – редукционно-охладительная установка; КХПВ, КГПВ – соответственно общестанционные коллекторы холодной и горя- чей питательной воды; СУП – сниженный узел питания энерге- тических котлов; ПНД, ПВД – регенеративные подогреватели соответственно низкого и высокого давлений; ЦВ – циркуляци- онная вода). Представленная схема включает:

–систему паропроводов свежего пара;

–систему паровпуска турбины;

–систему дренажей турбины;

–систему регенеративных паропроводов;

–систему обогрева фланцев и шпилек;

–систему подачи пара на переднее концевое уплотнение ЦВД турбины;

–систему охлаждения выхлопного патрубка ЦНД турбины;

–конден сационную установку;

–систему регенерации низкого давления;

–систему регенерации высокого давления;

–деаэрационную установку;

–питательную установку

–теплофикационную установку;

–систему ввода добавочной воды.

12

13

Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема пароводяного тракта паротурбинной установки с турбиной Т-100/120-130 ТМЗ неблочной ТЭС

Турбоагрегат в общем случае представляет собой машину с вращательным движением рабочих органов – ротора турбины и ротора электрического генератора. Для обеспечения надёжности работы подшипниковых узлов этой машины и обеспечения ра- боты автоматической системы регулирования турбины исполь-

зуется система маслоснабжения турбоагрегата.

Взависимости от системы охлаждения турбогенераторы ТЭС подразделяются на несколько типов: с воздушным, водородным, водородно-водяным и с водяным охлаждением. К настоящему времени наибольшее распространение получили системы охла- ждения турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением. При эксплуатации указанных турбогенераторов эксплуатационный персонал турбинного цеха (отделения) ТЭС обслуживает следующие технологические системы:

– систему газоохлаждения турбогенератора;

– систему охлаждения обмоток статора генератора;

– систему уплотнения корпуса турбогенератора.

Вследующем разделе рассмотрены особенности указанных систем с точки зрения их обвязки, содержания и эксплуатации.

14

2. ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

2.1. Система паропроводов свежего пара

Система паропроводов свежего пара неблочной ТЭС, обслу- живаемая персоналом турбинного цеха, включает паропроводы, непосредственно обеспечивающие транспорт свежего пара от котлов (начиная от ГПЗ-2) до главных паровых задвижек (ГПЗ-4) турбоагрегатов, а также объединяющий их общестанци- онный коллектор свежего пара. Данные паропроводы эксплуа- тируются при номинальных параметрах пара и с точки зрения режима их прогрева при пусках относятся к группе ответствен- ных паропроводов. Для уменьшения воздействия теплового уда- ра на металл, исключения гидравлических ударов и обеспечения регламентных скоростей прогрева в режимах пуска прогрев от- ключаемых участков паропровода ведут в два этапа. На первом этапе прогрев ведут через байпас при сниженном давлении (3… 5 кгс/см2) в паропроводе со сбросом дренажа через дренаж- ную систему в атмосферу до момента прекращения массовой конденсации пара. Далее сброс дренажа переводят на станцион- ный расширитель дренажей высокого давления (РДВД), регули- руя скорость прогрева металла путём увеличения расхода пара и повышения давления в прогреваемом участке паропровода. Для обеспечения этих условий каждая отключаемая арматура, уста- новленная на ответственном паропроводе, оборудуется соответ- ствующей байпасно-дренажной системой (см. рис. 1.1.), позво- ляющей осуществлять продувку паропровода в атмосферу и на расширитель дренажей. Собственно сам паропровод оборудует- ся соответствующими регистрирующими приборами контроля температуры пара и металла паропровода. В случаях прогрева участка паропровода в обоих направлениях, к примеру участка на общестанционном паропроводе свежего пара, продувка должна быть предусмотрена с обоих концов отключаемого участка [3]. При этом правильность тепловых расширений при

15

прогреве паропроводов контролируется по индикаторам тепло- вых расширений.

2.2. Система паровпуска турбины

Система включает участок паропровода от ГПЗ-4 до сопло- вых коробок ЦВД. В данной системе можно выделить участок паропровода от ГПЗ-4 до стопорного клапана, непосредственно стопорный клапан, а также пароподводящие (перепускные) тру- бы, обеспечивающие подачу пара от стопорного клапана к регу- лирующим клапанам турбины, и пароотводящие (вторые пере- пускные) трубы, обеспечивающие подачу пара от регулирую- щих клапанов турбины к соответствующим сопловым коробкам ЦВД. При этом пароотводящие (вторые перепускные) трубы имеют место быть в том случае, когда регулирующие клапаны ЦВД устанавливаются вне корпуса ЦВД, что характерно для мощных турбин блочных ТЭС или турбин, используемых в схе- мах парогазовых установок (ПГУ).

Стопорный клапан (клапан автоматического затвора) предна- значен для мгновенного прекращения доступа пара в турбину и предотвращения разгона ротора при плановых и аварийных от- ключениях турбины.

Назначение регулирующих клапанов состоит в том, чтобы изменять расход пара и, соответственно, нагрузку турбины, а также обеспечивать достаточную плотность при её отключениях.

К особенностям обвязки системы паровпуска турбины следу- ет отнести то, что указанные элементы системы оборудуются приборами (показывающими и регистрирующими) контроля температуры и давления, а для обеспечения регламентного про- грева элементов системы обвязываются дренажными линиями со сбросом дренажа в расширитель дренажей турбины (РДТ).

Принимая во внимание то, что пуск турбоагрегатов неблоч- ных ТЭС, как правило, осуществляется на номинальных пара- метрах свежего пара, главная паровая задвижка, установленная непосредственно перед паровпускной системой турбины

16

(ГПЗ-4), дополнительно обвязывается пусковым байпасом, включающим запорную арматуру и регулятор расхода пара.

2.3. Система дренажей турбины

Система предназначена для удаления конденсата, образую- щегося при прогреве элементов обвязки турбины (паровпуска, проточной части и перепускных труб между цилиндрами турби- ны, регенеративных паропроводов), при пуске турбоагрегата. Данная система включает собственно расширитель дренажей турбины (РДТ), к которому подключены дренажные трубопро- воды с запорной арматурой от всех элементов обвязки турбины. Расширитель дренажей турбины размещается рядом с конденса- тором и по паровой части подключается к выхлопному патрубку турбины, а нижняя часть расширителя соединяется с конденса- тосборником конденсатора турбины.

При эксплуатации данной системы должны соблюдаться сле- дующие положения:

–обозначения на запорной арматуре должны указывать кон- кретное место подключения дренажного трубопровода;

–в режимах пуска и останова турбоагрегата должен осу- ществляться контроль плотности запорной арматуры;

–в производственной инструкции по эксплуатации турбо- агрегата должна быть указана четкая регламентация пользова- ния дренажами, а именно:

●дренажи с паровпуска турбины открываются перед подачей пара в паровпуск и закрываются при достижении частоты вра- щения ротора турбины не менее 800 об/мин;

●дренажи с цилиндров, момент открытия и закрытия кото- рых зависит от теплового состояния турбины, закрываются по- сле набора минимальной нагрузки турбогенератора при условии стабилизации разности температур верха-низа ЦВД в регламен- тируемом диапазоне;

●дренажи с регенеративных паропроводов закрываются только после включения регенеративных подогревателей по пару.

17

2.4. Система регенеративных паропроводов

Система предназначена для подачи регенеративного пара от цилиндров турбины до собственно регенеративных подогрева- телей высокого и низкого давлений. Паропроводы укомплекто- вываются обратными клапанами (КОС – клапаны обратные с сервоприводом; используется и другое название КОС – клапаны обратные стопорные) с принудительным закрытием, дренажны- ми трубопроводами, подключёнными до и за КОС, со сбросом конденсата в РДТ и отключающей запорной арматурой перед каждым регенеративным подогревателем. Дополнительно на ре- гулируемых отборах («П» и «Т») устанавливаются предохрани- тельные клапаны прямого действия для защиты паропроводов от механического разрушения.

Обратные клапаны с принудительным закрытием на паро- проводах регулируемых и нерегулируемых регенеративных от- боров предотвращают попадание пара в турбину при вскипании конденсата греющего пара подогревателей из-за быстрого паде- ния давления внутри турбины при закрытии стопорных клапа- нов в случае останова турбоагрегата. Тем самым предотвраща- ется захолаживание проточной части турбины и неконтролиру- емый разгон ротора турбоагрегата. В рассматриваемом варианте турбоустановки (см. рис. 1.1) нижний регулируемый теплофи- кационный отбор не оснащен КОС из-за технических трудно- стей в компоновке узла. Функции КОС выполняют специальная конструкция конденсатосборника ПСГ-1 и локальная защита тур- бины.

2.5. Система обогрева фланцев и шпилек

При любых режимах работы турбоагрегата зазоры в проточ- ной части должны оставаться на уровне, установленном заво- дом-изготовителем, что важно с точки зрения экономичности и надежности работы турбины.

При стационарных режимах работы тепловое состояние ро- тора и корпуса турбины и, соответственно, зазоры в проточной

18

части стабилизируются. То есть длина ротора по отношению к корпусу турбины в этом случае не изменяется.

При нестационарных тепловых режимах в первую очередь реагирует ротор турбины, так как он имеет меньшую массу. Ро- тор начинает смещаться (удлиняться или укорачиваться) по от- ношению к корпусу. Контроль над величиной этого процесса – относительного расширения ротора (ОРР) турбины – необходим для косвенного определения осевых зазоров между вращающи- мися (рабочими лопатками) и неподвижными (направляющими лопатками) частями турбинных ступеней при всех режимах экс- плуатации в целях недопущения задеваний в проточной части, приводящих к тяжелым последствиям. Относительные расши- рения роторов регистрируются специальными приборами по всем цилиндрам турбины. При эксплуатации турбоагрегата в ре- гулировочном диапазоне нагрузок управление ОРР осуществ- ляют за счет умеренных скоростей изменения температуры све- жего пара и нагрузки. Особый контроль над относительными расширениями роторов турбины осуществляют в режимах пус- ка, останова, при резком изменении нагрузки турбины и темпе- ратуры острого пара. При пусках турбины из холодного и неостывшего состояний управление ОРР осуществляется за счет использования схемы обогрева фланцев, которая позволяет обеспечить ускоренный прогрев корпуса турбины и сократить время пуска при удержании ОРР в заданном диапазоне.

Обогрев фланцев турбины позволяет резко уменьшить отно- сительное удлинение ротора, однако вызывает другую опас- ность: при быстром прогреве фланец быстро расширяется в вер- тикальном направлении, а шпильки (или болты), стягивающие фланцы, значительно отстают в прогреве. Это может привести к пластической вытяжке шпилек, и тогда после выхода турбины на номинальный режим работы, когда фланец и шпильки полно- стью прогреются, фланцевый разъем перестанет быть герметич- ным. Поэтому вместе с прогревом фланцев необходимо вести прогрев и шпилек. В этом случае система обогрева фланцев и шпилек позволит ускорить пуск и повысить его надежность за счет снижения разностей температур и термических напряжений

19

во фланцевом соединении цилиндра, а также предотвратить чрез- мерное относительное расширение ротора высокого давления.

На части паровых турбин ранних выпусков система обогрева фланцев ЦВД отсутствовала либо была конструктивно выпол- нена в виде коробов, приваренных снаружи к фланцам цилин- дров (рис. 2.1). В такой схеме греющий пар подводится прямо в обнизку (пространство между внутренним и наружным уплот- няющими поясками фланца цилиндра), проходит по ней между шпильками и фланцем, поступает в короба, обеспечивая прогрев фланцев снаружи, и сбрасывается в конденсатор. Такая система эффективна в том случае, если проходные сечения всей системы рассчитаны так, что греющего пара достаточно для эффективно- го прогрева цилиндра турбины и при этом обеспечиваются ре- гламентируемые заводом-изготовителем турбины предельные разницы температур по ширине фланца и между внутренней по- верхностью фланца и серединой шпильки.

Рис. 2.1. Схема обогрева фланцевых соединений турбин: 1 – вход греющего пара; 2 – выход пара; 3 – короба приварные; 4 и 5 – верхний и нижний фланцы цилиндра; 6 – шпилька; 7 – обнизка фланцевого разъёма

20