Как известно, энергосистема производит столько электроэнергии, сколько требуют в данный момент потребители (плюс расход на собственные нужды и потери)
Когда под действием пара ротор начинает вращаться, валоповоротное устройство автоматически отключается. Момент начала ускорения вращения ротора под действием пара называют толчком ротора.
Вначале подают такое количество пара, которое обеспечивает частоту вращения ротора 400—500 об./мин ., убеждаются, прослушиванием, в нормальной работе подшипников турбины и проверяют температуру масла после них. При вакууме в конденсаторе при мерно 80 кПа (600 мм рт. ст.) отключают пусковой эжектор и оставляют работать только основной. К моменту выхода ротора турбины на номинальную частоту вращения вакуум должен быть не менее 86 кПа (650 мм рт. ст.).
Чтобы снизить температуру в выхлопной части низкого давления и не допустить ее перегрев, а также перегрев рабочих лопаток последней ступени, необходимо при работе на холостом ходу поддерживать вакуум на уровне 86 кПа. Особенно опасен перегрев турбин, у которых лопатки последней ступени выполнены из титановых сплавов, так как прочность этих сплавов значительно снижается с увеличением температуры.
Для каждой турбины существуют такие частоты вращения, при которых резко увеличивается вибрация турбоагрегата, т. е. роторы турбины и электрогенератора попадают в резонанс. Эти частоты, называемые критическими, необходимо «проходить» быстро и не допускать работу турбины при них. Когда частота вращения ротора увеличивается до 1500…2000 об./мин., убедившись, что главный масляный насос вступил в работу, отключают вспомогательный масляный турбонасос. Для проверки начала работы главного насоса уменьшают частоту вращения ротора вспомогательного масляного турбонасоса и следят за давлением масла. Если оно не падает, значит, главный масляный насос работает нормально. После этого частоту вращения ротора турбины доводят до номинальной, увеличивая пропуск пара через проточную часть, проверяют регулирование турбины, автомат безопасности и, если турбина устойчиво работает на холостом ходу, синхронизируют работу электрогенератора с сетью и подключают его к сети.
В мощных турбинах скорость прогрева металла корпуса и ротора существенно зависит от расхода пара и, следовательно, от нагрузки. Нагружать турбину нужно быстро, но с такой скоростью, при которой не возникает опасных температурных напряжений и деформаций. Именно такой график нагружения предписан инструкцией по пуску. Увеличение нагрузки быстрее, чем это допускается инструкцией, может привести к аварии. При нагружении турбины необходимо обращать внимание на работу системы обогрева фланцев и смещение ротора относительно корпуса. При нагрузке, равной 25…30% номинальной, расход пара, поступающего в конденсатор, достаточен, чтобы, отключив рециркуляцию конденсата, довести нагрузку турбины с заданной скоростью до номинальной.
Особенностью пусковых режимов блочных установок является то, что одновременно пускают котел и турбину . График и режим их пуска должны быть хорошо согласованы друг с другом. Пуск блоков из холодного состояния производят на скользящих параметрах. Котел постепенно увеличивает выработку пара, соответственно растут его давление и температура. Это позволяет экономить топливо, так как котел при пуске вырабатывает практически столько пара, сколько потребляется турбиной. В начальный момент пара требуется немного: для прогрева паропроводов и «разворота» ротора турбины. При пуске из холодного состояния прогревать паровпускные устройства и цилиндр высокого давления нужно паром возможно меньшей температуры, которая определяется пусковой схемой блока. Однако давление должно быть таким, чтобы температура была выше температуры насыщения не менее чем на 50°С. При меньшем перегреве в турбину может попасть влажный пар, вызывающий быстрый износ рабочих лопаток.
Наилучшие условия пуска создаются при температуре свежего пара 250…300°С. Пар такой температуры должен поступать в турбину при толчке ротора и увеличении частоты вращения до номинальной . При использовании в блоке прямоточных котлов без встроенных сепараторов пуск их возможен только при номинальном давлении, полностью открытых регулирующих клапанах турбины и закрытой главной паровой задвижке. Пар в турбину подается в обход главной паровой задвижки через байпасную линию с задвижкой, на которой он дросселируется до необходимых температуры и давления.
Особенности пуска блока с неостывшей турбиной связаны с тем, что металл турбины нагрет, а паропроводы успевают остыть и их необходимо прогреть. Кроме того, нельзя подавать в горячую турбину пар, температура которого ниже температуры металла. Расхолаживание корпуса и ротора турбины опасно тем, что могут возникнуть большие температурные напряжения, особенно в роторе. Для предупреждения расхолаживания температура свежего пара в трубопроводе перед главной паровой задвижкой должна за паровпускными устройствами не менее чем на 50°С превышать температуру наиболее нагретых частей турбины. Учитывая, что в перепускных трубах после главных паровых задвижек до турбины пар остывает, температура пара перед ними должна быть выбрана с запасом. Так, для блоков 300 МВт температура свежего пара должна быть больше температуры металла наружного корпуса ЦВД на80°С.
При останове блока на короткое время температура металла оказывается настолько высокой, что выполнить условие по перегреву пара оказывается невозможно. Поэтому при пуске после коротких простоев температура свежего пара должна быть номинальной. При пусках из горячего состояния особое внимание уделяют температурному режиму паропровода и турбины. Пуск производят очень быстро. Например, на блоке мощностью 300 МВт номинальную нагрузку набирают за 60…90 мин с момента растопки котла. Такое короткое время пуска требует жесткого соблюдения последовательности и продолжительности пусковых операций. Для четкого выполнения режима пуска из горячего состояния в рабочих инструкциях и сетевых графиках пусковые операции распределяются между работниками оперативной вахты.
Правила технической эксплуатации предписывают во время пуска блока из любого состояния контролировать скорость прогрева паропроводов, стопорных клапанов, пароперепускных труб, относительное удлинение и осевое положение роторов, вибрацию подшипников турбины, генератора и возбудителя, прогиб ротора части высокого давления турбины, разность температур в верхней и нижней частях ее цилиндров, фланцев и шпилек, температуру масла на сливе из подшипников.
При пуске турбины действующие на ротор и воспринимаемые упорным подшипником осевые усилия могут достигать предельных значений. При этом поверхности колодок подшипника могут подплавиться, в результате чего ротор будет задевать корпус. Поэтому во время пуска важно постоянно следить за осевым положением ротора. Об увеличении осевого усилия можно судить по температуре масла на сливе из упорного подшипника или упорных колодок.
Особо ответственным является пуск турбины после капитального ремонта. Операции, которые необходимо дополнительно провести в этом случае, оговариваются специальной инструкцией.
§ 72. Обслуживание турбины во время работы
Безусловное и сознательное выполнение требований инструкций – главное условие обеспечения надежной работы турбины. При нормальной работе турбинной установки условия ее обслуживания , спокойные, ритм – монотонный. Но в случае возникновения аварийных ситуаций ритм работы резко возрастает, отдельные операции требуется выполнять быстро, в строго заданной последовательности. Поэтому последовательность операций необходимо не только запомнить, но и закрепить неоднократными тренировками на оборудовании с имитацией аварийных ситуаций.
При работе турбин следует проводить регулярные обходы по заранее разработанному маршруту, осматривать агрегат и вспомогательное оборудование, записывать необходимые показания приборов, периодически «прослушивать» турбину.
При эксплуатации паротурбинных установок должны выполняться определенные требования, предусматриваемые «Правилами технической эксплуатации». Так, должны обеспечиваться: надежность работы основного и вспомогательного оборудования; чистота проточной части турбины и теплообменных поверхностей конденсаторов, подогревателей и испарителей; экономический вакуум без переохлаждения конденсата, отсутствие повышенных присосов воздуха в вакуумную систему; нормальный подогрев конденсата и питательной воды во всех ступенях регенеративной установки.
Надежная и экономичная работа турбины зависит прежде всего от состояния ее проточной части, уплотнений диафрагм и концевых уплотнений. Износ рабочих и сопловых лопаток, появление на них отложений, износ уплотнений и диафрагм, изменение их формы и расположения относительно других элементов увеличивают потери в проточной части и снижают КПД установки в целом. Чрезмерный износ, уменьшение механической прочности, появление трещин в элементах проточной части и корпуса снижают надежность турбины. В наихудших условиях в проточной части турбины находятся рабочие лопатки, которые подвергаются силовому воздействию со стороны потока пара и центробежных сил, вибрируют из-за неравномерности потока пара, загрязняются и корродируют.
Увеличение температуры пара по сравнению с расчетной резко уменьшает надежность лопаток первых ступеней части высокого давления вследствие ухудшения механических свойств и роста скорости ползучести металла, увеличения вероятности появления трещин и других повреждений. Повышение температуры сказывается также на надежности других элементов турбины: корпуса, диафрагм, дисков, уплотнений, органов парораспределения.
Рабочие лопатки всех ступеней (кроме регулирующей) и диафрагмы оказываются наиболее нагруженными при максимальном расходе пара. Для турбин с сопловым парораспределением тяжелым является также режим работы с одним или двумя полностью открытыми регулирующими клапанами, при котором наибольшие напряжения возникают в рабочих лопатках регулирующих ступеней.
Уменьшение температуры по сравнению с номинальной также недопустимо, так как повышается влажность пара в последних ступенях и увеличивается число ступеней, работающих во влажном паре, которые подвергаются сильному эрозионному износу, что способствует возникновению дополнительных осевых усилий и росту нагрузки на упорный подшипник. Снижение температуры свежего пара уменьшает КПД турбины как само по себе, так и вследствие роста потерь в проточной части от повышенной влажности.
Во время регулярных обходов турбины кроме контроля режима работы проводят внешний осмотр и «прослушивание», которое позволяет обнаружить механические повреждения. Признаками повреждений являются появление слышимых металлических звуков и необычных шумов внутри турбины. При нормальном состоянии турбины слышен равномерный шум разных тонов. Регулярное «прослушивание» турбины позволяет привыкнуть к характеру этого шума и при появлении необычных звуков сразу же их обнаружить.
Внешний осмотр позволяет выявить трещины в трубопроводах, судить о нормальной работе подшипников и концевых уплотнений (появление дыма и искр из подшипников или уплотнений требует немедленного останова турбины). Особое внимание уделяют состоянию упорных подшипников при резком изменении нагрузки турбины. При сильном нагружении подшипников температуру баббитового слоя колодок измеряют термопарами (она не должна превышать 90°С).
Обязательным является также контроль вибрационного состояния турбины. На работающей турбине измеряют амплитуду вибраций подшипников в трех направлениях: вертикальном, горизонтальном и осевом. Вибрационное состояние турбины оценивают по двойной амплитуде вибрации того подшипника, который вибрирует больше остальных. Двойные амплитуды вибраций подшипников турбины, генератора и возбудителя турбоагрегатов мощностью 150 МВт и более, находящихся в эксплуатации, не должны превышать 30 мкм. Периодичность измерений вибраций подшипников зависит от вибрационного состояния турбины, которое оценивают, как отличное, хорошее или удовлетворительное. В турбинах отличного или хорошего вибрационного состояния измерения проводят 1 раз в месяц, а удовлетворительного—1 раз в две недели. Контролируют вибрации при одной и той же нагрузке турбины (не менее 50% номинальной). Кроме периодических измерений вибрацию контролируют перед остановом турбоагрегата на капитальный ремонт, при вводе после капитального ремонта, а также при заметном повышении вибрации подшипников. До ремонта и после него вибрацию контролируют при нескольких установившихся режимах работы: на холостом ходу без возбуждения и с возбуждением, при половинной и полной нагрузке турбины.
§ 73. Обслуживание систем маслоснабжения, регулирования и защиты турбины
Так как системы маслоснабжения различных турбин имеют свои особенности, прежде чем приступить к их обслуживанию, необходимо тщательно изучить схему, принцип действия, ознакомиться с инструкциями по эксплуатации и приобрести необходимые практические навыки. Несмотря на отличия и особенности систем маслоснабжения различных турбин, существуют общие требования, оговоренные «Правилами технической эксплуатации», которые необходимо соблюдать. Во время работы турбоагрегата следует постоянно контролировать давление и температуру масла в определенных точках маслосистемы. Особенно-тщательно следят за температурой масла после подшипников. При обходе турбоагрегата обращают внимание на состояние насосов; проверяют температуру подшипников, устраняют протечки масла через уплотнения, следят за уровнем вибрации, не допускают перегрузки электродвигателя. Не допускается подтекание масла, а также его работа в местах соединений маслопровода при появлении на отдельных участках трещин из-за повышенной вибрации, которые при быстром развитии могут привести к разрушению.
Надежная работа маслосистемы обеспечивается включением в схему резервных масляных электро- или турбонасосов, которые при недопустимом снижении давления масла автоматически включаются в работу. Устройство автоматического включения и сами насосы должны опробоваться не реже 2 раз в месяц (без останова турбины). Для нормальной работы насосов необходимо постоянно отводить воздух из верхних точек их камер и трубопроводов, чтобы предупредить образование воздушных подушек. Попадание воздуха на рабочее колесо может привести к срыву работы насоса.
Для опробования насосов машинист турбины по указанию начальника смены или старшего машиниста поочередно включает их.
При пуске давление на линии нагнетания поднимается на 5— 10 кгс/см 2 (0,05—0,1 МПа) и поток масла через подшипники увеличивается (что можно видеть через смотровые стекла на сливных маслопроводах после подшипников турбоагрегата); после подшипников температура масла уменьшается. Резервные масляные насосы подключают к маслосистеме так, чтобы их можно было опробовать в режиме автоматического запуска, для чего на том участке маслопровода, где подключено реле пуска маслонасоса, давление намеренно снижают до срабатывания реле. Результаты опробования устройств автоматического запуска и самих насосов заносят в журнал.
Надежность работы маслосистемы зависит также от качества и чистоты масла. В турбинном цехе качество масла контролируют 1 раз в сутки (в дневную смену). Кроме того, выполняют сокращенный анализ 1 раз в два месяца, если кислотное число не больше 0,5 мг КОН и масло полностью прозрачно, и 1 раз в две недели, если кислотное число больше 0,5 мг КОН и в масле содержатся шлам и вода. Если ежедневный контроль свидетельствует о резком ухудшении качества масла, проводят внеочередной анализ. Очищают и восстанавливают загрязненные масла в центральных масляных хозяйствах и на мощных тепловых электрических станциях.
Чистота масла обеспечивается фильтрами, установленными в масляном баке турбины. Загрязнение фильтров снижает давление в системе смазки из-за уменьшения производительности насоса. В результате к подшипникам поступает меньше масла, которое отводит меньше теплоты, что увеличивает нагрев подшипников.
Очищают фильтры по графику. После монтажа или ремонта это делают чаще, чем при обычной эксплуатации. Фильтры поочередно извлекают из масляного бака 1 раз в неделю и продувают сжатым воздухом. Машинист турбины во время замены фильтра и в течение 1 ч после ее должен наблюдать за давлением масла в системе смазки и температурой подшипников. Конструкция фильтров современных турбоустановок такова, что их очищают, не останавливая турбину. Поддержание необходимого качества и своевременное восполнение утечек масла из системы смазки, а также меры, предотвращающие его попадание на обмотки турбогенератора, входят в обязанности персонала турбинного цеха.
Обычно на маслопроводах и трубопроводах охлаждающей воды возле маслоохладителей устанавливают запорную арматуру, позволяющую отключить любой маслоохладитель от маслосистемы, что бывает необходимо, например, при обнаружении утечки масла через маслоохладитель. Ошибочное отключение маслоохладителей приводит к подплавлению подшипников турбины, поэтому маховики всех задвижек, которыми можно перекрыть доступ масла к турбине, пломбируют, о чем начальник смены или старший машинист делает запись в оперативном журнале. Целостность пломб на маховиках машинист проверяет при приемке смены. Необходимые отключения или переключения маслоохладителей производит дежурный персонал турбинного цеха с ведома дежурного инженера станции под руководством начальника смены или старшего машиниста, о чем делается запись в оперативном журнале.
Все турбинные установки имеют системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, которые освобождают обслуживающий персонал от необходимости управлять различными процессами. Системы регулирования и парораспределения и связи между ними имеют большое количество трущихся соединений. Силы трения в них и люфты снижают чувствительность системы регулирования, что вызывает неустойчивость работы турбины либо более серьезные последствия. Так, если силы трения велики, возможно заклинивание штоков регулирующих клапанов и сервомоторов. Это случается, если они длительное время находились в неизменном положении, а также при отложении между штоком и корпусом солей, которые выделялись из просачивающегося вдоль штока пара. При таком заклинивании в случае аварийного отключения электрогенератора от сети доступ пара в турбину не прекращается, что может привести к аварии турбоагрегата.
«Правилами технической эксплуатации» предусмотрено ежедневное «расхаживание» клапанов на часть хода, для чего их перемещают вверх-вниз на небольшое расстояние. Шток при этом перемещается относительно корпуса и разрушает постоянно возникающие солевые отложения. На стопорных клапанах предусматривают специальные устройства. Для расхаживания регулирующих клапанов изменяют нагрузку турбины. Эту операцию выполняют не реже 1 раза в две недели, наблюдая, насколько плавно изменяется нагрузка турбины при изменении положения синхронизатора.
Надежность обратных (невозвратных) клапанов отборов проверяют 1 раз в месяц. Свободу движения клапана контролируют механическим перемещением его тарелки. Плотность закрытия обратных клапанов обычно проверяют паром от постороннего источника на холостом ходу турбины. Если клапан садится неплотно, часть пара через неплотность посадки будет проникать в турбину и «разгонять» ротор.
Защита от повышения частоты вращения – одна из важнейших защит, которая предотвращает разрушение турбины даже в том случае, если не срабатывает система регулирования. Автомат безопасности срабатывает только в аварийной ситуации. Во время длительной эксплуатации турбины при нормальных режимах, несмотря на специально принимаемые меры, на автомате оседают влага, отложения из турбинного масла и др., в результате чего детали загрязняются, возникает коррозия на их поверхности и возможно несрабатывание автомата при недопустимой частоте вращения.
Автоматы безопасности современных турбин имеют специальную систему для проверки на номинальной частоте вращения «расхаживания» бойков. С помощью этой системы автомат опробуют не реже 1 раза в 4 месяца. Если турбина не имеет специальной системы для опробования автомата на номинальной частоте вращения, проверку проводят, повышая частоту вращения на холостом ходу выше номинальной до срабатывания автомата безопасности. Если частота вращения примерно на 12% превысила номинальную, а автомат безопасности не сработал, необходимо для останова турбины вручную выбить предохранительный выключатель и устранить неисправность.
Широкое распространение нашли системы регулирования, в которых в качестве рабочего тела используют конденсат после конденсатных насосов. Такие системы снабжаются фильтрами, требующими периодической очистки. На фильтре устанавливается дифференциальный манометр со световой сигнализацией, позволяющий измерять разницу давлений (перепад) до фильтра и после него. Если перепад давлений больше указанного заводом-изготовителем, это свидетельствует о загрязнении фильтра. Для очистки рабочего фильтра включается резервный. Рабочий фильтр промывается обратным потоком воды. После промывки этот фильтр переводят в резерв. Обычно пропускная способность фильтра восстанавливается через 10—15 мин.
Источник
