Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра теплоэнергетических установок

 

 

 

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

Методические указания к выполнению лабораторных работ

для бакалавров, обучающихся по специальности

5В071700 – «Теплоэнергетика»

специализация Тепловые электрические станции

 

 

 

Алматы 2011

СОСТАВИТЕЛИ: Г.М. Тютебаева, А.А. Кибарин, Т.В. Ходанова Эксплуатация основного оборудования ТЭС. Методические указания к выполнению лабораторных работ для бакалавров, обучающихся по специальности 5В071700 - «Теплоэнергетика», специализация Тепловые электрические станции - Алматы: АИЭС, 2011- 35 с. 

 

Методические указания содержат рекомендации к выполнению лабораторных работ по теории переменного режима, эксплуатации оборудования ТЭС, системам безопасности оборудования, пусковым режимам паровых турбин.

Ил. 6, табл. 5, библиогр. - 17 назв. 

 

Рецензент: канд. техн. наук, доц.Туманов М.Е.

 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2009 г.

 

 

©НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2011г.

 

Содержание

 

Введение

 

4

Лабораторная работа №1. Изучение переменного режима работы ступенчатого лабиринтного уплотнения 

6

Лабораторная работа №2. Изучение характеристики системы газораспределения воздушной турбины с сопловым распределением рабочего тела 

11

Лабораторная работа №3. Изучение технологии пуска турбины типа ПТ-80-130 ЛМЗ Алматинской ТЭЦ-2 из холодного состояния 

16

Лабораторная работа №4. Настройка и тарировка предохранительных устройств

27

 

Введение 

Подготовка квалифицированных бакалавров теплоэнергетиков невозможна без глубокого изучения и понимания статических и динамических процессов, протекающих в основном оборудовании ТЭС. В этой связи в программу подготовки студентов, обучающихся по специальности 5В071700 – Теплоэнергетика, выбравших направление подготовки «Тепловые электрические станции» введен курс «Эксплуатация основного оборудования ТЭС».

Возрастающая неравномерность электропотребления значительно усложняет условия эксплуатации котлов и турбинных установок. У нас в республике и за рубежом суточные нагрузки энергосистем намного превышают регулировочный диапазон нагрузок установленного оборудования, особенно при сжигании твердых топлив. Это приводит к тому, что в период провала необходимо не только разгружать оборудование, но и останавливать его в резерв с последующим пуском.

Котельные агрегаты и турбинные установки в течение года подвергаются многократным плановым и аварийным пускам и остановам. При этом в толстостенных элементах конструкций возникают значительные термические напряжения. Если процесс пуска или останова проходит с отклонениями от норм, то нарушаются допустимые условия эксплуатации, что, либо приводит к аварии, либо уменьшает срок службы оборудования.

Эти процессы, а также основы рационального ведения стационарных режимов работы основного оборудования ТЭС, должны быть четко усвоены будущими специалистами - теплоэнергетиками.

 

Общие положения 

Программа курса «Эксплуатация основного оборудования ТЭС» предусматривает выполнение четырех лабораторных работ. Лабораторные работы имеют своей целью углубление и закрепление теоретических знаний студентов, полученных ими при изучении лекционного материала по организации пуска паровой турбины, переменных режимов работы оборудования, его безопасности при эксплуатации.

 

Основные этапы организации лабораторного практикума

 

Основными этапами организации лабораторного практикума являются:

-            предварительная самостоятельная теоретическая подготовка студентов к занятиям [1-12];

-            проверка знаний и допуск студента к лабораторным занятиям;

-            выполнение студентами лабораторной работы;

-            обработка результатов исследований и оформление отчёта;

-            защита лабораторной работы.

В период подготовки студент обязаны:

-            ознакомиться с методическими указаниями и описанием лабораторной работы;

-            изучить общую постановку задачи и схему лабораторной установки;

-            усвоить методику и порядок проведения работы;

-            изучить методику обработки экспериментальных данных, при этом особое внимание следует обратить на размерность величин, подставленных в формулы;

-            проработать соответствующие разделы теории по лекциям и рекомендованной литературе;

-            ознакомиться с контрольными вопросами, приведенными в конце описания по работе и дать на них ответы;

-            подготовить краткий конспект по работе с таблицами наблюдений и расчетными формулами, миллиметровку, чертежные принадлежности, вычислительную технику для обработки экспериментальных данных, с которыми студент должен явиться на занятия.

Отчет по лабораторной работе является одной из форм технологической документации, а потому должен оформляться в соответствии  с требованиями СТ НАО 56023-1910-01-2009 – Работы учебные. Общие требования к построению, изложению, оформлению и содержанию работ учебных.

Отчет составляется отдельно каждым студентом и должен содержать разделы:

-       цель работы;

-       описание экспериментальной установки и схемы включения измерительных приборов;

-       содержание работы и методики обработки опытных данных;

-       результаты измерений и вычислений;

-       графическая часть;

-       выводы.

 

Правила охраны труда

 

Перед выполнением лабораторных работ студент обязан прочитать правила техники безопасности и пожарной безопасности, действующий в лаборатории, и расписаться о прохождении вводного и первичного инструктажа на рабочем месте. Работы проводятся с вращающимися механизмами, электроприборами.

Прежде чем приступить к работе, необходимо внимательно ознакомиться с лабораторной установкой, правилами безопасного ведения работы, проверить исправность приборов и механизмов. О замеченных недостатках сообщить руководителю работ.

Запрещается включать и выключать без разрешения руководителя рубильники, приборы, вентиляторы. По окончанию работы место привести в порядок: выключить установки, приборы, поставить на место стулья.

Лабораторная работа №1. Изучение переменного режима работы ступенчатого лабиринтного уплотнения

 

Цель работы: изучение влияния осевого перемещения ротора на величину расхода газа через ступенчатое лабиринтное уплотнение.

 

1 Общие положения

 

При нестационарных режимах работы (пуск, останов, быстрый сброс или набор нагрузки) происходит изменение теплового состояния ротора и корпуса турбины. В результате происходят следующие взаимные деформации деталей:

- продольное расширение или сокращение ротора относительно статора;

- тепловой изгиб ротора;

- деформация корпуса вследствие несимметричного прогрева или остывания.

Эти взаимные деформации приводят к изменению радиальных и осевых зазоров в лабиринтных уплотнениях турбины. Отклонение зазоров от нормы существенно сказывается на величине протечки рабочей среды через уплотнения, поскольку трансформируется гидродинамика потока в ячейках лабиринтов, приводящая к изменению их гидравлического сопротивления.

В общем случае, при наличии эксцентриситета и осевого смещения ротора от нормального положения коэффициент расхода можно представить в виде зависимости

,                                              (1.1)

 

где ε  - относительный эксцентриситет щели.

,                                                              (1.2)

е - абсолютный эксцентриситет ротора, м;

δ - расчетный радиальный зазор в щели, м;

U - окружная скорость вала в уплотнении, м/с;

С0 - среднерасходная скорость газа при расчетных (нормальных) зазорах в уплотнении, м/с

.                                                      (1.3)

GCT - расход газа через уплотнение, вычисляемый по формуле А.Стодола при α = 1

,                                          (1.4)

где V0 - удельный объем до уплотнения, м3/кг;

F0 - площадь проходного сечения щели, м2.

 

,                                                (1.5)

 

Dу - диаметр вала в уплотнении, м;

а - ширина канавки на валу под длинный гребень уплотнения, м;

х - расстояние от оси поперечного сечения канавки до стенки указанной канавки, м.

Уравнение (1.1) представим в виде

 

,                                              (1.6)

где Кε - поправочный коэффициент, учитывающий наличие эксцентриситета ротора и кинематический фактор U/C0;

КX  - поправочный коэффициент, учитывающий отклонение осевого зазора от нормальной величины;

α0 - коэффициент расхода при нормальных значениях радиальных и осевых зазоров в ячейках уплотнения

 

,                             (1.7)

где

θ0   - угол наклона передней стенки гребня уплотнений;

,                                                           

l - расчетная длина свободной струи в камере уплотнения, м;

t - шаг гребней в уплотнении, м;

h1 - глубина канавки на валу под длинным гребнем лабиринта, м;

Величину коэффициента Кε можно найти из выражения

 

,                        (1.8)

 

где и - кодированные значения факторов эксцентриситета и закрутки потока

 ; ,                               (1.9)

 

,  - натуральные значении факторов.

Величину коэффициента KX находят из эксперимента в виде зависимости

,                                                (1.10)

где GX – расход газа через лабиринт при несимметричном положении длинных гребней относительно стенок канавок, кг/с;

G0,5 – то же, при симметричном положении гребней.

Таким образом, при наличии в ячейке лабиринта отклонений зазоров от нормальных значений, расчет протечек через уплотнения можно вести по формуле А. Стодола с введением в нее поправочных коэффициентов расхода согласно (1.6)

 

,                                    (1.11)

где  - расход газа через уплотнения при наличии относительного эксцентриситета ε в проходных щелях и осевого смещения х ротора от нормального положения, кг/с;

;  - поправочные коэффициенты, учитывающие указанное отклонение зазоров;

 - коэффициент расхода при нормальных значениях радиальных и осевых зазоров в ячейках лабиринта;

 - площадь проходного сечения щели уплотнения при нормальных радиальных зазорах, м2;

 и  - статические давления до и после уплотнения соответственно;

 - удельный объем газа до уплотнения, м3/кг;

z – число гребней в уплотнении.

Зная величину уплотнения радиальных и осевых зазоров в ячейках лабиринта из теплового и прочностного расчетов турбины, пользуясь выражением (1.6) и (1.10) можно по формуле (1.11) оценить величину протечки через уплотнение при нестационарном режиме работы машины и уточнить значение кпд ее проточной части.

 

2 Описание установки и схемы измерений

 

Установка (см. рисунок 1.1) [3] состоит из вентилятора 1, управляемого ЛАТРом 2, расходомера 3 с наклонным микроманометром 4; успокоительной камеры 5; модели ступенчатого лабиринтного уплотнения, состоящего из статора с системой коротких длинных гребней 6 и ротора с канавками под длинные гребни; ходового винта с лимбом; U - образного водяного микрома­нометра 11 для замера статического давления газа перед уплотнением; термо­метра 12 и барометра - анероида 14.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Схема экспериментальной установки.

 

3 Методика проведения работы 

 

Убедиться в исправности установки. Установить с помощью ходового винта по лимбу длинные гребни симметрично стенок канавок ротора. С помощью ЛАТРа 2 включить вентилятор. Записать показания барометра - анероида 14 и термометра 12. После стабилизации теплового состояния установки (по данным термометра), снять показания с U - образных микроманометров ΔН0 и Δh. Смещая длинные гребни на величину 1,0 мм ходовым винтом по ходу и навстречу потоку газа, записать показания расходомера Δh при постоянном начальном давлении перед лабиринтом, т.е. ΔН0 = const. Данные замеров занести в таблицу 1.1. Показать полученные результаты преподавателю и выключить ЛАТРом 2 вентилятор 1.

Расчеты давления коэффициента вести по формулам

 

, Па                                                   (1.12)

, Па                                          (1.13)

                                                 (1.14)

Результаты расчетов занести в таблицу 1.2.

Построить график .

Пользуясь формулой (1.11), найти расход воздуха через уплотнения для следующих условий

n = 3000 об/мин; е = 0,2; 0,4; 0,6; 0,8.

Плотность воздуха и удельный объем найти по формулам

, кг/м3,                              (1.15)

, м3/кг,                                                     (1.16)

где t0 – температура воздуха в условиях опыта;

В – барометрическое давление, мм.рт. ст.

Геометрические параметры употнения Dy = 320·10-3 м; t = 5,5·10-3 м; h1 = 4·10-3 м; δ0 = 1·10-3 м; θ0 = 82,5 град; z = 12; a = 6·10-3 м.

 

Таблица 1.1 – Результаты экспериментов

x, 10-3 м

0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

Δh0,5, мм. вод. ст.

 

 

 

 

 

 

 

Δhх1, мм. вод. ст.

 

 

 

 

 

 

 

Δhх2, мм. вод. ст

 

 

 

 

 

 

 

Δhх3, мм. вод. ст.

 

 

 

 

 

 

 

Δhх4, мм. вод. ст

 

 

 

 

 

 

 

Δhх5, мм. вод. ст

 

 

 

 

 

 

 

Δhх6, мм. вод. ст.

 

 

 

 

 

 

 

ΔН0, мм. вод. ст

 

 

 

 

 

 

 

B, мм. рт. ст.

 

 

 

 

 

 

 

t0, ºС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.2 – Результаты расчетов коэффицентов

x, 10-3 м

0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

x / a

 

 

 

 

 

 

 

Kx = (Δhх / Δh0,5)0,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольные вопросы

1 Какие режимы работы турбины входят в состав нестационарных?

2 Какие взаимные деформации деталей имеют место при нестационарных
режимах работы турбины?

3 К чему приводят в лабиринтных уплотнениях взаимные деформации
деталей ротора и статора?

4 От каких геометрических факторов зависит величина роторного коэффициента расхода ступенчатого лабиринтного уплотнения?

5 Какие факторы должны учитывать фактический коэффициент расхода
уплотнения при переходных режимах работы турбины?

6 Что такое эксцентриситет?

7 Что такое кинематический фактор лабиринтного уплотнения?

8 Как определить коэффициент Кх?                 

9 Как устроена экспериментальная установка для изучения переменного
режима работы ступенчатого лабиринтного уплотнения?

10 Какова методика определения коэффициента К?

11 Объясните характер графика .

12 Сделайте анализ действующих факторов на величину протечки через ступенчатое лабиринтное уплотнение при переходных режимах работы турбины.

 

Лабораторная работа №2. Изучение характеристики системы газораспределения воздушной турбины с сопловым распределением рабочего тела

 

Цель работы: оценка потерь давления на регулирующих клапанах турбины с сопловым распределением рабочего тела.

 

1       Общие положения

 

Сопловое распределение рабочего тела получило наиболее широкое распространение в турбинах в связи с низкими потерями дросселирования из-за последовательного открытия регулировочных клапанов при переменном режиме работы турбоустановки [1, 4].

При сопловом парораспределении изменение расхода пара осуществляется несколькими регулирующими клапанами, открывающимися последовательно.

Каждый клапан питает свою группу регулирующей ступени. Иногда для выравнивания температуры пара по окружности и уменьшения максимальных напряжений в лопатках регулирующей ступени несколько клапанов открывается одновременно[14-18]. При сопловом парораспределении обычно часть потока пара проходит через группу полностью открытых клапанов, а меньшая - через один частично открытый клапан. Таким образом, дросселированию подвергается только доля потока пара, идущего через систему парораспределения в турбину. При этом качество всего потока пара изменяется незначительно. Поэтому сопловое парораспределение называют количественным.

Одним из важнейших выходных показателей качества системы парораспределения является предельная потеря давления рабочего тела на регулирующих клапанах

 

,                              (2.1)

 

где ΔPкл, - потери статического давления на клапанах, Па;

Р0 - величина статического давления до клапанов, Па.

Меньшая величина относится к клапанам современных турбин большой мощности, большая к клапанам старой конструкции турбин малой мощности.

Правила технической эксплуатации (ПТЭ) предъявляют следующие требования к регулирующим клапанам паровых турбин:

- обеспечение необходимой плотности в закрытом положении;

- минимальные гидравлические потери при прохождении пара через полностью открытый клапан;

- приемлемая величина усилия для перемещения клапана;

- стабильный характер течения потока пара через регулирующий орган при всех режимах работы турбины.

 

2     Описание установки и схемы измерений

 

Установка (см. рисунок 2.1) состоит из вентилятора 1, расходомерной системы газораспределения 2, из четырех клапанов 3, одноступенчатой воздушной турбины 4, состоящей из сопловых аппаратов (коробок) 4А и рабочего колеса 4Б, насаженного консольно на вал гидротормоза 5.

Замер статических напоров в тракте движения воздушных потоков по системе газораспределения осуществляется группой U - образных водяных микроманометров 6. Атмосферное давление замеряется барометром -анероидом 7.

 

3 Методика проведения работы

 

Убедиться в исправности установки. Закрыть полностью регулирующие клапаны 3. Замерить величину барометрического давления. Включить вентилятор и проверить плотность закрытия клапанов по микроманометру расходомерной шайбы. Если клапаны плотные, то уровни в трубках микроманометра будут одинаковыми, т.е. разность уровней равна нулю (Δh=0).

Опыт 1. Снятие расходной характеристики регулирующего клапана.

Приоткрыть клапан с таким расчетом, чтобы давление за ним было 5 мм. вод. ст. Замерить расход воздуха через клапан по показанию микроманометра шайбы.

Увеличивая открытие клапана, повышая напор за ним с шагом 5мм. вод. ст. построить зависимость (расходную характеристику клапана 1)

,                                                 (2.2)

где ,  - расходы через частично и полностью открытый клапан 1 соответственно;

,  - перепады давления на расходомерной шайбе при частично и полностью открытом клапане 1 соответственно.

 

Опыт 2. Снятие групповой расходной характеристики клапанов 1 и 2.

По вышеизложенной методике построить характеристику группы клапанов 1 и 2

,                                                   (2.3)

  где ,  - перепады давления на расходомерной шайбе при полностью открытом клапане 1 и частично или полностью открытом
клапане 2.

 

1- вентилятор, 2 – расходомерные шайбы, 3 – регулирующие клапаны,

4 – ступень турбины, 4А – сопловой аппарат, 4Б – рабочее колесо, 5 – гидротормоз, 6 – U-образные манометры, 7 – барометр – анероид.

 

Рисунок 2.1 – Исследование системы распределения рабочего тела в турбомашине

 

Опыт 3. Снятие групповой расходной характеристики.

По изложенной методике опыта 1 построить характеристику группы клапанов 1, 2, 3

         ,                                     (2.4)

где ,  - перепады давления на расходомерной шайбе при полностью открытых клапанах 1 и 2 и частично или полностью открытом клапане 3.

 

Опыт 4. Снятие групповой расходной характеристики всей систем газораспределения турбины.

По той же методике опыта 1 построить характеристику группы клапанов от 1 до 4.

,                                                  (2.5)

где  , - перепады давления на расходомерной шайбе при полностью открытых клапанах 1, 2 и 3 и частично или полностью открытом клапане 4. Данные замеров записать в таблицу 2.1

 

Таблица 2.1 – Данные замеров эксперимента

Опыт

Напор до клапанов ΔН0, мм. вод. ст.

Положение рабочего клапана

Напор после клапанов ΔНi, мм. вод. ст.

Напор на шайбе Δhi, мм. вод. cт

В работе 1 регулирующий клапан

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В работе 2 регулирующий клапан, 1 регулирующий клапан открыт полностью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В работе 3 регулирующий клапан, 1 и 2 регулирующие клапаны открыты полностью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В работе 4 регулирующий клапан, 1, 2, 3 регулирующие клапаны открыты полностью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По данным таблицы наблюдений построить график .

 

Расчетные формулы:

Полное атмосферное давление:

, Па.

Полное давление перед расходомерной шайбой:

, Па.

Полное давление перед клапанами:

, Па.

Полное давление за клапанами:

, Па.

Абсолютная потеря давления на клапанах:

, Па.

Относительная потеря давления на клапанах:

.

Сравнить  с и сделать вывод о качестве системы газораспределения турбины.

 

Контрольные вопросы

1 Почему сопловое парораспределение в основном применяется в турбинах малой и средней мощности?

2 Какова очередность открытия регулирующих клапанов при сопловом парораспределении?

3 С какой целью открывают одновременно несколько регулирующих клапанов?

4 В чем состоит принцип работы соплового парораспределения?

5 Назовите основной выходной показатель системы парораспределения и каковы его предельные величины?

6 Какие требования предъявляют ПТЭ к регулирующим клапанам системы парораспределения?

7 Из каких элементов состоит экспериментальная установка?

8 Какие показатели необходимо измерять в процессе экспериментов?

9 Какова методика проведения опытов?

10 Каковы результаты проведенных экспериментов?

 

Лабораторная работа №3. Изучение технологии пуска турбины типа ПТ-80-130 ЛМЗ Алматинской ТЭЦ-2 из холодного состояния

 

Цель работы: ознакомиться с технологией пуска турбины типа ПТ-80-130 ЛМЗ из холодного состояния. Составить алгоритм пуска из холодного состояния теплофикационной турбины с двумя регулируемыми отборами пара (на примере машины типа ПТ-80-130 ЛМЗ Алматинской ТЭЦ-2).

 

1 Общие положения

 

Технология пуска турбины в большой степени зависит от температурного состояния оборудования перед пуском. В соответствии с этим различают пуски из холодного, неостывшего и горячего состояния. Эта классификация производится по температуре корпуса турбины в контрольном поперечном сечении вблизи паровпуска. Если температура металла в контрольной зоне не превышает 150 °С, то пуск происходит из холодного состояния. Пуску из горячего состояния соответствует температура турбины от 450 °С и выше. Промежуточным значениям температуры металла в том же сечении соответствуют пуски из неостывшего состояния [12]. Пуск турбины из любого температурного состояния должен проводиться с учетом явлений, возникающих в ее деталях при нестационарных тепловых режимах. Всякое удлинение пуска приводит к дополнительным затратам топлива. Поэтому пуск должен производиться быстро, но не в ущерб надежности. Таким образом, основной принцип проведения пуска состоит в том, что он должен проводиться со скоростью, максимально возможной по условиям надежной работы турбины [1, 6].

Основные особенности пуска неблочной паротурбинной установки (ПТУ) вытекают из тепловой схемы ТЭЦ как станции с поперечными связями. Во-первых, в главном паровом коллекторе обычно имеется пар только номинальных параметров. Во-вторых, деаэратор данной турбоустановки автономно от нее в общестанционной схеме подготовки питательной воды и до ее пуска уже включен по пару и воде параллельно с другими деаэраторами.

Пуск турбины запрещается при неисправности [2]:

-  основных приборов, показывающих протекание теплового процесса в турбине и ее механическое состояние. К таким приборам относятся тахометр; приборы, измеряющие температуру и давление свежего пара, а также вакуум в конденсаторе и температуру в выходном патрубке; приборы, измеряющие абсолютное   и   относительное   расширение   корпуса   и   ротора   турбины; приборы температурного контроля металла в зоне паровпуска турбины;

- масляной системы;

- системы регулирования, защит и блокировок;  

- системы парораспределения;

- валоповоротного устройства.


1- свежий пар из коллектора: 2 – вентиль для подмешивания свежего пара к уплотнениям; 3 – пар от деаэратора; 4- ГПЗ; 5 – байпас ГПЗ; 6 – вентиль обеспаривания; 7 – стопорный клапан; 8- регулирующий клапан; 9 – конденсатор; 10,11 – отвод и подвод охлаждающей воды; 12 – эжектор циркуляционной системы; 13 – конденсатный насос; 14 – пусковой эжектор; 15 – задвижка для срыва вакуума; 16,17,34 – соответственно дренажные коллекторы среднего, низкого и высокого давлений; 18 – пароструйный эжектор; 19 – эжекторный охладитель; 20 – эжектор уплотнений; 21 – клапан рециркуляции; 22 – первый ПНД; 23 – конденсат во второй ПНД; 24 – питательная вода из деаэратора; 25 – питательная вода во второй ПВД; 26 – ПВД; 27,29 – отсос воздуха из следующего подогревателя; 28,30 – отсос воздуха из подогревателя; 31 – обратный клапан с принудительным закрытием; 32 – коллектор уплотнений пара; 33 – коллектор отсоса паровоздушной смеси из уплотнений.

Рисунок 3.1 – Принципиальная пусковая схема неблочной ПТУ


Пусковая схема неблочной турбины; представлена на рисунке 3.1. В нее входят: байпасы магистральной (БМЗ) (не показан) и главной паровой (ГПЗ) задвижек; расширительные баки (РБ); линии дренажей с управляющими вентилями. РБ входят в общестанционную схему утилизации тепла и воды греющего пара, а также подсоединяются к конденсатору турбины. Посредством БМЗ и дренажных вентилей производят прогрев главного паропровода до ГПЗ. На первом этапе прогрева паропровода конденсат загрязнен окислами железа, образовавшимися при стоянке турбины. Поэтому дренаж работает через вентиль на вороночный слив, связанный с канализацией ТЭЦ. После достаточной промывки паропровода осуществляют перевод дренажа с "воронки" на РБ. В РБ поддерживается пониженное давление, поэтому происходит частичное вскипание дренажного конденсата [1, 2, 5, 12]. Образующийся пар используется в цикле ТЭЦ, а конденсат сливается в дренажный бак (ДБ), откуда дренажными насосами (ДН) его откачивают в деаэратор. Участок паропровода от ГПЗ до стопорного клапана (СК), прогревают через байпас ГПЗ (БГПЗ), дренажный вентиль и расширительный бак РБ, подключенный к конденсатору (К). Перепускные трубы между стопорными (СК) и регулирующими клапанами высокого давления (РКВД) прогревают через дренажный вентиль.

Пуск неблочной конденсаторной турбины паром постоянных параметров содержит четыре основных этапа [2, 12]:

1) подготовительный, охватывающий период от первых проверочных операций до толчка ротора паром;

2) подъем частоты вращения ротора до синхронной (холостого хода);

3) работа турбины на холостом ходу, синхронизация генератора с электрической сетью и включение его в сеть;

4) нагружение турбины.

При пуске турбины из холодного состояния - выполняют следующие основные операции:

- осмотр оборудования; сборка электрических схем собственных нужд, проверка связи, КИП и А, защит;

- пуск системы смазки турбины;

- пуск системы автоматического регулирования (САР);

- пуск ВПУ;

- пуск конденсационно-регенеративной установки (КРУ);

- прогрев паропровода свежего пара до ГПЗ;

- прогрев органов системы парораспределения, перепускных труб и турбины при работе ее на ВПУ;

- толчок ротора паром и набор его оборотов до номинальных;

- холостой ход турбины, синхронизация и  включение генератора в сеть;

- набор электрической нагрузки до заданной;

- включение ПНД и  ПВД.

В процессе пуска КРУ необходимо подать пар на концевые уплотнения турбины, на эжектор уплотнений (ЭУ), пусковой (ПЭ) и основные эжекторы (ОЭ), а также эжектор цирксистемы (ЭЦ). Так как в турбине пара перед пуском нет, то указанные элементы тепловой схемы турбоустановки запитываются паром от постороннего (по отношению к турбине) источника. Основным источником является уравнительная линия по пару деаэраторов 6 бар (через задвижку), резервным - общестанционный коллектор 8÷13 бар.

При пуске турбины из горячего состояния на переднее концевое уплотнение подают свежий пар через дроссельный клапан ДК. В процессе нагружения турбины, после появления давления в 3 отборе более 6 бар, подключается основной источник питания собственных нужд турбины. Автоматически регулирование давления в коллекторе подачи пара на концевые уплотнения производится регулятором давления (РД) по схеме "после себя".

Убедившись в готовности оборудования к пуску, приступают к прогреву главного паропровода на участке от БМЗ до ГПЗ. При подаче в холодный паропровод (t=20÷30°C) греющего пара номинальной температуры (tп=555°C) происходит его мгновенная конденсация. Интенсивность теплообмена между пленкой образующегося конденсата и внутренней поверхностью трубы очень велика. Внутренние слои металла трубы практически сразу приобретают температуру насыщения ts=(PK) при давлении конденсации (Рк). Внешние слои трубы при этом остаются холодными. Поэтому разность температуры внутренней поверхности трубы и средней температуры ее поперечного сечения оказывается большой. При таких условиях теплообмена происходит явление "теплового удара", вызывающее очень высокие термические напряжения в стенке паропровода. Частое циклическое повторение тепловых ударов приводит к появлению трещин малоцикловой усталости, их развитию и разрушению паропровода [7, 13]. Оценку величины термических напряжений на внутренней обогреваемой цилиндрической поверхности в процессе "теплового удара" можно выполнить по формуле [6, 13]

 

 МПа,                                     (3.1)

 

где β - коэффициент линейного расширения  металла цилиндра (трубы или корпуса турбины) 1/К;

Е - модуль упругости металла, МПа;

μ=0,3 - модуль Пуассона;

ts- температура насыщения при давлении конденсации Рк, °С;

tтр- исходная температура цилиндра °С.

Поскольку внутренняя поверхность трубы покрыта пленкой конденсата, то температура греющего пара мало сказывается на величине термических напряжений. Из формулы (1) видно, что главным фактором является давление конденсации, от которого зависит температура насыщения (ts), Поэтому на первоначальном этапе прогрева следует поддерживать внутри трубопровода небольшое давление (примерно 0,5-1 МПа). Прогрев главного паропровода со сбросом конденсата через дренажи ведет до прекращения массовой конденсации, когда труба прогреется до температуры насыщения.

Когда в холодную турбину начинает поступать свежий пар, в ней протекают такие же тепловые явления, как и в главном паропроводе при его прогреве. Поскольку корпус холодный, происходит интенсивная конденсация пара на его внутренней поверхности. Аналогичный процесс идет на наружной поверхности ротора. Интенсивность «теплового удара», возникающего при этом, зависит от давления пара в Камере регулирующей ступени. Поэтому перед пуском турбины в ней создают вакуум. Перед толчком ротора вакуум углубляют для уменьшения потерь на трение и вентиляцию в ступенях турбины. Это позволяет понизить требуемую мощность потерь холостого хода и давление пара в камере регулирующей ступени. Последнее смягчает последствие «теплового» удара в металле корпуса и ротора турбины. Первой начинают пускать конденсационно-регенеративную установку (КРУ) для возможности организованного движения пара и его конденсата, необходимого для прогрева органов парораспределения, паропроводов и самой турбины. Пуск КРУ осуществляют в следующей последовательности [2, 12]:

1) пуск циркуляционной системы;

2) пуск конденсатной системы с рециркуляцией основного конденсата на конденсатор;

3) пуск вакуумной системы.

Параллельно с КРУ пускают систему смазки и регулирования турбины. При этом перед опорными подшипниками давление масла должно быть в пределах 0,15-0,2 МПа, перед сервомоторами стопорных и регулирующих клапанов - 1,0-2,0 МПа. Последнее давление должно быть также на входе в сопло инжектора смазки.

Разворот ротора турбины паром запрещается выполнять при температуре масла перед подшипниками ниже 30°С. В любом случае температура масла должна находиться в следующих пределах: после маслоохладителя 35-40°С; после опорных подшипников - 50-55°С; после упорного подшипника - 60-65°С. Нагрев масла в системе перед включением валоповоротного устройства выполняется с помощью пускового маслонасоса системы регулирования путем работы его с минимальным расходом масла на приоткрытую напорную задвижку. После запуска системы смазка включает валоповоротное устройство.

Согласно ПТЭ, подача пара на концевые уплотнения и прогрев проточной части турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор при неподвижном роторе категорически запрещается из-за опасности его неравномерного прогрева и теплового искривления (прогиба). Перед включением пускового эжектора подают пар на концевые уплотнения турбины и эжектор уплотнений с целью предотвращения присосов атмосферного воздуха в вакуумную систему.

Приведение ротора но вращение можно производить двумя
способами [2, 5]. Наиболее простым является толчок ротора открытием первого регулирующего клапана. В этом случае можно очень тонко регулировать расход пара и точно поддерживать необходимую частоту вращения. Однако такой способ плох тем, что пар, выходящий из одной группы сопел, несимметрично обогревает корпус, вызывая его коробление. Поэтому для приведения ротора турбины во вращение используют байпас ГПЗ, которым подают пар в турбину через все сопловые сегменты. Это не только обеспечивает симметричный обогрев корпуса в области паровпуска, но. и уменьшает интенсивность теплообмена между паром и внутренней поверхностью сопловых коробок (поскольку то же количество пара проходит не через один, а через четыре сегмента).

Перед подачей пара в турбину необходимо открыть дренажные вентили для удаления конденсата из перепускных труб и камеры регулирующей ступени.

В процессе прогрева турбины при включенном ВПУ проверяют величину искривления ротора. Если она превышает норму, разгонять ротор паром запрещается. Искривление приводит к статическому разбалансу ротора. Разгон такого ротора паром вызывает сильную вибрацию всего валопровода и приводит к динамической перегрузке опорных подшипников. Кроме того, сильная вибрация валопровода ведет к перегрузке упорного подшипника турбины и водородных уплотнений генератора. В итоге снижается надежность работы как турбины, так и генератора.

Подъем частоты вращения ведется в соответствии с графиком пуска. Разгон ротора до номинальной частоты вращения следует вести не непрерывно, а руководствуясь следующими правилами:

1) В процессе разворота производятся выдержки, при которых частота вращения остается неизменной (500 и 1000 об/мин). Эти выдержки необходимы для равномерного прогрева ротора и корпуса турбины, для поддерживания в допустимых пределах относительного расширения ротора (ОРР) и температурных напряжений в роторе и корпусе. Необходимость прогрева ротора на малой частоте вращения необходима при пуске турбины из холодного состояния, когда из-за высокой критической температуры материала ротора имеется опасность хрупкого разрушения [6].

На внутренней поверхности осевого сверления цельнокованого ротора всегда имеются микродефекты. При нормальной эксплуатации они безопасны для прочности ротора, поскольку напряжения от центробежных сил вдвое - втрое меньше предела текучести. Однако при пуске турбины сечение ротора прогревается неравномерно: температура внешних слоев растет быстрее, чем средняя температура сечения, а внутренних - наоборот. Поэтому в теле ротора возникают температурные напряжения, сжимающие металл во внешних слоях и растягивающие его во внутренних. Таким образом, к растягивающим напряжениям от центробежных сил на расточке осевого сверления ротора прибавляются растягивающие температурные напряжения.

Следовательно, при быстром пуске холодной турбины, когда вязкость разрушения материала ротора мала, а напряжения велики, даже небольшой дефект, совершенно безопасный при нормальной работе турбины, может привести к внезапному хрупкому разрушению ротора. В практике эксплуатации было несколько таких разрушений на американских турбинах. Для исключения возможности хрупкого разрушения при пуске из холодного состояния инструкция предусматривает прогрев ротора на малой частоте вращения, когда напряжения от центробежных сил малы, и происходит повышение на расточке ротора вязкости материала [2, 6].

2) Критические частоты валопровода следует проходить быстро, не давая развиться интенсивным колебаниям вала.

3) При появлении повышенной вибрации .следует снизить частоту вращения до предыдущей и прогреть турбину при этой частоте. В большинстве случаев повышенная вибрация при пуске возникает из-за временного теплового прогиба вала или временного коробления корпуса вследствие несимметричного прогрева.

4) В процессе разворота необходимо периодически прослушивать турбину стетоскопом. При возникновении задеваний необходимо снизить частоту вращения и прогреть турбину. В процессе пуска необходимо внимательно следить за работой всех систем турбины и конденсатора, за температурным состоянием корпуса турбины.

Необходимо следить, чтобы разность температур не превышала допустимую в следующих контрольных точках [2, 6]:

- между верхом и низом корпуса в зоне регулирующей ступени                     Δtв-н≤50°С;

- по ширине фланца (без включения обогрева) Δtфл≤80 °С; по ширине фланца (с включенным обогревом) Δtфл≤+50 °С (или - 25 °С);

- между фланцем и шпилькой Δtфл-шп ≤+20 °С;

- между правым и левым фланцами Δtлф-пф ≤+20 °С;

- между верхним и нижним фланцами Δtл-н ≤+20 °С;

- по толщине стенки ЦВД Δtст ≤35 °С.

В период работы турбины на холостом ходу выполняют работы по проверке САР и защит, автомата безопасности, плотности стопорного И регулирующих клапанов, синхронизации генератора с сетью и включению его в сеть. Их следует выполнять быстро, не допуская длительной работы в режиме холостого хода. При таком режиме пар, протекающий через турбину, сильно разогревается за счет вентиляционных потерь в проточной части, что приводит к перегреву выходной части ЦНД  и задеваниям в проточной части. В процессе пуска турбины из холодного состояния включают обогрев фланцев [10] с целью снижения термических напряжений в корпусе путем уменьшения разности температур по ширине фланца. Этим самым повышается тепловая маневренность и происходит ускорение пуска турбины. Рассматривая фланец в виде толстой пластины, обогреваемой с одной стороны и теплоизолированной с другой, можно оценить термические напряжения сжатия, действующие на стороне обогрева, по формуле [6, 13]

 

, МПа ,                             (3.2)

 

где - термические напряжения в фланце, МПа;

q=2 или 3 – показатель параболы закона распределения температурного поля внутри фланца;

βф - коэффициент линейного расширения материала фланца, 1/К;

Еф - модуль упругости металла фланца, МПа;

μ=0,3-модуль Пуассона для стали;

Δtф - разность температур по ширине фланца, °С.

При прогреве фланец расширяется быстрее шпильки, что вызывает в ней дополнительные напряжения растяжения. Поэтому одновременно с фланцами следует прогревать и шпильки [10]. При этом температура фланца должна быть выше, чем у шпильки. При обратной разности температур возможно разуплотнение фланцевого соединения и выход пара наружу из турбины (пропаривание турбины). Напряжения, возникающие в теле шпильки из-за указанной разности температур (Δtф), можно рассчитать по формуле [6, 10, 13]

 

,МПа,                                    (3.3)

где ,  - температурные коэффициенты линейного расширения материалов фланца и шпильки , 1/К;

tф, tш - температура фланца и шпильки, °С;

Ем - модуль упругости материала шпильки, МПа;

Кп = 0,8 - коэффициент податливости фланца.

 

3 Порядок составления алгоритма пуска турбины

 

Пользуясь инструкцией по обслуживанию турбины ПТ-80-130 ЛМЗ Алматинской ТЭЦ-2, студент составляет алгоритм пуска из холодного состояния свежим паром постоянных параметров (Ро=12,7 МПа, to=555 °C).

Алгоритм пуска должен представлять собой графическое изображение технологической последовательности и связи, "событий", которые являются промежуточными или окончательными результатами одной или нескольких работ. Под событием понимается состояние турбоустановки, конденсационно-регенеративной установки и питательно-деаэрационной установки (кроме деаэратора), возникающее в результате выполнения той или иной части работы [2, 5, 12].

 

При составлении алгоритма можно использовать следующие условные обозначения:

- i-й процесс                  -решение алгоритма           - пуск, останов

 

 

 

 

 

 

 

Схема алгоритма - это его графическое представление в виде символических структурных схем, отражающих последовательность выполнения команд. Возможны следующие решения:

 

 

 

а) следование                                            б) ответвление

 

 

 

в) раздвоение                                            г) проверка в начале цикла

 

д) проверка в конце цикла                        е) разветвление

 

Фрагмент составления алгоритма представлен на рисунке 3.2

Рисунок 3.2 – Фрагмент алгоритма пуска турбины ПТ-80-130 ЛМЗ

Контрольные вопросы

1 По какому признаку производят классификацию пуска паровых турбин?

2 Каков основной принцип заложен в технологию проведения пусковых работ?

3 В чем состоят главные особенности пуска неблочного типа?

4 Без устранения каких неполадок пуск турбоустановки не допускается?

5 Как устроена и работает пусковая схема неблочной конденсационной турбины?

6 Какова последовательность основных работ при пуске турбины из холодного состояния?

7 Из каких источников пара питаются на первых этапах пуска паровые эжекторы и коллектор подачи пара на концевые уплотнения турбины?

8 От какого фактора зависят в основном температурные напряжения, возникающие и главном паропроводе при конденсации греющего пара?

9 Почему в конденсационных турбинах перед пуском создают вакуум?

10 Какие   операции  выполняют  при   пуске  конденсационно-регенеративной установки?

11 Какова величина давления масла перед следующими элементами систем смазки и регулирования:

а) на входе в сопло инжектора смазки?

б) перед опорными подшипниками?

в) перед сервомоторами стопорного и регулирующих клапанов?

12 При какой температуре  масла  перед подшипниками разрешается разворот турбины?

13 Какова должна быть температура масла после следующих элементов системы смазки турбоустановки:

а) на сливе с упорного подшипника?

б) на сливе с опорных подшипников?

в) после маслоохладителя?

14 Почему запрещается подача пара  в турбину при неподвижном роторе?

15 Зачем перед включением пускового эжектора  подают  пар   на концевые уплотнения турбины?

16 Почему рациональнее производить пуск турбины при полностью открытых регулирующих клапанах  (через байпас  ГПЗ),  а  не  путем   их последовательного открытия?

17 Почему нормируют величину искривления ротора перед толчком турбины?

18 С какой целью при развороте ротора турбины производят выдержки при постоянной частоте вращения? Из каких соображений выбирают эти частоты?

19 За какими перепадами температур в элементах корпуса турбины необходимо следить в процессе ее пуска и нагружения?

20 Почему стремятся ограничить время работы на холостом ходу?

21 Для чего применяют наружный обогрев фланцев турбины?

22 Почему одновременно с обогревом фланца необходим обогрев шпилек?

23 Какое давление следует поддерживать в главном паропроводе до ГПЗ на первом этапе его прогрева?

24 Какое разрежение необходимо поддерживать в камере регулирующей ступени ЦВД при прогреве ее до толчка ротора?

25 Какая величина термических напряжений имеет место на внутренней расточке РВД при прогреве его на первой ступени выдержки частоты вращения?

26 Как сказывается обогрев фланцев и шпилек на величине термических напряжений в них?

27 Как составляется алгоритм пуска турбины?

 

Лабораторная работа №4. Настройка и тарировка предохранительных устройств

 

Цель работы: сформировать у студентов навыки по тарировке  и настойке предохранительных устройств, применяемых на котельной и турбинной установках ТЭС.

Задание: рассчитать рабочее положение груза на рычаге импульсного клапана; настроить предохранительный клапан рычажно-грузового типа на заданное избыточное давление; построить графики  в= ¦ (D Р1) и G=¦ (D Ркл).

 

1 Теоретическая часть

 

В соответствии с правилами Котлонадзора для предотвращения чрезмерного повышения давления сверх расчетного в рабочих полостях элементов котельных и паротурбинных установок они снабжаются предохранительными устройствами. Превышение расчетного давления в защищаемой полости может привести к повреждению или даже полному разрушению установки и повлечь за собой тяжелые потери, в т.ч. и человеческие жертвы.

Защите на ТЭС подлежат: пароводяной и газовый тракт котлов, деаэратор, паровое пространство теплообменников, трубопроводы, насосы, выхлопные патрубки турбин, расширительные баки, редукционно-охладительные установки (со стороны редуцированного пара).

Для защиты от недопустимого давление рабочей среды в данной полости чаще всего применяются предохранительные клапаны. Когда давление в защищаемом объекте достигает установленного предела, предохранительный клапан автоматически открывается и выпускает излишек рабочей среды в атмосферу или в специальную емкость объема. Открытие клапана останавливает дальнейший рост давления в объекте, что дает возможность оперативному персоналу восстановить нормальный режим работы оборудования или отключить его без повреждения.

По способу воздействия рабочей среды на тарелку затвора при срабатывании предохранительных устройств различают две группы клапанов: прямого и непрямого действия (см. рисунок 4.1).


а - грузовой клапан прямого действия; б – пружинный клапан; в- рычажно-грузовой клапан; г- импульсно-предохранительное устройство (ИПУ); д -ИПУ с электромагнитным приводом.

1-груз; 2-корпус клапана; 3-шток; 4-седло; 5-тарелка; 6-пружина; 7-стонка; 8-стопорный болт; 9-рычаг; 10-импульсно-предохранительный клапан; 11- сервопривод; 12- главный предохранительный клапан; линия 13 - подключение импульсно-предохранительного клапана (10) к главному предохранительному клапану; 14 - дроссельный клапан; 15 - нижний  электромагнит; 16 - верхний электромагнит; 17 -  двухпозиционный ключ; 18 - сигнальные лампы; 19-переключатель.

 

Рисунок 4.1 - Основные типы предохранительных устройств

 

Клапаны прямого действия бывают с нагружением затвора грузом
(см. рисунок 4.1а), пружиной (см. рисунок 4.1б) и рычажно-грузовой системой (см. рисунок 4.1в). Конструктивно эти клапаны состоят из корпуса (2), штока (3) и затвора, включающего в себя седло (4) и тарелку (5). К штоку (3) присоединена с одной стороны тарелка (5), а с другой – уравновешивающее
устройство в виде груза (1), пружины (6) или рычажно-грузовой системы (1 и 7).

Клапаны прямого действия открываются силой, создаваемой давлением рабочей среды (пар, воздух, вода и т.д.), приложенной непосредственно к тарелке затвора. Пока давление  в защищаемой полости ниже допустимого, тарелка (5) прижата к седлу (4) уравновешивающим устройством, т.к. нагрузка со стороны груза (1), пружины (6) или рычажно-грузовой системы
(1 и 7) больше, чем усилие от перепада давлений на тарелку. Положительная разность этих усилий, воспринимаемая  уплотнительными поверхностями седла (4) и тарелки (5) обеспечивает герметичность затвора предохранительного клапана.

С ростом давления сверх установленного уровня сила, действующая на тарелку снизу, превышает усилие уравновешивающего устройства и открывает затвор. Рабочая среда при этом уходит из защищаемого объекта и давление в нем снижается до безопасной величины.

Клапаны непрямого действия входят в состав импульсно-предохранительных устройств (ИПУ). ИПУ состоит  из двух клапанов: главного предохранительного (ГПК) непрямого действия и импульсно-предохранительного (ИПК) прямого действия, а также вспомогательных (импульсных) линий и арматуры.

Главный предохранительный клапан (12) состоит из корпуса (2) с перегородкой, где укреплен затвор из седла (4) и тарелки (5), сервопривода (11), пружинного амортизатора (6) и дроссельного клапана (14). Дроссельный клапан (14) предназначен для смягчения удара при посадке клапана путем регулирования расхода пара, удаляемого из поршневой камеры. Импульсно-предохранительный клапан (10) предназначен для управления главным предохранительным клапаном путем подачи в камеру его сервопривода (11) рабочей среды. Он подключается в непосредственной близости к главному предохранительному клапану (линия (13)), что обеспечивает минимальную инертность работы ИПУ. Настройка импульсного клапана осуществляется путем установки груза и его фиксации в расчетном положении на рычаге, обеспечивающем открытие клапана при заданном давлении.

Действует ИПУ следующим образом. При повышении давления пара в защищаемой системе выше допустимого открывается  ИПК вследствие превышения усилия под тарелкой от воздействия перепада давления над усилием, воздействующим на тарелку через шток со стороны груза. Пар из ИПК через соединительный трубопровод (13) попадает в надпоршневое пространство сервопривода ГПК. Так как площадь поршня (11) превышает площадь тарелки (5), на которую постоянно воздействует давление пара и осуществляет закрытие клапана, возникает перестановочное усилие, направленное в сторону открытия клапана и ГПК открывается.  При снижении давления до заданной величины, определяемого настройкой ИПК, последний закрывается. Давление над поршнем ГПК падает, и под воздействием перепада давления пара на тарелку и пружины (6) он закрывается.

Как показал опыт эксплуатации, ИПУ, выполненные по схеме
рисунок 4.1г, работают недостаточно надежно на котлоагрегатах большой мощности. Поэтому были внесены существенные изменения в принципиальную схему импульсного устройства. Если раньше открытие и закрытие импульсного клапана производилось только под действием давления пара, то в новой  схеме (см. рисунок 4.1д) для этой цели служит электромагнитный привод, действующий дополнительно к давлению пара на рычаг импульсного клапана. В качестве импульсного органа, воздействующего в зависимости от давления в котле на электромагниты привода, применен электроконтактный манометр (ЭКМ) (20), который настраивается так, чтобы при рабочем давлении в котле была замкнута цепь нижнего электромагнита (15). Последний обеспечивает совместно с грузом (1) необходимую величину удельного давления на уплотнительных поверхностях затвора импульсного клапана и надежную его герметичность. При повышении давления в котле до регламентированной величины (на 10 % сверх нормального) ЭКМ срабатывает, обеспечивает цепь нижнего электромагнита (15) и замыкает цепь верхнего электромагнита (16). Последний производит (в дополнение к усилию от статического давления среды на тарелку) открытие импульсного клапана. Это влечет за собой открытие главного предохранительного клапана. С понижением давления в котле до номинальной величины ЭКМ производит обратное переключение – обесточивает верхний и включает нижний электромагниты. В случае исчезновения напряжения в электрической цепи весовая система импульсного клапана (рычаг, груз, сердечник нижнего магнита), настраиваемая предварительно на самостоятельное срабатывание, обеспечивает работу ИПУ. Привод работает на постоянном токе с напряжением 110 В. Схемой предусмотрена возможность принудительного открытия и посадки импульсного клапана при помощи переключателя (19), установленного на пульте управления котлоагрегатом. В случае необходимости схема обесточивается с помощью двухпозиционного ключа (17). Сигнальные лампы (18), включенные параллельно катушкам электромагнитов, дают возможность судить на щите управления котлом об исправности схемы.

Регулировка предохранительных устройств на срабатывание производится после монтажа и ремонта, если производилась замена клапанов или их разборка, а также если при опробовании выявлена необходимость настройки.

В соответствии с Правилами Госгортехнадзора каждый защищаемый объект должен быть не менее чем двумя не зависящими друг от друга предохранительными клапанами, сообщающимися с его рабочим пространством. Один из предохранительных клапанов, являющийся контрольным, должен иметь устройство, не позволяющее обслуживающему персоналу изменить его регулировку.

Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на начало открытия согласно таблицы 4.1.

Таблица 4.1 – Давление срабатывания предохранительных клапанов

Номинальное давление, МПа

Давление начала открытия предохранительных клапанов

контрольного

рабочего

До 1,3

Рраб  + 0,02 МПа

Рраб  + 0,03 МПа

Свыше 1,3 до 6 включ.

1,03*Рраб

1,05*Рраб

Свыше 6  до 14 включ.

1,05*Рраб

1,08*Рраб

Свыше 14 до 22,5 включ.

1,08*Рраб

1,08*Рраб

Свыше 22,5

1,10*Рраб

1,10*Рраб

 

Рабочее положение груза на рычаге импульсного клапана определяется из условия равновесия рычажной системы при давлении срабатывания ИПУ (см. рисунок 4.2):

Р1 * а = Р2 * в +Р3 * с,                                         (4.1)

 

где Р1 –избыточное давление, при котором должно срабатывать ИПУ, берется из таблица 4.1:

Р1 =D Рср * ;                                                         (4.2)

dc – диаметр уплотнительного пояска, м; а- расстояние от оси штока до оси вращения рычага, м; Р2 – вес груза, Н; с – расстояние от центра тяжести рычага до оси его вращения, м.

Из уравнения (4.1) следует что координата рабочего положения груза будет равна:

в = ;                                             (4.3)

Предохранительные клапаны непрямого действия применяют для сбора значительных количеств среды при повышенных и высоких давлениях. Предохранительные клапаны непрямого действия применяют для сброса значительных количеств среды при повышенных и высоких давлениях. Их преимущества:

1) высокая герметичность ГПК, т.к. рабочее давление прижимает тарелку к седлу;

2) срабатываемый пар можно направлять в аккумулятор низкого давления (например, конденсатор турбины), чем уменьшаются потери тепла и конденсатора;

3) работа ГПК не зависит от противодавления, т.к. он приводится в действие сервомотором от импульсного клапана.

Недостатки ИПУ:

1) сложность конструкции ГПК;

2) надежность установки зависит от работоспособности двух клапанов – импульсного и предохранительного.

Если производительность источника рабочей среды превышает пропускную способность предохранительного клапана, то в полости защищаемого объекта давление будет выше предельного, выбираемого по таблице 4.1. Это недопустимо с точки зрения прочности стенок объекта. Поэтому, чтобы правильно выбрать количество и размеры предохранительных клапанов, необходимо знать тарировочную зависимость их пропускной способности от перепада давлений на тарелку затвора. В свою очередь, перепад давлений на тарелку зависит от высоты ее подъема. В общем случае расход газа через предохранительный клапан при критическом истечении можно рассчитать по формуле:

,                       (4.4)

где Gкл –расход газа через клапан при критическом перепаде давлений на затворе, кг/с; mкл  - коэффициент расхода клапана; F кл – площадь минимального проходного сечения клапана, м2 ; emax – коэффициент расширения газа; DРкл – перепад давлений на тарелку клапана, Па; r1 – плотность газа по его давлению и температуре перед тарелкой, кг/м3.

В свою очередь:

                                                    (4.5)

 

,                                                       (4.6)

 

где h – высота подъема тарелки затвора, м; dс – диаметр отверстия в седле, м.

;                                                          (4.7)

где dmin-диаметр минимального проходного сечения клапана, м.

 

,                          (4.8)

где m – коэффициент сужения клапана;

 

.                                                  (4.9)

b=0,485 – критическое относительное давление на затворе предохранительного клапана; к – показатель адиабаты газа, для воздуха к=1.4; для перегретого пара к=1.3.

r1 = ,                                              (4.10)

где Р1 – полное давление газа перед тарелкой затвора клапана, Па; R- газовая постоянная, м2/(с2*К); Т1 – температура газа перед тарелкой затвора клапана, К. Для воздуха R=287,15  м2/(с2*К), а для перегретого пара R=464 м2/(с2*К).

 

2 Описание экспериментальной установки и методика эксперимента

 

Работа выполняется на установке, схематически изображенной на рисунке 4.2.

В состав рабочей установки входит: клапан импульсный рычажный (1) типа В-773, ресивер (2), образцовый манометр (3), дроссельный вентиль (4), термометр с термопарой (10) и сбросной клапан (11).

На тарелку клапана (1) действует давление сжатого воздуха от компрессора (5), которое преодолевает весовую нагрузку от рычага (6) и груза (7) через шток (8). Измерение давления воздуха в ресивере (2) производится открытием сбросного клапана (11) и отводом в атмосферу части расхода воздуха из компрессора.

 

 

1-клапан; 2-ресивер;

3-манометр; 4- вентиль;

5- компрессор;

6- рычаг; 7 – груз;

8 – шток; 9 – стопорный болт.

 

Р1 – усилие среды, действующее на шток;

Р2 – вес груза;

Р3 – вес рычага;

О - ось вращения рычага.

 

Рисунок 4.2 - Схема расчета рабочего положение груза на рычаге клапана

 

 

 

 

3 Порядок проведения эксперимента:

 

Закрепить груз (7) на рычаге (6) до срабатывания клапана (1), посредством стопорного болта (9). Замерить расстояние от оси крепления рычага (0) до центра тяжести груза (8) (см. рисунок 4.2), а также высоту подъема тарелки затвора клапана (4) и температуру воздуха. Определить избыточное давление в ресивере по манометру (3).

Проделать аналогично настройку клапана для произвольных 5 точек замера. Данные занести в таблицу 4.2.

 

Таблица 4.2 – Протокол наблюдений

DРl, МПа

в*10-3 , м

h*10-3 , м

t, 0 С

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Обработка экспериментальных данных

 

По формуле 4.3 рассчитать величину координаты рабочего груза, подставив в нее значения Р1ср.  из таблицы 4.2, а также масса груза Р2 =0,63 кг, масса рычага Р3 = 0,88 кг., а также dc =0,025 м., dmin=0,025 м.

Расстояние а и с замерить на клапане. Построить график по данным расчета. Нанести на этот график значения из таблицы 4.2. Дать объяснение расхождения расчетного и экспериментального графика. Пользуясь формулами 4.4 - 4.9 вычислить расходы воздуха через предохранительный клапан при его срабатывании и построить тарировочную кривую.

 

Контрольные вопросы

1 Для чего нужны предохранительные устройства на ТЭС?

2 Какие элементы ТЭС подлежат защите?

3 В чем состоит защитная функция предохранительных клапанов?

4 Какие типы предохранительных клапанов Вы знаете, как они устроены и работают?

5 Как устроено и работает импульсно-предохранительное устройство с механическим импульсным клапаном?

6 Как устроена и работает ИПУ с электромагнитными клапанами?

7 На какое давление срабатывания настраивают предохранительные устройства?

8 По какой формуле рассчитываются координату рабочего положения груза на рычаге предохранительного клапана?

9 Каковы достоинства и недостатки ИПУ?

10 Как можно рассчитать расход газа через клапан при его срабатывании?

11 Как проводится настройка предохранительного клапана? 

 

Список литературы 

1. Трубилов М.А., Арсеньев Г.В, Фролов В.В. и др. Паровые и газовые турбины. - М: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

2. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. – М.: Энергоатомиздат, 1985. - 304 с.

3. Генбач А.А., Жаркой М.И. Нагнетатели и тепловые двигатели. Теория и конструкция турбомашин. ч1. Тепловая часть: Методические указания к выполнению лабораторных работ. - Алматы: АИЭС, 2001.- 34 с.

4. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 500 с.

5. Бененсон Е.И. Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. -М.: Энергоатомиздат, 1986. - 272 с.

6. Генбач А.А. Нагнетатели и тепловые двигатели. Переходные режимы работы турбомашин ТЭС (нестационарные теплообмен в турбомашинах): Конспект лекций. - Алматы: АИЭС, 1999. - 83 с.

7. Зысина - Моложен Л.М., Зысин Л.В., Поляк М.П. Теплообмен в турбомашинах. - Л.: Машиностроение, 1974. - 350 с.

8. Клямкин С.Л. Тепловые испытания паротурбинных установок электростанций. - М.: Госэнергоиздат, 1961. - 408 с.

9. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1975. - 80 с.

10. А.А.Кибарин Режимы работы и эксплуатация котельных установок. Учебное пособие. - Алматы: АИЭС, 2008. - 85 с.

11. Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях. - М.;Л.: Госэнергоиздат, 1961.

12. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины,  М.: Энергоатомиздат, 2001.-640 с.

13. Генбач А.А., Жаркой М.С. Турбины ТЭС и АЭС: Методические указания к курсовому проекту. ч2. Расчет переходных режимов (расчет на прочность). - Алматы: АИЭС, 1998. 33 с.

14.  Жирицкий Г.С., Стрункин В.А. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин. - М.: Машиностроение, 1968. - 520 с.

15.  Генбач А.А. Нагнетатели и тепловые двигатели. Переходные режимы работы турбомашин ТЭС (нестационарный теплообмен в турбомашинах): Конспект лекций. - Алматы: АИЭС, 1999. - 83с.

16.  А.А.Кибарин, Т.В.Ходанова. Эксплуатация основного оборудования ТЭС. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика. – Алматы: АИЭС, 2008. -79 с.

17.   Смоленский А.11. Конструкция и расчет деталей паровых турбин. - М.: Машиностроение, 1964. - 468 с.

 

Св. план 2009 г., поз. 1