ЛМЗк1200. Паротурбинная установка к12002403 мощностью 1200МВт
 Скачать 0.53 Mb.
|
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Подогреватель | Параметры пара в камере отбора | Количество отбираемого пара, т/ч | Место отбора | |
| Давление, кгс/см2 абс. | Температура, С | |||
| ПВД № 9 | 64,1 | 354 | 286 | За 6-й ступенью ЦВД |
| ПВД № 8 | 39,8 | 295 | 309 | За ЦВД |
| ПВД № 7 | 18, | 450 | 127 | За 3-й ступенью ЦСД |
| Турбоприводы ПТН | 18,6 | 450 | 176 | За 3-й ступенью ЦСД |
| Деаэратор | 9,2 | 355 | 87 | За 6-й ступенью ЦСД |
| ПНД № 5 | 5,0 | 280 | 118 | За ЦСД |
| ПНД № 4 | 2,64 | 218 | 106 | За 1-й ступенью ЦНД |
| ПНД № 3 | 1,29 | 150 | 92 | За 2-й ступенью ЦНД |
| ПНД № 2 | 0,58 | 80 | 96 | За 3-й ступенью ЦНД |
| ПНД № 1 | 0,205 | 60 | 112 | За 4-й ступенью ЦНД |
Расход отработанного пара в конденсатор — 2 135 т/ч. | ||||
| Свежий пар перед автоматическими стопорными клапанами: | ||
| давление, кгс/см2, абс. | 240 | |
| температура, °С | 540 | |
| Пар на выходе из ЦВД при номинальной мощности: | ||
| давление, кгс/см2 абс. | 39,8 | |
| температура, С | 295 | |
| Пар после промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД: | ||
| давление, кгс/см2 абс. | 35,8 | |
| температура, °С | 540 | |
| Основные параметры конденсаторной группы: | ||
| расход охлаждающей воды, м3/ч | 108000 | |
| температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы, °С | 12 | |
| расчетное давление в конденсаторе, кгс/см2 абс. | 0,0365 | |
Рис.1. Продольный разрез турбины К-1200-240-3
Кроме регенеративных, допускается ряд дополнительных отборов пара без снижения номинальной мощности.
При максимальном расходе пара через турбину 3950 т/ч, выключенных ПВД, номинальных параметрах пара и номинальной температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 1380 МВт. При номинальном расходе пара через турбину 3660 т/ч, отключенных ПВД и без дополнительных отборов может быть получена мощность
1 340 МВт.
Два главных питательных насоса имеют паровые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением 18,5 кгс/см2 абс. и температурой 450°С в количестве 176 т/ч при номинальном режиме и расходе пара главной турбиной, равном количеству питательной воды, подаваемой в котел.
Допускается длительная работа турбины при отклонениях параметров от номинальных в следующих пределах одновременном отклонении давления 235—245 кгс/см2 абс. и температуры свежего пара 530—545°С; температуры пара после промежуточного перегрева 530—545° С (перед стопорными клапанами ЦСД), повышение температуры охлаждающей воды на входе в конденсаторы до 33° С и расходе ее 108000м3/ч.
При изменении нагрузки в пределах регулировочного диапазона предусматривается работа турбины на скользящем давлении: максимальном— 245 кгс/см2 абс.; минимальном—120 кгс/см2 абс. Скорость изменения нагрузки при номинальных температурах свежего пара и промежуточного перегрева ограничивается только изменением давления в котле.
При температуре свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами в интервале 546— 550° С и 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 ее 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 установки.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод с частотой 30 об/мин.
Допускается длительная работа турбины с минимальной нагрузкой 360 МВт при номинальных параметрах пара и с отклонениями в допустимых пределах.
Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, подаваемым в ЦВД и ЦСД.
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.
Допускается кратковременная работа турбины при минимальной частоте 48,5 Гц два раза в год продолжительностью 3—4 мин или один раз в год продолжительностью до 6 мин.
Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и неостывшего состояния.
Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием воды давлением 20 кгс/см2 абс. при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей при пуске турбины.
Пароприемные устройства рассчитаны на прием из БРОУ пара при давлении до 7 кгс/см2 и температуре до 200°С при сбросах нагрузки. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,3 кгс/ом2 абс.
Ориентировочно продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равна: из холодного состояния - 9 ч 30 мин; через 48-55 ч простоя —5 ч 30 мин; через 24-32 ч простоя- 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.
Гарантийные расходы тепла. Заводские расчетные гарантийные расходы тепла с допуском 1% сверх допуска на точность проведения гарантийного испытания приведены в табл. 3. Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощности приводной турбины питательного насоса.
Таблица 3
| Мощность на клеммах оратора, 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/см2 абс. | Давление в конденсаторе, кгс/см2 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, % | ||
| 1200 | 3660 | 274 | 35,8 | 0,0365 | 540 | 540 | 11.2 | 98,97 | 1827 |
| 1000 | 3004 | 260 | 29,9 | 0,0321 | 540 | 540 | 11,2 | 99,03 | 1860 |
| 800 | 2368 | 245 | 24,1 | 0,0278 | 540 | 540 | 11,2 | 99,02 | 1895 |
| 600 | 1790 | 228 | 18,6 | 0,0240 | 540 | 540 | 11,2 | 98,9 | 1944 |
Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД, ЦСД и трех ЦНД. Турбина выполнена с дроссельным парораспределением. Свежий пар из котла по четырем паропроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных по обе стороны ЦВД. Каждая коробка стопорного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к середине ЦВД.
ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены две сопловые коробки. Пройдя через паровпускной аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из четырех ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из четырех ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев четырьмя паропроводами.
После промежуточного перегрева пар по четырем трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, расположенным по обе стороны цилиндра, и от них—к четырем регулирующим клапанам, расположенным непосредственно на цилиндре.
Двухпоточный ЦСД имеет по восемь ступеней в каждом потоке, причем первые три ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД двумя трубами, расположенными под полом по обеим сторонам турбины, пар подводится к трем ЦНД.
| Тон поперечных колебаний | Критическая частота вращения валопровода, об/мин |
| I | 860 |
| II | 2080 |
| III | 8170 |
| IV | 2250 |
| V | 2330 |
| VI | 2420 |
| VII | 2860 |
| VIII | 5500 |
Роторы ЦВД и ЦСД — цельнокованые, роторы ЦНД — ковано-сварные. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты, две опоры и выносные подшипники, которые опираются непосредственно на фундамент.
Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД.
Расчетные значения критических чисел оборотов валопровода с генератором ТВВ-1200-2 на жестких опорах приведены слева в таблице.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается 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—сервомоторы автоматических затворов ЦВД;
2—сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД;
3—электромагнитный выключатель регулирующих клапанов ЦСД; 4—сервомоторы регулирующих клапанов; 5—сервомоторы сборных клапанов; 6— сервомоторы автоматических затворов ЦСД; 7— блок золотников регулятора частоты вращения;
8—регулятор частоты вращения; 5—регулятор безопасности; 10—золотники регулятора безопасности; 11—электромеханический преобразователь;
12—электрогидравлический преобразователь; 13— ограничитель мощности; 14—промежуточный золотник; 15 — электромагнитный выключатель;
16—золотник предварительной защиты; 17—эксгаустер; 18—бак системы регулирования; 19— электронасосы системы регулирования; 20—охладитель рабочей жидкости; 21—сервомоторы клапанов КОСМ-600; 22— сервомотор клапана КОСМ-800;
/—напорное давление 48 кгс/см2 (нестабилизированное); II—напорное давление 48 кгс/см2 (стабилизированное); ///—линия управления промежуточным золотником, IV—линия управления сервомоторами регулирующих клапанов; V—линия управления сервомоторами автоматических затворов; VI—линия дополнительной защиты; VII— прочие линии.
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 автоматических затворов ЦВД, два сервомотора автоматических затворов ЦСД, два сервомотора сбросных клапанов на линии из промежуточного перегрева в конденсатор, два сервомотора клапанов КОСМ-600 и сервомотор клапана КОСМ-800.
Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется через механизм управления, обеспечивающий:
зарядку золотников регулятора безопасности;
управление автоматическими затворами и регулирующими клапанами ЦВД и ЦСД, сбросными клапанами, отсечными клапанами;
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 частота 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 мощности, 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 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 111,5±0,5%. При срабатывании регулятора безопасности происходит закрытие всех регулирующих и 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 частоты вращения. 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 частоте вращения ниже уставки срабатывания регулятора безопасности в зависимости 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 огнестойкого масла в систему регулирования осуществляется от блока маслоснабжения, состоящего из: бака емкостью 5,5 м3, охладителя, воздухоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки и двух электронасосов переменного тока. Рабочее давление в системе регулирования 45 кгс/см2.
Охладитель огнестойкого 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 турбоприводам питательных насосов, деаэратору и калориферам котла.
Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическим огнестойким маслом ОМТИ или минеральным маслом) подшипников турбины, генератора и группы питательных насосов.
В баке объемом 55 м3 (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 три вертикальных центробежных электронасоса переменного тока (два рабочих и один резервный). 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 м3/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.
