Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация энергетических блоков

Особенности останова турбины - Эксплуатация энергетических блоков

Оглавление
Эксплуатация энергетических блоков
Введение
Основные принципы организации режимов пуска блоков
Подготовка блока к пуску
Основные операции при пуске блока
Основные принципы организации режимов останова блоков
Особенности останова турбины
Работа блоков в стационарных режимах
Работа турбин под нагрузкой
Работа блоков в диапазоне допустимых нагрузок
Работа блоков на повышенных нагрузках
Работа блоков на скользящем давлении
Контроль за использованием мощности блоков
Работа блоков на топливах ухудшенного качества
Эксплуатация газомазутных котлов
Особенности работы газомазутных топочных камер со встречным и подовым расположением горелок
Опыт эксплуатации газомазутных котлов под наддувом
Коррозия поверхностей нагрева газомазутных котлов
Поддержание оптимальных температур уходящих газов и предварительного подогрева воздуха газомазутных котлов
Обеспечение взрывобезопасности газомазутных топочных камер
Эксплуатация пылеугольных котлов
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, работающих на слабореакционных топливах
Особенности сжигания углей ухудшенного качества пылеугольных котлов
Организация топочного режима котлов, сжигающих высокореакционные угли при жидком шлакоудалении
Сжигание газа и мазута в сбросных горелках
Высокотемпературная коррозия экранов НРЧ при сжигании сернистых твердых топлив
Особенности эксплуатации топочных устройств котлов, работающих на сильношлакующем подмосковном буром угле
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, сжигающих экибастузские каменные угли
Эксплуатация пылеугольных котлов при совместном сжигании твердого топлива с мазутом
Снижение присосов воздуха в топочную камеру и газоходы котлов
Очистка поверхностей нагрева котлов от наружных загрязнений
Эксплуатация подшипников скольжения паровых турбин
Эксплуатация систем гидроподъема роторов паровых турбин
Принудительное расхолаживание паровых турбин
Эксплуатация систем смазывания паровых турбин
Эксплуатация систем автоматического регулирования и защит паровых турбин
Эксплуатация подогревателей высокого давления
Эксплуатация поверхностных подогревателей низкого давления
Эксплуатация смешивающих подогревателей
Эксплуатация термических деаэраторов
Контроль за работой регенеративных подогревателей
Эксплуатация систем технического водоснабжения
Работоспособность металла оборудования
Работа металла оборудования в нестационарных режимах
Контроль состояния металла оборудования
Обследование и наладка паропроводов
Дефекты и отказы в работе металла поверхностей нагрева котлов и трубопроводов
Дефекты и отказы в работе металла паровых турбин
Дефекты и отказы в работе металла энергетической арматуры
Продление срока эксплуатации металла оборудования
Организация водно-химических режимов блока
Эксплуатация блоков на гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме
Эксплуатация блоков на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме
Организация контроля водно-химических режимов блоков
Состав эксплуатационных отложений пароводяных трактов блоков
Эксплуатационные химические очистки пароводяных трактов блоков
Защита пароводяных трактов блоков от стояночной коррозии

При плановом останове блока отключение генератора от сети производится после закрытия стопорных и регулирующих клапанов турбины при условии, что по показаниям приборов на генераторе нет вырабатываемой мощности.

В случае, если после закрытия стопорных и регулирующих клапанов генератор вырабатывает активную мощность, необходимо плотно закрыть ГПЗ, а также арматуру на всех трубопроводах, по которым возможно поступление пара в ЦВД, ЦСД или ЦНД турбины. После этого разрешается отключение генератора от сети. При необходимости снятия кривой выбега ротора турбины следует поддерживать давление в конденсаторе на уровне 4—10 кПа и постоянную температуру масла после маслоохладителей до полного останова ротора. Сразу после останова ротора турбины необходимо перейти на вращение его валоповоротным устройством. При останове турбины на период до 4 ч целесообразно во время останова поддерживать давление в конденсаторе иа уровне 15,0—28 кПа, подавая на концевые уплотнения ЦВД и ЦСД пар с температурой 320—350 °С, При останове блока без расхолаживания турбины и паропроводов необходимо непрерывно вращать ротор валоповоротным устройством в^течеине 36 ч после останова, Затем следует производить периодическое проворачивание ротора турбины на 180° через каждые 30 мин до достижения температуры наружного корпуса ЦВД в районе паровпуска ниже 200 °С. После прекращения проворачивания ротора турбины необходимо продолжать непрерывную подачу масла иа охлаждение подшипников турбины до понижения температуры паровпускной части наружного корпуса ЦВД до 150 °С. Операции по открытию дренажей и продувок из турбины и трубопроводов должны предотвращать скопление влаги в указанных полостях и не допускать неравномерного захолаживания отдельных элементов установки. Дренажи из трубопроводов I—IV отборов до обратных клапанов, а также продувки пароприемных камер блоков высокого и среднего давления и перепускных труб ЦВД необходимо открыть спустя 36—40 ч после останова турбины. Дренажи из корпусов ЦВД и ЦСД и продувочные линии из паропроводов свежего пара перед ГПЗ разрешается открыть после достижения температуры металла паровпускных частей ЦВД, ЦСД и паропроводов свежего пара ниже 200 °С. Остальные дренажи и продувки турбины должны быть открыты сразу после ее останова.
Аварийные остановы турбины производят как со срывом, так и без срыва вакуума в конденсаторе. Срыв вакуума в конденсаторе осуществляется путем подачи в него воздуха через специальный клапан и прекращения отсоса воздуха основными эжекторами. Срыв вакуума производится автоматически при срабатывании соответствующих защит или персоналом после отключения генератора от сети. Цель срыва вакуума — уменьшение времени выбега ротора турбины вследствие резкого повышения потерь иа трение и вентиляцию. Останов со срывом вакуума производится в случаях, когда длительное вращение ротора турбины может способствовать развитию аварии:
повышение частоты вращения ротора турбины сверх предела уставки срабатывания автомата безопасности (выше 56 с-1);
внезапное повышение вибрации турбины на 30 мкм;
недопустимый осевой сдвиг ротора;

недопустимое падение давления масла в системе смазки или недопустимое снижение уровня масла в масляном баке;
гидравлические удары в турбине или паропроводах;
явно слышимые металлические звуки и необычные шумы внутри турбины; появление искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений; внезапное повышение температуры масла на выходе из любого подшипника сверх 75 °С, или температуры баббита любой из колодок упорного подшипника, или вкладышей опорных подшипников свыше 100 °С;
воспламенение масла на турбине и невозможность немедленно ликвидировать пожар;
разрывы паропроводов свежего пара, промперегрева, отборов, трубопроводов основного конденсата, питательной воды, маслопроводов и невозможность отключения поврежденного участка.
Аварийные остановы турбины без срыва вакуума производятся: при недопустимом снижении вакуума в конденсаторе;
при относительном положении роторов, превышающем допустимые пределы, при достижении разности температур верхних и нижних образующих корпусов ЦВД или ЦСД более 35 °С;
при работе турбины с недопустимыми параметрами свежего пара или пара промежуточного перегрева;
при невозможности устранить появившиеся течи масла после 2 мин работы генератора в моторном режиме;
при закрытии какого-либо стопорного клапана высокого или среднего давления при его расхаживании и невозможности его открытия в течение 10 мин.
При останове необходимо осуществлять контроль за температурой баббита подшипников турбины, которая не должна превышать 90 °С, и за величиной прогиба ротора ЦВД и ЦСД по приборам эксцентриситета или с помощью индикаторов. Максимально допустимый прогиб консоли роторов высокого и среднего давления во время останова и при вращении валоповоротным устройством не должен превышать 0,08 мм (биение 0,16 мм) и 0,12 мм (биение 0,24 мм) для роторов ЦВД и ЦСД соответственно. При наличии биения ротора необходимо его выправлять, кратковременно останавливая в таком положении, чтобы выпуклая часть ротора находилась вверху.
Прогиб ротора должен тщательно контролироваться при пуске турбины даже после кратковременного останова. Пуск турбины с биением ротора высокого или, среднего давления более 0,05 мм недопустим, так как это может привести к остаточному прогибу ротора.   

Особенности останова блоков с расхолаживанием котла и паропроводов

Опыт эксплуатации показывает, что в 30—35% случаях всех остановов котлов СКД требуется их глубокое охлаждение для последующего проведения ремонтно-восстановительных работ. Расхолаживание котла только выпуском пара и вентиляцией топочной камеры тягодутьевыми машинами не обеспечивает достижения допустимого темпа остывания. Применяемое на электростанциях принудительное расхолаживание водой ускоряет процесс охлаждения пароводяного тракта. При этом необходимо, с одной стороны, обеспечивать высокий темп охлаждения котла до температур ниже 150°С, а с другой — выдерживать значения возникающих термических напряжений, не превышающие допустимых для любого элемента пароводяного тракта блока.

При останове, например, блока 300 МВт с расхолаживанием котла и паропроводов блок разгружают со скоростью 3 МВт/мин до 50 % номинала, затем переводят котел на питание от электронасоса (ПЭН), турбонасос останавливают. Разгрузку пылеугольного котла производят отключением пылепитателей горелок верхнего яруса. Одновременно включают мазутные форсунки нижнего яруса для обеспечения устойчивого горения. Разгрузку мазутного котла производят снижением давления мазута перед горелками с помощью регулирующего клапана. После исчерпания диапазона регулирования клапаном дальнейшее уменьшение тепловыделения в топочной камере производят отключением горелок верхнего яруса.
При нагрузке 40—50 % номинальной блок останавливают, отключают турбогенератор от сети, проверяют закрытие стопорных клапанов и ГПЗ, обеспаривают систему промперегрева, закрывают встроенную задвижку и проверяют открытие клапанов Др-1, Др-3. Затем постепенным открытием регулирующих клапанов на дренажах перед ГПЗ (РКД) начинают расхолаживание котла и паропроводов (выпуском пара из котла). После снижения температуры свежего пара до 400—420 °С включают питательный насос па рециркуляцию и устанавливают расход питательной воды на котел ≈8 % номинального (по 4 % на поток). Прокачку воды с этим расходом ведут исходя из снижения температуры среды за котлом до 300—320 “С. Затем полностью открывают РКД, увеличивают расход питательной воды до 12—15 % номинального и ведут прокачку воды исходя из снижения температур металлоемких элементов тракта до температуры питательной воды.
На блоках 800 МВт, где допустимые скорости охлаждения паросборных камер и паропроводов существенно меньше, применяют расхолаживание пароперегревателя и паропроводов путем подвода пара из коллектора собственных нужд через растопочный сепаратор РС-2 в пароводяной тракт со сбросом через ПСБУ в конденсатор. На заключительном этапе расхолаживание проводят водой с пониженным ее расходом.
Перечисленные способы не обеспечивают интенсивное расхолаживание тракта промежуточного перегрева пара, что увеличивает общую длительность охлаждения котла. Поэтому на ряде электростанций [1.17] пар из коллектора собственных нужд или растопочного сепаратора РС-2 направляют для принудительного расхолаживания тракта промежуточного перегрева. Иногда используют также способ воздушного расхолаживания, заключающийся в том, что холодный воздух просасывается через принудительно открытые предохранительные клапаны холодных паропроводов промперегрева и сбрасывается из горячих паропроводов в конденсатор турбины.



 
« Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах   Электрогидравлический динамический генератор »
электрические сети