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

Работа турбин под нагрузкой - 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 всех режимах турбина должна обеспечивать максимально возможную надежность и экономичность согласно нормативным показателям, для чего ведется периодический контроль за параметрами пара перед турбиной, вакуумом в конденсаторе, осевым и относительным положением роторов, вибрацией подшипниковых опор, температурами и давлениями масла в системах смазывания и регулирования, разностями и скоростями изменения температур металла в контрольных точках, работой уплотнений и др. В случае необходимости принимаются меры для поддержания их на требуемом уровне. Проверяется также готовность к включению резервного вспомогательного оборудования, средств технологической защиты, блокировок, дистанционного управления, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.
Для достижения высокой тепловой экономичности блоков обеспечивается поддержание номинальных давлений и температур свежего пара и пара промежуточного перегрева в широком диапазоне нагрузок.


В качестве примера на рис. 2.2 приведены значения относительных изменений удельного расхода теплоты от температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева, полученные по результатам испытаний турбины К-300-240 ХТЗ [2.1]. Изменения удельного расхода теплоты при изменении температур свежего пара и пара промежуточного перегрева даны для принятых в настоящее время начальных значений t0 = 540°С и tпп=540 °С. Поправки даны при постоянной мощности на клеммах генератора.
Допустимое снижение температуры пара промежуточного перегрева задается заводом из условия, чтобы влажность пара в последних ступенях ЦНД турбины не превышала значения, имеющего место при номинальной нагрузке, исходя из предотвращения эрозии лопаточного аппарата. Допустимое снижение температуры свежего пара при минимально допустимой нагрузке определяется прежде всего снижением температуры пара промежуточного перегрева. Кроме того, последние ступени ЦВД турбины не рассчитаны, в отличие от последних ступеней ЦНД, на условия работы при влажном паре, и такой режим представляет для них непосредственную опасность, так как из-за увеличения реактивности ступеней могут возникнуть опасные для турбины осевые усилия и затем повреждения упорного подшипника.
Возможные при эксплуатации нарушения режимов работы котла, связанные, например, с резким нарушением в соотношении подачи воды и топлива, ложной работой средств регулирования температур, иногда приводят к недопустимым снижениям температур пара перед турбиной. В этом случае поступление холодного пара может привести к быстрым изменениям температурного состояния паровпускных органов и ротора турбины, вызвать прогиб ротора и другие отрицательные последствия, связанные с резким охлаждением деталей турбины. Специальными защитами или оператором турбина в этих случаях должна быть немедленно остановлена.
При работе турбин эффективное значение вибрационной скорости  подшипниковых опор, измеренное штатными приборами, не должно превышать 4,5 мм/с; двойная амплитуда вибрации должна быть не более 30 мкм. В противном случае производится внеочередное тщательное измерение вибрации более точной аппаратурой для принятия по результатам этого обследования соответствующих мер. Кроме того, согласно ПТЭ ведутся плановые измерения вибрации подшипниковых опор турбины, генератора и возбудителя, не реже чем 1 раз в 3 мес, перед выводом агрегата в капитальный ремонт и после него, а также при заметном повышении вибрации подшипников [1.15].

Возникновение сильной вибрации турбины свидетельствует о повреждении ее проточной части (отрыве лопаток, сильных задеваниях, прогибе ротора и т. п.) или повреждениях в генераторе. При этом могут появиться посторонний шум внутри агрегата, дым и искры из уплотнения турбины и генератора. Последние явления могут иметь место и без значительного увеличения вибрации. Во всех этих случаях во избежание аварии агрегат должен быть немедленно остановлен.
При работе турбины нормальное состояние систем смазывания и регулирования обеспечивается регулярным контролем качества рабочей жидкости, своевременным использованием средств очистки и регенерации, сливом отстоя и др. Работа систем смазывания и регулирования контролируется по нескольким параметрам и обеспечивается развитой системой блокировок, защит и сигнализации. При этом масло на входе в подшипники должно иметь температуру 40—45 °С. При более низкой температуре повышается его вязкость и масляная пленка в подшипниках становится неустойчивой, что ведет к возникновению вибрации агрегата. Дополнительный контроль за работой систем смазывания и подшипников осуществляется по температурному состоянию масла, сливаемого из подшипников. Увеличение температуры на любом сливе до 75 °С требует немедленного останова турбины. По повышению температуры масла на сливе из упорного подшипника, а также температуры баббита колодок определяют на начальной стадии рост осевого усилия, которое может привести к серьезному повреждению в случае несвоевременного прекращения подачи пара в турбину.
Согласно ПТЭ для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже чем 1 раз в месяц проверяют значения давлений пара в контрольных ступенях турбины, которые не должны превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем на основе расчетов и эксплуатационного опыта. Постепенное повышение давления перед ступенью турбины при одном и том же расходе пара свидетельствует об уменьшении площади проходного сечения направляющих и рабочих лопаток этой и нескольких следующих за ней ступеней.
При превышении давления в контрольных точках сверх допустимых значений необходимо проводить промывку проточной части турбины. Если после такой промывки давление пара в какой-либо контрольной камере остается выше допустимого, необходимо произвести вскрытие турбины для проверки ее проточной части.
Работу подогревателей системы регенеративного подогрева воды определяют по температурному напору — разности температур насыщения при давлении греющего пара в подогревателе и выходящей из подогревателя воды. Отклонение значений температур питательной воды (конденсата) в отдельных подогревателях регенеративной системы от расчетных указывает на ухудшение экономичности турбины и может привести к снижению надежности самих подогревателей (недогрев в предыдущем подогревателе ведет к перегрузке последующего). Периодический контроль позволяет вести постоянное наблюдение за состоянием подогревателей и своевременно принимать необходимые меры для восстановления нормальной их работы. Температурный напор в подогревателях, определенный после ремонта, характеризует качество проведенного ремонта.
Для достижения максимальной экономичности и надежности турбины периодически (по графику) проверяют и уплотняют вакуумную систему. Присосы воздуха в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40—100% номинальной не должны превышать на турбинах 300, 500 и 800 МВт соответственно 30, 40 и 60 кг/ч. При этом плотность вакуумной системы оценивается измерением количества воздуха, отсасываемого эжекторами: непосредственным измерением дроссельным расходомерным устройством на выхлопе (в случае пароструйных эжекторов) и по характеристике эжектора (в случае водоструйных эжекторов) [1.16]. На работающей турбоустановке для поиска мест присосов используются галоидные течеискатели. Согласно [1.15] допускается ухудшение вакуума против нормативного значения не более чем на 0,5 % (абс.). В противном случае должна производиться чистка конденсатора. Оптимальный вакуум в конденсаторе обеспечивается поддержанием в чистом состоянии его трубной системы и трубных досок, минимальных присосов воздуха в вакуумную систему, оптимальных расходов охлаждающей воды. При определении оптимального для данного режима турбины расхода охлаждающей воды учитываются изменения затрат электроэнергии на привод циркуляционных насосов и выработки электроэнергии при соответствующих изменениях уровня вакуума в конденсаторе. Оптимальное количество охлаждающей воды зависит от нагрузки турбины (расхода пара в конденсатор) и температуры охлаждающей воды. Типовыми нормативными характеристиками регламентируется температурный напор — разность температуры насыщения при давлении пара на входе в конденсатор и температуры выходящей из конденсатора охлаждающей воды, который характеризует чистоту поверхности охлаждения. Снижение вакуума в конденсаторе турбины влечет за собой чрезмерный нагрев выхлопных частей ЦНД, перегрев лопаточного аппарата, значительные изменения относительного положения ротора и цилиндра. В турбинах СКД не допускается даже кратковременная работа с ухудшенным вакуумом. Предельное значение вакуума в конденсаторе для срабатывания защиты на отключение для большинства турбин СКД установлено на уровне 0,72 МПа (540 мм рт. ст.).
Контроль за присосами циркуляционной воды ведется путем химического анализа жесткости конденсата. Даже при незначительном количестве присасываемой циркуляционной воды жесткость конденсата турбины может выйти за пределы, разрешенные ПТЭ. Так, для турбин К-300-240 присос циркуляционной воды, имеющей жесткость, например, 300 мг/л (чистая речная, озерная воды), в количестве 8—10 л/ч, является недопустимым [1.16]. Присосы возможны через неплотности трубной системы конденсаторов: мест вальцовок, трещин материала вследствие агрессивного действия воды и др.
Согласно ПТЭ при отклонениях удельного расхода теплоты от установленных нормативов более чем на 1 %, а также после внесения существенных изменений в проточную часть турбины или тепловую схему установки проводят экспресс-испытан и я. Целью этих испытаний является корректировка существующей для данного типа турбин нормативной характеристики или разработка новой характеристики, если отличия от существующей касаются не только удельного расхода теплоты, но и других показателей работы: давления пара в отборах, характеристики парораспределения, поправок к мощности на давление отработавшего пара и др. При ожидаемом изменении экономичности менее чем на 1% корректировку характеристики производят, как правило, на основании расчета.



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