Техническое обслуживание турбоустановки

При стационарной нагрузке

Во время работы ТУ на режимах стационарной нагрузки, эксплуатационный персонал должен обеспечить выполнение диспетчерского графика нагрузок при надежной и экономичной работе основного и вспомогательного оборудования турбоустановки.

Общие вопросы технического обслуживания тепломеханического оборудования ПТУ, а также меры безопасности и ограничения, соответствующие требованиям основных руководящих документов [87, 88, 102], изложены в гл. 3 (см. п.п. 3.2, 3.3).

Кратко рассмотрим меры технического обслуживания ГТ и ПТУ в целом:

а) в течение смены, а также при всяком изменении режима работы, турбоагрегат прослушивается слуховыми стержнями на предмет отсутствия задеваний в проточной части и уплотнениях турбины, подшипниках посторонних шумов, металлических звуков и других признаков ненормальной работы оборудования, принимаются меры для их устранения;

б) регулярно, в соответствии с утвержденным графиком, производится включение и опробование оборудования и механизмов, находящихся в резерве, в соответствии с требованиями их ИЭ;

в) постоянно контролируются и поддерживаются в пределах, установленных ИЭ, тепломеханические параметры ГТ и оборудования систем ПТУ;

г) ежесменно:

· проверяется наличие пломб на арматуре систем смазки подшипников турбины, АСРЗ, уплотнений вала генератора и к сервоприводам всех КОС, находящихся в рабочем положении;

· производится внешний осмотр обратных клапанов отборов (КОС), исправность указателей положения сервоприводов, наличие пломб на арматуре силовой воды и индивидуального расхаживания (прикрытие сервомоторов под нагрузкой может явиться причиной их выхода из строя);

· контролируется содержание кислорода и жесткость конденсата, при необходимости, устраняются причины их повышения (содержание кислорода в конденсате за КЭН-1 должно быть – не более 30 мкг/кг, жесткость – не более 0,2 мкг-экв/кг [10, 24]). Увеличенное содержание кислорода может быть вызвано: неплотностями днищ конденсаторов или вса-

сывающего тракта КЭН-1, а также высоким уровнем конденсата в конденсаторах, приводящем к заливу деаэрационных устройств. Повышенная жесткость конденсата свидетельствует о больших присосах охлаждающей воды в паровую полость конденсаторов через неплотность трубной системы и вальцовки трубок в трубных досках;

д) один раз в сутки:

· производится расхаживание СК ЦВД на часть хода с контролем по месту;

· контролируется качество контакта между ротором турбины и щеткодержателем токосъемного устройства;

е) один раз в месяцпроверяется плотность пневмогидроаккумуляторов и производится расхаживание задвижек подачи конденсата на впрыск ППУ конденсатора;

ж) один раз в три месяцапроизводится проверка цепей управления БРУ-К и ГПЗ;

з) один раз в четыре месяцапри непрерывной работе турбины производится проверка АБ наливом масла;



и) для экономичной работы турбоустановки необходимо обеспечить:

· разность температур охлаждающей воды до и после конденсаторов – не более 11…12 оС, при номинальной мощности турбины;

· величину переохлаждения конденсата в конденсатосборниках (разность между температурой насыщения ts, соответствующей давлению в конденсаторе, и температурой конденсата tк на выходе из КС - ) - не более 1…2 оС;

· величину конечного температурного напора (разность между температурой пара на входе в конденсатор и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора) при номинальной мощности турбины – не более 9 оС, при расчетной температуре охлаждающей воды 15 оС (см. учеб. пособия [16, 19]);

к) по графику производится замер присосов воздуха в вакуумную систему. В случае превышения значения присосов величины 100 кг/час, при номинальной мощности ТУ, принимаются меры по отысканию мест присосов и обеспечению плотности системы (см. ИЭ [24], учеб. пособие [16] ).

Средства и методы поддержания нормативных значений технологических параметров систем ПТУ определены ИЭ систем, которые рассмотрены в гл. 4 - 14 учебника.

Плановые остановы турбины

Режим останова турбины, как и режим ее пуска, является одним из наиболее ответственных и сложных по выполнению большого количества переключений, точного соблюдения процедуры останова. В процессе останова турбины также важно выполнить изменение ее температурного режима, исключающее возникновение опасных температурных напряжений в деталях турбины, ведущих к ее аварии.

Плановые остановы турбины, по условиям и процедуре их проведения, можно разделить на [24, 81]:

· плановый останов турбины без расхолаживания;

· плановый останов турбины с расхолаживанием;

· плановый останов турбины с расхолаживанием атмосферным воздухом.

Кратко рассмотрим их. Все указанные виды плановых остановов турбины имеют общую часть – плановое разгружение до уровня мощности собственных нужд (70…60 МВт).

Плановое разгружение турбины

До начала снижения нагрузки выполняется ряд мероприятий:

а) проверяется АВР насосов системы смазки подшипников турбины имитацией снижения давления на оси турбины;

б) поочередно расхаживаются на часть хода СК и ЗПП;

в) проверяется готовность к работе схем управления БРУ-К, БРУ-СН, арматуры впрыска конденсата в ППУ и на орошение выхлопных патрубков ЦНД;

г) проверяется работа основного РУД и готовность к работе пускового РУД;

д) отключается по пару ПСВ в соответствии с требованиями их ИЭ.

При работе АСРЗ в автоматическом режиме «ЭГСР», разгружение турбины производится путем задания оператором на пульте ЭГСР БЩУ мощности менее текущей. При работе турбины в неавтоматическом режиме «ГСР» – воздействием оператора на ключ ручного управления турбины (МТР–А, Б).

Запрет на изменение текущей нагрузкив любую сторону налагается автоматически или оператором при:

а) достижении предельной допустимой измеряемой разности температур по ширине фланца наружного корпуса ЦВД более +80 оС – при нагружении, и менее – 40 оС – при разгружении;

б) достижении предельных значений ОРР ЦВД и ЦНД (см. табл. 15.5);

в) повышении величины виброскорости подшипников ТА более 4,5 мм/с или разности температур между верхней и нижней частью ЦВД по контролируемым сечениям - более ± 50 оС;

г) повышении давления в контролируемых отборах турбины более значений, предусмотренных ИЭ турбины;

д) превышении предельных величин контролируемых параметров тепломеханического состояния турбины (см. табл. 15.5).

При снижении давления пара в 3-м отборе турбины и в КСН менее 7,5 кгс/см2автоматически открывается БРУ-СН, закрывается задвижка на подводе пара к КСН из 3-го отбора, пароснабжение ТПН переводится от КСН, закрывается задвижка на паропроводе от СПП к ТПН.

Разрешается заблаговременный перевод пароснабжения КСН от БРУ-СН (при плановом останове турбины) и подача пара на ТПН из КСН с выполнением требований ИЭ ТПН.

При снижении нагрузки до Nэл = 800 МВт,сброс КГП из КС-1 и КС-2 СПП переводится в Д-7ата.

При снижении Nэл менее 800 МВт:

· ПВД-6,7 отключаются по пару в соответствии с требованиями ИЭ системы регенерации ВД (см. гл. 11);

· контролируется автоматическое отключение (или отключается) одного из работающих СН ПНД-1 (у которого ключ выбора режима работы находится в положении «Работа-2», в соответствии с требованиями ИЭ системы регенерации НД (см. гл. 7)).

При снижении Nэл менее 700 МВтпароснабжение концевых уплотнений ГТ переводится на раздельную схему в соответствии с требованиями ИЭ конденсационно-вакуумной системы (см. гл. 12).

При снижении Nэл менее 380 МВтрегуляторы БРУ-К переводятся из «стерегущего» режима в режим поддержания давления в ГПК. Для этого на ПУ БЩУ нажимается кнопка «Р2 – Р1». Этот режим может быть отключен повторным нажатием кнопки или при увеличении Nэл – более 380 МВт.

При снижении давления пара в 3-м отборе турбины менее 3,5 кгс/см2 дренажи турбины переводятся из ПНД-4 в РБ-9, в соответствии с требованиями ИЭ регенерации НД (см. гл. 7).

При снижении Nэл менее 300 МВт:

· контролируется автоматический перевод (или переводится) сепарата СПП из ПНД-4 в РБ, в соответствии с требованиями ИЭ СПП;

· переводится пароснабжение эжекторов и концевых уплотнений турбины от РОУ 14/6, в соответствии с требованиями ИЭ конденсатно-вакуумной системы турбины (см. гл. 12);

· контролируется автоматическое отключение (или отключается) второго работающего СН ПНД-1, в соответствии с требованиями ИЭ системы регенерации НД (см. гл. 7);

· контролируется автоматическое открытие (или открываются) задвижки на трубопроводе рециркуляции КЭН-2 в РБ-9 (см. рис. 6.1);

· контролируется процесс перехода ТПН-1 на рециркуляцию, включение в работу пускового РУД и поддержание им уровня в Д-7ата, в соответствии с ИЭ Д-7ата и ТПН (см. гл. 9, 10);

· производится расхолаживание СПП в соответствии с требованиями ИЭ СПП (см. гл. 5).

При снижении Nэл менее 250 МВт:

· контролируется автоматическое отключение (или отключается) второго СН ПНД-3, в соответствие с требованиями ИЭ системы регенерации НД (см. гл. 7);

· контролируется включение в работу БРУ-К и автоматическое открытие задвижек на трубопроводе подачи ОК на впрыск в ППУ.

При снижении Nэл до 200 МВтконтролируется автоматическое открытие (или открываются) дренажей:

· из паропроводов свежего пара до ГПЗ в ГК;

· перепускных труб после СРК в 1-й отбор турбины;

· паропроводов греющего пара 2-й ступени СПП в РБ-9;

· ресиверов после СПП в 5-й отбор турбины.

При снижении Nэл менее 200 МВтили температуре металла выхлопных патрубков ЦВД более 60 оС, в любой точке измерения, автоматически открывается задвижка на трубопроводе подачи ОК на охлаждение выхлопных патрубков ЦНД.

При снижении Nэл до 150 МВтвыполняется индивидуальное расхаживание сервоприводов КОС отборов турбины в соответствии с ИЭ КОС.

При снижении Nэл до значения менее 100 МВтопорожнение днищ СПП переводится в ГК в соответствии с требованиями ИЭ СПП (см. гл. 5).

На этом снижение мощности турбины заканчивается. Турбина находится в режиме работы с нагрузкой собственных нужд 70…50 МВт.

В процессе снижения нагрузки (мощности) турбины, которое обеспечивается прикрытием регулирующих клапанов, постепенно уменьшается давление в проточной части ЦВД и ЦНД. В проточной части ЦВД по ходу потока пара увеличивается влажность (достигая 10…12 % на выходе из последней ступени) и уменьшается температура пара (изобары и изохоры в области влажного пара совпадают). Для влажного пара характерен большой коэффициент теплоотдачи от пара к омываемой им поверхности (внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности ротора). Температура этих поверхностей практически следует температуре пара. Наружные поверхности корпуса и внутренние ротора, в первый момент изменения (уменьшения) температуры пара, при разгружении турбины, остаются «горячими», после длительной работы на номинальной мощности (мощности до разгрузки) турбины. Возникает разность температур и термические напряжения деталей. изменяются также зазоры в проточной части и уплотнениях турбины.

Обеспечение контроля и поддержания в допустимых пределах параметров тепломеханического состояния турбины, а также технологических параметров ЭГ и систем ПТУ при разгружении турбины также имеют первостепенное значение для безаварийной работы ТУ.

Плановый останов турбины без расхолаживания

После снижения мощности турбины до уровня обеспечения собственных нужд ТУ (70…50) МВт и принятия решения об останове турбины без расхолаживания, по команде НСБ отключение турбины выполняется в следующем порядке [24, 81]:

а) воздействием на кнопку ячейки «Управление РК» пульта ЭГСР БЩУ прикрывается РК до перехода генератора в моторный режим (появления отрицательного значения на приборе указателя мощности ЭГ). Моторным(беспаровым) режимом называются режим, при котором роторы турбины вращается генератором. Генератор при этом, потребляя электроэнергию от сети, переходит в режим двигателя. Работа в этом режиме связана с большими вентиляционными потерями и быстрым повышением температуры в проточной части турбины, особенно в области последних ступеней ЦНД с большой длиной лопаточного аппарата, поэтому опасна, и, согласно ИЭ, допускается лишь кратковременно (более подробно см. [22]);

б) воздействием на КРОТ выбиваются ЗУ;

в) осуществляется контроль:

· закрытия СК, РК и РЗ, ГПЗ и их байпасов;

· закрытия арматуры на подводе греющего пара во 2-ю ступень ПП СПП и клапанов КОС отборов турбины;

· автоматического отключения генератора от сети (с выдержкой времени не более 2-х мин, после закрытия СРК), время отключения ЭГ от сети фиксируется в оперативном журнале.

График разгружения турбины без расхолаживания изображен на рис. 15.6 [24].

После отключения ТГ от сети выполняются следующие действия:

· открываются задвижки слива дренажей турбины в ГК и закрываются – на сливе в РБ-9;

· открываются вентили на трубопроводах слива дренажей пленочных сепараторов в коллектор дренажей;

· контролируется снижение частоты вращения роторов турбины;

· контролируется работа оборудования систем ПТУ в соответствии с отключенным состоянием ГТ (см. гл. 4 - 14).

При снижении частоты вращения роторов турбины менее 1000 об/мин:

· контролируется автоматическое включение НГПР и его нагружение до давления на напоре 90…95 кгс/см2;

· контролируется автоматическое включение ВПУ и значение давления в системе гидроподъема перед подшипниками турбины;

· закрывается задвижка на линии впрыска конденсата в выхлопные патрубки ЦНД для их охлаждения при температуре металла патрубков менее 45 оС.

В процессе снижения частоты вращения турбины постоянно контролируется по приборам БЩУ и по месту: · осевой сдвиг роторов; · относительное расширение роторов ЦВД и ЦНД; · абсолютное расширение корпусов ЦВД и ЦНД; · вибрационное состояние подшипников турбины и ЭГ, а также роторов ТА; · температура верхней и нижней части корпуса ЦВД в трех сечениях; · температурное состояние подшипников: ТА, ЭГ, возбудителя и уплотняющих вкладышей ЭГ; · температура масла на сливе из подшипников ТА, ЭГ и возбудителя. Параметры тепломеханического состояния турбоустановки фиксируются в оперативном журнале.

Оперативный персонал в процессе снижения частоты вращения турбины контролирует также:

· отсутствие металлических, других посторонних звуков и гидравлических ударов в проточной части турбины;

· отсутствие искр, дыма и посторонних шумов в подшипниках и концевых уплотнениях турбины, подшипниках ЭГ и возбудителя;

· достаточность слива масла из подшипников ТА, ЭГ и возбудителя;

· перелив масла из аварийных масляных бачков подшипников;

· отсутствие посторонних шумов в корпусах СРК.

Турбина должна быть немедленно остановлена со срывом вакуума, если в процессе снижения частоты ее вращения:

· прослушиваются задевания в проточной части турбины;

· резко увеличивается температура подшипников или масла на сливе из подшипников;

· резко увеличивается вибрация подшипников (кроме момента прохождения критических частот в диапазоне 790…1260 об/мин);

· возникают гидравлические удары в проточной части турбины.

Срыв вакуума необходим, чтобы уменьшить время выбега турбины и предотвратить опасное развитие аварийной ситуации.

Необходимо убедиться, что после окончания выбега роторов турбины их вращение производится ВПУ (по табло сигнализации «Малые обороты турбины» и «Ротор турбины вращается ВПУ», а также по изменению токовой нагрузки ВПУ).

Определяется токовая нагрузка электродвигателя ВПУ и прогиб ротора ЦВД (после включения в работу прибора измерения прогиба), что фиксируется в оперативном журнале. В оперативном журнале фиксируется также время выбега роторов турбины – отрезок времени от момента отключения ЭГ от сети до прекращения вращения роторов (фактически до начала проворачивания валопровода ВПУ с очень малой частотой вращения), значение давления в ГК и температуры масла после маслоохладителей системы смазки подшипников ГТ, при которых происходит выбег.

Время выбега валопровода турбины характеризует состояние турбины. Оно зависит от массы роторов турбины, номинальной частоты их вращения, давления в конденсаторе (рк) и температуры масла (tм), подаваемого на смазку подшипников валопровода. С увеличением давления в ГК и снижением температуры масла (увеличением его вязкости) выбег валопровода уменьшается. Для конкретного турбоагрегата время выбега всегда должено измеряться при одинаковых значениях рк и tм .

Увеличение времени выбега tвыб свидетельствует о неплотности клапанов блока СРК. Уменьшение tвыб может явиться причиной касаний в проточной части турбины вращающихся элементов о неподвижные (наиболее вероятно в уплотнениях) или ненормальной работы подшипников.

Кривые изменения частоты вращения роторов ТГ, в зависимости от времени, при останове со срывом и без срыва вакуума, при рк = 0,04 кгс/см2, показаны на рис. 15.7 [24].

Непрерывное вращение роторов ТГ ВПУ должно продолжаться до снижения температуры корпуса ЦВД в зоне паровпуска до 100 оС.

В процессе снижения температуры паровпуска турбины, не менее 2-х раз в смену, должны фиксироваться в оперативном журнале значения параметров тепломеханического состояния турбины, отмеченные ранее.

После снижения температуры корпуса ЦВД в зоне паровпуска менее 100 оС отключается: ВПУ, НГПР, масляные насосы системы смазки, оборудование других систем ПТУ и турбина выводится в ремонт по наряду-допуску или на время, указанное главным инженером АЭС.

Плановый останов турбины с расхолаживанием

После завершения разгружения турбины и получения разрешения НСБ на паровое расхолаживание,оперативный персонал ТО (ТЦ) выполняет следующие операции [24, 81]:

· производится выдержка в течение 60 мин, при нагрузке собственных нужд турбины 70…60 МВт, до стабилизации температуры элементов паровпуска ЦВД;

Рис. 15.7. Кривые изменения частоты вращения роторов

турбин К-1000-60/1500-2,2М со срывом и без срыва вакуума в ГК

· выводятся блокировки, действующие на закрытие арматуры байпасов ГПЗ, при открытии ГПЗ, и на отключение турбины, при отключении генератора выключателем КАГ-24 (выполняет оперативный персонал ЦТАИ);

· открываются задвижки и РК на байпасах ГПЗ, медленно (ступенчато) закрываются ГПЗ, после чего открываются РК на 50 % по УП;

· прикрытием регулирующих клапанов байпасов ГПЗ мощность турбины снижается до 0 МВт, после чего генератор отключается от сети ВНВ-750 (персоналом ЭЦ);

· управляя регулирующими клапанами байпасов ГПЗ, частота вращения роторов турбины, в диапазоне 1500 ± 25 об/мин, поддерживается в течение 40 мин;

· открывается задвижка на трубопроводе отвода дренажей турбины в ГК и закрывается на отводе этих дренажей в РБ-9;

· открываются вентили дренажей пленочных сепараторов в коллектор дренажей;

· ступенчатым прикрытием регулирующих клапанов дренажей задвижек на трубопроводах подачи пара от СРК турбины к СПП, температура пара за СПП снижается до 180 оС, со скоростью – 2,6 оС/мин;

· при снижении давления во 2-й ступени ПП СПП менее 10,5 кгс/см2, слив КГП КС-2 переводится в РБ-9;

· по команде НСБ поочередно выполняется проверка АБ ТПН-1,2 наливом масла, в соответствии с требованиями ИЭ системы регулирования ТПН, после чего один ТПН отключается, аналогично выполняется проверка работоспособности АБ турбины ЭГ, в соответствии с требованиями ИЭ АСРЗ турбины;

· по специальной программе проверяется работоспособность предохранительных клапанов КСН и Д-7ата;

· прикрытием РК байпасов ГПЗ, частота вращения роторов турбины снижается до 600 об/мин и поддерживается постоянной в течение 120 мин (пока температура корпуса ЦВД в зоне паровпуска не снизится до 135 оС нижней половины корпуса и 145 оС – верхней), после чего байпасы ГПЗ закрываются;

· турбина отключается воздействием на КРОТ, после чего выполняются действия, рассмотренные в п. «Плановый останов турбины без расхолаживания».

Как видно из вышеизложенного по остановам турбин, останов с расхолаживанием отличается выдержкой 60 мин, при нагрузке собственных нужд; выдержкой 40 мин, при номинальной частоте вращения роторов после полного снятия нагрузки и выдержкой в течение 120 мин – при частоте вращения 600 об/мин. При этих выдержках происходит плавное снижение температуры пара в проточной части турбины и ее конструктивных элементов.




8061903015538267.html
8061962754874642.html
    PR.RU™