имеет несколько модификаций. Первая из них была изготовлена в одном экземпляре как двухвальный агрегат с частотой вращения обоих валов 50 1/с и успешно эксплуатируется на Славянской ГРЭС. Двухвальное исполнение агрегата позволило применить четыре двухпоточных ЦНД с кольцевой площадью последней ступени, равной 7,48 м, -предельной в то время, и тем самым иметь относительно малые выходные потери, и высокую экономичность всей турбоустановки. Однако двухвальный агрегат из-за повышенной стоимости двух электрогенераторов по технико-экономическим показателям проигрывает одновальному агрегату. Следует учитывать, что двухвальный агрегат требует большей площади машинного зала, повышенных затрат на строительные работы. Однако в то время наша промышленность не имела генераторов мощностью 800 МВт. Конструкция двухвальной турбины К-800-23,5-1 описана в предыдущем издании книги .
Вслед за первой модификацией ЛМЗ спроектировал и изготовил одновальные турбины К-800-23,5; третья модификация турбины рассмотрена в .
В настоящее время ЛМЗ изготавливает турбину К-800-23,5-5, ! конструкция которой представлена на рис. 1.4, тепловая схема! на рис. 1.26, принципиальная схема регулирования на рис. 1.5.
На рис. 4.34, а и 4.36 показана регулирующая ступень этой турбины, на рис. 10.11- типовая ступень среднего давления, а на рис. 4.44,а- -последняя лопатка длиной 960 мм. Описание турбины дается в § 1.2. 1
Дополним описание, особо оговорив изменения, внесенные ЛМЗ в эту конструкцию по сравнению с предшествующими модификациями.
При разработке и отладке пятой модификации уделялось большое внимание повышению экономичности: удельный расход теплоты, по оценкам ЛМЗ, но сравнению с турбиной К-800-23,5-3 снижается более чем на 0,7%. Повышение эко-; номичности обеспечивается модернизированной проточной частью ЦНД с бандажированием всех лопаток и более плавным; периферийным меридиональным обводом, улучшенной кон-, фигурацией выходного патрубка, применением смешивающих подогревателей низкого давления и рядом других конструктивных и схемных решений.
Улучшены показатели маневренности - примерно в два раза сокращено время пуска после длительного простоя-и надежности, в частности, более чем на 10% по сравнению с регламентироваиным по стандарту повышена гарантийная наработка на отказ.
Многие из мер, направленных на обеспечение более высокой надежности, такие, как конструкция лопаток регулирующей ступени (рис. 4.34, а и 4.36), использование корытообразных бандажей (рис. 4.18,я), что ведет к повышению пороговой мощности агрегата (по низкочастотной вибрации), организация тепловых расширений, рассмотрены выше при описании других турбин ЛМЗ, в частности турбины К-500-23,5-4. При этом увеличен срок службы между капитальными ремонтами. По сравнению с третьей модификацией снижена удельная масса турбоагрегата.
Турбина рассчитана на максимальный расход свежего пара 736 кг/с (см. табл. 1.4). При этом расходе пара, температуре охлаждающей воды 12 С и его расходе 73 000 м3/ч максимальная длительная мощность составляет 850 МВт. Общая длина собственно турбины равна 39,5 м, всего агрегата с генератором - 59,5 м.
В 1,22 раза меньше, чем у турбины К-500-23,5.
В пятой модификации турбины на основе опыта эксплуатации предыдущих модификаций усилено крепление сопловых сегментов регулирующей ступени; для снижения осевого усилия в ЦВД несколько изменены диаметры концевых уплотнений.
Кроме упомянутого выше использования подогревателей смешивающего типа ПНД 1 и ПНД 2, между которыми установлен дополнительный конденсатный насос, что позволило расположить оба подогревателя ниже отметки машинного зала, укажем и на некоторые другие особенности турбоустановки.
Развитая система регенеративного подогрева сетевой воды обеспечивает при нормальном режиме температуру питательной воды 274 С, при этом предусмотрены отборы пара: за ступенью № 9 (из ЦВД) при 6,05 МПа; за ступенью № 12 (за ЦВД) при 3,78 МПа, за ступенью № 15 (из обоих потоков ЦСД) при 1,64 МПа.
Отборы пара на ПВД могут на время отключаться, что позволяет повысить мощность турбины при том же расходе свежего пара. Однако в этом случае перегружаются ступени ЧСД и ЧНД, особенно последняя ступень ЧНД, что в определенных пределах и с учетом давления в конденсаторе при этих условиях допускается ЛМЗ. Поскольку в случае отключения ПВД снижается температура питательной воды и возрастают выходные потери, то естественно, что уменьшается КПД всего энергоблока: при отключении группы ПВД относительное повышение удельного расхода теплоты составляет примерно 2,5%. Преимуществом такого экономически невыгодного режима является получение довольно значительной дополнительной (пиковой) мощности - в данном примере около 100 МВт.
Следует учитывать, что такую дополнительную мощность в ином случае приходится получать включением специальных пиковых агрегатов - газовых турбин или паровых турбин относительно небольшой мощности и невысоких начальных параметров пара, например паровых турбин К-100-8,8.
Экономичность этих установок (ПТУ и ГТУ) не столь высока, как у ПТУ на 23,5 МПа с полностью включенной: системой регенерации, она примерно равна экономичности: ПТУ с турбиной К-800-23,5 (так же как турбины К-300-23,5 ; и К-500-23,5) с отключением ПВД. Кроме того, при получении пиковой мощности таким образом нет неизбежных при пуске, и остановке потерь топлива, характерных при включении специальных пиковых агрегатов, да и время набора пиковой мощности существенно меньше при отключении ПВД.
К линии отбора на ПВД 6 подключены две параллельно работающие конденсационные турбины для привода питатель-1 ных насосов, каждый половинной производительности. Турбины | имеют свои конденсаторы. Деаэратор питается паром из 1 отбора за ступенью № 17 из обоих потоков ЦСД при? 1,08 МПа. Постоянно поддерживаемое давление в деаэраторе составляет 0,7 МПа. Отборы на ПНД осуществляются после ступени № 19 из обоих потоков ЦСД при 0,588 МПа, за ЦСД при 0,284 МПа, из шести потоков ЦН Д за ступенью № 32 при 0,114 МПа и за ступенью № 34 при 0,02 МПа. Слив конденсата-каскадный, из ПНД 6 производится в деаэратор, а при малых нагрузках - непосредственно в конденсатор. Конденсаторная группа состоит из двух продольно расположенных конденсаторов с одинаковой поверхностью теплопередачи. Охлаждающая вода двумя параллельными потоками, каждый из которых при необходимости (например, при чистке трубок) может быть отключен во время работы, проходит последовательно через корпуса конденсаторов. При этом можно разделить конденсаторную группу по длине на две секции с присоединением каждой секции к отдельным выходам из ЦНД. В этом случае, во-первых, давление за последними ступенями разных потоков также будет разным, что, как ранее указывалось, дает дополнительный выигрыш в мощности.
Особенно большой выигрыш в экономичности всей турбоустановки в такой схеме достигается при высокой температуре охлаждающей воды и в данной турбоустановке при!
Где осуществляется дополнительный нагрев конденсата первой секции. Благодаря этому. несколько сокращается отбор пара на ПНД1.
Рассчитана на максимальную мощность 1400 МВт и является одной из самых крупных в мире. Как одновальная, на сверхкритическое начальное давление она превосходит более
чем в полтора раза по мощности то, что создано за рубежом (в США, Японии, ФРГ).
Основные технические характеристики турбины и турбо-установки представлены в табл. 1.4. Продольный разрез турбины показан на рис. 10.13.
Турбина состоит из пяти цилиндров: противоточного ЦВД, двухпоточных ЦСД и трех ЦНД. Особенностью турбины является дроссельное парораспределение. Выбор его определялся несколькими причинами: уникальной по мощности (примерно 75 МВт) регулирующей ступени в случае соплового парораспределения, что ставило под сомнение обеспечение надежности рабочих лопаток такой ступени и необходимость для них аэродинамически неблагоприятной весьма большой хорды; стремлением повысить экономичность проточной части ЦВД при нагрузках, близких к номинальной; использованием для энергоблока способа регулирования мощности скользящим давлением.
Хотя но расчетной экономичности турбоустаиовка с турбиной К-1200-23,5 по сравнению с турбоустановкой с турбиной К-800-23,5-5 примерно одинакова, большая единичная мощность турбоагрегата позволяет сократить удельные капитальные затраты как на оборудование блока, так и на строительную часть ТЭС. Практически в полтора раза снижается удельная стоимость системы автоматического управления.
) последняя лопатка, выполненная из
титанового сплава длиной 1200 мм и кольцевой площадью 11,3 м2.
Эти показатели и сегодня не достигнуты нигде в мире в турбинах, находящихся в экплуатации. Проточная часть ЦНД сформирована таким образом, что корневой диаметр всех ее ступеней остается неизменным (пять ступеней в каждом потоке). При весьма большой окружной скорости у периферии последних лопаток сначала ожидалась повышенная их эрозия, и лопатки имели антиэрозиопные накладки из нитинола. Однако опыт работы турбины показал, что в данном случае, к тому же при использовании титанового сплава для лопаток,
можно отказаться от дополнительных защитных накладок. Лопатки последней ступени имеют бандаж, выполненный за одно целое с профильной частью (см. рис. 4.44, г).
Цилиндр высокого давления имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены две сопловые коробки. Пар подводится к середине ЦВД через два штуцера - по одному в верхней и нижней половинах,- имеющих сварное соединение с наружным корпусом и подвижное с горловинами сопловых коробок. Таким образом, в зоне паровпуска статор ЦВД имеет трехстенную конструкцию (рис. 10.14), с уменьшенными толщинами стенок и фланцев и тем самым с улучшенными показателями маневренности. Подвод свежего пара осуществляется через два блока клапанов (каждый из одного стопорного и двух регулирующих), располагаемых по обе стороны ЦВД.
Пар после промежуточного перегрева подводится к двум стопорным клапанам, а от них по четырем трубам к четырем регулирующим клапанам. Последние устанавливаются непосредственно на ЦСД. Клапаны перед ЦСД полностью открыты в диапазоне нагрузок более 30% от номинальной. Подвод пара к ЦНД производится по двум трубам, расположенным по обе стороны турбины. Для большей равномерности подвода пара к ЦНД и снижения потерь при входе в цилиндр впуск пара осуществляется через четыре патрубка - по два в верхней и нижней половинах корпуса. Цилиндр низкого давления имеет наружный и внутренний корпуса сварной конструкции. Внутренний корпус имеет возможность расширения относительно наружного. Опоры статора ЦНД выносные, непосредственно опирающиеся на фундамент. В диафрагмах последних ступеней каждого потока ЦНД предусмотрена внутриканальная сепарация.
Следует отметить большие диаметры (при 50 1/с) опорных подшипников-до 620 мм.
На рис. 10.15 показан график изменения мощности и экономичности при использовании скользящего давления. При
В последнее время ЛМЗ разработал новые модификации турбин СКД мощностью 300-800 МВт с последней лопаткой длиной 1200 мм (см. табл. 6.2) и ЦНД, близким к показанному ниже на рис. 10.32, что позволяет уменьшить число потоков ЧНД в 1,5 раза.
Ни для кого не секрет, что паровая турбина - это машина, предназначенная для преобразования тепловой энергии пара в механическую энергию вращения вала ротора турбогенератора. В паровой турбине, как следует из названия, работу совершает нагретый пар. Пар в турбину поступает из парового котла или котла-утилизатора.
Температура, с которой приходит в турбину пар, может быть разной. Но в основном, температура пара в районе 500-570 градусов Цельсия. Давление, также, разнообразное. Самое распространённое, это - 90 атм, 130 атм и 240 атм.
Конденсационные турбины
Вероятно, этот тип турбин самый распространённый (маркировка - К). В комплекте с самой такой турбинной обязательно есть ещё устройство для сбора отработавшего пара - конденсатор. Весь отработавший пар в такой турбине поступает в конденсатор.
Конденсационные паровые турбины предназначены для выработки электричества. Т. е. такие турбины ставят на ГРЭС. На ТЭЦ ставят, в основном, другого типа турбины. Весь пар с котла поступивший в такую турбину совершает работу для получения электроэнергии. Тепловую энергию с таких турбин не получают, за редкими исключениями.
В России такие турбины в советское время производил завод ЛМЗ - Ленинградский металлический завод. В настоящее время он переименован в ОАО «Силовые машины».
ВВЕДЕНИЕ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА БЕРЕЗОВСКОЙ БГРЭС-2
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
1 Техническая характеристика конденсационной турбины К-800-240-5
2 Выбор котлоагрегата
3 Разработка принципиальной тепловой схемы
3.2 Деаэратор
3.3 Подогреватели низкого давления
3.4 Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС
3.5 Описание принципиальной тепловой схемы
4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме
5 Определение параметров по элементам схемы
6 Расчет установки по подогреву сетевой воды
7 Определение предварительного расхода пара на турбину
8 Баланс пара и конденсата
9 Расчёт регенеративной схемы (ПВД)
10 Расчёт деаэратора
11 Расчёт регенеративной схемы (ПНД)
12 Расчет технико-экономических показателей работы станции
13 Сравнение показателей тепловой экономичности с блоком №1 БГРЭС
14 Выбор вспомогательного оборудования в пределах принципиальной тепловой схемы
14.1Регенеративные подогреватели высокого давления
14.2 Выбор деаэратора
14.2.1 Техническая характеристика деаэрационной колонки ДП-2800
14.2.2 Техническая характеристика деаэраторного бака
15 Регенеративные подогреватели низкого давления
16 Сальниковый подогреватель
17 Питательная турбоустановка
17.1 Питательный насос
17.2 Турбина паровая приводная питательного насоса
17.3 Бустерный насос
17.4 Конденсатор
18 Конденсатные насосы
18.1 Конденсатные насосы первой, второй, третьей ступеней
18.2 Насос дренажей бойлеров
18.3 Конденсатный насос ТПН
19 Конденсатор
20 Сетевые подогреватели
ГЕНПЛАН, КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА. СИСТЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ, ТОПЛИВОПОДАЧИ
1 Разработка генплана
2 Компоновка главного корпуса
3 Выбор системы водоснабжения
4 Состав гидротехнических сооружений и их характеристики
4.1 Характеристика водохранилища
4.2 Глухая земляная плотина
4.3 Водозаборные сооружения
4.4 Подводящий канал
4.5 Отводящий канал
4.6 Блочная насосная станция
5 Расчет расхода технической воды
6 Проектирование топливного хозяйства
6.1 Определение расхода топлива на ТЭС
6.2 Разработка схемы топливоподачи
6.3 Ленточные конвейеры
6.4 Дробилки
6.5 Расчет емкости бункера сырого угля
6.6 Расчет топливного склада
6.7 Выбор механизмов системы пылеприготовления
ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. РАЗРАБОТКА ПОЛНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ПО ПОДОГРЕВУ СЕТЕВОЙ ВОДЫ
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции
1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией
1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии
2 Оценка эффективности капитальных вложений
2.1 Расчет показателей эффективности капитальных вложений
2.2 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности
БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА
Введение
1 Общая характеристика проектируемого объекта
2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта
3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса
4 Опасность поражения электрическим током
5 Опасность атмосферного электричества
6 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения
7 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов
8 Тепловые излучения и опасность термического ожога
9 Безопасность эксплуатации и техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов
10 Производственная санитария
10.1 Микроклимат производственных помещений
10.2 Освещение
10.3 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны
10.4 Производственный шум
10.5 Вибрация
11 Предотвращение аварийных ситуаций
11.1 Предупреждение аварий и взрывов технологического оборудования
11.2 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства
11.3 Обеспечение устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях
12 Техническое освидетельствование сосудов работающих под давлением (ПБ 03-576-03)
13 Техническое обследование трубопроводов пара и горячей воды
14 Индивидуальное задание. Расчет заземления электрооборудования
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Общее положение
2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду
3 Мероприятия по охране воздушного бассейна
3.1 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы
3.2 Золоулавливание
3.3 Золоудаление
Заключение
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
Конденсационные электростанции станции (KЭC) составляют основную часть паротурбинных электростанций страны. В настоящее время их доля превышает 60% установленной электрической мощности всех ТЭС. Важное значение КЭС сохраняется в перспективе, что объясняется возможностью использовать на них топливо различных видов, сортов и марок при относительно малом изменении КПД и производства энергии, а так же сравнительной свободой их размещения по отношению к потребителям и топливным базам. КЭС могут играть важную роль в деле вовлечения в промышленное использование низкокачественных углей и вытеснение из энергетического использования ценного нефтяного топлива.
Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил.
Энергетика - базис всей промышленности в нашей стране, да и во всём мире. Поэтому в нашей стране уделяется особое внимание именно топливо-энергетическому комплексу и его развитию.
Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливоэнергетических ресурсов. На её территории, занимающей примерно 10% суши Земли сосредоточено 45% разведанных запасов газа, 6% нефти и 32% угля.
При современном развитии техники и народного хозяйства энергетика имеет огромное значение. Это определяется не только тем, что без электрической энергии не возможна работа современной промышленности, сельского хозяйства, транспорта, жизнь городов, но и тем, что она позволяет совершенствовать производство и технологические процессы, и повышать производительность труда.
В дипломном проекте рассмотрен проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255.
1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА БЕРЕЗОВСКОЙ БГРЭС-2
Топливно-энергетический комплекс(ТЭК) является системообразующим звеном для экономики Красноярского края. Доля составляющих его видов деятельности (добычи угля и производства электро- и теплоэнергии) в структуре ВРП на протяжении длительного периода времени остается на уровне 8-9%. В общей занятости края доля занятых в добыче угля составляет 0,7%, в производстве электроэнергии и теплоэнергии- 5,0%.
Красноярский край в Энергетической стратегии России на период до 2030г. рассматривается как один из важнейших субъектов федерации, обеспечивающих в перспективе создание новых объектов энергетики для ликвидации сформировавшегося дефицита электроэнергии в Сибири, на Урале и в Европейской части России.
Развитие электроэнергетики края и Сибири в значительной степени определит рациональные масштабы добычи угля. Оптимистический вариант стратегии края предусматривает начало развития здесь углехимии. Край сможет выдавать в районы Западной Сибири и Урала до 20 млрд кВт·ч электроэнергии и вывозить до 30 млн. тонн угля, что в совокупности составит 17-21,1 млн. тонн.у.т. К числу приоритетных объектов ТЭК Красноярского края, намеченных к сооружению и вводу, относятся Богучанская ГЭС, третий энергоблок Березовской ГРЭС-1.
В период до 2020-2030 гг. ТЭК Красноярского края должен в значительной мере обновить свой производственный аппарат, увеличить мощности электрогенерации, добычи угля, создать базу для глубокой переработки угля, сократить дефицит тепла в урбанизированных территориях и в сельских районах, ликвидировать диспропорции в развитии сетевого хозяйства. При этом уже к 2020 г. поставки электроэнергии края за его пределы должны подняться до 19-22 млрд. кВт·ч, а угля - до 15-30 млн.тонн. В указанный период предстоит увеличить установленную мощность электрогенерации в 1,36-1,56 раз (до 19,1-21,9 ГВт), повысить выработку электроэнергии в 1,6-2 раза (до 93-113 млрд. кВт·ч), а добычу угля довести до 55,0-83,7 млн.тонн, т.е. увеличить в 1,4-2,1 раза.
Нормальному развитию энергетики края должно способствовать внедрение современных высоких технологий. На Березовской ГРЭС-1, например, сделано многое: накоплен огромный опыт; есть квалифицированный персонал, способный решать сложные вопросы; разработана целевая программа мероприятий по модернизации и реконструкции оборудования. Эти разработки стали предметом обсуждения на конференции, в которой приняли участие представители проектных организаций и заводов-изготовителей, связанных со станцией на протяжении всего ее существования. Сегодняшний день открывает большие возможности для повышения эффективности производства и расширение производственных мощностей Березовской ГРЭС для ее дальнейшей успешной работы. А это - стратегически важные моменты в развитии станции, а также всей энергетики региона. Проект первой очереди Березовской ГРЭС-2, который рассматривается в данном дипломном проекте, должен внести свой вклад в выработку электроэнергии края. Ее строительство актуально и необходимо.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Проектируемый блок будет работать в базовом режиме. Исходя из этого и на основании заданных величин электрической и тепловой нагрузок наиболее целесообразным будет вариант установки турбины К-800-240-5 и парогенератора Пп-2650-255(П-67). При разработке дипломного проекта к установке принята турбина - одновальная пятицилиндровая типа К-800-240-5 ЛМЗ. Турбина устанавливается в машзале продольно, ячейка турбины 72 м, ячейка котла 84 м. Отметка обслуживания турбины +11,4 м при подвале с отметкой -4,2 м.
2.1 Техническая характеристика конденсационной турбины К-800-240-5
Электрическая мощность: Wэ = 800 МВт;
Начальные параметры пара: Давление: P0 = 24 МПа;
Температура: t0 = 540 °С;
Давление в конденсаторе турбины :Pк = 0,00336 Мпа;
Давление пара после промперегрева: Рпп=3,77 Мпа;
Число отборов пара на регенерацию - 8; Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме: Pот1 = 6,06 МПа;
Pот2 = 3,77 МПа; Pот3 = 1,63 МПа; Pот4 = 1,069 МПа; Pот5 = 0,578 МПа; Pот6 = 0,28 МПа;
Pот7 = 0,113 МПа; Pот8= 0,021 Мпа. Относительный внутренний КПД турбины: 88,2 %; 84,2 %; 89,2 %.
КПД дросселирования по отсекам: 97 %;= 97 %;=97 %.
С турбиной устанавливается бойлерная группа тепловой производительностью 128,976 Гкал/ч для подогрева сетевой воды без снижения электрической нагрузки. Схема бойлерной установки для подогрева сетевой воды представлена на листе 6 графической части. Расчет представлен на стр. 28 данного дипломного проекта.
2.2 Выбор котлоагрегата
На данном блоке целесообразно использовать котельный агрегат Пп-2650-255(П-67), который положительно себя зарекомендовал при его эксплуатации на БГРЭС-1. К основным особенностям конструкции котлоагрегата П-67 относится: однокорпусное исполнение при двух независимо регулируемых потоках рабочей среды; стенки топки и газоходов котла выполнены из цельносварных газоплотных трубных панелей; каркас котла и каркас здания совмещены; применена тангенциальная топка квадратного сечения для обеспечения более совершенной аэродинамики процесса и равномерного распределения тепловых потоков по периметру топочных экранов; многоярусное расположение горелок, при котором обеспечивается низкие термонапряжения яруса горелок и лучистой поверхности в зоне активного горения; применение системы пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топку с использованием мельниц-вентиляторов и сушки топлива(с влажностью 33%) дымовыми газами (с температурой 680 0С) отбираемых из поворотной камеры; применение суммарной доли дымовых газов вводимых в нижнюю часть топки непосредственно через мельницы-вентиляторы долей газов рециркуляции вводимых через горелки до 25 % общего расхода дымовых газов на котле; применение газов рециркуляции вводимых вверх топки котла для уменьшения температуры газов на выходе из топки; подвод через систему сопел вниз холодной воронки горячего воздуха, для уменьшения механического недожога. Эти технические решения, которые использованы и в этом дипломном проекте позволили получить при эксплуатации котла П-67 проектные технико-экономические показатели и обеспечить относительно небольшие выбросы в атмосферу окислов азота(3000-400мг/м3), при содержании серы в топливе(0,3-0,4)%.
2.1 Техническая характеристика парогенератора П-67 Техническая характеристика парогенератора П-67 представлена в табл.2.1.
Таблица 2.1 - Техническая характеристика парогенератора П-67 ПоказателиЗначениеПаропроизводительность, т/ч2650Давление воды на входе в ВЭК, кгс/см2315Температура воды на входе в ВЭК, °С274Расход пара промежуточного перегрева, т/ч2186Давление на входе в промперегреватель, кгс/см238,6Температура пара на входе в промперегреватель, °С286Давление пара на выходе из промперегревателя, кгс/см237,5Температура перегретого пара на выходе из промперегревателя, °С542 Температура уходящих газов, °С140Температура горячего воздуха, °С335Коэффициент избытка воздуха в топке1,2Емкость пароводяного тракта до ВЗ, м3400Емкость пароводяного тракта после ВЗ, м3220Емкость тракта промперегрева, м3700
2.3 Разработка принципиальной тепловой схемы
3.1 Подогреватели высокого давления Тепловая схема блока К-800-240-5, которую используем в данном дипломном проекте, мало отличается от тепловой схемы блоков №1,2 Березовской ГРЭС-1. На основании анализа эксплуатации указанных блоков по вспомогательному оборудованию можно сделать следующие замечания: отказы ПВД входят в первую десятку причин вынужденного снижения нагрузки энергоблока. В среднем каждое такое снижение нагрузки эквивалентно 10-15 ч останова энергоблока. Отключение только одного, последнего по ходу питательной воды ПВД, снижает экономичность блока на 1,5 %. габаритные и массовые показатели отечественных ПВД уступают показателям зарубежных ПВД. Это объясняется относительно меньшей плотностью трубной системы, использованием труб большого диаметра и наличием фланцевого разъема на корпусе.
2.3.2 Деаэратор Он расположен между подогревателями низкого и высокого давления и представляет собой смешивающий подогреватель с баком - аккумулятором. Наличие деаэратора в схеме имеет определенные положительные стороны. В частности, в нем происходит удаление из питательной воды кислорода и диоксида углерода до установленных ПТЭ норм; его значительная вместимость обеспечивает определенный резерв времени для устранения неисправностей при прекращении подачи воды в деаэратор; он является удобным резервуаром в тепловой схеме для сброса без ущерба для экономичности турбоустановки высокопотенциальных пароводяных потоков из котла(при пусках), ПВД; деаэратор постоянного давления является обычно источником обеспечения паром пароструйных эжекторов, уплотнений турбин и других потребностей. В то же время деаэратор - это большая емкость с водой высокой температуры(160-1700С), размещенная в специально отведенной для нее деаэраторной этажерке на значительной высоте, с разветвленной системой трубопроводов для пара и воды. Деаэратор снабжается предохранительными клапанами, быстродействующими защитами, регуляторами и требует постоянного контроля со стороны эксплуатационного персонала.
2.3.3 Подогреватели низкого давления Практика проектирования и эксплуатации современных паротурбинных установок на ТЭС и АЭС свидетельствует о том, что с ростом единичных мощностей значительно возросла относительная стоимость ПНД, а их эксплуатационные показатели(такие как недогрев воды до температуры насыщения греющего пара, надежность работы и т.д.) в ряде случаев либо остались на прежнем уровне, либо даже ухудшились. Рост стоимости подогревателей относительно остального оборудования турбоустановки обусловлен несколькими факторами. Во-первых, тем что, площадь поверхности нагрева подогревателей растет с ростом производительности практически в прямой пропорции, поскольку интенсификации теплообмена при этом не происходит. В то же время увеличиваются трудности их проектирования. Во - вторых, трубки подогревателей низкого давления турбин мощностью более 300 МВт для ТЭС и АЭС обычно изготавливаются из дорогой и нержавеющей стали вместо широко применяющейся ранее латуни Л68. Отказ от применения латунных трубок связан с ужесточением требований к качеству питательной воды, в частности к содержанию меди, которая растворяется в паре при закритических параметрах и выносится в проточную часть турбины, где и образуется труднорастворимые отложения. Средний срок службы трубных систем ПНД из латуни составляет 6-8 лет. Из недостатков первых двух поверхностных подогревателей по ходу конденсата - это недогрев в этих подогревателях, который держится на уровне 8-10 0С и выше. Причиной является присутствие в паре воздуха, поступающего через неплотности всей вакуумной зоны отборов турбины(давление пара ниже атмосферного). Последующие подогреватели, в особенности ПНД-4, эксплуатируется с повышенной против расчетной нагрузки. Следствием этого является превышение в 1,5-2 раза расчетной скорости парового потока внутри аппарата, вызывающей вибрацию и, в конечном счете, повреждение труб. Это приводит к необходимости частых отключений ПНД для ремонта трубной системы. Опыт показал, что значительное повышение эффективности и надежности работы системы регенерации низкого давления может быть достигнуто установкой двух подогревателей смешивающего типа. Смешивающие подогреватели обеспечивают стабильный нагрев воды до температуры насыщения греющего пара. При этом исключается тепловая перегрузка, сопровождающиеся вибрацией и разрушением трубок в следующих за ними поверхностных подогревателях. На их работу практически не оказывают влияние ни воздух, содержащийся в греющем паре, ни сезонное изменение температуры воды на выходе из конденсатора, в то время как в поверхностных аппаратах резко увеличивается недогрев с ростом содержания в паре воздуха и тепловая перегрузка зимнее время. Таким образом, оптимальная схема регенерации низкого давления - это два вакуумных подогревателя смешивающего типа и два подогревателя поверхностного типа.
2.3.4 Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности рассматриваемого блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС в своей основе содержат: изменение схемы регенерации низкого давления, посредством исключения одного из двух, имеющихся ранее, сальникового подогревателя; сброс конденсата бойлеров производится в водяную часть ПНД-2, а не в конденсатор, как было предусмотрено на блоке №1 БГРЭС; увеличение тепловой нагрузки с МВт до МВт, посредством изменения схемы бойлерной установки. Схема бойлерной установки представлена на листе 6 графической части.
Использование более современной конструкции проточной части турбины. Исследования Сибтехэнерго блока К-800-240-5 показал, что общей экономичностью турбоагрегата является удельный расход теплоты на выработку электроэнергии при проектной тепловой схеме и позволяет сделать следующие выводы: снижение общей экономичности в межремонтный период находится в пределах 3,0 - 3,5 % и объясняется естественным ухудшением состояния проточной части в процессе эксплуатации в основном из-за увеличения радиальных зазоров в надбандажных и диафрагменных уплотнениях; определяющим в снижении экономичности турбоагрегата является ЦВД, в котором наблюдается большая степень износа соплового и лопаточного аппарата, особенно первых ступеней, ухудшения состояния уплотнений по проточной части цилиндра и концевого уплотнения внутреннего корпуса. Разница в значениях КПД ЦВД, полученная по опытам с включенными и отключенными ПВД, в отдельных испытаниях достигает 1,5 % абс.; вакуум в конденсаторе в основном определяется величиной присосов воздуха в вакуумную систему турбины. При анализе тепловых сетей были выявлены следующие недочеты: система учета отпуска тепловой энергии в тепловую сеть и потребления ее на собственные нужды базируется на самопишущих приборах и измерении расхода теплоносителя методом переменного перепада давления. Обработка диаграммных лент с самописцев ведется вручную. При такой организации учета отпуска тепловой энергии достаточно сложно выполнить условия "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя". Кроме того, учет потребления тепловой энергии на собственные нужды ведется расчетным путем так, как измерение расхода теплоносителя выполняется только на подающем трубопроводе; на обратном трубопроводе расходомер отсутствует. утечки сетевой воды происходит за счет протечек через сальниковые компенсаторы трубопроводов. Как считают специалисты БГРЭС-1, организация автоматизированной системы учета отпуска тепловой энергии позволит получать в реальном масштабе времени не только параметры теплоносителя, но и отпуск тепловой энергии в тепловую сеть, а также затраты тепла на собственные нужды. С организацией автоматизированной системы решаются вопросы контролирования и архивирования среднечасовых и среднесуточных параметров теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах теплосети, собственных нужд и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки. Рекомендуется замена сальниковых компенсаторов линзовыми. В настоящее время на БГРЭС-1 производятся работы по испытаниям блока на скользящем давлении. По предварительным данным испытаний получены следующие положительные результаты: рабочие лопатки регулирующей ступени работают с умеренными скоростями пара на входе, что значительно снижает в них напряжения изгиба от воздействия парового потока. исключается режим работы регулирующей ступени с малой парциальностью, вследствие чего повышается вибрационная надежность лопаточного аппарата. незначительные изменения температур пара по проточной части исключают возникновение высоких температурных напряжений в роторе высокого давления при изменении нагрузки, снижают интенсивность термоусталостных повреждений при работе турбоагрегата в переменном графике электрических нагрузок. КПД ЦВД (см. рисунок 2.1) при снижении нагрузки Nэ=750 до Nэ=450 МВт на скользящем давлении изменяется от 82,9% до 79,7%, а на номинальном давлении (по результатам тепловых испытаний) от 81,5% до 73,2%. Работа ЦВД с более высоким КПД повышает экономичность турбоустановки на скользящем давлении острого пара. КПД ЦСД не зависит от нагрузки и давления острого пара и в среднем составляет 89%. пониженное давление в пароводяном тракте энергоблока увеличивает срок службы РК СК ЦВД, трубопроводов свежего пара и питательной воды. Мощность, затрачиваемая на привод питательных насосов, снижается на 22%.
Рисунок 2.1 - КПД ЦВД и ЦСД турбогенератора в зависимости от нагрузки 2.3.5 Описание принципиальной тепловой схемы Тепловая схема представлена на рис. 2.2 и листе 3 графической части проекта. Паровая конденсационная турбина типа К-800-240-5 АО «ЛМЗ» номинальной мощностью 800 МВт предназначена для привода генератора переменного тока ТВВ-800-2 ЕУЗ с частотой вращения 50Гц и работает в блоке с прямоточным котлом Пп-2650-255 (П-67). Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из одного однопоточного двухкорпусного ЦВД с возвратным потоком пара, одного двухкорпусного двухпоточного ЦСД и трех двухпоточных ЦНД. Свежий пар с параметрами 24 Мпа и 540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,77 Мпа и температуре 289 °С. После промежуточного перегрева пар (3,29 Мпа и 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапана в середину двухпоточного ЦСД, из него пар отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Выхлоп пара осуществляется в два одноходовых двухсекционных конденсатора, конечное давление которого составляет 0,00336 Мпа.
В конструкции турбины предусмотрено восемь нерегулируемых отборов пара на регенеративные подогреватели и турбоприводы питательных насосов. Регенеративная установка имеет четыре ступени ПНД, деаэратор и три подогревателя высокого давления. Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе, в двух смешивающих и двух поверхностных подогревателях низкого давления. После деаэратора питательная вода прокачивается питательным насосом через группу ПВД. Все ПВД и ПНД(поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара. Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора. Конденсат турбопривода конденсатными насосами направляется в основной коллектор. Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор, а дренажи ПНД-4 и ПНД-3 в ПНД-2 смешивающего типа. Греющий пар для сетевой установки отбирается из шестого и седьмого отборов турбины. Конденсат этого пара какадно сливается и подается в водяную часть ПНД-2.
Рисунок 2.2 - Принципиальная тепловая схема блока К-800-240-5
2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме
Процесс расширения пара в турбине представлен на рис.2.3. Исходными данными для построения служат начальные параметры пара, параметры промперегрева, температура и давление регенеративных отборов, и давление в конденсаторе. Процесс расширения пара в турбине строится с учетом потерь в регулирующих органах и перепускных трубах. Начальные параметры пара т. А0(см. рис.2.3) берем из характеристик турбины: Давление P0 = 24 МПа;
Температура t0 = 540 °С.
С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД получаем т. , при давлении пара на входе в проточную часть (см. рис. 2.3), МПа:
где =0,97 - потери от дросселирования в клапанах ЦВД.
Теоретический процесс расширения пара от давления P0" до давления P1, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A0B0(см.рис.2.3). При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке В можно определить, кДж/кг:
где = 2849,204 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;
3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара;
0,882 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.
.
Точку С определим с учетом потери давления в промперегреве и потери от дросселирования пара в регулирующих органах ЦСД, МПа:
где - потери от дросселирования в цилиндре среднего давления;
Энтальпия в точке С определяется по параметрам Энтальпия в точке D,кДж/кг;
где = 0,842 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра среднего давления;
2846,934 кДж/кг- теоретическая энтальпия пара за цилиндром среднего давления;
Потери давления от дросселирования пара в цилиндре низкого давления, точка МПа:
где - потери от дросселирования в цилиндре низкого давления;
Энтальпия в точке Е, кДж/кг:
где = 2251,228 кДж/кг - теоретическая энтальпия пара за цилиндром низкого давления при давлении в конденсаторе Рк = 0,00336 МПа;
2957,11 кДж/кг - энтальпия пара перед цилиндром низкого давления;
0,892 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра низкого давления.
Рисунок 2.3 - Процесс расширения пара в турбине К-800-240-5 в i-s диаграмме.
2.5 Определение параметров по элементам схемы
Определение параметров пара покажем на примере расчета ПВД-7 . Давление пара в отборе: Pот1 = 6,06 МПа Давление пара у подогревателя ПВД-7, с учётом потерь в паропроводе, МПа: Температура насыщения греющего пара, °С:
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг: 1199,916
Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, °С:
пв = tн - = 272,9 - 2 = 270,9
Энтальпия питательной воды, кДж/кг:
Tпв·Св,
где Св =4,186 кДж/кг - теплоемкость воды; 270,9·4,186 = 1133,987
Энтальпия греющего пара (см.рис.2.3), кДж/кг: iотб = 2997,18 Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД-7, кДж/кг: I0 - iотб,
где i0=3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара(см. рис 2.3); h = 3318,775 - 2997,18 = 321,595 Аналогично определяем параметры по другим элементам схемы. Результаты расчета сводим в таблицу 2.2.
Наименование величиныПВД7ПВД6ПВД5Деаэ- раторПНД4ПНД3ПНД2ПНД1ВСНСКонден-саторДавление отборного пара, МПа6,063,771,631,0690,5780,280,1130,0210,280,1130,00336Энтальпия пара, кДж/кг2997,182904,613342,643235,743097,12957,112790,042544,532957,112790,042327,46Давление пара у подогревателя, МПа5,7573,58151,54850,70,550,2660,10730,020,2660,1073-Температура насыщения греющего пара, °С272,9243,8199,81164,953155,46129,47101,660,06129,47101,625,981Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг1199,9161056,143851,536697,143655,877544,123425,855251,4544,123425,855108,756Температура воды за подогревателем, °С270,9241,8197,81164,953151,46125,47101,660,06124,4796,625,981Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг1133,9871012,17828,03697,143634,01525,22425,855251,4521,03404,367108,756Использованный теплоперепад, кДж/кг321,595414,165615,763722,663861,3031001,2931168,3631413,8731001,2931168,3631630,943Таблица 2.2 - Параметры элементов тепловой схемы
2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды
Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рис. 2.4.
Рисунок 2.4 - Схема подогрева сетевой воды.
ТП - тепловой потребитель; СН - сетевой насос; НС - нижний сетевой подогреватель; ВС - верхний сетевой подогреватель. Давление пара в отборе из турбины на верхний сетевой подогреватель (шестой отбор), МПа: Давление пара в шестом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 %, МПа:
Температура сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, 0С(см. табл. 2.2):
Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг(см. табл. 2.2):
Давление пара в отборе из турбины на нижний сетевой подогреватель(седьмой отбор), МПа: Давление пара в седьмом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 %, МПа:
Энтальпия пара в отборе, кДж/кг(см. табл. 2.2): Температура насыщения греющего пара, 0С(см. табл. 2.2):
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг(см. табл. 2.2):
Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем, 0С:
Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг:
Расход сетевой воды, кг/с:
Уравнение теплового баланса для верхнего сетевого подогревателя:
Из уравнения (2.1) находим расход пара, кг/с:
Уравнение теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя:
Из уравнения (2.2) находим расход пара, кг/с:
Тепловая нагрузка на верхний сетевой подогреватель, кВт:
Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель, кВт:
2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину
Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов: для первого отбора:
(2.5)
для второго отбора:
(2.6)
Принимая коэффициент регенерации Kр = 1,3 расход пара на турбину составит, кг/с:
(2.7)
где Hi = 1630,943 кДж/кг - теплоперепад срабатываемый турбиной; hэм = 0,97 - электромеханический КПД.
2.8 Баланс пара и конденсата
Расход пара на эжектор принят 0,05 % от расхода пара на турбину , кг/с: эж = 0,005×Dт, (2.8)
эж = 0,005×684,737 = 3,424
Расход пара на уплотнение турбины, кг/с : упл = 0,01×Dт, (2.9)
упл = 0,01×684,737 = 6,847
Утечки пара и конденсата, кг/с: ут = ×Dт, (2.10)
где - величина внутристанционных утечек пара и конденсата
Dут = × = 13,695
Расход пара на собственные нужды, кг/с: сн = ×Dт, (2.11)
сн =×684,737 = 16,434
Расход перегретого пара, кг/с: пе = Dт + Dэж + Dупл + Dут + Dсн, (2.12)
пе = 684,737 +3,424 +6,847 +13,695 + 16,695= 725,137 Расход питательной воды, кг/с:
2.9 Расчёт регенеративной схемы (ПВД)
Расчетная схема ПВД представлена на рис. 2.5. Рисунок 2.5 - Схема включения подогревателей высокого давления.
Уравнение теплового баланса для ПВД-7:
(2.13)
Расход пара на ПВД-7 из уравнения (2.13) составит, кг/с:
Уравнение теплового баланса для ПВД-6:
(2.14)
Расход пара на ПВД-6 из уравнения (2.14), кг/с:
Уравнение теплового баланса для ПВД-5:
(2.15)
Расход пара на ПВД-5 из уравнения (2.15), кг/с:
где - энтальпия питательной воды на входе в ПВД-5, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:
(2.16)
где -перепад давления питательной воды в питательном насосе, МПа;
0,0011 м3/кг - удельный объем питательной воды;
0,75 - КПД насоса.
2.10 Расчёт деаэратора
Расчетная схема деаэратора представлена на рис. 2.6
Рисунок 2.6 - Схема включения деаэратора
Уравнения материального и теплового баланса:
Выразив из первого уравнения системы уравнений и, подставив во второе уравнение получим ,кг/с:
где 125,58 кДж/кг - энтальпия химочищенной воды;
Из первого уравнения найдем, кг/с:
2.11 Расчёт регенеративной схемы (ПНД)
Расчетная схема регенеративной схемы (ПНД) представлена на рис.2.7.
Рисунок 2.7 - Схема включения регенеративной схемы (ПНД)
Уравнение теплового баланса для ПНД-4:
(2.17)
Расход пара на ПНД-4 из уравнения (2.17), кг/с:
Уравнение теплового баланса для ПНД-3:
(2.18)
Расход пара на ПНД-3 из уравнения (2.18), кг/с:
Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -2:
Подставив первое уравнение во второе, выразим , кг/с:
Из первого уравнения найдем расход пара на ПНД-2, , кг/с:
Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -1:
Подставив первое уравнение во второе найдем расход пара в ПНД -1, ,кг/с:
где кДж/кг - энтальпия конденсата после ПС-1(температура перед ПС-1=25,981 0С, нагрев на 5 0С).
Расход основного конденсата в ПНД-1 , кг/с:
Расхода пара в конденсатор, кг/с:
где =34,16 кг/с - расход пара на турбопривод.
Проверка баланса пара в турбине:
684,737 - (50,15 + 69,811 + 14,491 + 34,16 + 12,242 + 24,935 + +21,885+ 28,617+ + 21,134 +) = 344,864
полностью совпадает с ранее найденным значением. Проверка по мощности:
= ×0,97
Погрешность расчета составляет:
Данное значение удовлетворяет условию .
Полученные данные используем для расчета ТЭП блока (см. пункт 2.11).
2.12 Расчет технико-экономических показателей работы станции
Расход тепла на турбоустановку, кВт:
(2.19)
где =кг/с - смотри формулу 2.7;
3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара(см.рис.2.3);
=кДж/кг - энтальпия питательной воды(см. табл.2.2);
кг/с - расход пара на промперегрев;
=кДж/кг - энтальпия пара на выходе из промперегрева(см.рис.2.3);
2904,61 кДж/кг - энтальпия пара на входе в промперегрев(см.рис.2.3);
Восполнение потерь пара и конденсата химочищенной водой;
125,58 кДж/кг - энтальпия химочищенной воды.
Затраченная теплота на верхний сетевой подогреватель, кВт:
(2.20)
Затраченная теплота на нижний сетевой подогреватель, кВт:
(2.21)
Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:
(2.22)
Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:
(2.23)
где = кВт - расход тепла на турбоустановку(см. формулу 2.19);
= кВт - затраченная теплота на сетевые подогреватели(см. формулу 2.22);
(2.24)
где =725,137 кг/с - расход перегретого пара(см. пункт 2.7);
Паровая турбина вместе с относящимися к ней регенеративными подогревателями, конденсатором, насосами, трубопроводами и арматурой образует паротурбинную установку .
Современная паровая турбина состоит из большого числа деталей, тщательно изготовленных и собранных в единый агрегат. Мощности современных энергетических турбоагрегатов постоянно повышаются, и в настоящее время основной прирост мощностей в энергосистемах происходит за счет ввода агрегатов 300, 500, 800 МВт. На Костромской ГРЭС сооружен головной агрегат мощностью 1200 МВт.
Увеличение мощности турбоагрегатов позволяет сооружать ТЭС большой мощности при одновременном удешевлении их строительства и эксплуатации и снижении расходов топлива на выработанный киловатт-час. Наряду с экономичностью современная турбина должна отвечать высоким требованиям безопасности, надежности и маневренности. Требование высокой маневренности предъявляется ко всему энергетическому оборудованию. Турбина должна допускать быстрый пуск, набор и изменение нагрузки и остановку. Эта задача весьма сложна для агрегатов, работающих при высоких начальных параметрах пара (26 МПа, 540-570 °С) и имеющих стенки корпусов и фланцы большой толщины.
При разработке и эксплуатации турбин приходится сталкиваться с весьма сложными проблемами аэродинамики, теории колебаний, теплопередачи, изменения свойств материалов при высоких температурах и вибрации, автоматического регулирования и контроля турбоустановки.
Рис. 1. Схема простейшей турбины
На рис. 1 показана схема простейшей турбины , а на рис. 2 — схема устройства многоступенчатой паровой турбины . Простейшая турбина состоит из соплового аппарата 1, рабочей лопатки 2, вала 3 и диска 4 .
Рис. 2. Схема устройства многоступенчатой паровой турбины
1 — вал турбины; 2 — диски; 3 — рабочие решетки; 4 — нижняя половина корпуса; 5 — верхняя половина (крышка) корпуса; 6 — диафрагмы (нижние половины); 7, 8 – сопловые решетки; 9 – уплотнения диафрагмы; 10 – сопловая решетка первой ступени давления; 11 – переднее уплотнение; 12 – заднее уплотнение; 13 – опорные подшипники; 14 – упорный подшипник; 15 — соединительная муфта; 16 — червячная передача; 17 — масляный насос; 18 — фундаментные плиты; 19 — регулятор скорости; 20 — масляный бак; 21 — регулятор безопасности; 22 — камера отбора; 23 — окна для отбора пара; 24, 27 — опорные фланцы корпуса; 25, 26 — фланцы опорных блоков
Турбина состоит из вращающейся части — ротора и неподвижной части — статора . К ротору относятся вал и закрепленные на нем диски с рабочими лопатками . Статор включает в себя паровпускные органы, сопловые решетки , подшипники и др. Корпус турбины делается разъемным в горизонтальной плоскости по центровой линии вала. Нижняя его часть опирается на фундамент, а верхняя часть устанавливается на нижнюю и крепится по фланцам с помощью шпилек и гаек. Через паровпускные органы в сопловую коробку вводится свежий пар. Корпус заканчивается выхлопным патрубком, через который отработавший пар отводится из турбины.
В неподвижных каналах-соплах пар расширяется; при этом его давление и температура снижаются, скорость парового потока возрастает до нескольких сот метров в секунду и соответственно увеличивается его кинетическая энергия.
Она используется в подвижных рабочих лопатках, закрепленных на дисках, насаженных на вал турбины (рис. 2). Между дисками располагаются неподвижные перегородки — диафрагмы с закрепленными в них соплами. Диафрагма и диск с рабочими лопатками образуют ступень турбины .
При большом числе ступеней (20 — 30) турбина состоит из нескольких цилиндров . Частота вращения ротора паровых энергетических турбин обычно составляет 3000 об/мин или 50 с -1 , что соответствует принятой в СНГ частоте переменного тока 50 Гц.
На каждой ступени турбины лишь часть внутренней энергии пара преобразуется в механическую энергию, передаваемую с вала турбины на вал генератора электрического тока. Увеличение числа ступеней приводит к повышению КПД турбинной установки, так как в этом случае каждая ступень «работает» в более оптимальном режиме. Однако увеличение числа ступеней оправдывает себя лишь до определенного предела, так как с ростом числа ступеней турбина усложняется и становится дороже.
Крупные энергоблоки, работающие при высоком и закритическом давлении пара, выполняются с промежуточным перегревом . Пар высоких параметров, совершая работу в турбине, на последних ее ступенях увлажняется, а это приводит к снижению КПД и эрозионному воздействию капелек влаги на лопатки турбины. При использовании же промежуточного перегрева пара не только понижается его конечная влажность, но и повышаются показатели тепловой экономичности цикла. На рис. 3 дана схема одной из наиболее распространенных в нашей энергетике конденсационных турбин К- 300 — 240 мощностью 300 МВт , работающей при начальном давлении пара 240 атм (23,5 МПа). Температура свежего пара принята 540 — 560 °С, частота вращения 3000 об/мин.
Турбина состоит из трех цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В двенадцати ступенях ЦВД пар расширяется от указанных выше начальных параметров до давления 4 МПа, после чего направляется в промежуточный пароперегреватель (ПП), установленный в котле, и далее с давлением 3,5 МПа и температурой 540 — 560 °С поступает в ЦСД. В двенадцати головных ступенях ЦСД пар расширяется до давления 0,2 МПа, затем разделяется на два потока: одна треть проходит пять ступеней низкого давления, расположенных в ЦСД, и поступает в конденсатор , а две трети пара по перепускным трубам подаются в ЦНД, где, разделяясь на два потока, проходят по пяти ступеням низкого давления и направляются также в конденсатор. Давление пара за последними ступенями перед входом в конденсатор равно 0,0035 МПа. Разделение пара в части низкого давления на три потока связано с большими объемами пара в последних ступенях. Выпуск всего объема пара через одну решетку приводил бы к недопустимым по соображениям прочности высотам рабочих лопаток. Даже при разделении пара в последних ступенях на три потока высота лопаток составляет 960 мм, а окружная скорость на их вершинах — 540 м/с. При массе последней лопатки 9,8 кг центробежная сила, действующая на нее, равна ~950 кН.
Еще более сложны турбины большей мощности. Так, у турбин мощностью 500 МВт делается 4 выхлопа в конденсатор, а у турбины К-800-240 мощностью 800 МВт — шесть выхлопов в конденсатор. В турбине К-1200-240 мощностью 1200 МВт, установленной на Костромской ГРЭС, лопатки последних ступеней имеют длину 1200 мм, но для уменьшения центробежных сил они выполнены из более легкого титанового сплава.
Рис. 3. Изменение параметров рабочего тела в активной турбине:
1, 9 — камеры свежего и отработанного пара; 2,4,6 — сопла; 3,5,8 — рабочие лопатки; 7 — диафрагма.
Рис. 4. Схема турбины К-300-240 (z — число ступеней)
Теплофикационные турбины , устанавливаемые на ТЭЦ, могут иметь 1 или 2 регулируемых отбора (например, промышленный и теплофикационный). В теплофикационной турбине Т — 250 — 240 имеются 2 отбора пара для подогрева воды в системе теплоснабжения (из них один регулируемый) и, кроме того, может быть осуществлен предварительный нагрев сетевой воды в специальном подогревателе, встроенном в конденсатор.
Отработавший пар конденсационных турбин и турбин с промышленными и теплофикационными отборами поступает в конденсатор, где поддерживается давление значительно ниже атмосферного. В конденсаторе осуществляется отвод тепла от рабочего тела — пара — при возможно более низкой температуре и давлении с превращением пара в конденсат, идущий вновь на питание котлов. Здесь тепло отдается охлаждающей (циркуляционной) воде. Конденсат не должен смешиваться с охлаждающей водой, имеющей большое количество примесей. Поэтому конденсатор представляет собой теплообменник поверхностного типа.
На рисунке 5 приведена схема конденсатора паровой турбины.
Теплообмен от пара к охлаждающей воде происходит через стенки трубок небольшого диаметра, чаще всего латунных, внутри которых движется охлаждающая вода. В конденсатор поступает влажный пар; температура насыщения конденсирующегося пара t к тем ниже, чем ниже температура циркуляционной воды. При прямоточном водоснабжении, когда вода в конденсатор забирается из реки или пруда, ее температура колеблется от 2 до 20 °С (среднегодовая расчетная температура 10 — 12 °С). Если же водоснабжение является оборотным с охлаждением воды в градирнях, то температура воды меняется в зависимости от времени года от 10 — 12 °С до 35 -40 °С.
Рис.5. Схема конденсатора паровой турбины:
1 – патрубок для выхода воды, 2 – крышка водяных камер, 3 — водяные камеры, 4 – трубные решетки, 5 – корпус конденсатора, 6 – пароприемная горловина, 7 — трубки, 8 — сборник конденсата, 9 — патрубок для подвода воды, 10 — патрубок для удаления воздуха.
Обычно циркуляционная вода в конденсаторе нагревается на 8 -10 °С. При поддержании давления в конденсаторе p к = 0,0035 МПа температура конденсации составляет t k = 26,4 °С. В летнее время, когда температура охлаждающей воды выше среднегодовой расчетной, давление в конденсаторе может повышаться до 0,01 МПа, что соответственно снижает экономичность работы турбоустановки. На одну тонну конденсируемого пара расходуется 50 — 60 т охлаждающей воды.
Для поддержания хороших условий теплообмена и постоянного парциального давления воздуха, а вместе с ним и общего давления в конденсаторе просачивающийся в конденсатор воздух необходимо непрерывно удалять. Для этого устанавливаются воздухоотсасывающие устройства — пароструйные или водоструйные эжекторы.
Конденсат из нижней части конденсатора откачивается конденсатными насосами и подается через подогреватели в котел. Конденсатор устанавливается под турбиной и представляет собой горизонтально расположенный сосуд, сваренный из листовой стали. Внутри корпуса конденсатора на некотором расстоянии от его торцов ввариваются специальные пластины с отверстиями, называемые трубными досками, в которые завальцовываются трубки, образующие поверхности теплообмена. Корпус с торцов закрывается крышками так, что между крышками и трубными досками образуются водяные камеры.
Если в одной из камер установить горизонтальную перегородку, то по-лучим двухходовой конденсатор: охлаждающая вода поступает в нижний (подводящий) патрубок передней камеры, проходит по нижним рядам труб и через заднюю камеру поступает в верхние ряды труб, после чего удаляется из конденсатора.
Для рассмотренной выше турбины К-300-240 Ленинградского металлического завода конденсатор имеет следующие характеристики.
ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-800-240-5
МОЩНОСТЬЮ 800 МВт
Паровая конденсационная одновальная турбина (рис. 1) типа К-800-240-5 без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом, номинальной мощностью 800 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВВ-800-2 и для работы в блоке с котлом. Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды.
Турбина рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах табл.1.
Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды (рис. 2). Подогрев осуществляется в ПНД № 1 и 2 смешивающего типа, № 3 и 4 поверхностного типа, деаэраторе и ПВД до температуры 274° С при номинальной нагрузке турбины.
Отборы пара из турбины на регенерацию и турбоприводы приведены в табл. 2
|
Подогреватель |
Параметры пара в камере отбора |
Количество отбираемого пара, т/ч |
Место отбора |
|
|
Давление, кгс/см 2 абс. |
Температура, С |
|||
|
За 9-й ступенью |
||||
|
ПВД № 7 |
За 12-й ступенью |
|||
|
Турбопри-воды ПТН |
За 15-й (24) ступенью |
|||
|
ПВД № 6 |
За 15-й (24) ступенью |
|||
|
Деаэратор |
За 17-й (26) ступенью |
|||
|
ПНД № 4 |
За 19-й (28) ступенью |
|||
|
ПНД № 3 |
За 21-й (30) ступенью ЦСД |
|||
|
ПНД № 2 |
За 32(37), 42(47), 52-й (57) ступенями |
|||
|
ПНД № 1 |
За 34(39), 44(49), 54-й (59) ступенями |
|||
|
Расход отработанного пара в конденсатор - 1 418 т/ч. |
||||
|
Свежий пар перед автоматическими стопорными клапанами: |
||
|
давление, кгс/см 2 , абс. | ||
|
температура, °С | ||
|
Пар на выходе из ЦВД при номинальной мощности: |
||
|
давление, кгс/см 2 абс. | ||
|
температура, С | ||
|
Пар после промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД: |
||
|
давление, кгс/см 2 абс. | ||
|
температура, °С | ||
|
Основные параметры конденсаторной группы: |
||
|
расход охлаждающей воды, м 3 /ч | ||
|
температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы, °С | ||
|
расчетное давление в конденсаторе, кгс/см 2 абс. | ||
Рис. 1 Продольный разрез турбины К-800-240-5
Кроме регенеративных отборов, турбина допускает дополнительные отборы пара без снижения поминальной мощности. Мощность турбины снижается при отключении ПВД на 30 МВт при отключении одной нитки и на 60 МВт при отключении двух ниток.
Максимальный расход пара через турбину составляет 2650 т/ч. При этом расходе, включенной регенерации (без дополнительных отборов), номинальных параметрах пара и номинальной температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 850 МВт.
Два главных питательных насоса имеют паровые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением 16,6 кгс/см 2 абс. и температурой 440 °С в количестве 127 т/ч при номинальном режиме и расходе пара главной турбиной, равном количеству питательной воды, подаваемой в котел.
Допускается длительная работа турбины при отклонениях от номинальных параметров в следующих пределах: -одновременном отклонении давления 235-245 кгс/см 2 абс. и температуры 530-545° С;
Температуры пара после промежуточного перегрева 530-545 °С (перед стопорными клапанами ЦСД);
Повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсаторы до 33° С и расходе ее 73 000 м°/ч.
При температуре свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами в интервале 566-570°С, а также температуре пара промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД в интервале 546-550° С разрешается работа турбины в течение не более 30 мин, причем общая продолжительность работы при этих температурах пара не должна превышать 200 ч в год.
Не допускается работа турбины на выхлоп в атмосферу и работа по временной незаконченной схеме.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, "вращающим валопровод с частотой 30 об/мин, и гидроподъемом роторов.
Допускается работа турбины при нагрузках ниже 30% и на холостом ходу до и после сброса нагрузки. При этом длительность работы на режимах ниже 30% и на холостом ходу не должна превышать 15 мин.
Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, подаваемым в ЦВД и ЦСД, а также при сниженной нагрузке без остановки блока на режиме, согласованном с заводом.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 3000 об/мин. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети в пределах 49- 50,5 Гц. В аварийных ситуациях допускается кратковременная работа турбины при повышении частоты до 51 Гц и снижении до 46 Гц в течение времени, указанного в технических условиях.
Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и неостывшего состояний.
Два продольных конденсатора турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 1 300 т/ч воды давлением 20 кгс/см 2 абс. при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей. Пароприемные устройства рассчитаны на прием из БРОУ при сбросах нагрузки до 1 540 т/ч пара при давлении до 7 кгс/см 2 абс. и температуре 200° С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,3 кгс/см 2 абс.
Ориентировочно продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равна: из холодного состояния- 8-9 ч; через 48-55 ч простоя- 5-5 ч 30 мин; через 24-32 ч простоя- 4-4 ч 30 мин; через 6-8 ч простоя - 2 ч 30 мин.
Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.
Гарантийные расходы тепла. Заводские расчетные гарантийные расходы тепла с допуском 1% сверх допуска на точность проведения гарантийного испытания приведены в табл. 3.
Таблица 3
|
Мощность на клеммах генератора, МВт |
Справочные данные |
Гарантийные условия |
Гарантийный удельный расход тепла, ккал/кВт ч |
||||||
|
Расход пара через автоматические стопорные клапаны ЦВД, т/ч |
Температура питательной воды за последним по ходу воды подогревателем, °С |
Давление перед стопорными клапанами ЦСД, кгс/см 2 абс. |
Давление в конденсаторе, кгс/см 2 абс. |
Температура пара перед автоматическими стопорными клапанами ЦВД, °С |
Температура пара после промежуточного перегрева |
Потеря давления на участке от выхода ЦВД до стопорных клапанов ЦСД в % от давления перед клапанами ЦСД |
КПД генератора. по которому исчислены гарантии, % |
||
Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощности приводной турбины питательного насоса.
Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД, ЦСД и трех ЦНД.
Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных впереди ЦВД. Каждая коробка стопорного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.
ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным цилиндром и подвижные-с горловинами сопловых коробок. Через сопловой аппарат пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и поступает в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным но обе стороны цилиндра, и от них-к четырем регулирующим клапанам, расположенным непосредственно на цилиндре.
Двухпоточный ЦСД имеет по девять ступеней в каждом потоке, причем первые три ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем ЦНД.
|
Тон поперечн. колебаний |
Критическая частота вращения валопровода, об/мин |
Роторы ЧВД и ЧСД - цельнокованые, роторы ЦНД-с насадными дисками. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД.
Расчетные значения критических чисел оборотов валопровода с генераторами ТВВ-800-2 на жестких опорах приведены слева, в таблице.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель.
Схема питания концевых уплотнений ЦВД позволяет производить подачу горячего пара от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.
Система автоматического регулирования и защиты. Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, а также устройствами защиты, обеспечивающими работу турбины при однобайпасной схеме паросбросных устройств блока и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима ее работы.
Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей.
На рис. 3 приведена схема гидравлической части системы регулирования турбины, где:
1 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД; 2-сервомотор автоматического затвора ЦВД; 3- сервомотор регулирующих клапанов ЦСД; 4-сервомотор автоматических затворов ЦСД; 5-сервомотор клапана КОСМ-500; 6-сервомотор клапана КОСМ-800; 7-сервомотор сбросного клапана; 8- ограничитель мощности; 9-электромеханический преобразователь; 10-электрогидравлический преобразователь; 11-золотники регулятора безопасности; 12-золотник предварительной защиты; 13 - электромагнитный выключатель предварительной защиты; 14-регулятор безопасности; 15-регулятор частоты вращения; 16-эксгаустер; 17-бак системы регулирования; 18-охладитель; 19- электронасосы регулирования;
/-напорное давление (нестабилизированное);
//-напорное давление (стабилизированное); III- линия управления промежуточным золотником;
IV-линия управления сервомоторами регулирующих клапанов; V-линия управления сервомоторами автоматических затворов; VI-линия дополнительной защиты; VII-прочие линии.
Условные обозначения
СРК.1 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 1;
СРК2 -сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 2;
СРКЗ - сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 3;
СРК4 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД №4;
СРК.5 - сервомотор регулирующих клапанов ЦСД;
СРК6 - сервомотор сбросного клапана;
СА31 - сервомотор автоматического затвора ЦВД;
СА32 - сервомотор автоматического затвора ЦСД;
САЗЗ - сервомотор отсечного клапана;
БК.Р2 - блок колонки регулирования;
БКР1 - блок коробки регулирования;
БМ1 - блок маслоснабжения.
Датчиками системы регулирования являются: механический и электрический частоты вращения, электрические активной мощности генератора, давления пара в линии промежуточного перегрева, давления свежего пара.
Исполнительные элементы системы регулирования и защиты - четыре гидравлических сервомотора регулирующих клапанов ЦВД, два сервомотора регулирующих клапанов ЦСД, два сервомотора стопорных клапанов ЦВД, два сервомотора стопорных клапанов ЦСД, два сервомотора сбросных клапанов из линии промежуточного перегрева в конденсатор, сервомотор отсечного клапана на линии к ПТН.
Сервомоторы регулирующих клапанов № 3 и 4 ЦВД имеют механизмы перестройки характеристики сервомотора с дистанционным приводом, позволяющие перестраивать регулирование на дроссельное в процессе пуска турбины вместо соплового регулирования, при работе турбины под нагрузкой.
Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется через механизм управления, обеспечивающий: зарядку золотников регулятора безопасности; управление стопорными и регулирующими клапанами ЦВД и ЦСД сбросными клапанами и отсечным клапаном на линии ПТН;
изменение частоты вращения ротора турбины с возможностью синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе; изменение нагрузки.
Механизм управления может приводиться в действие вручную и дистанционно с блочного щита.
ЭЧСР состоит из двух устройств: электроприставки и регулятора мощности. В электроприставке содержатся блоки, обеспечивающие воздействием через электрогидравлический преобразователь форсированное закрытие регулирующих клапанов турбины при сбросе нагрузки, в результате чего обеспечивается максимальное повышение частоты вращения ротора после мгновенного сброса нагрузки с генератора не более 109% от номинальной частоты вращения. Кроме того, в электроприставке содержатся блоки, обеспечивающие формирование импульсов, необходимых для кратковременной разгрузки турбины по сигналам противоаварийной автоматики энергосистем, а также быстродействующий ограничитель, обеспечивающий поддержание заданной в послеаварийном режиме мощности и использующий обратную связь по мощности турбины.
Регулятор, воздействующий на электродвигатель механизма управления турбиной, обеспечивает поддержание заданной мощности турбины при постоянной частоте и с учетом отклонения давления свежего пара от номинального значения. Система регулирования пара обеспечивает поддержание давления не ниже минимально допустимой величины. Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет 4,5±0,5%. В регуляторе мощности возможно изменение характеристик регулирования от 2,5 до 6%. Нечувствительность гидравлической части системы регулирования частоты вращения составляет не более 0,3%. Путем корректирующего воздействия регулятора мощности обеспечивается уменьшение нечувствительности всей системы регулирования до 0,06-0,1 %.
Для защиты от разгона турбина снабжена регулятором безопасности с двумя бойками, которые срабатывают при повышении частоты вращения до 1П,5±0,5%. При срабатывании регулятора безопасности происходит закрытие всех регулирующих клапанов, стопорных клапанов, клапанов на линиях к ПТН и ТВД, а также открытие сбросных клапанов. Время полного закрытия регулирующих и стопорных клапанов составляет ~0,3 с от момента срабатывания регулятора безопасности. Действие регулятора безопасности дублируется дополнительной защитой, выполненной в блоке золотников регулятора скорости. Кроме того, для предотвращения чрезмерного разгона ротора при отказе системы регулирования частоты вращения в электроприставке предусмотрен блок предварительной защиты, воздействующий на электромагнитный выключатель предварительной защиты и закрывающий стопорные и регулирующие клапаны турбины при повышении частоты вращения до частоты срабатывания регулятора безопасности и зависящий от величины ускорения частоты вращения.
Турбина снабжена двумя электромагнитными выключателями защиты, обеспечивающими срабатывание золотников регулятора безопасности.
Рабочей жидкостью в гидравлической части системы регулирования является огнестойкое синтетическое масло. Подача масла в систему регулирования осуществляется от блока маслоснабжения, состоящего из: бака емкостью 5,5 м 3 , охладителя, воздухоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки и двух электронасосов переменного тока. Рабочее давление в системе регулирования - 45 кгс/см 2 . Охладитель масла работает при подводе охлаждающей воды из циркуляционной системы и обеспечивает нормальную работу системы регулирования при температуре охлаждающей воды не более 33° С. Для предотвращения разгона турбоагрегата обратными потоками пара установлены обратные клапаны на трубопроводах нерегулируемых отборов пара в ПВД и ПНД, на трубопроводах пара к турбо-приводам питательных насосов, деаэратору и калориферам котла.
Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическим огнестойким маслом ОМТИ или минеральным маслом) подшипников турбины, генератора и питательных насосов.
В баке объемом 47 м 3 (до верхнего уровня) установлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоотделители для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоотделителем не должно превышать 1,5%).
Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) вертикальных центробежных электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса постоянного тока. Масло охлаждается в трех маслоохладителях типа М-540 (один резервный), питающихся водой из циркуляционной системы. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 300 м 3 /ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давления в напорном маслопроводе смазки, а также включают резервные насосы системы смазки.
Система контроля и управления турбиной обеспечивает:
контроль параметров работы;
регистрацию наиболее важных параметров;
технологическую, предупредительную и аварийную сигнализации;
автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дистанционным управлением с блочного щита;
автоматическую стабилизацию ряда параметров, поддержание заданных значений которых требует
оперативного вмешательства в процессе нормальной эксплуатации;
автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования.
Управление установкой централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.
Система контроля и управления выполняется на базе электрических приборов и аппаратуры.