ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

ОСТАНОВ ТУРБИНЫ

В практике эксплуатации турбо­агрегатов встречаются два способа останова: а) нормальный останов; б) аварийный останов.

Нормальный останов произво­дится в плановом порядке с прове­дением всех подготовительных ра­бот и с соблюдением всех инструк­ций по нормальному останову.

Как и пуск турбины, останов - связан с изменением термического и механического состояния элементов агрегата, поэтому и здесь следует выдерживать необходимый режим расхолаживания, вести постоянный контроль за термическими расшире­ниями элементов турбоагрегата и его механическим состоянием. В от­личие от пусковых операций останов турбины облегчается тем, что в - слу­чае возникновения опасных режимов в процессе останова турбина может быть отключена аварийно ручным воздействием на автомат безопасно­сти, в то время как аварийный оста­нов при пуске может вызвать срыв диспетчерского графика нагрузки.

'Порядок останова турбоагрегата определяется местной инструкцией и зависит от мощности, параметров и типа агрегата. Ниже рассматрива­ется порядок останова конденса­ционной турбины.

Подготовка к останову включает в себя проверку работы вспомога­тельных маслонасосов, расхажива - ние стопорных и регулирующих кла­панов цилиндров высокого и сред­него давления, проверку исправно­сти приводов БРОУ и РОУ.

По команде дежурного инженера производится разгрузка турбины. Разгрузка турбин неблочного типа, а также блочных агрегатов, рабо­тающих с прямоточными котлами, производится путем прикрытия ре­гулирующих клапанов. Разгрузка турбин, работающих в блоке с бара­банными котлами, может произво­диться на скользящих параметрах пара при полностью открытых регу­лирующих клапанах путем пониже­ния давления пара на котле. Сниже­ние нагрузки обычно производится ступенями с некоторой выдержкой во времени на промежуточных на­грузках.

В процессе снижения нагрузки необходимо вести наблюдение:

1) за относительным удлинением (или укорочением) роторов;

2) за разностью температур вер­ха и низа цилиндров высокого и среднего давления;

3) за разностью температур меж­ду фланцем и шпилькой;

4) за вибрационным состоянием агрегата;

5) за уровнем конденсата в кон­денсаторе;

6) за работой системы подачи пара на уплотнения;

7) за температурой масла на сливе из подшипников.

В процессе снижения нагрузки при определенных значениях ее не­обходимо:

1) включить систему рециркуля­ции основного конденсата;

2) переключить деаэратор на по­сторонний источник питания;

3) отключить испарительную установку;

4) по мере снижения нагрузки отключить подогреватели высокого и низкого давления, начиная с верх­него; остановить сливные насосы;

5) по мере снижения нагрузки произвести сокращение числа рабо­тающих конденсатных и циркуля­ционных насосов;

6) в блочных установках с турбо - приводом питательных насосов при нагрузке 30—50% номинальной пе­ревести питание котла на электро­насос; турбину питательного насоса остановить согласно инструкции по останову питательного турбонасоса;

7) открыть байпасы ГЛЗ и за­крыть главные паровые задвижки;

8) в блочных установках вклю­чить БРОУ и РОУ.

В блочных установках с прямо­точными котлами включение БРОУ необходимо для нормальной работы котлоагрегата при нагрузках турби­ны ниже 30% номинальной. В блоч­ных установках с барабанными кот­лами включение БРОУ или РОУ диктуется необходимостью охлаж­дения первичного и вторичного па­роперегревателя при различных ре­жимах останова блока.

После разгрузки блока подача пара в турбину прекращается воз­действием вручную на рычаги авто­мата безопасности и отключается генератор. Отключение генератора производится лишь тогда, когда установлено, что стопорные, регули­рующие и отсечные клапаны закры­лись полностью и ваттметр показы­вает отрицательную мощность (гене­ратор работает в моторном режиме). Общее время после прекращения до­ступа пара в турбину до отключе­ния генератора от сети не должно превышать 4 мин.

После отключения турбоагрегата с паровой и электрической стороны до момента полного останова рото­ра необходимо произвести следую­щие операции:

1) включить резервный электро­масляный или турбомасляный насос (в установках с главным масляным насосом на валу турбины) и тща­тельно следить за давлением масла, поступающего на смазку, особенно при числе оборотов, при котором главный масляный насос начинает терять свою производительность. Если в этот момент давление масла становится недопустимо низким, то нужно быстро поднять число оборо­тов турбины, восстановить давление масла на смазку, после чего присту­пить к выяснению причин неудов­летворительной работы вспомога­тельного маслонасоса;

2) закрыть байпасы ГПЗ и за­движки на «холодных» нитках пром - перегрева у турбин с промперегре - вом;

3) прослушать турбину на обо­ротах, особенно в области концевых уплотнений;

4) при определенном числе обо­ротов (500—600 об/м) отключить автоматику перепада давления «масло—водород» системы уплотне­ния вала генератора и в дальнейшем при выбеге турбины и работе вало - поворотного устройства заданную разность давлений поддерживать вручную.

При останове турбины в случае необходимости снимается кривая выбега.

Кривой выбега (рис. 2-17) называется графическая зависимость между числом оборотов турбины и временем с момента закрытия стопорного клапана и отключе­ния генератора от сети. Кривая выбега имеет три характерных участка. На участ­ке I скорость вращения падает довольно быстро, вследствие значительных вентиля­ционных потерь на этих числах оборотов. Участок II характеризуется более медлен­ным падением числа оборотов, и, наконец, на участке III число оборотов резко па­дает за счет разрушения иа этих оборотах масляной пленки и возросших в связи с этим потерь на трение в подшипниках. Конфигурация кривой выбега позволяет определить минимальное число оборотов,

При котором существует масляный клия в подшипниках На этих оборотах и следует вести прогрев турбины после толчка рото­ра паром без опасности вызвать износ баб­битовой заливки подшипников.

Кроме того, время выбега турбины поз­воляет косвенно учесть состояние подшип­ников и парозапорных органов агрегата. Более быстрый, чем обычно, останов рото­ра свидетельствует о задеваниях - в уплот­нениях турбины или неполадках в под­шипниках. Увеличение времени выбега ука­зывает на пропуски в парозапорных орга­нах агрегата.

Кривая выбега снимается при остано­ве путем замера через определенные от­резки времени числа оборотов с помощью ручного тахометра. Отсчет времени ведет­ся по секундомеру. Эталонная кривая вы­бега снимается при пуске турбины в экс­плуатацию или после капитального ремон­та турбоагрегата. Все кривые выбега, сни­маемые в дальнейшем, должны быть полу­чены при одном и том же вакууме, по­скольку вентиляционные потери при вра­щении ротора зависят от плотности пара в корпусе турбины.

Если при останове кривая выбе­га не снимается, то при понижении числа оборотов можно снижать ва­куум, прикрывая пар на эжектор.

После остановки роторов турби­ны необходимо сразу же включить в работу валоповоротное устройство и вращать ротор непрерывно в тече­ние времени, указанного в инструк­ции по эксплуатации. По истечении указанного времени можно перейти на периодические проворачивания ротора на 180° через каждые 20— 30 мин до полного остывания тур­бины.

В турбинах малой мощности, не имеющих валоповоротного устрой­ства, поворот ротора на 180° до полного остывания турбины произ­водится вручную с помощью спе­циального приспособления. Темпе­ратуру масла после маслоохладите­лей необходимо поддерживать па уровне 40—42°С за счет сокращения подачи охлаждающей воды на мас­лоохладители. Необходимо также прикрывать воду и на охлаждение генератора, чтобы не вызвать резко­го охлаждения обмоток статора и ротора генератора.

В блочных установках, где для охлаждения первичного и вторич - ного пароперегревателя в период останова включаются БРОУ, вакуум в конденсаторе должен поддержи­ваться в течение всего времени ра­боты БРОУ. На весь период сохра­нения вакуума необходимо подавать пар на концевые уплотнения турби­ны для избежания подсоса в ци­линдр холодного воздуха и резкого охлаждения ротора и цилиндра изнутри. По этой же причине долж­ны быть закрыты задвижки на ли­ниях отсоса пара от штоков клапа - нов.

После прекращения работы БРОУ отключаются воздухоудаляю - щие устройства: закрывается пар на паровые эжекторы, останавливается подъемный насос водяных эжекто­ров. С исчезновением вакуума їв конденсаторе прекращается пода­ча пара на концевые уплотнения. Останавливается конденсатный на­сос, и после снижения температуры выхлопного патрубка до 55°С оста­навливаются циркуляционные на­сосы.

Масляный насос системы смазки должен работать непрерывно до полного остывания турбины.

После полного остывания турби­ны открываются дренажные и про­дувочные вентили, а также линии обеспаривания.

Приведенный выше порядок останова турбины характерен для перевода агрегата в холодный ре­зерв.

Значительно чаще турбина оста­навливается на короткое время при провалах графика нагрузки (напри­мер, на ночь). В этом случае для сокращения времени последующего пуска целесообразнее вести останов таким образом, чтобы не вызвать значительного расхолаживания агрегата. С этой точки зрения наи­более рациональным способом оста­новки был бы мгновенный сброс нагрузки путем отключения генера­тора от сети и закрытия стопорных клапанов. Однако мгновенный сброс слишком большой нагрузки может ■вызвать значительное снижение на­пряжения и частоты в системе, и поэтому такой метод останова неже­лателен.

Более подходящим является спо­соб, когда нагрузка достаточно бы­стро снижается до величины поряд­ка 30—35% номинальной, после чего призводится мгновенный сброс оставшейся нагрузки путем закры­тия стопорных клапанов. В этом случае толчок в системе будет не­значителен и в то же время в тур­бине будет аккумулироваться доста­точное количество тепла. При таком способе останова особенно следует избегать попадания холодного воз­духа или пара в турбину или ка - ких-либо других причин охлаждения агрегата.

При останове турбины в ремонт следует, наоборот, вести форсиро­ванное охлаждение агрегата, чтобы быстрее приступить к ремонтным работам и сократить время простоя агрегата. Это положение особенно актуально для современных круп­ных турбоагрегатов, обладающих большой металлоемкостью и рабо­тающих при высоких начальных температурах пара. На рис. 2-10 приведен график естественного остывания турбины К-300-240. Как видно из графика, наиболее массив­ная часть турбины после естествен­ного остывания в течение 60 ч име­ет температуру 310°С. Дальнейшее остывание этого элемента до темпе­ратуры Ю0°С продолжается еще несколько суток. Таким образом, общее время остывания турбины К-300-240 может составлять величи­ну порядка 6—7 сут. Такое время простоя основного оборудования пе­ред ремонтом не может быть допу­стимо, поэтому при выводе турби­ны в ремонт широко применяется принудительное расхолаживание агрегата.

Принудительное расхолаживание турбоагрегата предусматривает ох­лаждение проточной части путем снижения начальной температуры пара. Пропуск значительного коли­чества пара с постепенно понижаю-

Щейся температурой вызывает фор­сированное охлаждение турбины. На рис. 2-18 приведен типовой гра­фик расхолаживания турбины К-300-240 ЛМЗ (дубль-блок), раз­работанный ОРГРЭС и ВТИ. По этому графику в течение первых 25 мин нагрузка при постоянных начальных параметрах пара снижа­ется до 60% от номинальной, после чего производится плавное сниже­ние температуры путем снижения тепловой нагрузки котла и включе­ния впрысков.

На участке А—Б производится понижение начального давления па­ра перед турбиной для того, чтобы дальнейшее расхолаживание тур­бины производилось с полностью открытыми регулирующими клапа­нами. Для этого закрываются встро­енные задвижки на обоих корпусах котлов, отключается регулятор дав­ления пара перед турбиной «до себя» и включается регулятор дав­ления среды перед встроенными за­движками. В точке В производится отключение одного корпуса котла с дальнейшим снижением началь­ного давления и нагрузки.

На участке Г—Д осуществля­ется перевод одного корпуса котла на растопочную нагрузку (по воде). Давление пара перед котлом при этом поддерживается на постоянном уровне за счет прикрытия регули­рующих клапанов. В точке Д от­крываются клапаны БРОУ. В точке Е производится отключение генера­тора от сети, после чего турбина1 в течение 60 мин работает на холо­стом ходу для стабилизации тепло­вого состояния ее корпусов. Опыты по расхолаживанию турбины К-300-240 ЛМЗ показали, что за 9,5 ч принудительного охлаждения корпуса турбины могут быть охлаж­дены до температур, которые имеют место после 70—75 ч естественного' остывания.

Помимо рассмотренного случая остановки блока с расхолаживанием турбины, в практике эксплуатации энергоблоков применяются режимы останова с расхолаживанием котла и паропроводов, а также останов блока с расхолаживанием тракта котла до встроенной задвиж­ки. Останов с расхолаживанием котла и паропроводов применяется при необходимости ремонтных работ на котле и паропроводах свежего пара, если останов не вызван раз­рывом труб поверхностей нагрева котла. Расхолаживание проводится после отключения турбины выпу­ском пара из котла, а затем прокач­кой через котел воды со сбросом среды за котлом через дренажную линию перед ГПЗ турбины.

Останов с расхолаживанием тракта котла до встроенной задвиж­ки проводится при необходимости проведения ремонтных работ в топ­ке и на пароводяном тракте до встроенной задвижки. Расхолажива­ние ведется после отключения тур­бины путем выпуска пара и после­дующей прокачки воды со сбросом среды пз встроенных сепараторов в растопочный расширитель.

При останове с принудительным расхолаживанием агрегата должны быть регламентированы следующие величины:

1) величина обратной разности температур по ширине фланцев;

2) скорость снижения нагрузки при постоянной температуре пара;

3) скорость снижения температу­ры свежего пара и пара после пром­перегрева.

Все эти величины зависят от типа агрегата и в первую очередь от мощности и начальных параметров пара перед турбиной.

При снижении параметров пара во время расхолаживания темпера­тура пара должна быть выше тем­пературы насыщения при данном давлении не менее чем на 50°С. Расхолаживание паром, находя­щимся в области насыщения, недо­пустимо из-за резкого, скачкообраз­ного увеличения коэффициента теп­лоотдачи, что может служить при­чиной появления обратного тепло­вого удара. Во всех случаях в про­цессе принудительного расхолажи­вания турбоагрегата должен произ­водиться тщательный контроль от­носительного укорочения роторов.

Из других способов принудитель­ного расхолаживания оборудования следует остановиться на опытах охлаждения турбин с помощью про­дувки корпуса турбины сжатым воз­духом. На ряде английских энерго­блоков, в том числе и на блоке 500 МВт, такой способ расхолажи­вания применяется систематически. Подача воздуха в цилиндры турбин осуществляется с помощью стан­дартного компрессора с дизельным приводом. При этом время охлаж­дения турбины мощностью 500 МВт может быть сокращено более чем в 2,5 раза. Ценность этого метода заключается в возможности тонкой регулировки процесса охлаждения, что исключает возможность возник­новения опасных режимов. Кроме того, в данном случае охлаждение можно вести и при сравнительно низких температурах металла, ко­гда котел уже остановлен и даль­нейшее охлаждение турбины проис­ходит - естественным путем.

Аварийный останов турбины про­изводится при повреждении отдель­ных элементов турбоагрегата или при угрозе такого повреждения.

Аварийный останов производит­ся без подготовительных операций, путем расцепления рычагов автома­та безопасности и последующего отключения генератора от сети. Следует различать два способа ава­рийного останова турбины: со срывом и без срыва вакуума.

Срыв вакуума производится пу­тем подачи воздуха в конденсатор через специальный клапан с после­дующим остановом рабочих эжек­торов. Цель срыва вакуума — умень­шение времени выбега ротора за счет увеличения потерь на трение. Турбина, останавливаемая без сры­ва вакуума, длительное время нахо­дится на оборотах. Это объясняет­ся тем, что после закрытия стопор­ного клапана все цилиндры нахо­дятся под вакуумом и роторы вра­щаются в среде с очень малой плотностью. При подаче воздуха в конденсатор, а следовательно, и в цилиндры турбины потери на тре­ние увеличиваются во много раз, увеличивается тормозящий момент, и время останова роторов сокраща­ется более чем в 2 раза.

Недостаток такого метода оста­нова заключается в том, что подача холодного воздуха в турбину, нахо­дящуюся на оборотах, вызывает резкое охлаждение ротора и внут­ренней поверхности цилиндра, таїк как коэффициент теплоотдачи от более плотного воздуха к стенке выше, чем от пара, имеющего дав­ление 0,00343—0,0049 МПа (0,035— 0,05 кгс/см2). Такое резкое охлаж­дение проточной части особенно нежелательно для мощных турбин высокого и сверхкритического давле­ния. Поэтому останавливать турби­ну со срывом вакуума без особой нужды не следует. Такой метод останова должен применяться лишь в том случае, когда пребывание турбины на оборотах может способ­ствовать развитию аварии.

Аварийный останов турбины со срывом вакуума должен произво­диться в следующих случаях:

1) при увеличении скорости вра­щения ротора турбины сверх 10— 12% нормальной;

2) при внезапном возникновении сильной вибрации турбины;

3) при появлении в проточной части ударов и явно слышимого металлического звука;

4) при появлении искр из конце­вых уплотнений;

5) при резком повышении темпе - - ратуры масла до 75°С или появле­нии дыма из подшипников турби­ны, генератора или торцевых уплот­нений генератора;

6) при воспламенении масла на турбоагрегате и невозможности бы­стро потушить пожар силами об­служивающего персонала.

Примечание. В установках с не­зависимым приводом главного масляного насоса насосы системы смазки отключить только в случае значительного пожара по­сле снижения частоты вращения турбины до 11500—2000 об/ми, н;

7) при недопустимом осевом сдвиге ротора;

8) при недопустимых относи­тельных изменениях длины ротора;

9) при недопустимом падении давления масла на смазку;

10) при недопустимом снижении уровня масла в баке;

11) при гидравлическом ударе, основными признаками которого яв­ляются:

Резкое падение температуры све­жего пара;

Металлический шум и удары в турбине;

Увеличение вибрации турбины;

Гидравлические удары в паро­проводах свежего пара или пара промперегрева;

Появление влажного пара из фланцев регулирующих клапанов.

Примечание. Турбоагрегат дол­жен быть остановлен при наличии хотя бы одного из перечисленных признаков гидрав­лического удара;

12) При разрыве паропровода свежего пара и промперегрева, а также паропровода отбора до за­порной задвижки по ходу пара.

В блочных установках при оста­нове турбины со срывом вакуума сброс пара в конденсатор через БРОУ не допускается. Для сниже­ния давления в паропроводах долж­ны быть дистанционно подорваны

5—144

Предохранительные клапаны на ли­нии свежего пара и промперегрева.

Аварийный останов турбины без срыва вакуума производится в сле­дующих случаях:

1) при резких отклонениях тем­пературы свежего пара и пара промперегрева от установленных верхних и нижних предельных вели­чин;

2) при падении вакуума ниже допустимой величины;

3) при разрыве атмосферных диафрагм ЦНД;

4) при уменьшении перепада давления «масло — водород» в си­стеме уплотнения генератора ниже предельной величины;

5) при работе агрегата в беспа­ровом режиме сверх установленного времени;

6) при появлении дыма из ге­нератора или возбудителя.

Примечание. В течение всего вре­мени тушения пожара турбогенератор дол­жен находиться на малой частоте враще­ния (200—300 об/мин);

7) при возникновении неустра­нимой течи масла или огнестойкой жидкости;

8) при перегрузке последней ступени турбин с противодавлением.

При аварийном останове турби­ны со срывом вакуума генератор должен быть отключен от сети сра­зу же после закрытия стопорных клапанов.

В случае аварийного останова без срыва вакуума турбогенератор может находиться в моторном ре­жиме до 4 мин, если это разрешено местной инструкцией.

Современные турбоагрегаты для предотвращения опасных режимов снабжаются достаточным количест­вом защит. Поэтому большинство аварийных положений, рассмотрен­ных выше, может произойти толь­ко при отказе в работе соответст­вующих защит и блокировок.

После аварийного прекращения доступа пара в турбину должны быть выполнены все остальные не­обходимые операции по останову турбоагрегата.

65