Отчет по преддипломной практике

Подождите немного. Документ загружается.

арматурой и приборами, а также один пусковой эжектор ЭП-1-1100-1.

Таблица 12 – Характеристика основного эжектора ЭП-3-600-4

Давление пара

перед эжектором

Расход пара на

эжектор

Кол-во отсасываемого

воздуха

Минимальный

расход конденсата

5…6 ати 700 кг/ч 75 кг/ч 60 м

/ч

Таблица 13 – Характеристика пускового эжектора ЭП-1-1100-1

Давление пара

перед эжектором

Расход пара на

эжектор

Температура пара

Кол-во

отсасываемого

воздуха

3,5…4 ати 1100 кг/ч 150

С 140 кг/ч

3.1.5 Регенеративное устройство

Для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром,

отбираемым из промежуточных ступеней турбины, задействованы

следующие устройства:

1. Два поверхностных охладителя основных эжекторов конденсатора;

2. ГСП - Вакуумный горизонтального типа охладитель эжектора крайних

камер лабиринтовых уплотнений турбины. Эжектор поддерживает давление

в охладителе равным 0,94…0,96 ата;

3. ВСП - Охладитель вертикального типа эжектора промежуточных камер

лабиринтовых уплотнений. Эжектор поддерживает давление в охладителе

равным 0,3 ата;

4. Три поверхностных подогревателя низкого давления ПНД-2,3,4.

Подогреватель ПНД-1 демонтирован. Каждый подогреватель снабжен

регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя. Поверхность

нагрева каждого подогревателя составляет 110 м

;

5. Три поверхностных подогревателя высокого давления ПВД-5,6,7 типа

ПВ-350-230-"П". ПВД состоит из охладителя греющего пара, охладителя

конденсата греющего пара и собственно охладителя, состоящих из трубной

системы, коллекторов подвода, отвода охлаждающей (питательной) воды;

6. Деаэратор ДБ-1 с давлением 6 ата. Производительность деаэратора 400

т/ч при температуре 160

С.

3.4.1.6 Подогрев сетевой воды

Подогрев сетевой воды на турбоустановках ПТ-60-130/13 производится в

вертикальных подогревателях:

1. Основные бойлеры БО-1,2 - подогревают паром из теплофикационного

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



отбора турбины. Расход сетевой воды – 1300…1800 т/ч;

2. Пиковый бойлер ПБ - подогревает паром из промотбора любого из ТГ-1

или ТГ-2, а также от БРОУ или СРОУ.

Сетевая вода нагнетается в бойлеры сетевыми насосами СН-1,2,3,4.

3.1.7 Тепловая схема ТГ-1

Турбина турбогенератора ТГ-1 имеет 7 отборов:

- 1 промышленных;

- 1 теплофикационный;

- 5 для подогрева питательной воды.

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



Конденсат турбины откачивается из конденсатора двумя центробежными

насосами в поверхностные охладители основных эжекторов ОЭ-А и ОЭ-Б.

Затем последовательно в охладители ГСП, ВСП и подогреватели низкого

давления ПНД-2,3,4.

Слив конденсата из ПНД каскадный: из ПНД-4 в ПНД-3, из ПНД-3 в

расширительный бак РБ и на всас насоса ДНП, из ПНД-2 на всас ДНП или в

конденсатор через расширитель дренажей РД. Сливные насосы ДНП

откачивают конденсат ПНД в линию основного конденсата перед ПНД-3.

Затем конденсат поступает через подогреватель основного конденсата

ПОК-1 в деаэратор ДБ-1. Подогревающий пар подается в ПОК-1 и ДБ-1 из

паровой уравнительной магистрали 6 ата и коллектора греющего пара 6 ата.

Из деаэратора ДБ-1 питательная вода электронасосом ПЭН-1

последовательно нагнетается в подогреватели высокого давления ПВД-5,6,7.

Регулирующими клапанами конденсат из подогревателей отводится каскадно

через ПВД-5 на деаэратор ДБ-1 и при малых нагрузках (давлении пара в

паровом пространстве ПВД-5) автоматически переводится в ПНД-4.

ПВД имеют групповое защитное устройство, которое отключает их. Все

подогреватели снабжаются водоуказательными приборами и местными

контрольно-измерительными приборами.

Слив конденсата греющего пара из основных бойлеров производится

насосами КНБ-А,Б в линию основного конденсата перед ПНД-3; из пикового

бойлера - на деаэратор ДБ-1 или при малых давлениях пара в их паровом

пространстве в основные бойлеры.

Циркуляционные насосы ЦНС-А,Б (по два на турбину с перемычкой по

напору и секционной задвижкой на ней) подают охлаждающую воду в

конденсаторы, масло-, газоохладители и собственные нужды цеха.

3.1.8 Технологические защиты турбины и их узлы

Турбина имеет следующие узлы защиты, автоматики и сигнализации:

1. Ограничитель мощности;

2. Автомат безопасности (защита от разгона);

3. Регулятор скорости;

4. Реле осевого сдвига РВД и РНД;

5. Реле включения насосов смазки РПДС;

6. Регулятор давления отбора 10…16 ата;

7. Регулятор давления отбора 1,2 ата;

8. Регулятор уровня в конденсаторе;

9. Регулятор давления пара в коллекторе уплотнения;

10. Вакуум-реле;

11. Технологическая сигнализация (звуковая и световая) предельно

допустимых параметров пара, воды, масла, газа и др.;

12 Защита от повышения уровня в ПВД, бойлерах и сигнализация о

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



повышении уровня в ПНД;

13. Автомат поддержания постоянного расхода свежего пара на турбину.

Турбоагрегат оснащен технологическими защитами, действующими на

останов турбины:

1. По падению давления масла на смазку подшипников – при давлении 0,3

ати;

2. По осевому сдвигу РВД и РНД – при положении по приборам на +1,2

мм и –1,7 мм;

3. По температуре свежего пара перед турбиной:

- при температуре в 578

С – с выдержкой времени 3 мин;

- при температуре в 500

С – без выдержки времени;

4. По падению вакуума в конденсаторе при 350 мм рт. ст.;

5. От внутренних повреждений генератора;

6. По понижению уровня в демпферном баке системы маслоснабжения

уплотнений вала генератора.

Действия технологических защит:

1. При срабатывании технологической защиты (рисунок 3) садиться АСК,

идут на закрытие ПТ-3,4, ППО-1, ППО-2, ПТО-1, дается конденсат на

посадку КОСов всех отборов;

2. При работе защиты по маслу на смазку подшипников и осевому сдвигу

дается импульс на отключение генератора без выдержки времени, при

срабатывании остальных защит – генератор отключается с выдержкой

времени 3 мин;

3. Воздействие вручную на кнопку автомата безопасности вызывает

посадку КОСов, АСК и закрытие задвижек регулируемых отборов ППО-1,2,

ПТО-1, но главные паровые задвижки ПТ-3,4 остаются открытыми;

4. При нажатии на кнопочный выключатель АСК – закрываются КОСы;

ППО-1,2; ПТО-1;

5. Случай отключения генератора от сети вызывает посадку КОС,

закрытие задвижек отборов ППО-1,2, ПТО-1, но АСК и ПТ-3,4 остаются

открытыми.

3.1.9 Пуск, перегрузка и останов турбоагрегата

Последовательность пуска турбоагрегата:

1. Подготовка к пуску:

- тщательный осмотр турбины, генератора, возбудителя и всего

вспомогательного оборудования;

- подготовка масляной системы, проверка настройки органов

регулирования;

- пуск конденсатного устройства, регенеративного устройства, прогрев

главного паропровода;

- набор вакуума и другие операции до толчка турбины;

2. Прогрев турбоагрегата паром номинальных параметров;

3. Разворот турбины на холостом ходу до 3000 об/мин;

4. Синхронизация и включение турбогенератора в сеть;

5. Набор нагрузки турбогенератором.

Пуск турбоагрегата производиться под руководством начальника

смены или старшего машиниста турбинного цеха.

На основании письма ЛМЗ от 9. 10. 64 г. перегрузка турбины ПТ-60-

130/13 ограничивается следующими величинами:

1. Электрическая нагрузка на конденсационном режиме при номинальных

параметрах свежего пара и полностью включенной регенерации не более 60

МВт;

2. Электрическая нагрузка при работе с отборами пара не более 75 МВт;

Последовательность останова турбоагрегата:

1. Проверка работы регулирующих клапанов, поворотной диафрагмы и

главных паровых задвижек;

2. Разгрузка турбины с отключение регулируемых отборов и

теплофикационного отбора;

3. После снижения до нуля электрической нагрузки отключение

генератора от сети;

4. Отключение турбины действием одной из технологических защит.

Время выбега турбины:

Без срыва вакуума:

ТГ-1 – 27 минут при снижении вакуума в конденсаторе до 500 мм рт. ст.;

ТГ-2 – 24 минуты при устойчивом вакууме в конденсаторе 680 мм рт. ст.;

Со срывом вакуума:

ТГ-1 и ТГ-2 – 14 минут.

3.1.10 Обслуживание агрегата во время работы

1. Запись и контроль показаний приборов:

- регулярная запись показаний ИП согласно суточной ведомости;

- наблюдение за аварийной и технологической сигнализацией;

2. Не реже одного раза в смену вытирать турбоагрегат, приборы, арматуру

чистыми тряпками;

3. Следить за параметрами пара перед турбиной, фиксировать отклонения,

требовать восстановления параметров от персонала КЦ;

4. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее

солями не менее одного раза в месяц производить проверку величины

давления пара в контрольных ступенях турбины;

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



5. Следить за показаниями аппаратуры непрерывного контроля вибрации

подшипников опор на ТГ-1,2;

6. Систематически проверять действие защиты от разгона, для чего

производить проверку защиты повышением числа оборотов ротора;

7. Следить, чтобы в масляном баке турбины было достаточно масла.

Чистку сеток в маслобаке производить по графику (на месяц);

8. Следить за работой ГСП и ВСП. Не допускать чрезмерного выпара в

атмосферу из второй ступени ГСП;

9. Следить постоянно за давлением в конденсаторе (вакуумом),

температурой выхлопной части, которая не должна превышать 55

С. Работа

турбины выхлоп в атмосферу запрещается;

10. Следить за работой основных эжекторов, регулировать давление

рабочего пара;

11. Систематически следить за положением уровня конденсата в

подогревателях, за работой регуляторов;

12. Проводить проверку КОСов регулируемых отборов не реже одного

раза в год;

13. Регулярно контролировать работающие насосы и в случае

обнаружения неисправности включить резервный насос.

3.2 Паровая турбина Т-100-130

Паровая турбина Т-100-130 с конденсацией и двумя регулируемыми

теплофикационными отборами (верхний и нижний) представляет собой

трехцилиндровый одновальный агрегат.

Таблица 14 – Характеристика паровой турбины Т-100-130

Параметр Значение

Номинальная мощность 130 МВт

Число оборотов в минуту 3000 об/мин

Давление свежего пара перед стопорным клапаном 130 ата

Температура свежего пара перед стопорным клапаном 545…570

Давление пара в конденсаторе 0,054 ата

Температура циркводы 20

Максимальная температура циркводы 33

Максимальный расход пара через турбину: ЦВД/ ЦСД/ ЦНД 485/ 430/ 280 т/ч

Расход свежего пара в конденсационном режиме при

номинальной нагрузке

360 т/ч

Давление пара в верхнем отопительном отборе 0,6…2,5 ата

Давление пара в нижнем отопительном отборе 0,5…2 ата

Расход охлаждающей воды 16000 м

/ч

Работа турбины не допускается:

1. При давлении в камере верхнего отопительного отбора выше 2,5 ата;

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



2. При давлении в камере нижнего отопительного отбора выше 2 ата и

ниже 0,5 ата;

3. На выхлоп в атмосферу.

Турбина допускает длительную работу при следующих отклонениях

параметров от номинальных:

1. При одновременном изменении в любых сочетаниях начальных

параметров свежего пара (при температуре охлаждающей воды 20

С):

- по давлению в пределах 125…135 ата;

- по температуре в пределах 545…570

С.

2. При повышении температуры охлаждающей воды на входе в

конденсатор до 33

С и расходе охлаждающей воды 16000 м

/ч, если

начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;

3. При одновременном уменьшении величины обоих регулируемых

отборов до нуля;

4. При повышении давления свежего пара до 140 ата и температуры до 575

допускается работа в течение не более 30 минут, причем общая

продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна

превышать 200 часов в год.

Критическое число оборотов:

1. РВД составляет 2270 об/мин;

2. РСД составляет 2125 об/мин;

3. РНД составляет 2530 об/мин;

4. Ротора генератора – 1380 об/мин (ТГ-3) и 1615 об/мин (ТГ-4).

Максимальная электрическая нагрузка турбины 120 Мвт при

определенных величинах отопительных отборов. При закрытых

отопительных отборах и в конденсационном режиме максимальная нагрузка

100 МВт.

Максимальная тепловая нагрузка каждого из отопительных отборов не

должна превышать 110 Гкал/ч, что соответствует расходу конденсата на

сливе бойлеров равному 215 т/ч.

Для турбины Т-100-130 предусмотрена возможность работы в режиме с

противодавлением, при этом турбина работает по тепловому графику,

ограниченному температурой выхлопной части, которая не должна

превышать 120

С.

Расход масла масляной системы - 4 т/мин; Емкость маслобака - 26 м

На каждую турбину установлено по две конденсационные установки типа

КГ2-6200-1 с поверхностью охлаждения 6200 м

и давлением циркводы 2,5

кгс/см

Конденсат откачивается двумя конденсационными насосами

производительностью по 320 м

/ч каждый.

Регенеративный подогрев конденсата производиться последовательно в

охладителях основных эжекторов, эжекторов уплотнений, сальниковом

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



подогревателе, ПНД-2,3,4, деаэраторе ДБ 6 ата, ПВД-5,6,7. Предусмотрен

подогрев основного конденсата в паровом пространстве сетевого

подогревателя №1 вместо демонтированного ПНД-1.

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



4. Водоподготовка

4.1 Химический цех

В химическом цехе установлено следующее оборудование:

1. Обессоливающая установка – предназначена для выработки воды,

идущей на восполнение паровых потерь. Производительность - 400 т/ч;

2. Натрий-катионитовая установка подпитки теплосети - предназначена

для умягчения воды, которая восполняет потери теплосетевой воды.

Максимальная производительность установки – 500 т/ч;

3. Установка по фосфатной обработке подпиточной воды - обеспечивает

предотвращение выделения из воды малорастворимых солей кальция и

магния. В результате уменьшается или исключается необходимость в

умягчении добавочной воды системы;

4. Установка предочистки. Перед химическим обессоливанием воды

природную воду подвергают предварительной обработке. Обработкой воды

достигается снижение щелочности, жесткости, содержания железа,

кремниевой кислоты, взвешенных и органических веществ;

5. Электролизеры на электролизной станции – предназначены для

получения водорода, путем электролиза воды и CaOH постоянным током

100 А. Производительность установок - 10 м

/ч.

4.2 Водоподготовка

Водоснабжение происходит с реки Миасс по 2 водоводам: Северному

= 700 мм) и Южному (d

= 500 мм).

Подогрев сырой воды производится в турбинном цехе в конденсаторе ТГ-

1, ПСВ-1 и ПСВ-2 до 35

С.

Для подачи сырой воды в ХЦ в ТЦ установлены 3 насоса сырой воды НСВ

с подачей 720 м

/ч и давлением 63 мм.в.ст.

4.3 Установка подпитки теплосети

После подогрева вода подаётся на натрийкатионитовые (Na) фильтры.

Фильтры 1-9 имеют производительность 75-80 м

/ч.

Фильтр 10 имеет производительность 140 м

/ч.

После фильтров хим. очищенная вода поступает в БХОВ (ёмкостью 500

) и из него насосами НТ (4 шт. с подачей 218-315 м

/ч) подаётся по двум

коллекторам в вакуумные деаэраторы ТЦ для подпитки теплосети.

4.4Обессоливающая установка

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭЦ имеется

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист



обессоливающая установка производительностью 400 т/ч. Она состоит из 3

осветлителей (производительность 300 м

), трех промбаков ёмкостью по

135м

, трёх насосов НОВ, 5 механических фильтров и 8 пар водородно-

катионитовых предвключённых и основных, 7 анионитных фильтров 1-ой

ступени, декарбонизатора для удаления газов, бака декарбонированной воды,

насосов (2 шт) декарбонированной воды НДВ, 5 анионитных фильтров 2-ой

ступени, 2 баков обессоленной воды БОВ, откуда тремя насосами НОВ

подаётся на конденсаторы ТГ и в деаэраторы

Изм. Лист № докум. Подпис

Дата

Лист

