Синхронизация и включение генератора в сеть

Синхронизация и включение генератора в сеть выполняется персоналом ТО, совместно с персоналом ЭЦ, после окончания выдержки на номинальной частоте вращения 1500 об/мин. При этом гаснет лампа над кнопкой «1500» пульта ЭГСР БЩУ и появляется сообщение «Разворот завершен». Это свидетельствует о готовности ЭГСР к синхронизации и включению ТГ в сеть.

Синхронизация производится путем изменения в ЭГСР уставки частоты вращения роторов турбины в диапазоне 1395…1560 об/мин по командам «Прибавить» («Убавить») от автосинхронизатора, или вручную – НСЭЦ от ключа синхронизации, установленного на панели управления БЩУ.

Включение в работу автосинхронизатора производится НСЭЦ по команде НСБ. При этом выполняются следующие операции:

· воздействием на кнопку «-» ячейки «Ручное управление РК» пульта управления ЭГСР БЩУ, частота вращения турбины снижается на 15…20 об/мин менее номинальной;

· отключается режим «Ручное управление РК» нажатием на кнопку «Блокировка ручного»;

· контролируется включение в работу автосинхронизатора по изменению частоты вращения турбины.

После включения генератора в сеть контролируется на пульте ЭГСР БЩУ включение режима «РМ» (см. п. 14.3) и нагружение турбины до уровня мощности собственных нужд 50…70 МВт.

После включения ЭГ в сеть выполняются следующие действия:

а) обеспечивается функционирование БОУ в проектном режиме (выполняет оператор БОУ) и постоянный контроль за поддержанием значений показателей водно-химического режима второго контура в допустимых пределах (выполняет персонал ВРХЛ);

б) для прогрева ПП-1 и трубопровода слива КГП из КС-1 в Д-7ата открываются вентили на трубопроводе слива КГП в Д-7ата;

в) осуществляется контроль за включением регуляторов температуры пара на СПП в режим прогрева роторов ЦНД и задание по температуре пара за СПП, которая должна увеличиваться со скоростью:

· при пуске турбины из холодного состояния – 0,40 ^оС/мин;

· пуске турбины из неостывшего состояния – 0,8 ^оС/мин;

· пуске турбины из горячего состояния – 20 ^оС/мин.

Режим нагрева СПП и роторов ЦНД ТА, при нагружении турбоустановки, изложен в главе 5 (см. п. 5.2).

В процессе нагружения ТА продолжается прогрев СПП (см. п. 5.2) и осуществляется прогрев роторов ЦНД, паропроводов отбора пара на регенерацию, ОК и ПВ в ПНД и ПВД, прогрев и включение в работу самих ПНД и ПВД, переключение запорной и регулирующей арматуры паропроводов и дренажей из различных паропроводов и аппаратов. К окончанию полного нагружения турбоустановки все системы механизмы и теплообменные аппараты турбоустановки должны быть в рабочем состоянии, а функциональные схемы турбоустановок собраны как указано на рис. 2.1, 2.3, 2.5, 2.7, 2.9 (см. гл. 2, п. 2.2).

После включения генератора в сеть нагружение турбины (увеличение ее мощности) может производиться следующими способами:

б) при отказе ЭГСР, в режиме «ГСР» с разрешения ГИС, воздействуя на МТР, что используется крайне редко и требует от оператора большого внимания и умения работы с МТР.

При работе АСРЗ в режиме «ЭГСР», в начальный момент, до закрытия всех БРУ-К, независимо от режима работы автоматического регулятора мощности (АРМ-5с), увеличение мощности ТА производится в режиме «РМ» (см. гл. 14 п. 14.3). Этот режим увеличения мощности ТА является предпочтительным, так как ЭГСР позволяет в любой момент прекратить нагружение турбины нажатием кнопки «Вкл» ячейки «Стоп нагружение» на пульте БЩУ.

После закрытия всех БРУ-К (прекращения сброса пара в ГК помимо турбины), АРМ-5с включается в режим «Т» и увеличение мощности турбины происходит в режиме «РМ» ЭГСР, или АРМ включается в режим «Н» и увеличение мощности турбины происходит в режиме «РД-1» ЭГСР (см. п. 14.3. и [8]) при увеличении мощности РУ персоналом реакторного отделения.

Рассмотрим кратко порядок нагружения турбины при работе АРМ в режиме «Н», а АСРЗ турбины – в режиме «РД-1» ЭГСР.

На всех этапах автоматического нагружения турбины в режиме «РД-1» ЭГСР (поддержание постоянным давлением пара в ГПК и, таким образом, приведение нагрузки турбины в соответствие с тепловой мощностью реактора) необходимо проводить контроль автоматического выполнения блокировок. При отказе блокировок – технологические операции выполняются вручную из БЩУ или по месту (из ТО). Кратко рассмотрим их.

В процессе нагружения турбины постоянно контролируются и поддерживаются в допустимых пределах технологические параметры турбины, генератора, возбудителя и всех технологических систем ПТУ.

· поддержание заданного давления пара в ГПК и прикрытие БРУ-К;

· включение режима «Работа-2» БРУ-К (с выдержкой времени 20 с после автоматического закрытия БРУ-К);

· переход ЭГСР в режим «РД-1» после включения режима «Работа-2» БРУ-К.

После закрытия БРУ-К производится контроль плотности его закрытия по месту.

При увеличении мощности ЭБ необходима тесная взаимосвязь между персоналом турбинного и реакторного отделения, чтобы обеспечить соответствие мощности реактора и турбины.

· открываются задвижки дренажей паропроводов за ГПЗ и из блоков СРК в РБ-9;

· опорожнение днищ СПП переводится в РБ-9, закрываются задвижки отвода дренажа днищ СПП в ГК, контролируется уровень конденсата над днищами (должен быть – не выше 100 мм).

При достижении нагрузки турбины 200 МВт и более:

· контролируется автоматическое закрытие задвижки на конденсатопроводе охлаждения выхлопных патрубков ЦНД, при снижении температуры металла патрубков менее 45 ^оС во всех местах измерения;

· при давлении пара за СРК более 16 кгс/см² – закрываются вентили на трубопроводах дренажей из паровпуска ЦВД в 1-й отбор и из ресиверов пара после СПП в 5-й отбор;

· контролируется перевод отвода дренажей паропроводов до ГПЗ на РБ-9 и закрытие регулирующего клапана и задвижки на трубопроводе отвода этих дренажей в ГК;

· контролируется автоматическое включение (включается) СН ПНД-3, ключ выбора режима которого стоит в положении «Работа-1», и проверяется его работоспособность;

· при повышении уровня КГП в ПНД-3 до номинального значения – 500 мм, контролируется вступление в работу РК на трубопроводе отвода КГП ПНД-3 в линию ОК.

При достижении нагрузки турбины более 300 МВт:

а) при давлении пара в 3-м отборе турбины более 3,5 кгс/см², дренажи турбины переводятся с РБ-9 в ПНД-4 и контролируется работа регуляторов уровня в ПНД-4 и ПНД-3, по поддержанию уровня КГП в корпусах этих ПНД;

б) после включения в работу основного РУД и перехода в стерегущий режим пускового РУД, контролируется поддержание уровня в деаэраторах (в пределах 220 ± 20 мм);

· контролируется автоматический перевод (или переводится вручную) КГП КС-1 в деаэратор и сепарат СПП в ПНД-4, в соответствии с ИЭ СПП;

· пароснабжение эжекторов и концевых уплотнений турбины переводится из деаэраторов в соответствии с ИЭ конденсационно – вакуумной системы (см. гл. 12);

· контролируется включение (включается) в работу СН ПНД-1.

При достижении нагрузки турбины более 400 МВт: контролируется автоматическое включение (включается) СН ПНД-3, ключ выбора режима которого стоит в положении «Работа-2».

При нагрузке турбины более 500 МВт: начинается отмывка парового пространства ПВД в соответствии с ИЭ системы регенерации ВД (см. гл. 11, п. 11.2).

При нагрузке турбины более 700 МВт: пароснабжение концевых уплотнений турбины переводится на схему самоуплотнения в соответствии с ИЭ конденсационно – вакуумной системы турбины (см. гл. 12 п. 12.3).

Примечание. Перевод на схему самоуплотнения допускается и при меньшей нагрузке турбины, в зависимости от состояния и работы концевых уплотнений турбины.

При достижении нагрузки турбины более 750 МВт: ПВД подключаются по пару в соответствии с ИЭ системы регенерации ВД.

При достижении нагрузки турбины более 800 МВт:

· контролируется автоматическое включение (включается вручную) СН ПНД-1, ключ выбора режима которого стоит в положении «Работа-2», и проверяется его работоспособность;

· контролируется работа регуляторов уровня КГП в корпусах ПНД-1;

· при давлении пара за СПП более 8 кгс/см², снабжение ТПН паром переводится от паропровода за СПП, в соответствии с ИЭ ТПН (см. гл. 5 п. 5.1);

· дренажи КС-1ст и КС-2ст СПП переводятся в ПВД-6 и ПВД-7 (см. рис. 2.1), в соответствии с ИЭ системы регенерации ВД (см. гл. 11);

· при достижении давления пара в 3-м отборе более 8,5 кгс/см²(и нагрузке ТА более 850 МВт), производится перевод питания паром КСН с БРУ-СН на 3-й отбор, в соответствии с требованиями ИЭ системы пара СН (см. п. 4.10);

· в соответствии с ИЭ теплофикационной установки, производится включение в работу ПСВ.

Основные операции, выполняемые в процессе пуска и нагружения турбины, должны быть зафиксированы в оперативной документации ТО и ЭБ, с указанием времени их выполнения.

Графики пуска и нагружения турбины К-1000-60/1500-2,2М представлены на рис. 15.5 а, б, в, г.

t_o – температура пара за СРК (расчетная величина);

t_пп – температура пара перед ЦНД; n – частота вращения

t_мет – температура металла корпуса ЦВД в районе паровпуска

Рис. 15.5, б. График пуска и нагружения турбины

t_o – температура пара за СРК; t_пп – температура пара перед ЦНД;

n – частота вращения роторов турбины, об/мин;

Рис. 15.5, в. График пуска и нагружения турбины Рис. 15.5, г. График пуска

из неостывшего состояния (t_мет = 130…180 ^oC) и нагружения турбины из

Примечание [24]. Опыт эксплуатации свидетельствует, что турбины К-1000-60/1500-2,2М позволяют пуск и нагружение до номинальной нагрузки:

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: