ЗАЩИТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН

 

Органы защиты турбины пред­назначены для предохранения агре­гата от ненормальных режимов, спо­собных вызвать -повреждение обору­дования.

Важнейшей защитой является защита, предохраняющая турбину от повреждений, вызванных чрез­мерным повышением частоты вра­щения ротора.

В современных турбинах напря­жения от центробежных сил в ло­патках и дисках очень велики, и в некоторых деталях при нормаль­ной частоте вращения запас прочно­сти по отношению к пределу текуче­сти составляет лишь 1,6—1,8. По­скольку напряжения от центробеж­ных сил при увеличении частоты вращения возрастают пропорцио­нально ее квадрату, чрезмерное уве­личение частоты вращения ротора может вызвать разрушение лопаток и дисков от центробежных сил. Эта авария относится к разряду наибо­лее тяжелых, вследствие чего защи­та от опасной частоты вращения должна быть особенно надежной.

В систему защиты от недопусти­мого повышения частоты вращения входят: автомат безопасности, зо­лотники или клапаны автомата без­опасности, стопорные и регулирую­щие клапаны ЧВД, стопорные и ре­гулирующие клапаны ЧСД и сброс­ные клапаны для турбин с пром -пе­регревом, органы парораспределения на регулируемых отборах (регули­рующие клапаны и поворотные диа­фрагмы) для турбин с регулируе­мыми отборами, обратные клапаны на трубопроводах регулируемых и нерегулируемых отборов пара, гид­равлические и рычажные связи меж­ду автоматом безопасности и испол­нительными органами.

В турбинах отечественного про­изводства в качестве предохрани­тельных выключателей применяют­ся автоматы безопасности пальце­вого и кольцевого типа.

На рис. 4-16 представлен авто­мат безопасности кольцевого типа. При увеличении частоты вращения сверх предельной кольцо под дей­ствием центробежных сил смещает­ся на определенную величину, вы­зывая расцепление рычагов систе­мы защиты или перемещение золот­ников или клапанов автомата безопасности и в конечном итоге быстрое закрытие стопорных клапа­нов. Одновременно с закрытием закрываются регулирующие клапаны, поворотные диафрагмы или перепускные клапа­ны турбин с регулируемым отбором пара, обратные клапаны на регули­руемых и нерегулируемых отборах. В установках с промперегревом дол­жны закрыться стопорные и регу­лирующие клапаны ЧСД и открыть­ся сбросные клапаны на горячих нитках промперегрева. Изменяя на­тяжение пружины, можно настроить автомат безопасности на срабатыва­ние при различных частотах враще­ния.

Согласно ПТЭ автомат безопас­ности должен 'быть отрегулирован на срабатывание при повышении ча­стоты вращения ротора турбины на 10—12% сверх номинальной или до величины, указанной заводом-изго­товителем.

В турбинах большой мощности для повышения надежности приме­няются два бойка автомата безопас­ности, действующих независимо друг от друга. Кроме того, на неко­торых агрегатах действие центро­бежных выключателей дублируется дополнительной защитой от регуля­тора скорости.

В системах защиты имеется так­же устройство для ручного отключе­ния турбины по месту и со щита, а также электромагнитное устрой­ство (одно или два) для ввода ко­манд л а отключение турбины от различных электрических датчиков защиты.

Необходимым условием надеж­ной работы системы защиты турби­ны от разгона является системати­ческая проверка работы ее элемен­тов. Сроки проверки системы защи­ты определяются ПТЭ.

Проверка производится на оста­новленной турбине, на холостом хо­ду и при работе турбины под на­грузкой.

Проверка на остановленной тур­бине производится с целью опреде­ления быстродействия защиты, а также надежности закрытия стопор­ных и регулирующих клапанов пу­тем визуального наблюдения или с помощью электросекундомеров. При пуске турбины после монтажа, после реконструкции защиты или в случае ухудшения ее действия проверка производится с осцилло-графированием перемещения всех основных органов защиты и давле­ния жидкости в линиях регулирова­ния и защиты. При этом время за­паздывания закрытия и время за­крытия стопорных, регулирующих и обратных «л а панов не должно пре­вышать величин, указанных заво­дом-изготовителем.

Испытания защиты на холостом ходу турбины производятся отклю­чением турбины кнопкой или рыча­гом ручного отключения (дважды), поочередным р а осаживанием бойков (колец) автомата безопасности пу­тем подачи рабочей жидкости (по 2 раза), поочередной проверкой сра­батывания бойков (колец) при по­вышении частоты вращения, причем в случае проверки защиты повыше­нием частоты вращения предвари­тельное расхаживание автомата безопасности маслом не производит­ся. Испытания проводятся «при пол­ностью открытых стопорных клапа­нах ЧВД и ЧСД, открытых байпа­сах ГПЗ, закрытых ГПЗ (на турби­нах, байпасы ГПЗ которых не обес­печивают необходимый расход пара на холостом ходу, ГПЗ полностью открываются, а их байпасы закры­ваются). Перед испытаниями прове­ряется готовность к пуску пускового маслонасоса и насоса смазки и про­изводится расстановка дежурного персонала: у кнопки (рычага) ручно­го отключения турбины, у привода механизма возвращения защиты в рабочее положение, у ключа пуска пускового маслонасоса. В опытах с повышением частоты вращения — дополнительно у механизма повы­шения частоты вращения и для за­мера частоты вращения. Замер ча­стоты вращения производится тахо­метром с ценой деления не более 20 об/мин или лабораторным элек­трическим частотомером.

 

 

 

 

В последнем случае на генератор подается возбуждение.

Если автомат безопасности при нужной частоте вращения не сраба­тывает, то турбину необходимо остановить и произвести настройку авто­мата изменением натяжения удер­живающей пружины. Все данные о результатах испытания заносятся в специальный журнал проверки автомата безопасности.

Перед опробованием автомата безопасности блочных турбин защи­та по закрытию стопорных клапанов должна быть отключена во избежа­ние срабатывания защиты блока.

Испытание защиты от разгона турбины (повышением частоты вра­щения является наиболее надежным методом проверки как самого авто­мата безопасности, так и остальных узлов защиты в условиях, предель­но приближающихся к натурным. Однако для -крупных агрегатов этот метод заключает в себе ряд отрица­тельных моментов. Прежде всего та­кое испытание связано с выводом из параллельной работы крупного агре­гата, что может создать определен­ные трудности -з энергосистеме. Кро­ме того, увеличение центробежных сил в тяжело нагруженных элемен­тах турбоагрегата даже при перио­дических испытаниях крайне неже­лательно.

Отметим, что разгрузка мощной блочной турбины до холостого хода и ее 'последующее нагружение тре­буют времени и определенных по­терь тепла. Эти операции также свя­заны с изменением термического состояния агрегата. В связи с этим проверка защиты повышением ча­стоты вращения производится со­гласно ПТЭ только после разборки автомата безопасности, перед испы­танием на сброс нагрузки и после длительного простоя (более 1 мес.) турбины. После же разборки систе­мы регулирования и не реже чем через каждые 4 мес. допускается проверка защиты без увеличения ча­стоты вращения. При этом расхаживание бойков (колец) автомата безопасности подачей рабочей жид­кости под боек (либо на заполнение полости в кольце для увеличения центробежной силы) при работе турбины под нагрузкой может про­изводиться только на турбинах, где имеется возможность поочередно от­ключать боек (кольцо) или его зо­лотник от системы защиты, и в том случае, если восстанавливающая ча­стота вращения бойков выше номи­нальной частоты вращения.

Перед расхаживанием дополни­тельно к перечисленной расстановке персонала ставится дежурный у ме­ханизма управления турбиной. Это необходимо для быстрого восстанов­ления режима 1во избежание разо­грева -проточной части турбины в случае, если произойдет закрытие стопорных и регулирующих клапа­нов.

Как было указано .выше, этот ме­тод позволяет проводить опробова­ние только бойков автоматов без­опасности и не может заменить ком­плексного испытания всей системы защиты, проводимого путем повы­шения частоты вращения.

Для обеспечения безотказной работы системы защиты турбины от недопустимого повышения частоты вращения необходимо постоянно поддерживать все узлы этой защиты в работоспособном состоянии. Для этого следует систематически произ­водить не только расхаживаняе бой­ков (колец) автомата безопасности, но и расхаживание клапанов авто­матического затвора (а на некото­рых турбинах по указанию завода-изготовителя и регулирующих кла­панов). А также проверку посадки обратных клапанов нерегулируемых отборов пара, проверку плотности стопорных и регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД, парораспределительных орга­нов, обратных и предохранительных клапанов регулируемых отборов. Расхаживание клапанов перемеще­нием шпинделя на часть хода долж­но производиться ежедневно. На турбинах с двумя и более парал­лельными потоками свежего пара и

пара промперегрева и, соответ­ственно двумя и более стопорными и регулирующими клапанами ЧВД и ЧСД производится поочередное расхаживание стопорных и регули­рующих клапанов .на полный ход ,1 раз в 2 недели или в сроки, указан­ные заводами-изготовителями. Про­верку посадки обратных клапанов всех отборов необходимо произво­дить 1 раз в месяц. Проверка плот­ности стопорных и регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД производится перед остановом в капитальный ремонт и при пуске после капи­тального ремонта, но не реже 1 ра­за в год.

Для оценки плотности стопорных и регулирующих клапанов после монтажа или реконструкции турби­ны снимается эталонная кривая вы­бега с номинальной частоты враще­ния холостого хода при закрытых запорной арматуре и обратных кла­панах на паропроводах регулируе­мых отборов и закрытых ГПЗ, бай­пасе ГПЗ и стопорных клапанах. В процессе выбега частота заме­ряется по ручному тахометру.

Плотность стопорных и регули­рующих клапанов проверяется раз­дельно, за исключением тех типов турбин, системы регулирования и защиты которых не допускают не­зависимое закрытие этих клапанов. При проверке плотности клапанов давление свежего пара поддержи­вается номинальным, а остальные параметры по турбине устанавли­ваются на уровне, имевшем место при снятии эталонной кривой вы­бега.

Проверка плотности заключается в определении кривой выбега с но­минальной частоты вращения до 50% номинальной частоты при за­крытии только стопорных клапанов ЧВД и ЧСД и открытых регулирую­щих или наоборот. При этом плот­ность клапанов считается удовле­творительной в том случае, если вре­мя выбега до 50% поминальной ча­стоты «е больше, чем на 15—20% времени, зафиксированного при сня­тии эталонной кривой выбега. Плот­ность двухседельных клапанов счи­тается удовлетворительной в том случае, если при их полном закры­тии частота вращения турбины сни­жается до 50% номинальной.

Совместная плотность стопорных и регулирующих клапанов прове­ряется при тех же условиях, что и раздельная, и считается удовлетво­рительной, если обеспечивает пол­ный останов ротора турбины. Если установившаяся частота вращения превышает 50% ее номинального значения, эксплуатация турбины не допускается.

Проверка плотности парораспре­делительных органов ЧСД и ЧНД турбины с регулируемыми отборами пара производится в те же сроки, что и проверка стопорных и регули­рующих клапанов. Проверка орга­нов ЧСД и ЧНД выполняется после­довательно на холостом ходу при номинальной частоте вращения и но­минальных параметрах свежего и отработавшего пара. Предваритель­но проверяются предохранительные клапаны отборов. При этом плот­ность парораспределительных орга­нов отборов считается достаточной, если в камере соответствующего ре­гулируемого отбора яри. закрытии парораспределительного органа с -помощью маховика регулятора давления или рукоятки его переклю­чателя создается номинальное или указанное в формуляре завода-изго­товителя давление. Если во время опыта давление в камере отбора возрастет до уровня настройки пре­дохранительного клапана и послед­ний не сработает, опыт необходимо прекратить, а клапан проверить и устранить причину отказа.

Не менее важным обстоятель­ством, обеспечивающим надежность и безопасность турбины при сбросе нагрузки, является плотность обрат­ных клапанов на трубопроводах ре­гулируемых отборов. При недоста­точной плотности обратных клапа­нов или их зависании во время сброса может произойти недопустимое повышение частоты вращения турбины из-за попадания в нее пара из отборов. Проверка плотности производится на холостом ходу при номинальной частоте вращения и возбужденном генераторе. Парамет­ры свежего и отработавшего пара поддерживаются номинальными; ре­гуляторы давления пара в отборах отключены, а парораспределитель­ные органы ЧСД и ЧНД полностью открыты. Для проверки плотности в трубопровод регулируемого отбора подается пар от постороннего источ­ника с давлением, не превышающим максимально допускаемого в отборе. При этом, если частота вращения ротора не увеличивается, клапан считается плотным. Плотность об­ратных клапанов регулируемых от­боров проверяется последовательно.

Вторым по своему значению элементом защиты является реле осевого сдвига. Это устройство пре­дохраняет турбину от аварии .вслед­ствие недопустимого осевого сдвига ротора, причиной которого может быть выплавление или чрезмерный износ баббитовой заливки колодок упорного подшипника.

При недопустимом смещении ро­тора в осевом направлении реле вы­зывает закрытие стопорных и регу­лирующих клапанов турбины. В практике турбостроения нашли применение реле золотникового, струйного типа, однако наибольшее распространение получило реле осе­вого сдвига индукционного типа (см.рис.), отличающееся большой надежностью работы.

Принцип действия указанного прибора основан на индуктивном методе измерения малых перемеще­ний. Реле снабжено указывающим прибором, позволяющим во время работы турбины следить за осевым перемещением вращающегося рото­ра в пределах его разбега между колодками упорного подшипника, а также за износом колодок.

Проверка реле осевого сдвига должна производиться после каждо­го ремонта турбины или смены ко­лодок упорного подшипника. Пра­вильность показаний указывающего прибора проверяется щупом. Работу защиты можно проверить сдвигом электромагнита в осевом направле­нии (фиктивное смещение). Такую проверку необходимо производить перед каждым пуском турбины. При длительной безостановочной работе агрегата проверку работы реле осе­вого сдвига необходимо производить I раз в 3 мес. с выводом импульса на сигнал.

 

44. Испытание защит паровой турбины. Проверка плотности парозапорных и парораспределительныхорганов

 

Органы защиты паровой турбины предназначены для предохранения агрега­та от режимов, способных вызвать повреждение оборудования. Важ­нейшей защитой является защита, предохраняющая турбину от повре­ждений, вызванных чрезмерным повышением частоты вращения ро­тора. Система зашиты турбины от разгона включает в себя: автомат безопасности, золотники или клапа­ны автомата безопасности; стопор­ные и регулирующие клапаны ЧВД; стопорные и регулирующие клапаны ЧСД и сбросные клапаны для тур­бин с промежуточным перегревате­лем; органы парораспределения ЧСД и ЧНД (регулирующие клапа­ны или поворотные диафрагмы) для турбин с регулируемыми отборами пара; обратные клапаны на трубо­проводах регулируемых и нерегули­руемых отборов пара; гидравличе­ские и рычажные связи между ав­томатом безопасности и исполни­тельными органами.

Согласно ПТЭ автомат безопас­ности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении частоты вращения ротора турбины на 10—12 % выше номинальной или до значения, указанного заво­дом-изготовителем .

На современных турбинах для повышения надежности применяются два бойка автомата безопасно­сти, действующих независимо друг от друга. Кроме того, на некоторых агрегатах действие автоматов безопасности дублируется дополнитель­ной защитой от регулятора скоро­сти.

Необходимым условием надеж­ной работы системы защиты турби­ны от разгона является систематиче­ская проверка работы ее элементов. Сроки проверки системы защиты определяются ПТЭ.

 

Испытание защиты от разгона турбины путем повышения частоты вращения является весьма ответст­венной операцией и должно прово­диться в присутствии начальника котлотурбинного цеха или его за­местителя по турбинному отделе­нию.

Перед повышением частоты вра­щения до срабатывания автомата безопасности необходимо на холос­том ходу дважды отключить турби­ну рычагом (кнопкой) ручного от­ключения или дистанционно. Убе­дившись в том, что после этих опе­раций частота вращения снижается, приступают к испытанию автомата безопасности. Для этого с помощью разгонного золотника плавно повы­шают частоту вращения до срабаты­вания защиты. Частота измеряется тахометром с ценой деления не бо­лее 20 об/мин или лабораторным электрическим частотомером. Испы­тания проводятся дважды. Значе­ния частоты вращения, при которых срабатывает автомат безопасности, не должны различаться в обоих ис­пытаниях более чем на 10— 20 об/мин, что будет свидетельство­вать о правильной работе системы защиты. Результаты испытания фиксируются в специальном журна­ле проверки автомата безопасности. Если автомат безопасности при нужной частоте вращения не сраба­тывает, то турбину необходимо остановить и изменить натяжение удерживающей пружины авто­мата.

Испытание защиты от разгона турбины путем повышения частоты вращении является наиболее надежным методом проверки как са­мого автомата безопасности, так и остальных узлов защиты. Однако для крупных агрегатов этот метод испытания не всегда целесообразен. Прежде всего, такое испытание свя­зано с выводом из параллельной ра­боты крупного агрегата, что может создать определенные трудности в энергосистеме. Кроме того, увели­чение центробежных сил в тяжело нагруженных элементах турбины даже при периодических испытани­ях крайне нежелательно.

В связи с этим проверка такой системы защиты проводится соглас­но ПТЭ только после разборки ав­томата безопасности, перед испыта­нием на сброс нагрузки и после длительного простоя турбины (бо­лее одного месяца). После же раз­борки системы регулирования и не реже чем через каждые 4 мес. до­пускается проверка защиты без уве­личения частоты вращения. Это ис­пытание может проводиться только на турбинах, где имеется возмож­ность поочередно отключать боек (кольцо) или его золотник от систе­мы защиты.

Для обеспечения безотказной работы системы защиты турбины от недопустимого повышения частоты вращения необходимо постоянно поддерживать все узлы этой защи­ты в работоспособном состоянии. Для этого следует систематически проводить не только расхаживание бойков (колец) автомата безопас­ности, но и расхаживание стопор­ных клапанов (а на некоторых тур­бинах по указанию завода-изгото­вителя и регулирующих клапанов), проверку посадки обратных клапа­нов нерегулируемых отборов пара, проверку плотности стопорных и ре­гулирующих клапанов ЧВД и ЧСД, парораспределительных органов, обратных и предохранительных клапанов регулируемых отборов. Стопорные и регулирующие клапа­ны свежего пара и пара после про­межуточного перегрева должны расхаживаться: на полный ход перед пуском турбины, на часть хо­да — ежедневно во время работы турбины. На турбинах с двумя и более параллельными потоками све­жего пара и пара промежуточного перегрева и соответственно двумя и более стопорными и регулирующи­ми клапанами ЧВД и ЧСД произ­водится поочередное расхаживание стопорных и регулирующих клапа­нов на полный ход 1 раз в две неде­ли или в сроки, указанные завода­ми-изготовителями. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева долж­ны быть плотными, т. е. при их за­крытом состоянии и номинальных параметрах свежего пара и проти­водавления (вакуума) ротор турби­ны не должен вращаться.

При полном закрытии только стопорных или только регулирую­щих клапанов установившаяся ча­стота вращения ротора турбины за счет протечек пара при тех же па­раметрах пара не должна превы­шать значения, определенного заво­дом-изготовителем. Если это значе­ние не указано в инструкции по экс­плуатации, то предельная частота вращения ротора при этих услови­ях не должна превышать 50 % ее номинального значения.

Проверка плотности клапанов должна проводиться перед остано­вом турбины в капитальный ремонт, при пуске после монтажа, после ка­питального ремонта и перед испы­танием автомата безопасности по­вышением частоты вращения, но не реже чем 1 раз в год. Проверка плотности обратных клапанов регу­лируемых отборов и срабатывания предохранительных клапанов этих отборов должна выполняться не реже чем 1 раз в год и перед испы­танием турбины на сброс нагрузки. Посадка обратных клапанов всех отборов должна проверяться перед каждым пуском и остановом турби­ны, а при нормальной работе — 1 раз в месяц.

Второй по своему значению за­щитой является защита, предохраняющая турбину от осевого сдвига ротора, причиной которого может быть выплавление или чрезмерный износ баббитовой заливки колодок упорного подшипника.

Основной элемент этой защи­ты—реле осевого сдвига, проверя­ется после каждого ремонта турби­ны или смены колодок упорного подшипника. Правильность показа­ний указывающего прибора прове­ряется щупом, Работу защиты можно проверить сдвигом электромаг­нита в осевом направлении (фик­тивное смещение). Такую проверку можно проводить на остановленной турбине. При длительной безоста­новочной работе агрегата проверку работы реле осевого сдвига необхо­димо проводить 1 раз в 3 мес. с вы­водом импульса на сигнальное устройство.

Помимо вышеуказанных защит все крупные турбины имеют защи­ты: от падения вакуума в конденса­торе, от падения давления масла на смазку, от повышения уровня воды в ПВД и ряд других. Сроки и спо­собы проверки этих защит указыва­ются в инструкциях по эксплуата­ции оборудования.

 

4.5. Эксплуатация масляной системы

Элементы системы маслоснабжения. Надежность системы обеспечивается тщательным уходом за оборудованием и внимательным наблюдением за параметрами её работы. В инструкциях по эксплуатации обязательно указываются давление в системе регулирования, смазки и на всасе маслонасосов.

МАСЛОБАК должен правильно функционировать, чтобы нормально работала турбина. К таким функциям относятся:

Маркировка турбинных масел; их свойства и восстановление

В си­стеме смазки и регулирования турбины ис­пользуются турбинные масла следующих марок(ОСТ108.004.0281)-турбинноеТ-22. турбинное Тп-22, турбинное Тп-22СУ

В настоящее время применяется бук­венно-цифровая маркировка масел: буква Т обозначает, что масло относится к груп­пе турбинных масел, индекс «п» указывает на наличие стабилизирующих присадок, буква «С» означает, что масло изготовлено из сернистых нефтей, цифра представляет собой кинематическую вязкость масла, в Ст, при температуре 50 °С.

Физико-химические свойства турбин­ного масла приведены в табл. 2.1.

Старение масла. Условия работы масла в масляной системе турбоагрегата ос­ложняются действием целого ряда неблаго­приятных факторов, таких как воздействие высокой температуры, распыление мас­ла вращающимися деталями, воздействие воды и конденсирующегося пара,

 

контакт с металлическими поверхностями. Все эти постоянно действующие неблагоприятные условия вызывают старение масла, т. е. изменение физико-химических свойств тур­бинного масла в сторону ухудшения его эк­сплуатационных качеств.

Признаками старения масла являются: увеличение вязкости масла и кислотного числа; понижение температуры вспышки; появление кислотной реакции водной вы­тяжки; появление шлама и механических примесей; уменьшение прозрачности.

Интенсивность старения масла зависит от качества залитого масла, уровня эксплу­атации маслохозяйства и конструктивных особенностей турбоагрегата и маслосистемы.

Масло, имеющее признаки старения, со­гласно нормам еще считается годным к эк­сплуатации, если: кислотное число не пре­вышает 0,5 мг КОН/г масла; вязкость мас­ла не отличается от первоначальной более чем на 25°;«; температура вспышки пони­зилась не более чем на 10°С от первона­чальной; реакция водной вытяжки — ней­тральная; масло прозрачно и не содержит воды и шлама.

При отклонении от норм одной из пе­речисленных характеристик масло в крат­чайший срок подлежит замене или регене­рации.

СПОСОБЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ КАЧЕСТВА МАСЛА

Регенерация — восстановление перво­начальных физико-химических свойств быв­ших в эксплуатации масел.

Выбор способа регенерации определя­ется характером старения масла, глубиной изменения его эксплуатационных качеств, а также требованиями, предъявляемыми к качеству регенерации масла. При этом наи­большее предпочтение отдается способам регенерации на работающем оборудовании, не связанным со сливом масла из масло­бака.

Рассмотрим подробнее основные спосо­бы очистки и регенерации турбинного масла.

Отстой. Наиболее простым и деше­вым методом отделения от масла воды, шлама и механических примесей является отстой масла в специальных баках-отстой­никах с коническими днищами. В этих ба­ках с течением времени происходит рас­слоение сред с различной плотностью. Чис­тое масло, имеющее меньшую плотность, перемещается в верхнюю часть бака, а во­да и механические примеси скапливаются внизу, откуда и удаляются через специаль­ную задвижку, установленную в самой нижней точке бака.

Недостатком этого метода является значительное время отстоя турбинных ма­сел. Такие отстойники занимают много ме­ста и увеличиваю т пожароопасность поме­щения.

Сепарация. Более производитель­ным методом очистки масла от воды и при­месей является сепарация масла, заключа­ющаяся в отделении взвешенных частиц и воды от масла под действием центробеж­ных сил, возникающих в барабане сепара­тора, вращающегося с высокой частотой. На рис. 2.1 приводится схема тарельчатого сепаратора.

С помощью сепаратора очистку масла можно вести на работающей турбине. Та­кая необходимость обычно возникает при значительном обводнении масла. В этом случае всасывающий патрубок сепарато­ра присоединяется к самой нижней точке грязного отсека маслобака, а очищенное масло направляется в чистый отсек.

Фильтрация — вид обработки, при которой происходит отделение нераствори­мых в масле примесей посредством, пропус­ка (продавливания) через пористую филь­трующую среду. В качестве фильтрующего материала применяют фильтровальную бу­магу, картон, войлок, мешковину, белыинг и др. Для фильтрации турбинных масел широко используется рамочный фильтр-пресс с маслонасосом ротационного или вих­ревого типа,, который под давлением 0,294— 0,49 МП а (3—5 кгс./см^а) пропускает масло через фильтрующий материал, зажатый между специальными рамками. Загрязненный фильтрующий материал систематически заменяется новым. Фильтрация масла с по­мощью фильтр-пресса обычно сочетается с очисткой его в сепараторе. Сильно обводненное масло нерационально пропускать через фильтр-пресс, поскольку картон и бумага быстро теряют механическую проч­ность. Целесообразно использовать схему, по которой масло пропускается сначала через сепаратор, а затем через фильтр-пресс. При этом очистку масла можно про­изводить на работающей турбине.

Адсорбция. В основу этого мето­да очистки турбинных масел положено яв­ление поглощения растворенных в масле ве­ществ твердыми высокопористыми материа­лами (адсорбентами). Посредством адсорб­ции производится удаление из масла орга­нических и низкомолекулярных кислот, смол и других растворенных в нем при­месей.

В качестве адсорбента применяются различные материалы: силикагель (SiOj), оксид алюминия и различные отбеливающие земли, химический состав которых в основ­ном характеризуется содержанием Si0₂ (бокситы, диатомиты, сланцы, отбе­ливающее глины).

Процесс фильтрования заключается в пропускании масла, нагретого до 60—80°С, через слой зернистого адсорбента, загру­женного в специальные аппараты (адсор­беры).

Адсорбер передвижного типа (рис. 4.2) представляет собой сварной цилиндр, за­полняемый гранулированным адсорбентом. Крышка и дно адсорбера съёмные. В верх­ней части адсорбера установлен фильтр для задерживания мелких частиц адсорбен­та. Фильтрование масла происходит снизу вверх. Это обеспечивает наиболее полное вытеснение воздуха и уменьшает засорение фильтра. Для удобства выемки отработан­ного адсорбента аппарат может поворачи­ваться вокруг своей оси на 180°.

Адсорбент обладает свойством погло­щать не только продукты старения масла, но и воду. Поэтому прежде чем подверг­нуться обработке адсорбентом, масло долж­но быть тщательно очищено от воды и шлама. Без этого условия адсорбент быстро теряет свои поглощающие свойства и очи­стка масла будет некачественной. В общей схеме обработки масла адсорбция должна стоять после очистки масла в сепараторах и фильтр-прессах.

Использованный адсорбент может быть восстановлен путем продувки через него горячего воздуха с температурой около 200 °С.

Промывка конденсатом. Этот вид обработки масла применяется при увеличении кислотного числа масла и появ­лении в нем низкомолекулярных водораст­воримых кислот.

Промываемое масло и конденсат для улучшения растворимости кислот надо подогреть до температуры 70 -80⁰С. Количество конденсата, необходимого для промывки, составляет 50- 100% количества промываемого масла. Необходимыми условиями качественной промывки являются хорошее перемешивание масла с конденсатом и создание возможно большей поверхности их соприкосновения. Для обеспечения этих условий удобно пользоваться сепаратором, где вода и масло находятся в мелкодисперсном состоянии и хорошо перемешиваются. Кислоты переходят при этом пром из масла в воду, с которой они потом и отводятся из сепаратора. Шлам и примеси, находящиеся в масле, увлажняются, их плотность увеличивается, тем самым улучшаются условия сепарации.

Также промывку можно делать в отдельном бачке, где циркуляция воды и масла осуществляется с помощью пара или специальным насосом. Такую промывку обычно делают во время ремонта турбины.

Обработка щелочами применяется при глубокой изношенности масла, когда все предыдущие методы восстановления масла оказываются недостаточными.

Щелочь применяется для нейтрализации в маслах органических кислот, удаления эфиров и других соединений, которые при взаимодействии с щелочами образуют соли, переходящие в водный раствор и удаляемые последующей обработкой.

ПРИМЕНЕНИЕ ПРИСАДОК

Применение присадок является наибо­лее современным и аффективным методом сохранения физико-химических свойств мас­ла в процессе длительной эксплуатации.

Присадками называются высокоактив­ные химические соединения, добавляемые в масло в незначительном количестве и по­зволяющие поддерживать основные эксплу­атационные характеристики масла на требуемом уровне в течение длительного срока работы.

Главной по своему значению является антиокислительная присадка, стабилизиру­ющая кислотное число масла. Именно по этому показателю при неблагоприятных условиях эксплуатации масло стареет быст­рее всего.

Наиболее эффективным антиокислите­лем, получившим широкое распространение, является ДБ К (ионол). Эта присадка лег­ко растворяется в масле без осадка, не извлекается из масла адсорбентами, не раз­рушается при обработке масла щелочью. Применение присадки ДБ К в 2—5 раз удлиняет срок работы хорошо очищенного масла.

Антикоррозийные присадки при­меняются с целью защиты металла от дей­ствия кислот, содержащихся а свежем мас­ле, а также продуктов окисления масла. Антикоррозийный эффект сводится к обра­зованию на металле пленки, защищающей его от коррозии. Одной из наиболее эффек­тивных антикоррозийных присадок явля­ется присадка В-15/41, представляющая эфир алкенил-янтарной кислоты.

Д е э м у л ьг и ру ю щ и е присадки (деэмульгаторы) — вещества, применяе­мые для разрушения нефтяных и масляных эмульсий. Наиболее эффективным деэмульгатором является дипроксамин-157 (ДПК-157).

Применение огнестойких жидкостей в системе маслоснабжения турбин.

Вопросы пожарной безопасности современ­ных паровых турбин.

С ростом мощности турбин и увеличением начальных парамет­ров пара существен но увеличилась пожароопасность масляной системы турбины. Если у агрегатов сравнительно небольшой мощ­ности, работающих на средних параметрах пара, загорания масла были довольно ред­ким явлением, то с переходом на высокие параметры пара количество пожаров стало резко возрастать, что заставило тщатель­но проанализировать их причины и перей­ти к изысканию новых эффективных мер борьбы с загоранием масла.

Основными причинами возросшей по­жароопасности современных турбин явля­ются повышение давления масла в систе­мах регулирования, увеличение протяжен­ности маслопроводов, усложнение схемы ре­гулирования и защиты, повышение темпера­туры паропроводов, корпуса турбины и паровых клапанов, использование водорода в системе охлаждении электрогенератора.

Немаловажным обстоятельством, усили­вающим пожароопасность, является повыше­ние начальной температуры свежего пара. При попадании масла на горячие поверх­ности турбины происходят быстрое испаре­ние и воспламенение масла.

Для снижения пожароопасности тур­бин применяются определенные конструк­тивные решения, такие как размещение сер­вомоторов и других элементов системы ре­гулирования, находящихся под большим давлением, в стуле подшипников, органи­зация аварийного слива масла из маслоба­ка. Однако полностью эти мероприятия проблемы пожаробезопасности оборудова­ния не решают. Радикальным решением этого вопроса является переход на исполь­зование негорючих и огнестойких жидко­стей в системах регулирования и смазки турбин.

Свойства отечественных огнестойких жидкостей и вопросы их эксплуатации.

Разработка огнестойких жидкостей для использования в системах регулирования и смазки качалась в нашей стране в конце 50-х годов с освоения агрегатов на сверх­критические параметры. Основная задача заключалась в том, чтобы получить жид­кость, по своим свойствам мало отличаю­щуюся от нефтяного масла, но обладаю­щую высокой температурой самовоспламе­нения. Это позволило бы без значительных переделок применить уже существующие схемы и элементы системы регулирования.

Исходя из этих соображений, лабора­торией нефти и масла ВТИ разработан ряд модификаций огнестойкой жидкости типа «иввиоль» и ОМТИ.

Огнестойкие жидкости в основном удо­влетворяют требованиям, предъявляемым к турбинным маслам (см. табл. 2.1). Важ­нейшая характеристика этой жидкости' — вязкость — соответствует ГОСТ на этот показатель, вследствие чего огнестойкие жидкости могут быть использованы и в си­стеме смазки. Первые промышленные экс­перименты по использованию этих жидко­стей в системах смазки турбин дали поло­жительные результаты, однако широкого распространения этот опыт не получил. Это объясняется высокой стоимостью ог­нестойких жидкостей и, кроме того, высо­кой токсичностью жидкости «иввиоль», со­держащей фосфорные соединения, которые при попадании в дыхательные пути и же­лудочно-кишечный тракт человека могут вызвать отравления нервно-паралитическо­го характера. Эти же вещества могут про­никать и через неповрежденную кожу чело­века. Все это заставляет считать уменьше­ние токсичности огнестойких жидкостей первостепенной задачей. В настоящее время ВТИ разработана огнестойкая жидкость ОМТИ, токсичность которой значительно ниже и находится на уровне токсичности нефтяного масла.

В отличие от жидкости «иввиоль» жидкость ОМТИ не обладает паралитиче­ским действием и кумулятивными свойства­ми. Предельная допустимая концентрация (ПДК) аэрозоля ОМТИ (5 мг/м³) в 3 ра­за выше ПДК жидкости «иввиоль» и на­ходится на уровне ПДК минерального масла. Это позволяет, не ухудшая условий труда обслуживающего персонала, широко использовать жидкость ОМТИ в системах смазки мощных паровых турбин. Однако высокая стоимость и малое количество вы­пускаемой нашей промышленностью дан­ной огнестойкой жидкости не привели пока к массовому использованию этого соедине­ния в системах смазки турбин. Поэтому до сих пор все турбины ЛМЗ мощностью 300— 1200 МВт, работающие на огнестойкой жидкости в системе регулирования, имеют разделенные контуры регулирования и смазки.

 

Раздел 5

.ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ТУРБИННОГО ОТДЕЛЕНИЯ

 

1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

 

В понятие эксплуатация конденсационной установки входит следующее:

1) пуск в работу конденсационной установки;

2) останов конденсационной установки;

3) контроль работы конденсационной установки.

 

1. Пуск и останов конденсационной установки

Пуск конденсационной установки начинается до пуска самой турбины, так как необходимо создать пусковой вакуум ещё в подготовке к пуску турбоустановки. В конденсационную установку входит следующее оборудование:

- конденсатор;- конденсатные насосы; - циркуляционные насосы;- эжекторная установка.

Всё это оборудование включается в работу в определенной последовательности и по соответствующим правилам.

1.Включается в работу циркуляционный насос. Он прокачивает техническую воду по трубной системе конденсатора.

2.Конденсатор заливается химочищенной водой до определённого уровня. Пускается конденсатный насос, который откачивает воду, залитую в конденсатор в линию рециркуляции, то есть откачивает и обратно сбрасывает в конденсатор.

3.Создание пускового вакуума обеспечивает пусковой одноступенчатый эжектор. Основной эжектор пускается по мере пуска турбины.

2.. Контроль за работой конденсационной установки.:

- контроль вакуумной плотности для поддержания вакуума

- контроль гидравлической плотности для сохранения качества конденсата;

- контроль чистоты поверхностей трубок для хорошего теплообмена и хорошей конденсации пара.

 

Характеристики конденсатора

Основными показателями, ха­рактеризующими работу конденса­тора, являются давление отработав­шего пара и температурный на­пор при заданных значениях па­ровой нагрузки, расхода и темпера­туры охлаждающей воды на входе в конденсатор. Давление в конден­саторе определяют как разность по­казаний барометра (В) и вакуум­метра (Н). Абсолютное давление в конденсаторе меньше атмосферного примерно в 20 раз (глубокий вакуум).

Для контроля за работой кон­денсационной установки в эксплуа­тационных условиях производится периодическое измерение следую­щих величин: разрежения в конден­саторе ;; барометрического давле­ния ; температуры воды на входе в конденсатор ; температуры воды на выходе из конденсатора; температуры пара на входе в конденсатор ; температуры конденсата на выходе из конденсатора ; давления пара перед соплами паро­струйного эжектора или давления рабочей воды перед соплами водо- струйного эжектора; давления во­ды до и после конденсатора; солесодержания конденсата; содержания кислорода в конденсате. Анализ значений измеренных ве­личин позволяет судить о режиме работы конденсатора и об имею­щихся отклонениях от нормального режима.

Общепринятым методом контро­ля за работой конденсационной ус­тановки является регулярное срав­нение фактических эксплуатационных показателей его работы с нор­мативными показателями, получен­ными на основании испытаний одно­типного оборудования при заведо­мо исправном и чистом состоянии всех элементов установки. Такими показателями являются давление в конденсаторе . нагрев воды в конденсаторе, температур­ный напор.

 

Воздушная плотность конденсатора

Воздух и другие неконденсирую­щиеся газы попадают в конденса­тор двумя путями: с паром и через неплотности вакуумной системы турбоустановки. Количество некон­денсирующихся газов, поступаю­щих в конденсатор с паром, невели­ко и составляет несколько процен­тов общего количества удаляемого из конденсатора воздуха. Таким об­разом, основной состав газов, уда­ляемых из конденсатора, — это воз­дух, проникающий из атмосферы че­рез неплотности элементов турбо­установки, находящихся под разре­жением.

Воздух в конденсатор проникает через фланцевые соединения, штоки клапанов, штуцера водомерных сте­кол и другие узлы конденсатора, не обладающие достаточной герметич­ностью, а также через дефекты сварных соединений. Помимо гер­метичности собственно конденсато­ра плотность вакуумной системы за­висит также от герметичности всех остальных элементов турбоустанов­ки, находящихся под вакуумом: ре­генеративных подогревателей, кор­пуса турбины, концевых уплотне­ний, продувочных линий и т. д.

Проникновение воздуха в вакуумную систему турбоустановки ухудшает работу конденсатора, вызывая целый ряд нежела­тельных явлений. Прежде всего воздух, по­падая в паровой объем конденсатора, су­щественно ухудшает коэффициент теплоот­дачи от конденсирующегося пара к стенке конденсаторных трубок, уменьшая этим об­щий коэффициент теплопередачи в конден­саторе.

Значительные присосы воздуха могут вызвать перегрузку воздухоудаляющих устройств и ухудшение вакуума по этой причине.

 

Еще одной причиной тепловых потерь в турбинной установке вследствие подсоса воздуха в вакуумную часть является переохлаждение конденсата при конденсации пара из паровоздушной смеси.

При значительном проникновении воз­духа в вакуумную часть турбины наблюда­ется переохлаждение конденсата, в особен­ности когда пароструйный эжектор начи­нает работать с перегрузкой. В этих усло­виях деаэрирующая способность конденса­тора резко падает и конденсат сильно на­сыщается кислородом.

Неблагоприятное влияние возду­ха на рабочие процессы в конденса­торе требует от обслуживающего персонала турбинных цехов прове­дения серьезных работ по поддер­жанию плотности вакуумной систе­мы на высоком уровне. Полной гер­метизации вакуумной части турбин­ной установки добиться невозмож­но, но следует всегда стремиться к предельно возможному сокращению присосов воздуха в конденсаторы турбины. Присос воздуха в вакуум­ную часть турбины нормируется «Правилами технической эксплуа­тации электростанций и сетей». Согласно этим нормам количество воздуха, поступающего в вакуум­ную систему турбоагрегата, не дол­жно превышать следующих значе­ний:

Мощность турби­ны. МВт .... 25 50 100 150 200 Присос воздуха,

кг/ч........ 5 10 15 18 20

Мощность турби­ны, МВт .... 250 300 500 800 Присос воздуха,

кг/ч........ 25 30 40 60

Существует ряд качественных и количественных способов определе­ния воздушной плотности вакуум­ной системы турбоагрегатов. Качественной характеристикой герме­тичности вакуумной системы может служить скорость падения вакуума при отключенном эжекторе. Этим способом следует пользоваться лишь тогда, когда нельзя по той или иной причине воспользоваться прямым измерением количества воздуха, выбрасываемого эжекто­ром.

Более целесообразным и надеж­ным контролем воздушной плотно­сти является непосредственное из­мерение количества отсасываемого из конденсатора воздуха. Для это­го современные эжекторы паро­струйного типа снабжаются _всздухомерами, устанавливаемыми на выхлопном патрубке эжектора. В турбоустановках с водоструйны­ми эжекторами такой метод опре­деления присосов неприменим, поскольку в таком эжекторе воздух вместе с водой сбрасывается в слив­ной канал.

 

 

Определение мест присоса воздуха в вакуумную систему турбины

Наряду с оценкой воздушной плотности вакуумной системы турбоустановки очень важно для каче­ственной эксплуатации иметь на­дежные способы определения мест присосов воздуха.

Имеются методы определения неплотностей в вакуумной системе на остановлен­ной турбине. К ним относится гидравличе­ская и воздушная опрессовки системы. При гидравлической опрессовке паровое пространство конденсатора заливается вода до расточек уплотнений выхлопного патрубка. При этом все задвижки элементов н узлов, находящихся под разрежением, должны быть открыты, концевые уплотнения турби­ны должны быть герметизированы. Места неплотностей при этом определяются по вы­текающей из иих_ воде. Для увеличения внутреннего давления при опрессовке в верх­нюю часть турбины подают от компрессора воздух под давлением'0,0196—0.0294 МПа (0.2—0.3 кгс/см²). "

Воздушная опрессовка осуществляется путем подачи в цилиндры турбины воздуха под избыточным давлением. Места неплот­ностей определяются по отклонению пламе­ни свечи или путем покрытия подозритель­ных мест мыльной пеной.

Наиболее совершенным и совре­менным способом отыскания не­плотностей в вакуумной системе турбины является использование галоидных течеискателей атмосферного и вакуумного типов. С помо­щью этих приборов удается обнару­жить самые незначительные присосы воздуха в любых местах турбо-установки, находящихся под разре­жением.

Принцип действия галоидных течеискателей основан на свойстве платины в раскаленном состоянии испускать ионы. Эмиссия ионов воз­растает, когда в среде, в которой находится разогретая платина, при­сутствует галоидсодержащий газ (фреон, четыреххлористый углерод и др.).

Если какой-либо узел (фланец, сальники др.), имеющий неплот­ность, обдувать галоидосодержа- щим газом, а в месте отсоса воздуха из конденсатора поставить датчик при­бора, то газ вместе с воздухом по­падает в вакуумную "систему турби­ны и будет отсасываться из нее эжектором. Появление галоидов в отсасываемом воздухе будет отме­чено прибором. Отсутствие сигнала на приборе будет указывать на воз­душную плотность испытуемого эле­мента вакуумной системы.

В качестве пробного газа обыч­но применяется фреон-12. Он до­статочно дешев, нетоксичен, не всту­пает во взаимодействие с металла­ми. Для обдувки фреоном мест возможных присосов используется переносной баллон со шлангом, из которого и производится обдувка, Измерительный блок галоидного течеискателя соединяется гибким шлангом с датчиком атмосферного или вакуумного типа. Датчик атмо­сферного типа (ГТИ-3) предназна­чен для использования в турбоустановках, снабженных пароструйными эжекторами. В этом случае датчик устанавливается в потоке воздуха, выходящего из парового эжектора после последней секции холодиль­ника (рис. 3.2, а).

Значительно большие трудности для получения пробы воздуха име­ются в турбоустановках с водо­струйными эжекторами, поскольку отсасываемая из конденсатора па­ровоздушная смесь смешивается с рабочей водой эжектора и сбрасы­вается в отводящие каналы цирку­ляционной системы. В этом случае проба воздуха на наличие фреона должна забираться из всасывающей линии к водяному эжектору. Для этой цели служит датчик вакуумно­го типа (галоидный течеискатель типов ВАГТИ-4 и ГТИ-6).

Как видно из схемы рис. 3.2, б датчик и холодильник подсоединя­ются параллельно основному трубо­проводу паровоздушной смеси. Про­хождение некоторого количества паровоздушной смеси через парал­лельную ветвь осуществляется за счет работы воздушного элевато­ра, создающего необходимую цир­куляцию паровоздушной смеси в ответвлении. Применение холодиль­ника для конденсации пара из паро­воздушной смеси повышает концен­трацию галоидов в смеси, проходя­щей через датчик, и тем самым уси­ливает сигнал.

Как показал опыт, применение галоидных течеискателей для на­хождения мест присосов воздуха позволяет поддерживать высокую воздушную плотность вакуумной системы турбины, что особенно важно для крупных энергетических блоков.