Совершенствование режимов останова блока

6.  Во избежание  разогрева баббита заднего подшипника  ЦСД при использовании технологии  останова по п.4 необходимо прекращать  подачу пара на заднее уплотнение  ЦСД прикрытием ручной задвижки  на линии подвода .

7.  Для окончательных выводов о возможностях , достигаемых при использовании рассмотренной выше технологии необходимо провести дополнительный опыт с полной стабилизацией теплового состояния подшипников .

Дальнейшее совершенствование  этой технологии связано с отработкой следующего режима : отключение СС при продолжении подачи воздуха в проточную часть ЦВД и ЦСД ; отключение подачи пара на все КУ турбины одновременно с отключением СС ; включение в работу всех эжекторов турбины : основных , пусковых и эжектора расхолаживания .

8.  Была произведена  проверка эффективности охлаждения  подшипников турбины К-500-240-2 маслонасосами  гидроподъема роторов ( МГР ) при  отключенной системе смазки . В  опыте отключение системы смазки  было произведено после остановки  турбины без расхолаживания при температурах металла ЦВД : наружный корпус – 390/400º С , внутренний корпус – 415/413º С . При этом температуры металла ЦСД составляли : внутренний корпус - 403º С , наружный корпус – 390/392º С .

В этом режиме максимальные температуры баббита зафиксированные у ОП-2 – 75º С и ОП-3 – 73,5º С ; у остальных подшипников они были значительно ниже . Очевидно , что максимальные температуры баббита опорного подшипников и колодок упорных подшипников , зафиксированные при отключенной системе смазки и охлаждении насосами МГР были существенно ниже предельно допустимого значения - 100º С . Как правило , эти температуры ниже значений , наблюдающихся у этих подшипников при работе турбины нагрузкой и включенной системой смазки .

9.  Несмотря и наличие  на турбинах ст. №№ 9,10 линий подвода масла от коллектора МГР к ВПУ , предназначенных для обеспечения возможности вращения ротора турбины при отключенной СС и работающих МГР , использовать эту возможность в настоящее время нельзя , так как отсутствует подвод масла в МГР к подшипникам возбудителя ( СТВ ) . В этой связи в рассматриваемом режиме ротор находится в неподвижном состоянии , что приводит к появлению заметного боя ротора в момент включения ВПУ после восстановления подачи масла на подшипники от СС . Однако при вращении ротора ВПУ величина боя постепенно снижается до нормы .

10.  Проверенный режим  может быть рекомендован для  использования в эксплуатационной  практике . Для снижения боя ротора  при включении ВПУ после простоя  с отключением СС следует использовать следующий режим :

10.1.  Восстановить подачу  масла на подшипники от системы  смазки .

10.2.  Произвести выдержку  в течение 25-30 минут при неподвижном  роторе .

10.3.  Провернуть ротор  с помощью ВПУ на 180 градусов .

10.4.  Произвести выдержку  при неподвижном роторе в течение 25-30 минут .

10.5.  Включить ВПУ  в режим непрерывного вращения .

10.6.  Осуществить непрерывное  вращение ротора ВПУ в течение  50-60 минут .

10.7.  При нормальной  величине боя роторов ЦВД , ЦСД разрешается начинать подачу  пара на уплотнения и другие пусковые операции .

11.  Для обеспечения  возможности при отключенной  СС и работе МГР вращения  ротора с помощью ВПУ целесообразно  рассмотреть вопрос о подводе  масла от коллектора МГР к  подшипникам СТВ . На этой линии  необходимо установить регулировочный вентиль и отключающую задвижку .

12.  На основании  результатов проведенной работы  можно рекомендовать следующие  режимы при необходимости проведения  ремонтных работ , требующих отключения  системы смазки :

12.1.  При непродолжительных  ремонтах , после которых должен быть осуществлен немедленный пуск турбины , используется режим остановки без предварительного расхолаживания . При отключении подачи масла на подшипники от системы смазки охлаждение подшипников осуществляется от маслонасосов гидроподъема .

12.2.  При проведении  ремонтных работ , связанных с  достаточно продолжительными простоями  турбины ( когда немедленный пуск  не предполагается ) , а также в  тех случаях , когда до начала  ремонтных работ необходим сниженный  уровень теплового состояния турбины , используется режим останова с предварительным расхолаживанием турбины под нагрузкой до температур в зоне паровпуска ЦВД и ЦСД 250º С . После окончания расхолаживания и остановки турбины отключается подача пара на концевые уплотнения , после чего система смазки может быть отключена и начаты ремонтные работы . Для ускорения стабилизации теплового состояния подшипников в работе остаются основные и пусковые эжектора и организована подача воздуха в МЦП ЦВД и ЦСД .

13.  Анализ результатов  проведенного не до конца опыта с отключением СС и подачей воздуха в проточную часть ЦВД и ЦСД при неподвижном роторе показывает , что такой режим позволяет отключать СС при температурах ЦСД до 300º С . Реализация этого режима упрощает решение вопросов расхолаживания турбины под нагрузкой , так как без использования аварийных впрысков в тракт промперегревва расхолодить ЦСД ниже 300º С затруднительно . Целесообразно осуществить экспериментальную проверку этого режима .    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.Экономический расчет  проекта.

 

 

    Вывод в ремонт турбины и ее оборудования сразу после отключения энергоблока невозможен из-за теплового состояния ЦВД и ЦСД. Это состояние делает невозможным отключение ВПУ, ЦН, отключение системы смазки турбины. Естественное снижение температуры в зоне паровпуска до 200 С занимает 7,5 суток (определено экспериментальным путем).

 

     Применение  методики расхолаживания турбины  воздухом позволяет произвести  вывод турбины в ремонт через  60 часов после отключения энергоблока,  что сокращает время нахождения  энергоблока в ремонте.

 

     Исходные  данные для расчета экономической  эффективности.

     Простой  энергоблока с момента отключения  до вывода в ремонт без расхолаживания  турбины τ =7,5 суток (180 часов  ,что определено экспериментально  Рефтинская ГРЭС ОАО«Свердловэнерго») .

     Средняя  нагрузка энергоблоков станции  за 2004 год Nэ ср.=392,2 МВт(по данным ПТО Рефтинская ГРЭС ОАО«Свердловэнерго»,2004г.).

     Удельный  расход электроэнергии на выроботку  электроэнергии э/э-4,57%(по данным  ПТО Рефтинская ГРЭС ОАО«Свердловэнерго»,2004г.).

    Среднеотпускной  тариф на электроэнергию  Рефтинская  ГРЭС ОАО«Свердловэнерго» за 12 месяцев  2004 г. Тотп – 0,384 руб./к Вт.ч  ( по данным отдела экономики  и ценообразования, 2004 г.).

Топливная составляющая тарифа на электроэнергию Ттоп – 0.1792 руб/кВт.ч (по данным отдела экономики и ценообразования, 2004 г.).

Количество плановых остановов энергоблоков электростанций за 2003 г. n – 9  по данным отдела производства и проектирования ремонта Рефтинская  ГРЭС ОАО«Свердловэнерго»,2004г.).

Дополнительная выработка  электроэнергии, обусловленная сокращением  времени простоев энергоблоков в  ремонте (применение метода расхолаживания турбины под нагрузкой):

Эв = τ · Nэ ср ·  n

Эв = (180-60) × 392,2×9

Эв=423576000 кВт×ч

Дополнительный отпуск электроэнергии на 2004 год составил:

Эотп =((100-э/э)/100)×Эв

Эотп  =((100-4,57)/100)× 423576000

Эотп = 404218577 кВт×ч

Увеличение выручки  за счет реализации дополнительного  отпуска товарной продукции (электроэнергии) вызвано сокращением простоев энергоблоков в ремонте за 2003 год составило:

Vдоп= Эотп×(Тотп )

Vдоп=404218577×0,384 

Vдоп=155219933 руб.»155 млн.руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. ОБЖ и энергосбережение проекта.

ОБЖ

Основами безопасности жизни в теплоэнергетике являются «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей». «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей», «Правила устройства и безопасности эксплуатации паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды», «Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий».

Обслуживающий и руководящий  персонал обязан знать и строго соблюдать  соответствующие разделы указанных  правил, определенные должностными инструкциями,  инструкциями по охране труда, руководствоваться ими в работе и требовать выполнения Правил всеми лицами, находящимися в зоне действующего оборудования.

Каждый работник должен проходить инструктаж, обучение и  проверку знаний по ТБ, ППБ, ПБГХ, по своей должности, а также противоаварийные и противопожарные тренировки.

Вопросы энергосбережения.

Затраты электроэнергии на собственные нужды при выводе в ремонт энергоблока без расхолаживания турбины воздухом.

В работе находится ЦН – АБ мощностью ∑Nцн = 3,2 Мвт для расхолаживания выхлопа турбогенератора, также в работе находится ПНЭ – АБ мощностью ∑Nпнэ = 250 кВт, один НТВ мощностью N нтв = 250 кВт.

Время работы механизма 120 часов.

В результате реализации мероприятия (внедрениея технологии расхолаживания

 

 

 

 

10.Экологичность  проекта.

 

11. Заключение

 

 Выполнена экспериментальная проверка   режимов останова турбины К-500-240-2 , обеспечивающих возможность отключений системы смазки при значительно более высоком уровне температур металла ЦВД и ЦСД , чем это предусмотрено действующими инструкциями . При необходимости выполнения ремонтных работ , требующих отключения как системы смазки , так и насосов гидроподъема роторов , соответствующие операции могут быть начаты при снижении температур паровпускной части ЦВД и ЦСД до 250º С.

При необходимости выполнения связанных с непродолжительными простоями турбины ремонтных  работ , требующих отключения системы  смазки, но не связанных с отключением  системы гидроподъема роторов турбина  может быть остановлена без расхолаживания , система смазки отключается , а маслонасосы гидроподъема остаются в работе и обеспечивают охлаждение подшипников .

 

Список литературы.