Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

309

частотой вращения ВПУ.

Одним из профилактических монтажных средств, снижающих

возможность появления трещин в роторах, является правильная цен-

тровка опор, компенсирующая прогибы роторов от собственной массы

и тепловых смещений опор. В этом случае достигается минимальный

уровень циклических напряжений в роторах (см. рис. 14.8).

Тепловая нестабильность ротора. Этот дефект проявляется в

зависимости вибрации турбоагрегата от температуры ротора. При из-

менении теплового состояния ротора появляется его прогиб, в резуль-

тате чего его вибрация повышается, причем при выбеге становится

большей, чем при пуске. Тепловая нестабильность обусловлена не-

сколькими причинами:

¾ неоднородностью свойств материала ротора, появившейся в ре-

зультате несовершенства процессов ковки, сварки или сборки роторов.

В современном турбостроении эта причина практически не имеет мес-

та, если не считать недостаточного снятия остаточных напряжений по-

сле правки ротора;

¾ освобождением насадных деталей элементов при их нагреве; в

этом случае вибрация имеет частоту вращения и резко возрастает при

увеличении температуры насадных дисков или уплотняющих втулок. В

последнем случае наблюдается зависимость вибрации от температуры

пара, подаваемого на уплотнения. При снижении температуры вибра-

ция быстро восстанавливается до прежнего уровня;

¾ наличием жидкости в роторе. При нарушении плотности торцевых

пробок во внутреннее отверстие ротора может попасть жидкость (мас-

ло, вода). Вибрационное поведение турбины становится при этом весь-

ма специфичным: интенсивность вибрации ротора изменяется с изме-

нением его температуры (как увеличения, так и снижения), значение

амплитуды и фазы вибрации не повторяется от пуска к пуску, ротор

оказывается прогнутым при выбеге. Иногда после стабилизации темпе-

ратурного состояния ротора интенсивность вибрации снижается.

Неравномерность передачи крутящего момента в муфтах.

Чаще всего это явление наблюдается в пружинно-зубчатых муфтах ти-

на «Биби» при их плохой центровке, изношенности зубьев и пружин,

загрязнении продуктами разложения масла и при сильных расцентров-

ках опор. В этом случае интенсивность вибрации резко возрастает при

наборе нагрузки и снижается практически мгновенно при резком раз-

гружении. Сходное явление наблюдается при ослаблении посадки по-

лумуфт мощных энергетических турбин.

Неустойчивость движения ротора, низкочастотная вибрация.

При определенных условиях работы вращающегося ротора (большое

всплытие на смазочном слое подшипников, большие силы парового

потока) может создаться ситуация, когда устойчивость его движения

будет нарушена, т.е. когда любое малое отклонение ротора от равно-

310

весного положения приведет к появлению еще большего отклонения с

возникновением круговой прецессии и колебаний опор с частотой, рав-

ной первой критической частоте вращения ротора (для турбинных ро-

торов это обычно частота 24—26 Гц, для роторов генераторов

12-20 Гц). В силу этого указанный тип колебаний называется в энерге-

тике низкочастотной вибрацией (НЧВ). Существует два типа НЧВ, в

зависимости от основного источника возбуждающих сил, поддержи-

вающих прецессию роторов:

¾ вибрация, вызванная только гидродинамическими силами в под-

шипниках скольжения; такой тип НЧВ называют иногда «масляная

вибрация»;

¾ вибрация, вызванная совместным действием возбуждающих сил в

подшипниках и газодинамических сил в проточной части, этот тип

НЧВ называют «паровая вибрация».

В связи с наличием двух указанных источников сил мероприятия

по устранению НЧВ также подразделяются на две группы.

Проявляется НЧВ в появлении интенсивной вибрации, сопрово-

ждаемой характерным звуком; амплитуды вибросмещения могут дохо-

дить до весьма больших значений (до 100 мкм) при меньшем увеличе-

нии виброскорости (К

>9). НЧВ сопровождается также низкочастотной

вибрацией ротора ЦВД, увеличением показаний датчика эксцентриси-

тета ротора, работающего в данном случае как датчик вибрации кон-

сольной части РВД. Действие персонала—повышение температуры

смазки и разгрузка агрегата.

Масляная вибрация

наблюдается в основном на подшипниках

РСД, РНД и генератора. Мероприятия против НЧВ этого типа—

всемерное уменьшение всплытия ротора на смазочном клине: увеличе-

ние удельного давления вала на нижний вкладыш, повышение темпера-

туры смазки, увеличение диаметра расточки подшипников. Масляная

НЧВ может появиться в результате разгрузки одного из подшипников

из-за их режимных взаимных смещений, которые следует компенсиро-

вать при монтаже. Может возникнуть НЧВ в результате износа бабби-

товой заливки нижнего вкладыша, что приводит к увеличению угла

охвата шейки смазочным клином и, как следствие, к увеличению ее

всплытия. В данном случае следует произвести расточку подшипника.

Оптимальным горизонтальным зазором является 2δ

=(3—4)10

-3

Dш

(большая цифра относится к легконагруженным опорам) при

Руд=Q/DшL=0,7 МПа,

где Q—статическая нагрузка на опору; Dш—диаметр шейки ротора;

L—ширина вкладыша.

При подводе смазки в верхний клин (слева) вертикальный зазор

выполняется равным 2δ

=(2—2,5)10

-3

Dш. В этом случае подшипник

растачивается с прокладкой толщиной Δ=2δ

—2δ

, после расточки про-

кладка вынимается и подшипник получается эллиптическим. Верхний

311

зазор здесь ограничивается для достижения оптимального расхода

смазки. При подаче смазки в нижний клин (справа) верхний зазор мо-

жет быть равен горизонтальному: 2δ

=2δ

, т.е. подшипник может быть

цилиндрическим. Для устойчивости к НЧВ важен только диаметр рас-

точки, т.е. значение горизонтальных зазоров.

Паровая вибрация

возникает в ЦВД, где паровые силы достаточ-

но велики, чтобы поддерживать низкочастотную прецессию ротора.

Проявляется этот тип НЧВ резким возрастанием вибрации при дости-

жении так называемой пороговой мощности на валу агрегата, вернее,

порогового расхода пара через ЦВД. Поэтому к подшипникам РВД

предъявляются более высокие требования, они должны быть не только

устойчивыми, т.е. не создавать гидродинамических дестабилизирую-

щих сил, но и являться средствами демпфирования. Такими подшипни-

ками являются:

1) эллиптический подшипник с большой степенью эллип-

тичности ε=1-δ

/δ

=0,60—0,75 и при малом вертикальном зазоре, т.е.

2δ

=(1-1,3)10

-3

Dш; 2δ

=(2,5-4)10

-3

Dш.

Подвод смазки целесообразнее выполнять в нижний клин, оба

вкладыша выполняются гладкими, без канавок и углублений, однако с

целью увеличения удельного давления при работе подшипника в усло-

виях разгрузки из-за тепловых расцентровок опор рекомендуется де-

лать канавку в нижнем вкладыше шириной 40—80 мм, соединенную со

сливом в картер. Оптимальное удельное давление на нижний вкладыш

составляет 1,2 - 1,6 МПа;

2) подшипники с поворотными сегментами, которые не создают

дестабилизирующих сил и поэтому являются лишь средствами демп-

фирования. Они устанавливаются на опорах с небольшим удельным

давлением (0,4—0,6 МПа) Оптимальным условием для работы сег-

ментного подшипника является отсутствие горизонтальных статиче-

ских сил. Об отсутствии таких сил свидетельствует одинаковая темпе-

ратура левых и правых сегментов. Сегментные подшипники требуют

большей трудоемкости при изготовлении и монтаже, имеют большую

чувствительность к вибрации ротора от дисбаланса, поэтому ЛМЗ при-

меняет их только для подшипников РВД турбин, работающих на сверх-

критических параметрах пара.

Для компенсации режимных расцентровок опор с целью созда-

ния нормального давления на задний эллиптический подшипник РВД

этот подшипник устанавливается на 0,2— 0,3 мм выше переднего под-

шипника РСД. НЧВ на РВД может возникнуть также в результате не-

правильной очередности открытия регулирующих клапанов ЦВД, так

как на подшипники могут действовать нерасчетные паровые статиче-

ские усилия, передаваемые от сегментов сопл на регулирующую сту-

пень РВД Порядок открытия регулирующих клапанов должен соответ-

ствовать заводской инструкции.

На склонность агрегата к паровой НЧВ влияет, прежде всего, со-

стояние проточной части ЦВД, так как именно она является источни-

ком паровых возбуждающих сил. Рекомендуется радиальные зазоры по

надбандажным уплотнениям выполнять по верхнему значению поля

допуска, осевые зазоры—по нижнему. Оптимальной конструкцией уп-

лотнений являются уплотнения «корытообразного» типа (рис 14.11).

Рисунок 14.11. Надбандажные уп-

лотнения.

312

В центральном лабиринтном уплотнении целесообразно выпол-

нять устройство, закручивающее поток в сторону, обратную вращению

(рис. 14 12).

Рисунок 14.12. Вибродемпфи-

рующие лабиринтовые

уплотнения.

Приведенный перечень причин вибрации и рекомендаций по их

устранению, естественно, не исчерпывает всех возможных причин

ухудшения вибрационного состояния, а лишь включает основные слу-

чаи, имевшие место на практике и учитываемые при изготовлении,

монтаже, эксплуатации и ремонте турбоагрегатов.

15. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ТУРБИН И ТУРБОУСТАНОВОК.

15.1. СИСТЕМА УПЛОТНЕНИЙ ТУРБИНЫ.

Обеспечение надежности и стабильной экономичности эне-

ргоблоков в течение всего периода эксплуатации между капитальными

ремонтами (4—5 лет), особенно при работе с ежедневной глубокой раз-

грузкой на ночь и еженедельными остановами на выходные дни, дикту-

ет повышенные требования к уровню эксплуатации, требует неукосни-

тельного соблюдения правил технической эксплуатации, четкого вы-

полнения персоналом электростанций инструкций и рекомендаций

предприятий —изготовителей оборудования.

Чрезвычайно важное значение для обеспечения длительной на-

дежной работы турбин и турбоустановок имеет правильное проведение

пуска и останова, так как именно в эти периоды эксплуатации из-за

нарушений режимов пуска и останова возможно появление как скры-

тых повреждений деталей и узлов турбины и оборудования турбоуста-

новки, которые впоследствии могут привести к серьезным авариям, так

и явных повреждений, таких, например, как прогиб роторов, повреж-

дения вкладышей подшипников, приводящих к необходимости прове-

дения внеплановых ремонтов и простоям блоков.

313

Рисунок 15.1. Схема подачи пара на уплотнения турбины К-300-240:

а—с одним коллектором уплотнений, б—с двумя коллекторами,

А—из деаэратора, Б—в сальниковый подогреватель,

В—от постороннего источника, t=300—400° С.

314

Пусковые операции на турбине и турбоустановке начинают с

прогрева оборудования и уплотнения систем внутренних полостей тур-

бины с целью последующего набора вакуума. Схема концевых уплот-

нений с одним коллектором (рис. 15.1,а) отличается тем, что пар на

уплотнение ЦВД, ЦСД и ЦНД подается с температурой 130—160° С во

время нормального режима работы, при остановах и пусках турбины из

любого теплового состояния. Применение такой схемы вело к воз-

никновению ряда отрицательных явлений (проявлявшихся в за-

холаживании РВД, и особенно РСД, в зоне уплотнений при остановах и

пусках из горячего состояния, захолаживании зоны паровпуска цилин-

дров и возникновении недопустимой разницы температур между вер-

хом и низом корпусов), предельному относительному укорочению РВД

и РСД и, в конечном счете, к значительным температурным напряже-

ниям. Все это приводило к снижению надежности, маневренности и

экономичности энергоблока.

Указанные проблемы в некоторой степени были решены путем

подачи свежего пара в первые по ходу пара камеры передних концевых

уплотнений ЦСД и ЦВД. Поиск новых решений привел к системе уп-

лотнений турбины с применением двух коллекторов (рис. 15.1,6). «Хо-

лодный» коллектор используется для подачи пара на уплотнения ЦНД

турбины мощностью 800 МВт или на уплотнения ЦНД и заднего кон-

цевого уплотнения ЦСД для турбин мощностью 300 МВт. «Горячий»

коллектор соответственно служит для подачи пара на уплотнения ЦВД

и ЦСД турбины мощностью 800 МВт или на уплотнения ЦВД и перед-

нее концевое уплотнение ЦСД турбины мощностью 300 МВт.

Стремление к унификации и поиску мобильных схем позволило

создать универсальную, высокоэкономичную систему уплотнений тур-

бин с «самоуплотнением», изображенную на рис. 15.2,а. «Холодный»

коллектор (температура пара 200

С) снабжается паром из деаэратора

или из коллектора собственных нужд при пусках блока. Давление в

«холодном» коллекторе поддерживается постоянно регулятором давле-

ния с регулирующим клапаном 7. Задвижка 2 с электрическим приво-

дом служит для подачи пара в «холодный» коллектор во время пуска

блока, на байпасной линии—задвижка 3 и шайба.

Прогрев паропровода паром от деаэратора или от коллектора

собственных нужд до «холодного» коллектора перед подачей пара на

уплотнения турбины производится посредством дренажной

задвижки 4. При всех режимах параметры пара в «холодном» коллек-

торе составляют 0,12 МПа и 150— 200

С.

Рисунок 15.2. Схема подачи пара на уплотнения турбины К-800-240:

а—исходная схема, б—модернизированная схема

Подача пара в «горячий» коллектор требуется только при опера-

циях пуска турбины, при наборе частоты вращения и при низких на-

грузках. После достижения нагрузки около 40% протечки пара из ЦВД

и ЦСД становятся достаточными для так называемого «самоуплотне-

ния» и необходимость в подводе пара от постороннего источника отпа-

дает. Пар из концевых уплотнений ЦВД и ЦСД сбрасывается в СП-2.

Таким образом, «холодный» пар не попадает в камеры уплотнений,

которые имеют высокую температуру. Для стабилизации режима рабо-

ты уплотнений ЦВД и ЦСД служит регулятор давления в коллекторе

315

316

отсоса из промежуточных камер уплотнений в СП-2. Поддерживая по-

стоянное давление в коллекторе отсоса, этот регулятор обеспечивает

как отсутствие присосов воздуха в СП-2 и затем в конденсатор, так и

умеренное давление пара в камерах концевых уплотнений ЦВД и ЦСД

и отсутствие парения уплотнений.

В пусковых режимах, когда «самоуплотнение» ЦВД и ЦСД еще

не достигнуто, стабилизация давления в «горячем» коллекторе осуще-

ствляется посредством регулирующего клапана 5. При пуске, если ЦВД

и ЦСД имеет высокую температуру металла (период простоя не пре-

вышает 48 ч), в «горячий» коллектор следует подавать пар с темпера-

турой 300—400

С. Для этого предусмотрена задвижка 6, а для прогре-

ва трубопровода—дренажная задвижка 4.

При пуске турбины из холодного состояния нет необходимости в

подаче на уплотнения ЦВД и ЦСД горячего пара; следует подать пар с

температурой 150—200° С от деаэратора или от коллектора собствен-

ных нужд, используя перемычку, связывающую трубопроводы подвода

«холодного» и «горячего» пара. Задвижка 7 на перемычке между «хо-

лодным» и «горячим» коллекторами служит для подмешивания «горя-

чего» пара, если требуется повысить температуру пара в «холодном»

коллекторе.

Регулирующие клапаны 2 и 5 имеют ручные задвижки для про-

ведения ремонта клапана на работающем блоке.

«Холодный» и «горячий» коллекторы имеют дренажные линии с

электрифицированной арматурой для дренирования коллекторов при

подаче пара на уплотнения.

В крайних концевых камерах уплотнений поддерживается не-

большое разрежение—около 0,097 МПа за счет отсоса паровоздушной

смеси в сальниковый подогреватель СП-1, где пар отдает свое тепло

холодному конденсату, прокачиваемому по трубкам, и конденсируется,

а воздух отсасывается водоструйным эжектором.

Кроме пара из уплотнений в сальниковый подогреватель также

отсасывается паровоздушная смесь от штоков стопорных, регулирую-

щих и сбросных клапанов турбины. Из предшествующих камер уплот-

нений штоков пар отводится в деаэратор, а из штоков регулирующих

клапанов ЦВД—в линию горячего промперегрева.

Для настройки работы концевых уплотнений ЦНД пре-

дусмотрены индивидуальные ручные вентили на каждом трубопроводе

подачи пара на передние и задние уплотнения.

На основании анализа эксплуатации турбин мощностью 800 МВт

«головной серии» (новой модификации) были выявлены некоторые

недостатки в схеме уплотнений этих турбин (рис. 15.2,а). Ручная разде-

лительная задвижка коллектора подачи пара на уплотнения должна

быть открыта настолько, чтобы обеспечить подачу (подмешивание)

пара из «горячего» коллектора в «холодный» с температурой 235° С и

317

расходом 0,7 т/ч. На некоторых турбинах относительные удлинения

РНД и РСД достигали значений, близких к предельным при работе по

диспетчерскому графику. При отключении турбины роторы дополни-

тельно удлинялись за счет уменьшения центробежных сил, и относи-

тельные удлинения превышали допустимые пределы, что могло приво-

дить к задеваниям в проточной части турбин и, как следствие, к повре-

ждению бандажных лент, лопаток и дисков. Следует учесть, что при

отключении турбины для предотвращения захолаживания ЦВД в «го-

рячий» коллектор подается пар с температурой 400

С. Температура

пара в районе концевых уплотнений ЦСД и ЦНД при этом может пре-

высить допустимую, вследствие произвольного (неконтролируемого)

открытия ручной разделительной задвижки и повышения давления в

«горячем» коллекторе, а, следовательно, и в «холодном». Регулятор

давления, прикрывая регулирующий клапан на подводе пара в «холод-

ный» коллектор, уменьшает тем самым расход пара в этот коллектор и

температуру пара в нем.

В настоящее время на турбинах этой серии внедрена новая схема

концевых уплотнении, показанная на рис. 15.2,б. Основная особенность

этой схемы состоит в отключении уплотнения ЦВД от остальных ци-

линдров путем установки на коллекторе подачи пара дополнительной

электрифицированной разделительной задвижки РЗ. На уплотнения

турбины пар подается из коллектора собственных нужд КСН с темпе-

ратурой 440

С в «горячий» коллектор и через пароохладитель в «хо-

лодный» коллектор с температурой 180° С. Новая схема обеспечивает

работу турбины как в тепловой схеме с деаэратором, так и в бездеаэра-

торной схеме.

15.2. ВАКУУМНАЯ СИСТЕМА.

Глубокий вакуум за последней ступенью ЦНД создается конден-

сатной группой, в которую входят конденсатор, воздухоотсасывающие

устройства (эжекторы), конденсационная система и система циркуля-

ционной охлаждающей воды.

В настоящее время на электростанциях используют схемы цир-

куляционного водоснабжения с централизованными насосными стан-

циями и с индивидуальными насосами на каждый конденсатор. Для

обеспечения мобильности схемы с индивидуальным водоснабжением

следует предусмотреть между трубопроводами подачи циркуляцион-

ной (охлаждающей) воды к конденсаторам одного турбоагрегата пере-

мычку, желательно такого же сечения, как основных трубопроводов.

Наличие перемычки с отключающей арматурой на каждом водоводе

непосредственно за насосами позволяет производить пуск турбины с

одним рабочим циркуляционным насосом, тогда как отсутствие такой

перемычки накладывает категорический запрет на пуск турбины из-за

отсутствия расхода воды через трубы одного конденсатора, чтобы не

318

допустить перегрева конденсатора и нарушения вальцовочного соеди-

нения труб с трубными досками. На сливных водоводах устанавливают

задвижки с электроприводом, которые служат для регулирования рас-

хода охлаждающей воды через конденсаторы. Задвижки на напоре при

пуске должны быть открыты.

В циркуляционной системе турбины К-800-240 установлены два

водоструйных эжектора типа ЭВ1-230, которые предназначены для

создания разрежения в системе при заполнении ее водой перед пуском

турбоустановки, а также для удаления воздуха при скоплении его в

верхних точках сливных циркуляционных водоводов, что обеспечивает

заполнение водой верхних труб конденсаторов. При снижении уровня

воды в сливном водоводе (вследствие скопления воздуха) происходит

автоматическое включение эжектора по импульсу от реле, установлен-

ного в верхней точке водовода, и, тем самым, предотвращается срыв

сифона. При повышении уровня воды в сливном водоводе эжектор ав-

томатически отключается.

Несмотря на высокую деаэрационную способность современных

конденсаторов, в их паровое пространство поступает большое количе-

ство воздуха из-за неплотностей вакуумной системы, из-за несконден-

сировавшихся газов, поступивших вместе с паром и наличия раство-

ренного кислорода в обессоленной воде и конденсате, а также в других

сбросах в паровое пространство, что отрицательно сказывается на раз-

режении в конденсаторе (глубине вакуума). Для отсоса паровоздушной

смеси на блоке К-800-240 установлены три водоструйных эжектора

типа ЭВ7-1000, обеспечивающих нормальный теплообмен в конденса-

торах. Один эжектор резервный. На всасывающих паровоздушную

смесь трубопроводах установлены обратные клапаны, предотвраща-

ющие попадание рабочей воды в конденсатор в случае нарушения ра-

боты эжектора.

Конденсационная установка должна обеспечивать поддержание

оптимального вакуума на всех режимах работы установки, соблюдение

нормативных температурных напоров и норм качества конденсата. При

эксплуатации конденсационной установки должны производиться:

контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок кон-

денсатора; профилактические мероприятия по предотвращению загряз-

нений конденсатора для поддержания нормативного температурного

напора, периодические чистки конденсаторов при ухудшении вакуума

по сравнению с вакуумом по нормативной характеристике на 0,5%;

контроль за расходом охлаждающей воды на конденсатор и поддержа-

ние его в соответствии с температурой охлаждающей воды и нагруз-

кой; периодическая проверка плотности вакуумной системы и ее уп-

лотнение; контроль за водяной плотностью конденсаторов путем хими-

ческих анализов конденсата; контроль за содержанием кислорода после

конденсатных насосов.