Общие сведения по эксплуатации турбоустановки

Эксплуатация турбоустановки осуществляется в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации и техники безопасно­сти, эксплуатационных и заводских инструкций. Неукоснительное вы­полнение этих требований является условием надежной и экономичной работы оборудования во всех режимах. Обслуживающий персонал по­стоянно ведет наблюдение за работой оборудования, поддерживает оптимальные значения параметров, а также осуществляет пуски и оста­новы турбоустановки. Периодически - в сроки, указанные в инструк­циях, проверяется исправность и работоспособность системы регули­рования и защиты, арматуры и резервного оборудования.

Контроль состояния и работы оборудования осуществляется путем внешнего осмотра и прослушивания, а также по приборам, установлен­ным на щитах турбоустановок и по месту. На щитах размещены прибо­ры, показывающие значения всех контролируемых параметров, а имен­но: давление, температуру, расход перегретого и отборного пара, рас­ход и температуру конденсата, давление в конденсаторе, частоту вра-* щения ротора и осевой сдвиг, мощность, напряжение и силу тока гене­ратора, давление масла в системе регулирования и смазки, температуру масла до и после подшипников. Значения наиболее ответственных па-

раметров автоматически регистрируются на лентах приборов. Многие контрольно-измерительные приборы снабжены контактным устройст­вом, замыкающим электрическую цепь сигнализации при крайних до­пустимых значениях параметров. Световая и звуковая сигнализация широко применяется в системах управления и защиты турбоустановок; предусмотрена также сигнализация с ГЩУ.

Из множества возможных режимов наиболее сложными являются пуск и останов турбоустановки. Их проведение связано с выполнением одновременно или в строгой последовательности большого числа от­ветственных и трудоемких операций. При пуске необходимо, в частно­сти, тщательно и относительно медленно прогревать паропроводы, турбину и другое оборудование. Поэтому пуск, особенно из холодного состояния, связан со значительными затратами времени.

При подготовке турбоустановки к пуску следует проверить (путем включения и опробования) готовность к работе всех механизмов и при­боров, систем маслоснабжения, регулирования и парораспределения, защиты, блокировки и автоматического включения резерва, технологи­ческую и аварийную сигнализации, а также убедиться в наличии необ­ходимого количества масла надлежащего качества и в отсутствии не­плотностей в маслосистеме турбоагрегата. Циркуляция масла в системе и необходимое его давление обеспечиваются при пуске масляным тур­бонасосом.

Прогрев турбины при неподвижном роторе категорически запре­щается, поэтому первоначальный прогрев осуществляется при враще­нии ротора валоповоротным механизмом, а последующий - совмеща­ется с повышением частоты вращения ротора вплоть до номинальной в течение примерно одного часа. Прогрев турбины и повышение частоты вращения ротора проводятся при работающем регуляторе уплотнений, эжекторной установке, конденсатном насосе и при наличии вакуума в конденсаторе. Критическую частоту вращения ротора следует прохо­дить быстро, без задержек.

Главный маслонасос вступает в работу при частоте вращения рото­ра 2600-2700 об/мин, после чего пусковой турбонасос автоматически отключается, причем давление масла в системе не должно падать ниже

0,13 МПа.

Повышение частоты вращения до 3000 об/мин осуществляется с помощью синхронизатора при отключенном регуляторе давления пара в отборе. В процессе повышения частоты вращения следует периоди­чески прослушивать турбину и генератор, проверять работу регулятора уровня в конденсаторе, следить за повышением температуры подшип­ников и масла, за вакуумом в конденсаторе и поступлением пара на концевые уплотнения. При температуре масла перед подшипниками

45 С следует включить маслоохладитель и регулировать расход охла­ждающей воды таким образом, чтобы охлаждение масла не превышало 8 °С.

После достижения частоты вращения ротора 3000 об/мин необхо­димо опробовать закрытие стопорного клапана от ручного и дистанци­онного выключателей; проверить работоспособность регулирования и парораспределения турбины путем плавного поворота маховика син­хронизатора против и по часовой стрелке; убедиться, что вибрация турбины не превышает допустимую. В особых случаях, перечисленных в инструкции, проверяют также автомат безопасности. При положи­тельных результатах проверок следует включить реле осевого сдвига ротора, убедиться в наличии нормального и устойчивого вакуума в конденсаторе и сообщить на ГЩУ о готовности турбины к нагруже-нию. Работа турбины с повышенной вибрацией, с неисправным авто­матом безопасности и регулированием, не способным удержать нор­мальную частоту вращения при холостом ходе, запрещается.

Синхронизация и включение электрогенератора в сеть осуществля­ется с ГЩУ изменением частоты вращения ротора с помощью ревер­сивного электродвигателя - привода синхронизатора турбины. Для вы­полнения этой операции предусмотрены специальные приборы - син­хроноскопы. При получении с ГЩУ сигнала о включении генератора в сеть вращением маховика синхронизатора в направлении "прибавить" производится плавное повышение нагрузки турбины со скоростью 100 кВт /мин с небольшими выдержками после набора каждых 500 кВт. При мощности 2000 кВт производится включение регулируемого отбо­ра пара. Дальнейшее нагружение осушествляется согласно заданному графику электрической и тепловой нагрузок.

Все операции при пуске, время их выполнения и основные'показа­тели пуска фиксируются в оперативном журнале. В суточную ведо­мость систематически записываются показания отдельных контрольно-измерительных приборов.

Порядок планового останова турбины, содержание отдельных операций и последовательность их выполнения указаны в эксплуатаци­онной инструкции. В инструкции перечислены также аварийные слу­чаи, при которых турбина должна быть немедленно остановлена с от­ключением генератора от сети и с подачей сигнала "Турбина в опасно­сти". После аварийного отключения производятся те же операции, что и при плановом останове турбины. Причины аварийного или планового останова, выполняемые при этом операции, а также все замечания по работе оборудования при останове фиксируются в оперативном журна­ле.

3.9. Проведение испытаний турбоустановки и обработка

результатов

Цель испытаний - изучение работы турбоустановки в различных режимах, получение характеристик режимов и показателей тепловой экономичности. Опыты проводятся для трех - четырех значений элек­трической мощности при постоянной величине регулируемого отбора пара или в чисто конденсационном режиме. По указанию преподавате­ля испытания могут проводиться и при других режимах.

Изменение мощности турбины производится машинистом. Интер­валы между опытами должны составлять не менее 10-15 мин., чтобы обеспечить стабилизацию нового режима. В каждом опыте по прибо­рам одновременно проводится запись параметров, перечисленных в бланке наблюдений. При необходимости могут дополнительно изме­ряться и другие параметры. Для исключения ошибочных записей заме­ры следует повторять 2-3 раза на одном режиме с интервалом в 2-3 мин.

Обработка результатов испытаний и расчет показателей могут про­водиться в изложенной ниже последовательности как продолжение бланка наблюдений, или отдельной записью.

1. Определяют абсолютное давление среды р _абс по измеренному
прибором давлению р _изб и барометрическому давлению р бар-

Для давления, избыточного по отношению к атмосферному,

Рабс^бар+Ризб; для вакуума

/>абс=/>бар-/?изб-Соотношение между различными единицами измерений приве­дено в параграфе 2.6.

Для конденсатора, в котором вакуум Н _к измеряется (как и баро­метрическое давление) в мм рт. ст., переход к абсолютному давлению р _к в кгс/см делается по формуле

Р к = (Р бар - И к) / 735,6; кгс/ см .

2. По значениям р _аб_с и температуре /, пользуясь h,s - диаграммой и таблицами теплофизических свойств воды и водяного пара опреде­ляют энтальпию свежего пара h ₀, питательной воды А _пв, пара регули­руемого отбора h i\, конденсата отборного пара h '„, кДж/кг.

3. Расход теплоты на турбоустановку

(?о = £>₀(Л₀-Лпв)/3,6;кВт,

где D о - расход свежего пара на турбину, т/ч; А о, А _пв - энтальпия свежего пара и питательной воды, кДж/кг.

4. Теплота, отпускаемая потребителю турбоустановкой,

2п = О_п(А_п-й'_п)/3,6;кВт; где D _п - расход пара отбора, т/ч; А „, А'_п - энтальпии пара отбора и конденсата отборного пара, кДж/кг.

Строго говоря, в формулу для определения Q п следует подстав­лять разность (D _n - D д), причем расход пара на деаэраторы D _д опре­делять в специальных испытаниях. Однако, поскольку расход пара D _n на порядок выше D _д, последним можно пренебречь.

5. Теплота, получаемая потребителем с сетевой водой,

2^Пп = С_свСр(/_пс-/ос)/3,6;кВт. Здесь G ев - расход сетевой воды, т/ч; с _р = 4,19 кДж/(кг.К) -удельная теплоемкость воды; / _пс , / ^ - температура прямой и обрат­ной сетевой воды, С.

6. При работе на теплофикационную установку только одной турбины можно определить коэффициент, учитывающий потери тепло­ты в теплообменниках и коммуникациях ТЭЦ,

7. Теплота, затрачиваемая турбоустановкой на выработку электро­
энергии

Q->=Q₀-Q_n. кВт.

8. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии

q _э = 3600 Q _э/ /V _э, кДж/кВт.ч.

9. КПД турбоустановки по выработке электроэнергии

773 = /V,/03 = 3600/9,.

10. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении

3=/Vⁿ,/gn = [£>n(A₀-A_n)7M'7r]/O_n(An-A'_n) = = [10⁶(А_о-А_п)/7_м77г]/3600(А_п-А'_п),кВт.ч/ГДж, где 7 м, П _г - КПД механический и генератора.

По результатам измерений и расчетов строятся следующие гра­фики: D ₀ = ДУ ,) при D _п = const; p_K=f(D_K);i_K =f(D _K ); Я э =/( N э); q т =/( N ,) и др. Полученные результаты анализируются.