0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

По эксплуатации паровой турбины

Эксплуатация паровых турбин

Эксплуатацию паровой турбины можно считать правильно организованной, если она удовлетворяет следующим трем условиям:

  1. безопасности для обслуживающего персонала и для самой установки;
  2. надежности, то есть полному отсутствию аварий, неполадок и непредвиденных остановок, вызывающих прекращение или сокращение отпуска энергии;
  3. экономичности как в смысле удельного расхода пара, так и в отношении расходов на обслуживание, ревизии и ремонты.

Основным из этих условий является безопасность, и жертвовать ею в пользу каких либо других требований ни при каких обстоятельствах не следует.

Правильная эксплуатация турбинной установки возможна только при условии, что эксплуатационный персонал отдает себе полный отчет в явлениях, происходящих в турбине при различных режимах работы, хорошо знает конструкцию обслуживаемого агрегата и точно и сознательно исполняет инструкции по его обслуживанию.

Необходимым качеством эксплуатационного работника должны быть неустанная бдительность и полное самообладание, без которого в критические моменты не возможно найти быстрого и правильного метода действия.

Каждая паровая турбина имеет свои индивидуальные особенности. Поэтому ни в коем случае не следует полагать, что все турбины одинаковы и что, зная одну турбину, можно без всякой предварительной подготовки перейти к обслуживанию другой, даже однотипной машины.

Эксплуатация турбинной установки включает в себя три основных процесса:

  1. пуск в ход;
  2. обслуживание во время работы под нагрузкой;
  3. останов.

Последовательность операций пуска и останова, а также правила обслуживания излагаются в инструкциях, составляемых для каждого агрегата на основании инструкций завода-изготовителя и типовых инструкций Министерства электростанций.

В местной инструкции должны быть указанны:

  1. режим пуска и нагружения турбогенератора;
  2. условия, при которых запрещается эксплуатация турбины (предельные значения начальных параметров пара, температура и давление пара, температура и давление пара в выхлопном патрубке, давление масла перед подшипниками и системой регулирования, температура масла и др.);
  3. предельный расход пара через турбину;
  4. аварийные случаи, требующие немедленной остановки турбины.

Эксплуатационные инструкции и Правила технической эксплуатации электростанций (ПТЭ) должны быть хорошо известны обслуживающему персоналу, без чего он не может быть допущен к обслуживанию установки.

Пуск турбины

Общие правила пуска

Пуск турбины должен производиться под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после ремонта турбины- под руководством начальника цеха.

Перед пуском агрегата нужно внимательно осмотреть его и убедиться в том, что масляный резервуар заполнен маслом до нормального уровня. Подъемом и опусканием собачки предохранительного выключателя проверяют действие его рычагов. Шарниры и трущиеся детали регулирующего механизма должны быть хорошо смазаны.

Процесс пуска в общем состоит из следующих операций:

Конкретные данные относятся к схеме турбины с невысоким начальными параметрами пара.

Тщательно прогревают и продувают паропровод свежего пара. Продувка должна производится до тех пор, пока вытекание конденсата из паропровода не прекратится полностью; о том, что паропровод хорошо прогрелся, можно судить по виду продуваемого пара, который должен стать бесцветным, или по его температуре.

Подъем давления в паропроводе можно начать только имея уверенность в том, что паропровод прогрет и не содержит воды. Подъем давления следует производить со скоростью порядка 1 кг в минуту, если на это нет других специальных указаний.

Повышение температуры пара при этом не должно превосходить 5 градусов в минуту.

По мере повышения давления в паропроводе прямую продувку несколько прикрывают, но совсем дренаж переключают на конденсационных горшок только после того, как турбина возьмет нагрузку 10 — 15% от нормальной.p>

  • В целях сокращения времени пуска следует одновременно с подъемом давления в паропроводе начать пуск конденсационной установки. Для этого пускают циркуляционные насосы и открывают задвижки на линии охлаждающей воды после и до конденсатора, открыв предварительно краны для выпуска воздуха из водяного пространства конденсатора.
  • Заполняют конденсатом из резервного бака паровое пространство конденсатора до половины высоты водомерного стекла.
  • Пускают конденсатный насос и открывают задвижки на линии конденсата, поступающего на охлаждение эжекторов, и на линии обратной циркуляции.
  • Заливают конденсатом сифоны подогревателей и эжекторов и дают конденсат на уплотнение атмосферного клапана, на уплотнение вентилей и задвижек, находящихся под вакуумом, в бачок для гидравлических уплотнений.
  • Вводят в действие пусковой эжектор и вторые ступени основных эжекторов.
  • Выводят полностью ручное приспособление для изменения числа оборотов (синхронизатор) в начальной положение.
  • Полностью открывают стопорных клапан (КАЗ) и убеждаются, что выключающий рычаг предохранительного выключателя не находится в зацеплении.
  • Приоткрывают слегка обвод главной пусковой задвижки (ГПЗ) создавая в паровой коробке давление 0,2 — 0,4 ата, и прогревают ее в течении 10 — 15 мин, после чего закрывают обвод.
  • Пускают вспомогательный масляный насос, прослушивают его в работе, проверяют давление масла по манометру и убеждаются через смотровые стекла, что на все подшипники поступает масло в достаточном количестве.
  • Взводят предохранительный выключатель и убеждаются, что при этом регулирующие клапаны поднялись плавно, без рывков. Проверяют по манометру давление масла в системе регулирования.
  • Проверяют работу стопорного клапана, для чего вручную выбивают предохранительный выключатель. Убедившись в правильной работе стопорного клапана, снова открывают его и взводят предохранительный выключатель.
  • Убедившись, что вакуум составляет не менее 300 мм рт. ст. (если нет других указаний завода изготовителя), открытием обводного вентиля главной паровой задвижки приводят ротор турбины во вращение и устанавливают число оборотов окало 300 об/мин.
  • Если при открывании обвода давление за дроссельным клапаном превысило 0,5 кг и ротор не тронулся, нужно закрыть обвод и выяснить причины задержки трогания ротора.
  • Как только ротор придет во вращение, немедленно дают пар к уплотнениям и регулируют его так, чтобы из вестовых труб было легкое парение.

    Подача пара к уплотнениям при неподвижном роторе не разрешается.

  • Включают в работу первые ступени эжекторов и по достижении вакуума 500 мм рт. ст. останавливают пусковой эжектор.
  • После прогрева турбины на малых оборотах в течении 10 — 15 мин ее «развертывают», то есть постепенно увеличивают число оборотов (увеличение числа оборотов за 1 мин обычно составляет около 5% от нормального числа оборотов). Критическое число оборотов должно проходится возможно быстрее.

    При появлении вибрации во время развертывания нужно снизить число оборотов до исчезновения вибрации, продержать турбину на этом числе оборотов 5 — 10 мин и затем снова медленно повышать число оборотов. Если после трехкратного снижения и повышения числа оборотов вибрация не исчезает, пуск турбины нужно прекратить и выяснить причину вибрации.

  • При наличии гидравлических уплотнений у турбины прекращают подачу пара к гидравлическим уплотнениям и дают воду на них, когда число оборотов превысит половину нормального (если это не противоречит инструкции завода-изготовителя).
  • Когда вступит в работу главный масляный насос, что видно по повышению давления масла, останавливают вспомогательный масляный насос, следя при этом за сохранением давления масла и не допуская понижения давления масла, идущего на смазку, ниже 0,4 кг.
  • Как только турбина начнет работать под управлением центробежного регулятора, дроссельный клапан (регулирующие клапана), до того открытый полностью, прикроется.
  • Производят испытание действия предохранительного выключателя.
  • После того как турбина будет синхронизирована, открывают полностью главную паровую задвижку, зарывают обводный клапан и постепенно нагружают турбину.

    Воду в маслоохладитель пускают после того, как температура масла достигнет 35 — 40 градусов, для того чтобы масло имело необходимую вязкость. В противном случае возможен обрыв масляной пленки в подшипниках, вызывающий вибрацию машины.

    Комплексная модернизация паровой турбины ПТ-80/100-130/13

    Целью модернизации является увеличение электрической и теплофикационной мощности турбины с повышением экономичности турбоустановки. Модернизация в объеме основной опции заключается в установке сотовых надбандажных уплотнений ЦВД и замене проточной части среднего давления с изготовлением нового ротора НД с целью увеличения пропускной способности ЧСД до 383 т/ч. При этом сохраняется диапазон регулирования давления в производственном отборе, максимальный расход пара в конденсатор не изменяется.
    Заменяемые узлы при модернизации турбоагрегата в объёме основной опции:

    • Установка сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД;
    • Направляющий аппарат ЦСНД;
    • Седла РК ЧСД большего пропускного сечения с доработкой паровых коробок верхней половины корпуса ЧСД под установку новых крышек;
    • Регулирующие клапаны СД и кулачково-распределительное устройство;
    • Диафрагмы 19-27 ступеней ЦСНД, укомплектованные надбандажными сотовыми уплотнениями и уплотнительными кольцами с витыми пружинами;
    • Ротор СНД с установленными новыми рабочими лопатками 18-27 ступеней ЦСНД с цельнофрезерованными бандажами;
    • Обоймы диафрагм №1, 2, 3;
    • Обойма передних концевых уплотнений и уплотнительные кольца с витыми пружинами;
    • Насадные диски 28, 29, 30 ступеней сохраняются в соответствии с существующей конструкцией, что позволяет сократить затраты на проведение модернизации (при условии использования старых насадных дисков).

    Кроме того, в объёме основной опции предусматривается установка в козырьки диафрагм сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД с приваркой уплотняющих усов на бандажи рабочих лопаток.

    В результате модернизации по основной опции достигается следующее:

    1. Увеличение максимальной электрической мощности турбины до 110 МВт и мощности теплофикационного отбора до 168,1 Гкал/ч, за счет сокращения промышленного отбора.
    2. Обеспечение надёжной и маневренной работы турбоустановки на всех эксплуатационных режимах работы, в том числе при минимально возможных давлениях в промышленном и теплофикационном отборах.
    3. Повышение показателей экономичности турбоустановки;
    4. Обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических показателей в течение межремонтного периода.

    Эффект от модернизации в объеме основного предложения:

    С максимальным
    теплофикационным отбором

    Увеличение КПД ЧСД

    Увеличение КПД ЦВД

    Дополнительные предложения (опции) по модернизации

    • Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений
    • Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом
    • Высокогерметичные уплотнения штоков регулирующих клапанов ЦВД

    Эффект от модернизации по дополнительным опциям

    Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений

    Увеличение мощности на 0,21-0,24 МВт
    — повышение КПД ЦВД на 0,3-0,4%
    — повышение надежности работы

    Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом

    Конденсационный режим:
    — увеличение мощности на 0,76 МВт
    — повышение КПД ЦСНД 2,1%

    Уплотнение поворотной диафрагмы

    Повышение экономичности турбоустановки при работе в режиме с полностью закрытой поворотной диафрагмой 7 Гкал/час

    Замена надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на сотовые

    Повышение КПД цилиндров (ЦВД на 1,2-1,4%, ЦСНД на 1%);
    — увеличение мощности (ЦВД на 0,6-0,9 МВт, ЦСНД на 0,2 МВт);
    — улучшение надёжности работы турбоагрегатов;
    — обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических
    показателей в течение межремонтного периода;
    — обеспечение надёжной, без снижения экономичности работы
    надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на переходных режимах,
    в т.ч. при аварийных остановах турбин.

    Замена регулирующих клапанов ЦВД

    Увеличение мощности на 0,02-0,11 МВт
    — повышение КПД ЦВД на 0,12%
    — повышение надежности работы

    Установка сотовых концевых уплотнений ЦНД

    Устранение присосов воздуха через концевые уплотнения
    — повышение надежности работы турбины
    — повышение экономичности турбины
    — стабильность достигнутых технико-экономических показателей
    в течение всего межремонтного периода
    — надёжная, без снижения экономичности работа концевых
    уплотнений ЦНД в переходных режимах, в т.ч. при аварийных
    остановах турбин

    Турбина паровая типа ПТ-60-130/13 – конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара. Номинальная мощность 60 000 кВт (60 МВт) при 3000 об./мин. Турбина предназначена непосредственно для привода генератора переменного тока типа ТВФ-63-2 мощностью 63 000 кВт, с напряжением на клеммах генератора 10500 В, монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Турбина снабжена регенеративным устройством — для подогрева питательной воды и должна работать с конденсационной установкой. При работе турбины без регулируемых отборов (чисто конденсационный режим) допускается нагрузка 60 МВт.

    Турбина паровая типа ПТ-60-130/13 спроектирована на следующие параметры:

    • давление свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном (АСК) 130 ата;
    • температура свежего пара перед АСК 555 ºС;
    • количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор (при расчетной темпера-туре на входе в конденсатор 20 ºС) 8000 м/ч;
    • ориентировочный максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 387 т/час.

    Турбина имеет два регулируемых отбора пара: производственный с номинальным давлением 13 ата и теплофикационный с номинальным давлением 1,2 ата. Производственный и теплофикационный отбор имеют следующие пределы регулирования давления:

    • производственный 13+3 ата;
    • теплофикационный 0,7-2,5 ата.

    Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, а часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления.

    Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска надсадные.

    Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством жесткой муфты. nРВД = 1800 об/мин., nРНД = 1950 об/мин.

    Цельнокованый ротор ЦВД турбины ПТ-60-130/13 имеет относительно длинный передний конец вала и лепестковую (безвтулочную) конструкцию лабиринтовых уплотнений. При такой конструкции ротора даже незначительные задевания вала за гребешки концевых или промежуточных уплотнений вызывают местный нагрев и упругий прогиб вала, следствием которого является вибрация турбины, сработка шипов ленточного бандажа, рабочих лопаток, увеличение радиальных зазоров в промежуточных и надбандажных уплотнениях. Обычно прогиб ротора появляется в зоне рабочих оборотов 800-1200 об/мин. во время пуска турбины или во время выбега роторов при ее останове.

    Турбина снабжается валоповоротным устройством , вращающим ротор со скоростью 3,4 об/мин. Валоповоротное устройство приводится во вращение от электродвигателя с короткозамкнутым ротором.

    Турбина имеет сопловое парораспределение . Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда пар по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам турбины. расположены в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины. Минимальный пропуск пара в конденсаторе определяется диаграммой режимов.

    Турбина снабжена промывочным устройством , допускающим промывку проточной части турбины на ходу, при соответственно сниженной нагрузке.

    Для сокращения времени прогрева и улучшений условий пуска турбины, предусмотрен фланцев и шпилек ЦВД, а также подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД. Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой при пусках и остановах турбины, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор.

    ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13

    МОЩНОСТЬЮ 80 МВт

    Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофи­кационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора пере­менного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.

    Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогревате­ли для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).

    Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.

    Турбина имеет регулируемые отборы пара: про­изводственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижний-0,3-1 кгс/см 2 абс.

    Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, уста­новленной в камере нижнего теплофикационного отбора.

    Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем — при включенном одном нижнем теплофи­кационном отборе.

    Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, кото­рые питаются паром из отборов турбины (регули­руемых и нерегулируемых).

    Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем по­казателям.

    Таблица 1 Таблица 2

    Параметры пара в камере отбора

    Количество отбираемого пара, т/ч

    Давление, кгс/см 2 абс.

    Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.

    При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температу­ре охлаждающей воды 20° С, полностью включен­ной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при ра­боте турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величи­ны регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного от­бора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производст­венного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутст­вии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофика­ционных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номиналь­ной мощности 80 МВт и отсутствии производствен­ного отбора максимальные теплофикационные от­боры составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при мак­симальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.

    Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125- 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545- 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и тепло­фикационных отборов пара до нуля.

    При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допуска­ется работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

    Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диа­граммой режимов.

    Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофика­ционного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего ко­леса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и дав­лениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикацион­ного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном от­боре с выключенным нижним теплофикационным отбором.

    Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.

    Лопаточный агрегат турбины рассчитан на ра­боту при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).

    Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49-50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.

    Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния-5 ч; через 48 ч простоя-3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя-2 ч 30 мин; через 6-8 ч про­стоя — 1 ч 15 мин.

    Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при усло­вии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диа­фрагме.

    Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приве­дены гарантийные удельные расходы тепла. Удель­ный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.

    Эксплуатация паровых турбин

    Эксплуатация паровых турбин должна быть организована в строгом соответствии с требованиями инструкций завода-изготовителя, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности и техники безопасности при обслуживании тепломеханического оборудования электрических станций и сетей, подготовленными для этой работы специалистами.

    На каждой электростанции в соответствии с вышеуказанными материалами разрабатываются местные инструкции по эксплуатации турбин с изложением правил пуска, останова, вывода в ремонт , возможных неполадок на оборудовании турбоагрегата и порядком их предотвращения и устранения, которые являются обязательными для обслуживающего персонала.

    Неполадки, препятствующие пуску турбины.

    Несмотря на различия в конструкциях турбин, схемах, вспомогательном оборудовании, существует общий для
    всех перечень дефектов и неполадок, которые должны устраняться до пуска.

    Пуск турбины запрещается:
    — при отсутствии или неисправности основных приборов, контролирующих протекание теплового процесса в турбине и ее механическое состояние (манометры, термометры, виброметры, тахометры и др.);
    — при неисправной системе смазки , т.е. должен быть произведен осмотр маслобака (уровень масла, указатель
    уровня), маслоохладителей, маслопроводов и т.д.;
    — при неисправной системе защиты по всем контурам, прекращающим подачу пара в турбину. Проверяется вся цепочка защиты от датчиков до исполнительных органов (реле осевого сдвига, вакуум-реле, автомат безопасности, атмосферные клапаны, стопорный и регулирующие клапаны, запорная арматура на паропроводах свежего пара, промперегрева , отборов);
    — при неисправной системе регулирования ;
    — при неисправном валоповоротном устройстве. Подача пара на неподвижный ротор может привести к его изгибу.

    Подготовка пуска турбины.

    Технология пуска турбины зависит от ее температурного состояния. Если температура металла турбины (корпуса ЦВД) ниже 150 °С, то считают, что пуск производится из холодного состояния. На это уходит не менее трех суток после ее останова.

    Пуском из горячего состояния соответствует температура турбины 400 °С и выше.

    При промежуточном значении температуры считается пуск из неостывшего состояния.

    Основной принцип проведения пуска – должен производиться со скоростью максимально возможной по условиям надежности (не навреди).

    Основной особенностью пуска неблочной турбины (ТЭС с поперечными связями) является использование пара номинальных параметров.

    Пуск турбины состоит из трех этапов: подготовительного, периода разворота с доведением оборотов до полных (3000 об/мин) и синхронизации (включение в сеть) и последующего нагружения.

    В подготовительный период проверяется общее состояние всего оборудования турбоустановки, отсутствие неоконченных работ, исправность приборов и сигнализаций. Прогрев паропровода и перепускных труб длится 1-1,5 часа. Одновременно готовится подача воды в конденсатор. Проверяется работа всех маслонасосов (кроме ГМН – на валу турбины), оставляют в работе пусковой маслонасос и включается валоповоротное устройство. Проверяются системы защиты и регулирования при закрытых главной паровой задвижке (ГПЗ) и отсутствии давления пара перед стопорным клапаном. Начинается набор вакуума. механизм управления выводится в минимальное положение, взводится автомат безопасности, открываются дренажи корпуса турбины.

    Толчок турбины.

    Толчок ротора (приведение его во вращение) производится либо открытием первого регулирующего клапана, либо байпасом ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах.

    Турбина выдерживается на малых оборотах (500-700), проверяются температурные расширения, прослушиваются уплотнения, корпуса, подшипники стетоскопом, показания приборов по маслу, температуре, давлению, относительным расширениям.

    Критические частоты валопровода нужно проходить быстро и после осмотра всех элементов турбины и при отсутствии отклонений от норм можно идти на разворот, постоянно прослушивая турбину. При этом разница температур между верхом и низом цилиндра не должна превышать 30-35 °С, между фланцем и шпилькой не более 20-30 °С. При достижении 3000 об/мин производится осмотр турбины, проводится проверка систем защиты и регулирования, опробуется ручное и дистанционное выключение турбины. Механизмом управления проверяется плавность перемещения регулирующих клапанов, проверяется срабатывание автомата безопасности подачей масла к бойкам, а при необходимости (положено по правилам) и повышением числа оборотов.

    При отсутствии замечаний на главный щит управления подается сигнал «Внимание! Готово». После включения генератора в сеть, производится нагружение турбины согласно инструкции.

    Пуск турбин с противодавлением.

    Пуск турбин с противодавлением производится двумя способами:
    — при отключении трубопровода противодавления турбину пускают с выбросом пара в атмосферу, пока давление в выходном патрубке не превысит давление пара в коллекторе (паропроводе) противодавления, после чего выхлоп переводят на этот коллектор;
    — второй способ заключается в том, что после прогрева паропровода до ГПЗ, турбину начинают прогревать с «хвоста» (выхлопа).

    Толчок ротора производится байпасом ГПЗ и после включения генератора в сеть турбина с противодавлением при малой нагрузке работает по электрическому графику. После проверки всех элементов и приборов турбоустановки и достижения нагрузки 15 % от номинала включается регулятор давления и переводят турбину на работу по тепловому графику.

    Таким образом, основная особенность пуска турбины с противодавлением заключается в отсутствии конденсатора.

    Особенности пуска блоков связаны с различиями в тепловых схемах блоков и неблочных турбин. Поэтому пуск блочных установок всегда осуществляют на скользящих параметрах, когда в процессе всего пуска параметры пара за котлом (перед турбиной) непрерывно изменяются, достигая номинальных значений иногда даже при номинальной нагрузке.

    Работа турбины.

    Эксплуатация паротурбинной установки состоит из пуска, работы с нагрузкой (нормальная работа) и остановки.

    Основной задачей персонала, обслуживающего турбоагрегат, является обеспечение заданной нагрузки при полной гарантии надежной, безопасной и максимально экономичной работы. О том, какую максимальную или минимальную нагрузку может нести турбина, Вы можете более подробно почитать в статье — Минимальная и максимальная нагрузка паровых турбин .

    Особенному контролю подлежат параметры, отклонение которых за допустимые пределы угрожает надежной работе турбины – это относительное удлинение ротора и его осевой сдвиг, вибрационное состояние агрегата.

    Постоянно контролируются параметры свежего пара, после промперегрева и внутри турбины, масла в системе регулирования и смазки, не допуская нагрева подшипников, работа уплотнений.

    В инструкции по эксплуатации определены вакуум, температура питательной воды, нагрев охлаждающей воды, температурный напор в конденсаторе и переохлаждение конденсата, т.к. от этого зависит экономичная работа турбины. Установлено, что ухудшение работы регенеративных подогревателей и недогрев питательной воды на 1 °С приводит к повышению удельного расхода теплоты на 0,01 %.

    Проточная часть турбины подвержена заносу солями, содержащимися в паре. Занос солями, кроме снижения экономичности, ухудшает надежность лопаточного аппарата и турбины в целом. Для очистки проточной части проводят промывки влажным паром. Но это очень ответственная, а потому и нежелательная операция.

    Нормальная эксплуатация турбины немыслима без тщательного контроля, ухода и регулярных проверок систем защиты и регулирования, поэтому необходим постоянный тщательный осмотр узлов и элементов регулирования, защит, парораспределительных органов, обращая внимание на течи масла, крепеж, стопорные устройства; производить расхаживание стопорных и регулирующих клапанов.

    Согласно ПТЭ, в сроки, установленные инструкцией, должны регулярно испытываться бойки автомата безопасности наливом масла и повышением числа оборотов турбины, проверяться плотность стопорных, регулирующих и обратных клапанов. Причем, обязательно после монтажа, до и после капитального ремонта. Стопорный и регулирующий клапаны могут не быть абсолютно плотными, но их совместное закрытие должно не допустить вращения ротора.

    Останов турбины.

    При останове турбины в горячий резерв желательно сохранить температуру металла как можно более высокой. Останов с расхолаживанием производится при выводе турбины в длительный резерв или для проведения капитального и текущего ремонтов.

    Перед остановом, по указанию начальника смены станции, согласно инструкции производится разгрузка турбины с отключением регулируемых отборов и регенерации.

    Снизив нагрузку до 10-15 % от номинальной и получив разрешение, воздействием на кнопку выключения прекращают подачу пара в турбину. С этого момента турбина вращается электрической сетью, т.е. генератор работает в режиме двигателя. Во избежание разогрева хвостовой части турбины необходимо очень быстро убедиться в закрытии стопорного, регулирующих и обратных клапанов на линиях отборов, а ваттметр указывает отрицательную мощность, т.к. генератор потребляет в этот период мощность из сети. После этого отключают генератор от сети.

    Если из-за неплотности клапанов, их зависания или по другим причинам в турбину поступает пар и по ваттметру на агрегате есть нагрузка, то отключать генератор от сети категорически запрещено, поскольку поступающего в турбину пара может оказаться достаточным для ее разгона.

    Необходимо срочно закрыть главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас, обтянуть задвижки на отборах возможно обстучать клапаны, убедиться что пар в турбину не поступает и только тогда отключают генератор от сети.

    При разгрузке турбины нужно внимательно следить за относительным сокращением ротора, не допуская до опасных пределов.

    После перевода турбины на холостой ход проводятся все необходимые по инструкции испытания. После отключения турбогенератора от сети начинается выбег ротора, при котором частота вращения снижается от номинальной до нуля. Это вращение происходит за счет инерции валопровода. Следует отметить, что вес вращающихся деталей турбины Т-175 вместе с роторами генератора и возбудителя составляет 155 т.

    Выбег ротора – важный эксплуатационный показатель, позволяющий судить о состоянии агрегата.

    Обязательно снимается кривая выбега – зависимость частоты вращения от времени. В зависимости от мощности выбег составляет 20-40 мин. При отклонении на 2-3 мин нужно искать причину и устранять.

    После останова ротора немедленно включается валоповоротное устройство (ВПУ), которое должно работать пока температура металла турбины не снизится ниже 200 °С.

    В процессе выбега и после производятся все остальные операции по маслу, циркуляционной воде и т.д. согласно инструкции.

    Аварийный останов турбины.

    При возникновении на турбоагрегате аварийной ситуации необходимо действовать согласно противоаварийной инструкции, в которой определен перечень возможных аварийных положений и меры по их ликвидации.

    При ликвидации аварийной ситуации нужно внимательно наблюдать за основными показателями работы турбины:
    — частота вращения, нагрузка;
    — параметры свежего пара и промперегрева ;
    — вакуум в конденсаторе;
    — вибрация турбоагрегата;
    — осевой сдвиг ротора и положение роторов относительно своих корпусов;
    — уровень масла в маслобаке и его давление в системах регулирования и смазки, температура масла на входе и сливе из подшипников и др.

    Противоаварийной инструкцией определяются способы аварийного останова в зависимости от аварийных обстоятельств – без срыва вакуума и со срывом вакуума, когда в выхлоп турбины и конденсатор впускают атмосферный воздух открытием задвижки.

    Аварийная остановка турбоагрегата производится путем немедленного прекращения подачи свежего пара в турбину кнопкой аварийного останова или дистанционно воздействием на электромагнитный выключатель, и, убедившись, что турбина отключена и не несет нагрузки подают сигнал на ГЩУ «Внимание! Машина в опасности!». После чего генератор отключается от сети. Обязательно закрывают главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас и задвижки на отборах.

    Дальнейшие операции по останову ведутся обычным способом.

    Срыв вакуума производится в случае, когда нужно ускорить останов ротора, например, при резком понижении уровня масла, при гидроударах в турбине, внезапно возникшей сильной вибрации, при резком осевом сдвиге ротора и т.д.

    При останове без срыва вакуума ротор турбины К-200-130 останавливается за 32-35 мин, а при срыве вакуума за 15 мин, но при этой операции происходит разогрев выхлопного патрубка за счет резкого возрастания плотности среды, что и приводит к торможению ротора. Поэтому останов турбины со срывом вакуума производится только в случаях, определенных противоаварийной инструкцией.

    ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

    УТВЕРЖДАЮ

    Технический директор ТЭЦ-2

    ________________А.Е.Дурных

    “_____”_______________2009 г.

    И Н С Т Р У К Ц И Я

    ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

    ПТ-80/100-130-13

    Срок действия установлен:

    Начальник КТЦ-2

    _________________ А.В.Удалов

    “____”_________________2009 г.

    Инструкцию должны знать: Продлен:

    1.Начальник смены станции. с________________________

    2.Начальник смены КТЦ-2 по_______________________

    3.Старший машинист т/о

    4. Машинист ЦТЩУ турбин Технический директор ТЭЦ-2

    5. Машинист-обходчик т/о,5 гр.,4гр. __________________________

    “_____”______________200 г.

    Начальник КТЦ-2

    “_____”_______________200 г .

    ВВЕДЕНИЕ

    Настоящая инструкция предназначена для эксплуатации турбины типа ПТ-80/100-130-13 и

    устанавливает основные требования,обеспечивающие надежную работу турбины под нагруз-

    кой,а также при пуске и останове ее.

    В инструкции дано краткое описание и порядок включения в работу основного и вспомога-

    тельного оборудования турбоустановки:турбины,системы регулирования,защит,масляной

    системы,конденсационной и регенеративной установок,регулируемых отборов и установки

    для подогрева сетевой и подпиточной воды.

    При эксплуатации турбины в качестве дополнительного материала следует использовать

    следующие технические документы:

    — “Описание системы регулирования турбины”;

    — “Инструкцию к валоповоротному устройству”;

    — “Инструкцию по обогреву фланцев и шпилек горизонтального разъема цилиндров паровых

    — “Инструкцию по хранению и расконсервации оборудования”;

    — “Инструкцию по затяжке крепежных деталей фланцев”;

    — “Условия защит и блокировок турбины и вспомогательного оборудования”;

    — “Технические описания и инструкции по эксплуатации специальной аппаратуры контроля

    турбины” (устройство контроля осевого сдвига РТ,разности расширений ротора и цилиндра

    В инструкции приняты следующие сокращения и обозначения:

    АВР автоматическое включение резерва

    АЗВ (СК) 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 турбины

    ОМ ограничитель мощности турбины

    ПВД подогреватель высокого давления

    ПМН пусковой масляный электронасос

    ПНД подогреватель низкого давления

    ПН охладитель пара уплотнений

    ПС охладитель пара уплотнений с эжектором

    ПСГ-1 сетевой подогреватель нижнего отбора

    ПСГ-2 сетевой подогреватель верхнего отбора

    ПЭН питательный электронасос

    РВД ротор высокого давления

    РД регулятор давления

    РК регулирующие клапаны

    РНД ротор низкого давления

    РОУ редукционно-охладительная установка

    РПДС реле падения давления масла в системе смазки

    РТ роторы турбоагрегата

    ЦВД цилиндр высокого давления

    ЦНД цилиндр низкого давления

    ЧНД часть низкого давления

    ЧСД часть среднего давления

    ЩУ щит управления

    ЭГП электрогидравлический преобразователь

    ЭКМ электроконтактный манометр

    Ро абсолютное давление пара перед АЗВ (СоК) кгс/см2

    Рпр абсолютное давление пара в камере производственного отбора,кгс/см2

    Рк абсолютное давление пара в конденсаторе,кгс/см2

    То температура пара перед АЗВ, ºС

    Тпр температура пара в камере производственного отбора,ºС

    Тв температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,ºС

    Дпр расход пара в производственный отбор,т/час

    До расход свежего пара на турбину,т/час

    Дт суммарный расход пара на ПСГ-1 и ПСГ-2,т/час

    Дв расход охлаждающей воды на конденсатор, м3/час

    Рт абсолютное давление пара в камере нижнего теплофикационного

    Рт абсолютное давление пара в камере верхнего теплофикационного

    n частота вращения РТ, об/мин

    Инструкция составлена на основании технической документации завода по типовой турбо-

    1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    1.1. Турбина паровая типа ПТ-80/100-130-13 конденсационная с регулируемыми отборами

    пара,производственным и двухступенчатым теплофикационным,номинальной мощностью

    80000 кВт (80 мВт) при 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода гене-

    ратора переменного тока мощностью 120000 кВт,монтируемого на общем фундаменте с

    1.2. Приемка изготовляемой турбины производится отделом технического контроля завода-

    изготовителя и оформляется актами,формулярами,сертификатами,удостоверяющими соот-

    ветствие качества изделия требованиям ТУ и технической документации на изготовление.

    1.3. На стенде завода турбина проходит контрольную сборку и необходимые испытания.

    1.4. Завод-изготовитель выполняет необходимые на время хранения и транспортирования анти-

    коррозионные покрытия внутренних поверхностей турбины и конденсатора,обеспечиваю-

    щие их сохранность в течение времени,указанного в ТУ.

    1.5. Проверка состояния оборудования при поступлении на склад заказчика производится наруж

    -ным осмотром упаковки,в комплектности при выдаче со склада заказчика в монтаж.

    1.6. Монтаж турбины на месте установки производится под техническим руководством персона-

    ла завода в соответствии со строительными нормами и правилами (СниП) и технической до-

    1.7. Пуск и обслуживание турбины после монтажа производится персоналом заказчика с ответ-

    ственностью за правильное обслуживание,в соответствии с требованиями данной инструк-

    1.8. В период пусковых,наладочных и сдаточных испытаний осуществляется наладка и проверка

    всего оборудования по согласованной программе и графику.

    1.9. Сдаточные испытания выполняются согласно ТУ.По окончании испытаний составляется

    1.10. Гарантийные испытания производятся согласно ТУ по согласованию с заводом-изготовите-

    1.11. Эксплуатация турбины должна производиться,согласно правилам технической эксплуата-

    ции электрических станций и сетей (ПТЭ) и рабочей инструкции по эксплуатации,отражаю-

    щей все требования заводов-изготовителей оборудования.

    1.12. При длительных простоях турбины после монтажа или в период эксплуатации должны быть

    обеспечены условия,исключающие коррозию деталей и узлов путем:

    — периодической прокачки масла через подшипники с вращением на ВПУ в течении 15 мин

    не реже одного раза в сутки;

    — включением ПМН с последующим открытием и закрытием всех сервомоторов путем воз-

    действия на МУТ не реже одного раза в неделю;

    — предотвращения скопления влаги в проточной части турбины,одним из методов,предус-

    мотренных типовой инструкцией по консервации оборудования стационарных электро-

    станций малой и средней мощности.Для этой цели могут быть использованы и другие ме-

    тоды,согласованные с заводом-изготовителем.

    1.13. Ресурс турбины,определяемый примененными для основных деталей жаропрочными мате-

    риалами и конструктивными особенностями, составляет 125000 часов.

    УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ.

    2.1 Эксплуатация турбины должна производиться в полном соответствии с заводскими инст-

    рукциями,правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и прави-

    лами техники безопасности эксплуатации теплосилового оборудования электростанций.

    2.2. Подъемные приспособления,поставляемые с турбиной,должны соответствовать требова-

    ниям технической документации,как и любые подъемные приспособления,применяемые

    при монтаже и ремонтах.

    2.3. Площадки,лестницы,трассировки и изоляция трубопроводов,размещение и изоляция обо-

    рудования должны пироектироваться с учетом требований техники безопасности.

    2.4. Эксплуатация турбины должна осуществляться обученным и аттестованным персоналом,

    допущенным к эксплуатации паровых турбин и вспомогательного оборудования в уста-

    2.5. Все горючие части турбины и трубопроводов должны быть покрыты тепловой изоляцией.

    Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45ºС.Кроме того,

    ЦВД и ЦНД закрываются специальной обшивкой из тонкой листовой стали.

    2.6. Трубы маслопровода,проходящие вблизи от горючих узлов и паропроводов должны быть

    тщательно защищены от попадания масла на горячие детали.Эти трубы должны быть пок-

    рыты защитными кожухами из листовой стали.

    Фланцевые соединения маслопроводов вне защищенных участков заключаются в специ-

    2.7.После монтажа и ремонта масляная система должна быть подвергнута гидравлическому

    испытанию.Система регулирования испытывается давлением 40 ати,а система смазки –

    давлением 3 ати.

    2.8. Все трубопроводы,работающие под давлением более 1 ати,должны подвергаться гидрав-

    лическому испытанию ,согласно указаниям в чертежах.

    2.9. Затяжку фланцев горизонтального разъема цилиндров турбины и фланцев клапанов

    следует производить по инструкции завода.

    2.10. Шум собственно турбины – примерно 85 дб при 1000 гц,если уровень шума,создаваемый

    остальным оборудованием турбоагрегата (генератор,питательные насосы и др.) не превы-

    шает указанной величины.

    ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ.

    3.1.1. Свежий пар от котла подается к отдельно стоящей паровой коробке,в которой расположен клапан АЗВ,откуда по перепускным трубам через РК ЦВД поступает в

    Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат.Паровпуск в обоих

    цилиндрах расположен со стороны корпуса 2,3 подшипников,что снижает осевые усилия

    на упорный подшипник.

    Турбина имеет сопловое парораспределение.Регулирующие клапана расположены в

    паровых коробках,которые приварены к корпусам цилиндров.Два клапана установлены на верхней части цилиндра и два клапана – по бокам в нижней части цилиндра.При ре-

    жиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час предусмотрен внутренний перепуск из

    камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный

    ЦВД литой конструкции из жаропрочной стали.Проточная часть ЦВД имеет одновенеч-

    ную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор,остальная часть направляется в ЦНД.

    Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапа-

    Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих

    клапанов ЦНД.Передняя часть ЦНД выполнена литой из высококачественной углеро-

    дистой стали.Выхлопная часть ЦНД- сварная. Проточная часть ЦНД состоит из трех

    — первая – до верхнего теплофикационного отбора,имеет регулирующую ступень и 7

    ступеней давления –ЧСД;

    — вторая – между теплофикационными отборами,промежуточный отсек,имеет 2 ступени

    — третья – часть низкого давления,имеет регулирующую ступень и 2 ступени давления —

    Давление теплофикационных отборов регулируется одной поворотной диафрагмой,рас-

    положенной перед частью низкого давления.

    РТ вращаются по часовой стрелке,если смотреть со стороны переднего подшипника турбины на генератор.Оба ротора РВДи РНД гибкие.РВД-цельнокованный.На РНД пер-

    вые 10 дисков откованны заодно с валом,3 последних диска – насадные.

    РВД и РНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий упорный

    Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД,расширение тур-

    Бины происходит в сторону переднего подшипника.

    3.1.2. Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах пара:

    — абсолютное давление свежего пара перед АЗВ- 130 ата;

    — температура свежего пара перед АЗВ — 555ºС;

    — количество охлаждающей воды,проходящей через конденсатор- 8000 м³/час при рас-

    четной температуре на входе в конденсатор 20ºС;

    — максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 470 т/час.

    Турбина имеет регулируемые отборы пара с пределами регулирования:

    — производственный 13±3 ата;

    — два теплофикационных: верхний 0,5÷2,5 ата,нижний 0,3÷1,0 ата.

    При номинальных параметрах свежего пара,охлаждающей воды,полностью включен-

    ной регенерации,полном использовании пропускной способности турбины и мини-

    мальном пропуске пара в конденсатор величины регулируемых отборов при номи-

    Инструкция по эксплуатации паровой турбины ПТ-60/75-90/13

    Страницы работы

    Содержание работы

    «Норильскэнерго» – филиал ОАО «ГМК «Норильский никель»

    Главный инженер ТЭЦ-3

    ИНСТРУКЦИЯ

    по эксплуатации турбины ПТ-60/75-90/13

    ПИ 608-50-12-2005

    Взамен И 388-50-12-02,

    Г. Норильск-2005г.

    «Норильскэнерго» – филиал ОАО «ГМК » Норильский никель»

    Теплоцентраль № 3
    Утверждаю:

    Главный инженер ТЭЦ-3

    ИНСТРУКЦИЯ

    по эксплуатации турбины ПТ-60/75-90/13

    ПИ 608-50-12-2005

    Инструкцию должны знать:

    · Начальник смены станции

    · Начальник смены КТЦ

    · Старший машинист турбинного отделения

    · Машинист ЦТЩУ (паровыми турбинами)

    · Машинист обходчик т/о

    · Машинист обходчик вспом. т/о

    Характеристика и описание турбины

    Системы регулирования и защиты турбины

    Краткое описание системы регулирования и защиты турбины

    Подготовка и включение в работу системы регулирования

    Техническое обслуживание системы регулирования и защит во время эксплуатации турбины

    Проверка системы защит турбины от повышения частоты вращения ротора

    Краткое описание масляной системы

    Подготовка и включение в работу масляной системы

    Техническое обслуживание масляной системы во время эксплуатации турбины

    Краткое описание конденсационной установки

    Подготовка и включение в работу конденсационной установки

    Техническое обслуживание конденсационной установки во время эксплуатации

    Пуск и эксплуатация турбины

    Общие указания по пуску и эксплуатации турбины

    Пуск турбины из холодного состояния

    Пуск турбины из неостывшего состояния

    Сброс и наброс нагрузки на турбине

    Общие указания по работе турбины с регулируемыми отборами пара

    Перевод турбины ТГ-6 в моторный режим (работа генератора в качестве синхронного компенсатора)

    Пуск и перевод турбины в моторный режим

    Контроль работы турбины в моторном режиме

    Вывод турбины из моторного режима

    Проверка плотности вакуумной системы турбоустановки избыточным давлением пара

    1. Характеристика и описание турбины.

    1.1. Турбина паровая ПТ-60/75-90/13 ст. № 6 ТЭЦ-3 (модернизированная на заводе) работает на паре, получаемом от утилизации тепла технологического процесса плавки на НМЗ. Пар на ТЭЦ поступает после группового пароперегревателя в количестве 250±25 т/час при температуре 450°С и давлении 70 кгс/см 2 абс.

    1.2. Тип турбины ПТ-60/75-90/13 – теплофикационная с двумя регулируемыми отборами пара, производственным и теплофикационным, номинальной мощностью 60000 кВт /60МВт/ предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока с частотой вращения ротора 3000 об/мин.

    1.3. Турбина рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах пара:

    · абсолютное давление пара перед стопорным клапаном (СК) — 61±2 кгс/см 2 ;

    · расчётная температура перед стопорным клапаном- 450±5 °С;

    · количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор при расчётной температуре на входе в конденсатор +20 °С- 8000 м 3 /час.

    1.4. Турбина имеет два регулируемых отбора пара:

    · производственный отбор с номинальным давлением – 13 кгс/см 2 абс.

    · пределы регулирования в нём составляют — 10-16 кгс/см 2 абс.

    · теплофикационный отбор с номинальным давлением 1,2 кгс/см 2 абс.

    · пределы регулирования в нём составляют — 0,7-2,5 кгс/см 2

    1.5. Турбина выполнена без отборов на регенерацию.

    Паровые турбины

    ПАРОВАЯ ТУРБИНА – это паровой двигатель, в котором лопатки ротора вращаются под действием струи пара и вырабатывают электрическую энергию. Компания «АГТ» предлагает паровые турбины с разными тепловыми циклами и составом, для применения во всех сферах промышленности: металлургическая, нефтеперерабатывающая, химическая промышленность, коммунальное хозяйство, на электростанциях, работающих на биомассе, на утилизационных станциях.

    Содержание

    Принцип работы паровых турбин

    Паровые турбины имеют следующий принцип работы: в паровом котле образуется пар и далее проходит через лопатки турбины под высоким давлением. В результате происходит вращение установки, которая производит механическую энергию. Эта энергия поступает в генератор и используется для выработки электричества. Мощность системы будет зависеть от того, какой перепад давления пара образуется на входе и выходе оборудования. Компания «АГТ» подберет паровую турбину исходя из принципа работы вашего предприятия и поставленных задач.

    Чтобы паровая турбина была эффективной и работала с минимальными потерями, пар должен подаваться с высокой температурой и давлением. Поэтому к котельному оборудованию предъявляются повышенные требования. Преимущества данной технологии производства электроэнергии заключаются в том, что есть возможность использовать любой спектр топлива, в том числе и твердое. Однако стоит учесть, что твердое топливо и нефтяные фракции способны снизить экологические показатели системы.

    Преимущества паровых турбин:

    Одно из преимуществ паровых турбин, что можно использовать разные виды топлива, для получения пара. Ведь главная задача – это обеспечение его бесперебойной подачи, согласно ТУ. Компания «АГТ» поможет подобрать паровую турбину по вашему техническому заданию. Паровые турбины заслуженно заняли свое место в российской промышленности, их хорошая эффективность определяется следующими преимуществами:

    • широкий выбор теплоносителя;
    • использование различных видов топлива: твердого, газообразного, жидкого;
    • большой диапазон мощностей;
    • высокая мощность;
    • долгий ресурс установки.

    Состав паровых турбин

    На самом деле основной состав паровых турбин примерно одинаковый на всех моделях. Паровая турбина состоит из корпуса, лопатки ротора и сопла. Пар проводится по трубопроводам к оборудованию из внешнего источника. Проходя через сопла, потенциальная энергия преобразуется в кинетическую энергию струи пара. Через специально спрофилированные лопатки из сопел вырывается пар и начинает вращать ротор. Вытекая с большой скоростью под углом к плоскости лопаток, пар приводит их в движение.

    В некоторых конструкциях паровая турбина имеет сопловой аппарат, состоящий из ряда неподвижных лопаток. Они расположены радиально и искривлены в направлении поступающего потока.

    Специалисты проектируют паровые турбины таким образом, чтобы они находились на одном валу с потребляющим энергию устройством. От прочности материалов, из которых изготовлены лопатки и диск, зависит скорость вращения рабочего колеса. Многоступенчатые турбины позволяют более эффективно преобразовывать энергию пара..Специалисты «АГТ» проектируют паровые турбины таким образом, чтобы они находились на одном валу с потребляющим энергию устройством. От прочности материалов, из которых изготовлены лопатки и диск, зависит скорость вращения рабочего колеса. Многоступенчатые турбины позволяют более эффективно преобразовывать энергию пара.

    Тепловые циклы паровых турби

    • Экологически чистый цикл Ранкина. Пар поступает в установку от внешнего источника. В этой ситуации между ступенями нет дополнительного прогрева и отмечаются потери тепла;
    • Цикл с промежуточным подогревом. Пройдя первые ступени, пар направляется в теплообменник для дополнительного подогрева. Далее он возвращается в оборудование, где и происходит окончательное расширение. При повышении температуры рабочего тела значительно повышается экономичность;
    • Цикл с промежуточным отбором, утилизацией тепла отработанного пара. При выходе из турбины пар имеет значительное количество тепловой энергии, которая рассеивается в конденсаторе. Некоторую часть энергии можно отобрать на промежуточных ступенях, а часть — при конденсации. Эту энергию можно использовать для технологических процессов.

    Необходимо обратить внимание и на конструкцию. Так как именно тут происходит расширение рабочего тела, необходим большой диаметр для пропуска увеличенного объемного расхода. Увеличение диаметра паровой турбины определено максимальными допустимыми напряжениями, которые обусловлены центробежными нагрузками.

    Применение паровых турбин

    Паровые турбины с небольшой мощностью успешно применяются во всех сферах промышленности. Успешно используются на предприятиях с когенерационным циклом в составе электростанций, для получения не только электрической, но и тепловой энергии, а так же на утилизационных станциях, использующих тепловую энергию технологических процессов. В настоящее время набирает популярность применение паровых турбин на возобновляемых источниках энергии. Компания «АГТ» спроектирует турбину, согласна вашего применения.

    Паровые турбины вращаясь с большой скоростью, обеспечивает высокий КПД. На тепловых электростанциях располагают электрогенераторы со скоростью вращения от 1500 до 6500 об/мин. На валу паровой турбины могут быть установлены вентиляторы, насосы, центрифуги, нагнетатели. В качестве понижающего редуктора может быть установлено низкоскоростное оборудование.

    Нужна более подробная информация — паровые турбины?

    Москва + 7 (499) 704-24-48
    Санкт-Петербург + 7 (812) 389-23-48
    Ростов на Дону + 7 (863) 303-48-46
    Казань + 7 (843) 202-37-55
    Красноярск + 7 (3919) 89-80-89
    Челябинск + 7 (351) 240-80-89
    Краснодар + 7 (8612) 05-69-05
    Калининград + 7 (4012) 65-80-99
    Самара + 7 (846) 300-23-73
    Новосибирск + 7 (383) 207-88-90
    Екатеринбург + 7 (343) 226-02-11

  • Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector