Оборудование турбинного цеха

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

турбинный цех оборудование

Введение

1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха

2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха

2.1 Технические характеристики турбины

2.1.1 Конструкция турбины

2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования

2.2.1 Насосное оборудование

2.2.2 Теплообменные аппараты

3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок

4. Эксплуатация турбоустановок

4.1 Подготовка турбоустановок к пуску

4.2 Пуск турбины

4.3 Действия персонала в аварийных ситуациях

5. Порядок допуска к ремонту и испытаниям

5.1 Вывод турбоустановки в ремонт

5.2 Проведение испытаний турбины

6. Требования по технике безопасности

7. Требования по пожарной безопасности

8. Краткая характеристика трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цехе

8.1 Условия эксплуатации и безопасного состояния режимов работы трубопроводов

8.2 Подготовка и порядок пуска трубопроводов

8.3 Обслуживание трубопроводов в нормальных условиях эксплуатации

8.4 Контроль за тепловыми перемещениями трубопроводов

8.5 Требования по технике безопасности при эксплуатации трубопроводов

8.6 Требования по технике безопасности при ремонте трубопровода

9. Экономика ТЭЦ

9.1 Тарифы

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Воронеж до Октябрьской революции 1917 года развивался в основном как купеческий город. Энергетика небольшого количества промышленных предприятий базировалась на механических двигателях. Жилье освещалось свечами и кое-где газовыми фонарями. В ноябре 1915 года в Воронеже была пущена первая электростанция мощностью 500 кВт. В 1917 году началось и в 1927 году закончилось устройство городской электростанции мощностью 5000 кВт. За тот же год электростанции от 200 кВт до 3000 кВт. Согласно первому пятилетнему плану в 1929 году началось проектирование, а в 1930 году - строительство Воронежской Государственной районной электростанции (ВоГРЭС), первая очередь которой была пущена в октябре 1933 года. Состояла она из двух паровых котлов ЛМЗ 110 т/ч, 30 атм, 425 °С и одной конденсационной турбины ЛМЗ типа ТН-165, 26 атмосфер с генератором 24000 кВт. В августе 1941 года мощность ВоГРЭС была доведена до проектной 49000 кВт за счет ввода в эксплуатацию котлов № 3 110 т/ч и № 4 150 т/ч и одной теплофикационной турбины АН-25 с генератором 25000 кВт. В начале Великой Отечественной войны турбина № 2 и котел № 4 были демонтированы и эвакуированы в город Караганду, в конце 1941 года был демонтирован и котел № 3 и отправлен на Кизеловскую ГРЭС. Работавший до последних дней турбогенератор № 1 6 июля 1942 года, день занятия города Воронежа фашистскими воинами, был подорван. Огнем противника электростанции были нанесены колоссальные разрушения. По освобождении города от фашистских захватчиков началось восстановление ВоГРЭС. В январе 1944 года она дала первую энергию, а в декабре 1948 года была восстановлена ее довоенная мощность. В 1950 году в связи с развитием промышленности началось расширение ВоГРЭС за счет установки оборудования высокого давления, состоящего из 5 паровых котлов ТП-170 100 атм и турбин ВПТ-25-1 с генераторами по 25000 кВт. В 1956 году мощность электростанции достигла 149000 кВт. В соответствии с характеристиками установленного оборудования в 1959 году ВоГРЭС была переименована в ТЭЦ-1. Будучи запроектированной для работы на антраците ТЭЦ-1 в 1966 году была реконструирована и для работы на природном газе. По третьему циклу расширения на ТЭЦ-1 было установлено четыре энергетических котла БКЗ-160-100 ГМ, две противодавленческие турбины ПР-29-90/10/0,9 с генераторами по 25000 кВт и пять водогрейных котлов ПТВМ-100. В 1970 году из экономических соображений произведено объединение Воронежских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в одну, под названием Воронежской ТЭЦ.

В настоящее время Воронежская ТЭЦ имеет мощность электрическую 180000 кВт и тепловую - 1656 Гкал/час (по горячей воде) и 1008 т/ч (по пару). Последний котел № 16 включен в работу - декабрь 1999 года БКЗ 160-1,4-300 ГМ. Турбина № 9 - октябрь 1982 года, ПР - 30(25)-90/10/0,9.

Основной работой любой электростанции является то, что ее промышленная продукция (электрическая и тепловая энергия) потребляется в момент производства и не может вырабатываться «на склад» или в резерв. Это значит, что электростанция в каждый данный момент времени должна вырабатывать энергии ровно столько, сколько потребляют ее промышленные предприятия, транспорт, сельское хозяйство, бытовые и другие потребители. Потребление электроэнергии у разных потребителей меняется во времени суток в течение года. Оно, как правило, снижается летом и возрастает в зимнее время, неравномерно изменяется в течение недели (снижается в выходные и праздничные дни) и даже в течение одних суток, завися от многих факторов.

1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха

Таблица 1

№ п/п	Наименование оборудования	Обозначение оборудования
1	2	3
1	Турбоагрегат № 3	ТА № 3
2	Турбоагрегат № 4	ТА № 4
3	Турбоагрегат № 5	ТА № 5
4	Турбоагрегат № 6	ТА № 6
5	Турбоагрегат № 7	ТА № 7
6	Турбоагрегат № 8	ТА № 8
7	Турбоагрегат № 9	ТА № 9
8	Турбогенератор № 3	ТГ № 3
9	Турбогенератор № 4	ТГ № 4
10	Турбогенератор № 5	ТГ № 5
11	Турбогенератор № 6	ТГ № 6
12	Турбогенератор № 7	ТГ № 7
13	Турбогенератор № 8	ТГ № 8
14	Турбогенератор № 9	ТГ № 9
15	Пусковой маслонасос ТА № 3	ПМН № 3
16	Пусковой маслонасос ТА № 4	ПМН № 4
17	Пусковой маслонасос ТА № 5	ПМН № 5
18	Пусковой маслонасос ТА № 6	ПМН № 6
19	Пусковой маслонасос ТА № 7	ПМН № 7
20	Пусковой маслонасос ТА № 8	ПМН № 8
21	Пусковой маслонасос ТА № 9	ПМН № 9
22	Электромасляный насос ТА № 3	ЭМН № 3
23	Электромасляный насос ТА № 4	ЭМН № 4
24	Электромасляный насос ТА № 5	ЭМН № 5
25	Электромасляный насос ТА № 6	ЭМН № 6
26	Электромасляный насос ТА № 7 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 7
27	Электромасляный насос ТА № 7 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 7
28	Электромасляный насос ТА № 8 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 8
29	Электромасляный насос ТА № 8 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 8
30	Электромасляный насос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 9
31	Электромасляный насос ТА № 9 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 9
32	Уплотняющий маслонасос ТА № 3	УМН № 3
33	Уплотняющий маслонасос ТА № 4	УМН № 4
34	Уплотняющий маслонасос ТА № 5	УМН № 5
35	Уплотняющий маслонасос ТА № 6	УМН № 6
36	Уплотняющий маслонасос ТА № 7	УМН № 7
37	Уплотняющий маслонасос ТА № 8	УМН № 8
38	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)	УМНА № 9
39	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 переменного тока (резервный)	УМНР № 9
40	Конденсатный насос № 3 «А» ТА № 3	КН № 3 «А»
41	Конденсатный насос № 3 «Б» ТА № 3	КН № 3 «Б»
42	Конденсатный насос № 4 «А» ТА № 4	КН № 4 «А»
43	Конденсатный насос № 4 «Б» ТА № 4	КН №4 «Б»
44	Конденсатный насос № 5 «А» ТА № 5	КН № 5 «А»
45	Конденсатный насос № 5 «Б» ТА № 5	КН № 5 «Б»
46	Конденсатный насос № 6 «А» ТА № 6	КН № 6 «А»
47	Конденсатный насос № 6 «Б» ТА № 6	КН № 6 «Б»
48	Подъемный насос ТА № 3	ПдН № 3
49	Подъемный насос ТА № 4	ПдН № 4
50	Подъемный насос ТА № 5	ПдН № 5
51	Подъемный насос ТА № 6	ПдН № 6
52	Сливной насос ТА № 7	СлН № 7
53	Сливной насос ТА № 8	СлН № 8
54	Сливной насос ТА № 9	СлН № 9
55	Газоохлаждающий насос ТА № 3	ГОН № 3
56	Газоохлаждающий насос № 4 «А» ТА № 4	ГОН № 4 «А»
57	Газоохлаждающий насос № 4 «Б» ТА № 4	ГОН № 4 «Б»
58	Газоохлаждающий насос № 5 «А» ТА № 5	ГОН № 5 «А»
59	Газоохлаждающий насос № 5 «Б» ТА№ 5	ГОН № 5 «Б»
60	Газоохлаждающий насос № 6 «А» ТА № 6	ГОН № 6 «А»
61	Газоохлаждающий насос № 6 «Б» ТА № 6	ГОН № 6 «Б»
62	Газоохлаждающий насос № 7 «А» ТА № 7	ГОН № 7 «А»
63	Газоохлаждающий насос № 7 «Б» ТА № 7	ГОН № 7 «Б»
64	Газоохлаждающий насос № 8 «А» ТА № 8	ГОН № 8 «А»
65	Газоохлаждающий насос № 8 «Б» ТА № 8	ГОН № 8 «Б»
66	Газоохлаждающий насос № 9 «А» ТА № 9	ГОН № 9 «А»
67	Газоохлаждающий насос № 9 «Б» ТА № 9	ГОН № 9 «Б»
68	Перекачной насос № 1	ПрН № 1
69	Перекачной насос № 2	ПрН № 2
70	Перекачной насос № 3	ПрН № 3
71	Перекачной насос № 4	ПрН № 4
72	Перекачной насос № 5	ПрН № 5
73	Перекачной насос № 6	ПрН № 6
74	Перекачной насос № 7	ПрН № 7
75	Перекачной насос № 8	ПрН № 8
76	Перекачной насос № 9	ПрН № 9
77	Перекачной насос № 10	ПрН № 10
78	Перекачной насос № 11	ПрН № 11
79	Смывной насос № 3	СмН № 3
80	Смывной насос № 4	СмН № 4
81	Эжектирующий насос № 2	ЭжН № 2
82	Эжектирующий насос № 3	ЭжН № 3
83	Эжектирующий насос № 4	ЭжН № 4
84	Эжектирующий насос № 5	ЭжН № 5
85	Бак низких точек	БНТ
86	Дренажный насос БНТ	ДНБНТ
87	Перекачной насос БНТ № 1	НБНТ № 1
88	Перекачной насос БНТ № 2	НБНТ № 2
89	Дренажный бак	ДБ
90	Подогреватель технической воды № 1	ПТВ № 1
91	Подогреватель технической воды № 2	ПТВ № 2
92	Подогреватель технической воды № 3	ПТВ № 3
93	Насос технической воды № 1	НТВ № 1
94	Насос технической воды № 3	НТВ № 3
95	Насос технической воды № 4	НТВ № 4
96	Насос технической воды № 5	НТВ № 5
97	Насос технической воды № 7	НТВ № 7
98	Насос технической воды № 8	НТВ № 8
100	Насос технической воды № 9	НТВ № 9
101	Пожарный насос № 1	Пож.Н № 1
102	Пожарный насос № 2	Пож.Н № 2
103	Пожарный насос № 3	Пож.Н № 3
104	Бойлерная установка № 1	БУ № 1
105	Бойлерная установка № 2	БУ № 2
106	Бойлерная установка № 3	БУ № 3
107	Бойлерная установка № 4	БУ № 4
108	Бойлерная установка № 5	БУ № 5
109	Основной бойлер № 1	ОБ № 1
110	Основной бойлер № 2 «А»	ОБ № 2 «А»
111	Основной бойлер № 2 «Б»	ОБ № 2 «Б»
112	Основной бойлер № 3 «А»	ОБ № 3 «А»
113	Основной бойлер № 3 «Б»	ОБ № 3 «Б»
114	Основной бойлер № 4	ОБ № 4
115	Основной бойлер № 5 «А»	ОБ № 5 «А»
116	Основной бойлер № 5 «Б»	ОБ № 5 «Б»
117	Пиковый бойлер № 1	ПБ № 1
118	Пиковый бойлер № 4 «А»	ПБ № 4 «А»
119	Пиковый бойлер № 4 «Б»	ПБ № 4 «Б»
120	Пиковый бойлер № 5	ПБ № 5
121	Летний сетевой насос	ЛСЭН
122	Сетевой насос № 1	СЭН № 1
123	Сетевой насос № 2	СЭН № 2
124	Сетевой насос № 3 «А»	СЭН № 3 «А»
125	Сетевой насос № 3 «Б»	СЭН № 3 «Б»
126	Сетевой насос № 4 «А»	СЭН № 4 «А»
127	Сетевой насос № 4 «Б»	СЭН № 4 «Б»
128	Сетевой насос № 4 «В»	СЭН № 4 «В»
129	Сетевой насос № 5 «А»	СЭН № 5 «А»
130	Сетевой насос № 5 «Б»	СЭН № 5 «Б»
131	Сетевой насос № 5 «В»	СЭН № 5 «В»
132	Конденсатный насос № БУ № 1 «А»	КНБ № 1 «А»
133	Конденсатный насос № БУ № 1 «Б»	КНБ № 1 «Б»
134	Конденсатный насос № БУ № 2 «А»	КНБ № 2 «А»
135	Конденсатный насос № БУ № 2 «Б»	КНБ № 2 «Б»
136	Конденсатный насос № БУ № 2 «В»	КНБ № 2 «В»
137	Конденсатный насос № БУ № 4 «А»	КНБ № 4 «А»
138	Конденсатный насос № БУ № 4 «Б»	КНБ № 4 «Б»
139	Конденсатный насос № БУ № 5 «А»	КНБ № 5 «А»
140	Конденсатный насос № БУ № 5 «Б»	КНБ № 5 «Б»
141	Подпиточный насос № 1	ПпН № 1
142	Подпиточный насос № 2	ПпН № 2
143	Подпиточный насос № 3	ПпН № 3
144	Подпиточный насос № 4	ПпН № 4
145	Подпиточный насос № 5	ПпН № 5
146	Подпиточный насос № 6	ПпН № 6
147	Насос-дозатор гидразина № 5	НДГ № 5
148	Насос-дозатор гидразина № 6	НДГ № 6
149	Насос-дозатор гидразина № 7	НДГ № 7
150	Насос-дозатор гидразина № 8	НДГ № 8
151	Насос-дозатор гидразина № 9	НДГ № 9
152	Насос сбора и откачки гидразина	НОГ
153	Насос-дозатор гидразина № 10	НДГ № 10
154	Насос-дозатор гидразина № 11	НДГ № 11
155	Питательный электронасос № 5	ПЭН № 5
156	Питательный электронасос № 6	ПЭН № 6
157	Питательный электронасос № 6 «А»	ПЭН № 6 «А»
158	Питательный электронасос № 7	ПЭН № 7
159	Питательный электронасос № 8	ПЭН № 8
160	Питательный электронасос № 9	ПЭН № 9
161	Питательный электронасос № 10	ПЭН № 10
162	Питательный электронасос № 11	ПЭН № 11
163	Питательный электронасос № 12	ПЭН № 12
164	Питательный электронасос № 13	ПЭН № 134
165	Питательный электронасос № 14	ПЭН № 14
166	Эленктромасляный насос № 5«А» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«А»
167	Эленктромасляный насос № 5«Б» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«Б»
168	Эленктромасляный насос № 6«А» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«А»
169	Эленктромасляный насос № 6«Б» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«Б»
170	Эленктромасляный насос № 6«А»/1 ПЭНа № 6 «А»	ЭМНП № 6 «А»/1
171	Эленктромасляный насос № 7 ПЭНа № 7	ЭМНП № 7
172	Эленктромасляный насос № 8«А» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«А»
173	Эленктромасляный насос № 8«Б» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«Б»
174	Эленктромасляный насос № 9«А» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«А»
175	Эленктромасляный насос № 9«Б» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«Б»
176	Эленктромасляный насос № 10«А» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«А»
177	Эленктромасляный насос № 10«Б» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«Б»
178	Эленктромасляный насос № 11«А» ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«А»
179	Эленктромасляный насос № 11«Б»ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«Б»
180	Эленктромасляный насос № 12 ПЭНа № 12	ЭМНП № 12
181	Береговая насосная	БН
182	Циркуляционный насос № 1	ЦЭН № 1
183	Циркуляционный насос № 2	ЦЭН № 2
184	Циркуляционный насос № 3	ЦЭН № 3
185	Циркуляционный насос № 4	ЦЭН № 4
186	Циркуляционный насос № 5	ЦЭН № 5
187	Циркуляционный насос № 6	ЦЭН № 6
188	Дренажный насос № 1 БН	ДНБН № 1
189	Дренажный насос № 2 БН	ДНБН № 2
190	Дренажный насос № 3 БН	ДНБН № 3
191	Дренажный насос № 4 БН	ДНБН № 4
192	Дренажный насос № 3 «А»	ДНБН № 3 «А»
193	Насос смыва сеток № 1 БН	НСБ № 1
194	Насос рыбозащиты	НРЗ
195	Насос смыва сеток № 2 БН	НСБ № 2
196	Перекачной насос № 1 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 1
197	Перекачной насос № 2 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 2
198	Перекачной насос № 3 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 3
199	Перекачной насос № 4 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 4
200	Дренажный насос № 1 оборотной системы маслоохладителей	ДНМ № 1
201	Дренажный насос № 2 оборотной системы маслоохладителей	ДНМ № 2
202	Перекачной насос № 1 оборотной системы ГЗУ	ПрНГ № 1
203	Перекачной насос № 2 оборотной системы ГЗУ	ПрНГ № 2
204	Дренажный насос оборотной системы ГЗУ	ДНГ
205	Эксгаустер ТГ № 3	Эк № 3
206	Эксгаустер ТГ № 4	Эк № 4
207	Эксгаустер ТГ № 5	Эк № 5
208	Эксгаустер ТГ № 6	Эк № 6
209	Эксгаустер ТГ № 7	Эк № 7
210	Эксгаустер ТГ № 8	Эк № 8
211	Эксгаустер ТГ № 9	Эк № 9
212	Деаэратор № 1	Д-р № 1
213	Деаэратор № 4	Д-р № 4
214	Деаэратор № 5	Д-р № 5
215	Деаэратор № 6	Д-р № 6
216	Деаэратор № 7	Д-р № 7
217	Деаэратор № 8	Д-р № 8
218	Деаэратор № 9	Д-р № 9
219	Деаэратор № 10	Д-р № 10
220	Деаэратор № 11	Д-р № 11
221	Деаэратор № 12	Д-р № 12
222	Деаэратор № 13	Д-р № 13
223	Деаэратор № 15	Д-р № 15
224	Деаэратор № 16	Д-р № 16
225	Расширитель дренажей среднего давления	РСД
226	Расширитель дренажей низкого давления	РНД

2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха

2.1 Технические характеристики турбины

Турбина типа ПР 20-90/10/0,9М с промышленным регулируемым отбором пара, активного типа. Завод-изготовитель - Калужский турбинный завод.

Мощность: номинальная - 20 МВт; максимальная - 24 МВт. Номинальная частота вращения роторов - 3000 об/мин. Расход острого пара на турбину: номинальный - 134 т/ч; максимальный - 182 т/ч. Номинальные параметры острого пара перед автоматическими стопорными клапанами (АСК): давление - 90 ата; температура - 515 С. При работе турбины блочно с котлом № 15 допускается повышение температуры острого пара до 535 С.

Отборы пара:

А) Первый, нерегулируемый после 2-ой ступени на ПВД-5 с давлением 31 ата и температурой 410 С;

Б) Второй, нерегулируемый после 6-ой ступени на ПВД-4 с давлением 17 ата и температурой 330 С;

В) Третий, регулируемый после 8-ой ступени в производственный отбор с давлением 8-13 ата и температурой 260 С;

Г) Четвертый, нерегулируемый после 12 ступени на ПНД с давлением 5 ата и температурой 184 С;

Д) После 15-ой ступени пар подается в п/провод теплофикационного отбора с давлением 0,9-2,5 ата;

Е) На сальниковый подогреватель (СП) пар направлен с концевых уплотнений турбины с давлением 1,07 ата.

Количество отбираемого пара:

Производственный отбор:

- при номинальном давлении 10 ата и температуре 260С расход пара в отбор составляет 48 т/ч;

- допускается при номинальных параметрах острого пара увеличение расхода пара в П-отбор до 120 т/ч с одновременным уменьшением отбираемого пара из противодавления до 20 т/ч.

Теплофикационный отбор (противодавление):

- при номинальном давлении 1,2 ата расход пара отбираемого из противодавления составляет 58 т/ч;

- допускается, при номинальных параметрах острого пара, увеличение расхода пара в Т-отбор до 110 т/ч при этом величина П-отбора должна быть не менее 35 т/ч при давлении 10 ата. При П - отборе равном нулю, указанный выше расход в Т-отбор 110 т/ч, возможен при электрической нагрузке не более 20 МВт.

Расход пара на подогреватели регенерации:

- на ПВД-5 - 9,42 т/ч;

- на ПВД-4 - 8,58 т/ч;

- на ПНД - 11 т/ч;

- на СП - 1,1 т/ч.

При расходе питательной воды 195 т/ч (107% от расхода пара на турбину) нагрев её составляет 215+/-10С. Ёмкость маслобака 10 м³. Ёмкость масляной системы 12 м³. Номинальное давление масла:

- на смазку - 1,0 кгс/см2;

- на регулирование - 10 кгс/см2;

- на всасе насоса регулятора - 1,35 кгс/см2.

Номинальная температура масла после маслоохладителей - 40С. Валоповоротное устройство (ВПУ) допускает повторный пуск турбины через любое время после её останова. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 50 Гц.

Турбина снабжена следующими защитами:

- от повышения частоты вращения выше 3300-3360 об/мин;

- от изменения величины осевого сдвига ротора +/- 0,8 мм;

- от понижения давления масла на смазку подшипников до 0,35кгс/см²;

- от понижения давления масла в системе регулирования до 3 кгс/см² (закрываются стопорные клапаны);

- от понижения давления масла за инжектором на всасе насоса регулятора до 0,25 кгс/см²;

При срабатывании цепей защит генератора происходит закрытие обоих АСК, клапанов-захлопок на п/проводах отборов и задвижек ГПЗ №1 и № 103.

Согласно ПТЭ, п. 6.3.3., «На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам мощности…». Регулирование текущего режима работы осуществляется машинистом турбины путем непосредственного воздействия на механизм управления турбиной (МУТ) по распоряжению НСС или дежурным персоналом главного щита управления путем воздействия на ключ управления электроприводом МУТ. Согласно ПТЭ, п. 6.3.4., «Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми электростанциями путём изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов…». Приказом РАО «ЕЭС России» № 524 от 18.09.02 г. (п. 7.2.) предписано считать нормативными следующие показатели:

- нормальный уровень частоты 50,00±0,05 Гц;

- допустимый уровень частоты 50,00±0,2 Гц;

- время восстановления нормального уровня частоты не более 15 минут.

Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты электрического тока при нарушении баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной диапазона регулирования. Первичное регулирование осуществляется за счёт автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин. Небаланс, возникающий между нагрузками турбо- и котлоагрегатов должен устраняться за счёт автоматического изменения паропроизводительности котлов.

На турбоагрегат ст. №№ 3-6 проверена настройка регуляторов частоты вращения турбин в соответствии с требованиями п.4.4.3 ПТЭ, а на одном - двух котлах постоянно включена в работу автоматика топлива. При изменении частоты электрического тока в энергосистеме в пределах от нормального уровня до допустимого, регуляторы турбин увеличивают или уменьшают подачу пара в турбину, изменяя мощность, выдаваемую генератором в сеть. Частота вращения роторов ТА восстанавливается до величины, предшествующей изменению. Диапазон регулирования турбоагрегатов ВТЭЦ-1 составляет ±10 % от установленной (номинальной) мощности турбины, т.е. 25+2,5 МВт. Регулирование возможно только при наличии резерва мощности на турбоагрегатах и котлах. Следовательно, котлы и турбоагрегаты станции, участвующие в ОПРЧ, в нормальном режиме не должны работать с максимальной нагрузкой. При увеличении расхода пара на турбину понижается давление в главном паропроводе (ГПП) станции. Под воздействием автоматики топлива котлы увеличивают выработку пара - давление в ГПП восстанавливается. По времени этот процесс на станции длится от трёх до семи минут, в зависимости от величины первоначального снижения давления. При уменьшении расхода пара на турбину давление в ГПП повышается - котлы с включённой автоматикой снижают нагрузку. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанции должен вмешиваться в процесс первичного регулирования частоты только в следующих случаях:

- по распоряжению НСС (с разрешения диспетчера Воронежского РДУ);

- при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы;

Восстановление заданной графиком мощности воздействием на МУТ разрешается после восстановления нормального значения частоты.

2.1.1 Конструкция турбины

Турбина ПР-20-90/10/0,9М является активной, пятнадцатиступенчатой, с тремя нерегулируемыми и одним регулируемым (производственным) отбором. Турбина работает в противодавление на т/провод теплофикационного отбора. Проточная часть турбины состоит из одной двухвенечной регулирующей ступени скорости и четырнадцати ступеней давления. Камерой регулируемого отбора турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть среднего давления (ЧСД). ЧВД включает в себя клапанное парораспределение с рычажным приводом и проточную часть, состоящую из восьми ступеней. ЧСД включает в себя парораспределение, выполненное в виде поворотной диафрагмы с рычажным приводом, и проточную часть, состоящую из семи ступеней. Парораспределение ЧВД и ЧСД приводится в действие двумя сервомоторами, расположенными в общем, блоке регулирования на крышке переднего подшипника. Ротор турбины состоит из вала и дисков с рабочими лопатками. На валу между дисками выполнены проточки под лабиринтовые уплотнения. Рабочее колесо главного масляного насоса-регулятора выполнено заодно с валом и одновременно является гребнем упорного подшипника. На крышке второго подшипника смонтировано ВПУ с гидравлическим приводом. Тепловое расширение корпуса турбины происходит в сторону переднего подшипника и контролируется прибором абсолютного теплового расширения. Для предотвращения протечек пара из передней и задней частей корпуса турбины в местах выхода концов ротора установлены переднее и заднее лабиринтовые уплотнения. Пар из 1-ой коробки переднего уплотнения отводится в камеру второго отбора; из 2-ой коробки переднего уплотнения - в сальниковый подогреватель; из 3-ей коробки переднего и 1-ой коробки заднего уплотнения - на эжектор отсоса из уплотнений. Система маслоснабжения турбоагрегата предназначена для обеспечения смазкой подшипников турбины и генератора, для снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты (см. приложение к инструкции) и подачи масла на уплотнения генератора (см. Инструкцию по эксплуатации масляных уплотнений генератора).

2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования

2.2.1 Насосное оборудование

а) Сливной насос (СлН)

Тип: КС-12-110-4

Производительность: 12 м³/ч

Напор: 11,0 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 70 А

б) Газоохлаждающие насосы (ГОН)

Тип: К-290-18

Производительность: 290 м³/ч

Напор: 1,8 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 42

в) Электромасляные насосы

Таблица 2

Наименование	ЭМНР Резервный, переменного тока	ЭМНА Аварийный, постоянного тока
Тип	Ш-40-6-18/4Б	Ш-40-6-18/4Б
Производительность	18 м3/ч	18 м3/ч
Напор	4,0 кгс/см2	4,0 кгс/см2
Мощность	3,0 кВт	3,2 кВт
Сила тока	18,5 А	12,4 А

г) Пусковой маслонасос (ПМН)

Тип: 3В-125/16-1

Производительность: 125 м³/ч

Напор: 16,0 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 11 А

2.2.2 Теплообменные аппараты

Таблица 3

Наименование оборудования	Маркировка	Тип	«Р» в корпусе кгс/см2	«Т» в корпусе С	«Р» в трубн.эл. кгс/см2	«Т» в трубн. эл. С
Подогреватель низкого давления	ПНД	ПН-130-16-9	9,0	400	16,0	169
Сальниковый подогреватель	СП	ПВ-39	0,9	140	12,8	105
Эжектор отсоса из уплотнений	ЭО	ЭО-50	6,0	400	16,0	120

Эжектор предназначен для отсоса пара из концевых уплотнений турбины. В трубный элемент эжектора подается обессоленная (химически очищенная) вода. Конденсат греющего пара через трубопроводы, имеющие гидрозатворы, отводится в дренажную систему цеха на бак низких точек. Подогреватель низкого давления предназначен для подогрева воды до 125-130С, подаваемой перекачными насосами из деаэраторов среднего давления в деаэраторы высокого давления. Пар в ПНД подается из камеры 12-ой ступени с давлением 5 кгс/см2 и температурой 184С. Конденсат греющего пара сливается в корпус сальникового подогревателя или под давлением пара выдавливается в деаэраторы среднего давления. Сальниковый подогреватель предназначен для подогрева обессоленной (химически очищенной) воды паром из концевых уплотнений турбины. Конденсат греющего пара сальникового подогревателя и конденсат, поступающий, от ПНД откачивается сливным насосом. Маслоохладители предназначены для охлаждения масла, подаваемого на подшипники турбины. Охлаждающая вода с давлением 1-1,5 кгс/см² подается и отводится через водяные камеры, проходя через трубную систему. Масло от напорной линии главного масляного насоса-регулятора проходит через корпус маслоохладителя с давлением 10 кгс/см², омывая трубки, и охлаждается до температуры 40С. Устройство, назначение и принцип работы подогревателей высокого давления см. в Инструкции по эксплуатации ПВД.

3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок

Давление:

- рабочее: 85-95 ата;

- аварийное максимальное: 100 ата.

Температура:

- рабочая: 510-520 С;

- аварийная максимальная: 540 С;

- аварийная минимальная: 470 С (при номинальном давлении).

Допускается длительная работа турбины с номинальной и любой меньшей нагрузкой при следующих отклонениях начальных параметров, при одновременном изменении в любых сочетаниях давления в пределах 85-95 ата, температуры в пределах 510-540С. Допускается одновременное снижение начального давления и температуры свежего пара при определенной нагрузке турбоагрегата согласно следующей таблицы 4:

Таблица 4

Начальное давление, ата	Начальная температура, С	Нагрузка электрическая МВт
90	510	24
80	505	21
70	485	18
60	470	15
55	460	12
50	445	9
45	435	6
40	415	3
35	400	0

Максимальное давление за регулирующей ступенью 50 кгс/см². Допустимое отклонение давления пара в отборах:

- производственном - 8-13 ата;

- противодавления - 0,9-2.5 ата.

Не допускается работа турбогенератора при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 Гц. Работа турбины на холостом ходу при давлении острого пара 100 ата и температуре 545С допускается кратковременно не более 30 мин., при этом общая продолжительность работы на таких параметрах должна составлять не более 200 часов в год.

Уровень масла в маслобаке:

- номинальный: «50»-«100»;

- максимальный: «240»;

- минимальный аварийный: «20».

Давление масла:

- минимальное на регулирование: 7,5 кгс/см²;

- минимальное на смазку: 0,35 кгс/см²;

- минимальное на всасе насоса-регулятора: 0,75 кгс/см²;

- аварийное на всасе насоса-регулятора: 0,3кгс/см².

Температура масла после маслоохладителей:

- номинальная: 38-45С;

- максимальная: 50С;

- минимальная: 35С.

Максимальное отклонение относительного расширения ротора турбины +/-2,5 мм. Максимальное отклонение осевого сдвига +/-0,8 мм. Работа турбины в безпаровом режиме допускается не более 3 мин. Минимальный перепад давления «масло-газ» в системе уплотнения вала генератора 0,3 кгс/см². Максимальная температура вкладышей подшипников 80С. Максимальная температура масла на сливе из подшипников 65С. Максимальная вибрация 11,2 мм/с.

Критические числа оборотов ротора:

- 2020 об/мин (ротора турбины);

- 2450 об/мин системы «ротор турбины - ротор генератора».

Случаи аварийного отключения ПНД и СП:

- при повышении давления в корпусе или трубном элементе и невозможности его снижения;

- при образовании в корпусе неплотности, выпучин, разрыва прокладок;

- при образовании неплотности в трубном элементе;

- при возникновении пожара, угрожающего подогревателю.

4. Эксплуатация турбоустановок

Пуск турбины запрещается в случаях:

- отклонения показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;

- неисправности хотя бы одной из защит, действующей на останов турбины;

- наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

- при неисправности любого из маслонасосов или устройств их АВР;

- отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла, ниже установленного заводом изготовителем;

- отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Пуск турбин, остановленных из-за повышения (изменения) вибрации, осуществляется только после детального анализа причин остановки и при наличии письменного разрешения главного инженера ТЭЦ, сделанного в оперативном журнале им собственноручно. Пуск турбины осуществляется под руководством начальника цеха или его заместителя. Пуск турбины после капитального ремонта или среднего ремонта проводится под контролем главного инженера, с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по ТЭ и ТБ.

4.1 Подготовка турбоустановок к пуску

Перед пуском турбины необходимо:

Проверить закрытие заявки, нарядов (если на турбоагрегате проводились ремонтные работы). Тщательно осмотреть турбину, генератор, возбудитель, трубопроводы и вспомогательное оборудование. Проверить наличие КИП и включенное их состояние. Проверить работу командного аппарата и МУТ от электродвигателя с ГЩУ. Проверить готовность средств пожарной защиты, а также наличие и исправность кожухов на фланцевых соединениях маслопроводов и металлической изоляции паропроводов, расположенных вблизи маслосистемы. Осмотреть маслосистему на предмет плотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. Проверить состояние тяг и рычагов, положение кронштейнов и крепежа органов парораспределения.

Закрыть задвижки (проверить закрытие):

- на трубопроводах всех отборов;

- по пару и питательной воде к промывочному устройству;

- на паропроводе к эжектору;

- на трубопроводах охлаждающей воды к маслоохладителям и газоохладителям.

Проверить открытие всех дренажей турбины и главного паропровода.

Подготовка масляной системы турбоагрегата.

Проверить уровень масла в маслобаке, слить отстой воды. Проверить открытие задвижек по маслу на входе и выходе маслоохладителей. Выпустить воздух из верхней части маслоохладителей. Подготовить к включению ПМН, ЭМНР, ЭМНА. Подготовить к включению УМНР, УМНА и маслосистему уплотнения вала генератора. Включить в работу ПМН. Убедиться, что насос создает давление в системе регулирования не ниже 7кг/см², при этом давление масла в системе смазки должно составлять не менее 1,0 кг/см². Проверить, что с пуском ПМН, регулирующие клапаны ЧВД и поворотная диафрагма открылись. По шкале у сервомоторов проверить полноту хода ЧВД, ЧСД которые должны составлять 100 мм. Остановить ПМН. Включить в работу ЭМНР. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см². Остановить ЭМНР.

Включить в работу ЭМНА. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см². Убедиться в достаточности количества сливающегося масла из подшипников. Остановить ЭМНА. Проверить АВР маслонасосов. Включить в работу маслосистему уплотнения вала генератора. Проверить положение запорной арматуры на маслосистемах смазки и УВГ, а также на линии аварийного слива с маслобака. Запломбировать всю арматуру маслосистемы в рабочем положении. Ответственность за качество контроля слива масла с каждого подшипника при пуске турбины, а также при её останове, проведении испытаний и консервации возлагается на начальника смены лично.

До пуска турбины для уменьшения возможности пульсации давления масла и вибрации маслопроводов из-за наличия воздуха в маслосистеме необходимо произвести прокачку маслосистемы ПМН, ЭМНА и ЭМНР не менее 15 мин. каждый. Включить в работу ПМН. Осмотреть маслосистему на предмет отсутствия утечек масла. Проверить уровень масла в маслобаке. Довести температуру масла до 30С. Пуск турбины при температуре масла, поступающего на подшипники и в систему УВГ ниже 30С, не допускается. Опробовать ВПУ турбины и остановить его.

Подготовка системы регенерации.

Включить в работу эжектор отсоса из концевых уплотнений турбины, для чего необходимо:

- дать проток охлаждающей воды через эжектор;

- открыть вентиль по пару на эжектор, открыть задвижку на линии отсоса паровоздушной смеси из уплотнений.

Включить в работу СП. Для чего необходимо:

- дать проток охлаждающей воды через СП;

- собрать схему слива конденсата из СП;

- открыть задвижку на подводе пара на СП от концевых уплотнений турбины;

Прогрев турбины паром из противодавления

Включить в работу ВПУ. Прослушать турбину. Начать запись в пусковую ведомость контролируемых параметров. Медленно приоткрыть задвижку №77/9 на паре из противодавления, подать пар на прогрев турбины. Проследить за работой ВПУ. С момента подачи пара в турбину и до окончания пуска не допускать увеличения:

а) разности температур металла верхней и нижней части корпуса турбины в зоне регулирующей ступени более 35С;

б) разности температур фланца и шпильки с каждой стороны цилиндра в зоне регулирующей ступени не более 20С, причем фланец должен быть горячее шпильки;

Запись показаний производить через каждые 15мин. Скорость прогрева металла корпуса не должна превышать 3-3,5С в минуту. При достижении температуры металла корпуса равной 80С - полностью открыть задвижку № 77/9.

Приступить к прогреву перепускных труб от ГПЗ-1 до стопорных клапанов для чего:

а) открыть дренажи перепускных труб и продувочные вентили стопорных клапанов;

б) убедиться в полном закрытии обоих АСК;

в) открыть второй по ходу пара вентиль на байпасе ГПЗ-1 и, медленно открывая перв...