Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

319

Деаэрирующая способность конденсатора должна обеспечивать

содержание кислорода в конденсате после конденсатных насосов не

более 20 мкт/кг. Присосы воздуха не должны превышать 60 кг/ч в диа-

пазоне нагрузок 40—100% номинальной.

Необходимо следить за температурой охлаждающей воды, на-

грев которой в конденсаторе для турбины К-800-240 в любое время

года не должен превышать 5—7° С.

Проверка плотности вакуумной системы может осуществляться

на работающей турбине по расходу воздуха, отсасываемого эжектором,

и по скорости падения вакуума при отключении эжектора и при посто-

янной нагрузке. Выполнение этих измерений и сравнение их с выпол-

ненными ранее дает возможность судить об изменениях воздушной

плотности и производить сопоставление качественного состояния ва-

куумной системы агрегата.

Наиболее простой и часто употребляемой проверкой плотности

вакуумной системы является проверка по скорости падения вакуума

при отключении эжектора при постоянной нагрузке турбины и закры-

тии задвижки на трубопроводах отсоса воздуха. Общая продолжитель-

ность испытания при хорошей плотности составляет 5—6 мин, а при

быстром падении вакуума 3—4 мин. Значения вакуума записываются

через каждые 30с. Повышение давления в конденсаторе выше 19 кПа

не допускается. Начало отсчета—через 1-2 мин после закрытия задви-

жек на трубопроводах отсоса воздуха из конденсатора. При скорости

падения вакуума больше 2 мм рт.ст./мин, все неплотности должны

быть выявлены и устранены в кратчайший срок. В этом случае необхо-

димо выполнить проверку мест вероятных присосов воздуха и устра-

нить их. Для этой цели существует методика определения мест неплот-

ностей на работающей под нагрузкой турбине с помощью галоидного

течеискателя. Если и после этого вакуумная плотность будет недоста-

точной, то необходимо провести на остановленной турбине после пол-

ного ее остывания опрессовку вакуумной системы при помощи заливки

парового пространства конденсаторов и трубопроводов, находящихся

при работе турбины под вакуумом, обессоленной водой и устранить все

выявленные неплотности системы.

В настоящее время разработан новый, более прогрессивный спо-

соб визуальной проверки герметичности вакуумной системы, основ-

ным достоинством которого является отсутствие необходимости за-

полнения конденсатора водой при сохранении его эксплуатационной

надежности. Способ позволяет выявить места неплотностей в зонах,

расположенных не только ниже горизонтального разъема, но и нахо-

дящихся выше его, а также определить неплотности самого горизон-

тального разъема. Новый способ проверки плотности вакуумной сис-

темы легко реализуется до начала пусковых операций на энергоблоке и

может быть совмещен с предпусковыми операциями блока.

Основным показателем качества работы конденсационной уста-

новки является абсолютное давление в конденсаторе. Наряду с умень-

шением расхода охлаждающей воды по ряду причин, ухудшением ра-

боты эжекторов, неплотностями вакуумной системы, большое отрица-

тельное влияние на работу конденсаторной группы оказывают загряз-

нения внутренних поверхностей конденсаторных труб отложениями

накипи, ила а также микроорганизмов со всеми вытекающими отсюда

последствиями по уменьшению проходных сечений и увеличению гид-

равлического сопротивления конденсатора.

На электростанциях страны для очистки поверхностей охлажде-

ния конденсаторов от механических и биологических отложений при-

меняются механические способы очистки, термическая сушка и хими-

ческая промывка. Конденсаторные трубы очищают путем динамиче-

скою воздействия на отложения струи воздуха или воды, истекающей

из специального устройства, называемого воздушно-водяным пистоле-

том, который может подключаться для работы на воздухе, воде или

воздушно-водяной смеси. Наиболее эффективным ударным действием

обладает струя воздушно-водяной смеси, создание которой осуществ-

ляется в специальном раздаточном коллекторе. Коллектор одним при-

соединительным штуцером подключается к пистолету, двумя другими

к воздушной и водяной магистралям. Регулировка соотношения воды и

воздуха осуществляется регулировочными вентилями, а переточка во-

ды и воздуха предотвращается обратными клапанами. Этим способом

не удастся прочистить все трубы, и в процессе эксплуатации непрерыв-

но увеличивается количество забитых труб, что ведет не только к уве-

личению гидравлического сопротивления, но и к появлению язв корро-

зии труб под слоем отложений. Для очистки забитых труб применяется

высоконапорная установка, в конструкции которой используется спе-

циальное реактивное сопло, работающее на давлении

воды 40—50 МПа.

320

Рисунок 15.3. Схема шариковой очи-

стки конденсаторной группы для одного

потока охлаждающей воды.

321

Термическая сушка конденсаторов состоит в воздействии на ор-

ганические отложения повышенными температурами, которые способ-

ствуют разложению отложений. Метод может осуществляться на оста-

новленном в ремонт энергоблоке или при отключении одного конден-

сатора на работающем блоке. Для термической сушки открываются

люки в отключенный конденсатор со стороны входа и выхода воды. К

нижнему люку подключается электрический или паровой калорифер с

воздуходувкой для подачи горячего воздуха в конденсатор и создается

проток горячего воздуха по ходу воды. От воздействия высоких темпе-

ратур органические отложения погибают и могут быть сравнительно

легко удалены с помощью воздушного пистолета или напором воды

при подключении данного конденсатора в работу. Изложенный метод

условно можно назвать «искусственной» термической сушкой. Приме-

няется также «естественная» термическая сушка, когда на отключен-

ном конденсаторе вскрывают все люки в его полостях и открывают их

настежь. Повышением нагрузки на блоке поднимают температуру вы-

хлопного патрубка до 60° С, при этом сушка отложений в трубах осу-

ществляется теплотой отработавшего в турбине пара. В процессе тер-

мической сушки не допускается повышение температуры выше 80

по условиям надежности вальцовочных соединений.

В практике обслуживания конденсаторов применяется химиче-

ская промывка, где в качестве моющего реагента широко используется

3—5%-ный раствор технической соляной кислоты с добавлением раз-

личных ингибиторов коррозии. В зависимости от применяемого мате-

риала конденсаторных труб и состава минеральных отложений выби-

раются необходимый для данной электростанции моющий реагент и

технология химической промывки.

В настоящее время ЛМЗ поставляет с каждой турбоустановкой

систему шариковой очистки труб конденсаторов (рис. 15.3). Эта систе-

ма предназначена для очистки внутренних поверхностей конденсатор-

ных труб за счет непрерывной циркуляции шариков из губчатой рези-

ны диаметром 28 мм. Очистка шариками используется для систем, ра-

ботающих на пресной охлаждающей воде, и устанавливается в турбин-

ном цехе. Система шариковой очистки устанавливается на каждом по-

токе охлаждающей воды и состоит из камер загрузки 1, двух водо-

струйных эжекторов 2, шарикоулавливающего устройства 3 и восьми

клиновых задвижек с выдвижными шпинделями типа ПФ 11010-00.

Применение шарикоочистки позволяет постоянно поддерживать чисто-

ту внутренней поверхности конденсаторных труб и увеличивает меж-

плановый период чистки конденсаторов.

15.3. СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ ОТ

ОБРАТНОГО ПОТОКА ОТБИРАЕМОГО ПАРА.

Система включает клапаны обратные типа КОС, устанав-

ливаемые на трубопроводах регенеративных, промышленных и тепло-

фикационных отборов пара и защищающие турбину от обратного пото-

ка пара при снижении или полном сбросе нагрузки. Клапаны снабжены

сервомоторами, создающими дополнительное усилие на закрытие при

их срабатывании. Для управления сервомоторами предназначена сис-

тема подвода и подготовки конденсата, в которую входят трубопрово-

ды, отключающая арматура, фильтры пластинчатого типа для очистки

конденсата, поступающего для питания сервомоторов, средства для его

протока и удаления воздуха из системы с управляющими вентилями,

имеющими электромагнитные приводы, и манометрами для контроля

за работой системы.

Обратные клапаны типа КОС выполняются в двух модификаци-

ях (подъемные и поворотные).

Обратные клапаны (подъемные, тарельчатого типа с возвратно-

поступательным перемещением тарелки над седлом в вертикальном

направлении под воздействием потока пара) приведены на рис. 15.4.

Над крышкой клапана размещен сервомотор пружинного действия с

передачей усилия тарелке через шток. Герметичность закрытых клапа-

нов обеспечивается притертыми друг к другу уплотняющими поверх-

ностями тарелки и седла.

Рисунок 15.4. Клапан обратный

подъемный.

322

Обратные клапаны поворотные (рис. 15.5) имеют корпус с ры-

чагом, установленным внутри корпуса на оси, и тарелкой, подвешенной

к рычагу для обеспечения правильной посадки ее на седло. Тарелка

свободно отклоняется под воздействием потока пара на угол больше

Рисунок 15.5. Клапан обрат-

ный поворотный.

323

от вертикального положения. Сервомоторы, размещенные на

крышке сверху, передают усилие тарелке клапана через шток, сервомо-

торы, размещенные сбоку на кронштейне, передают усилие тарелке

клапана рычагом, помешенным в конце поворачивающего вала, связан-

ного с сервомотором. Плотность клапанов обеспечивается притертыми

друг к другу уплотняющими поверхностями тарелки и седла. Для ос-

мотра ходовых частей и уплотняющих поверхностей клапанов преду-

смотрены боковые патрубки с фланцем и заглушкой.

Сервомотор мембранный (рис. 15.6), пружинного действия.

Мембрана состоит из трех слоев резины, разделенных двумя капроно-

выми кордами. Положение мембраны при сборке сервомотора выпук-

лой поверхностью вверх обеспечивает опирание конусной верхней по-

верхности мембраны на внутреннюю поверхность крышки при воздей-

ствии давления конденсата, находящегося под мембраной. Центральная

часть мембраны зажата между двумя дисками. На верхнем диске раз-

мещены две силовые пружины. Во втулке нижнего диска находится

крепление штока сервомотора, проходящего через сальниковые уплот-

нения сервомотора и крышки клапана. Шток не имеет жесткого соеди-

нения с тарелкой клапана.

Под воздействием давления конденсата мембрана занимает

верхнее положение до упора тарелки в крышку, сжимая пружины и

перемещая шток сервомотора в верхнее положение (сервомотор нахо-

дится во взведенном состоянии). При прекращении воздействия давле-

ния конденсата на мембрану пружины освобождаются, перемещают

мембрану и шток сервомотора вниз, создавая усилие на закрытие та-

релки клапана - происходит срабатывание сервомотора.

На сервомоторе установлены конечный выключатель для подачи

сигнала о закрытии клапана и указатель положения (шкала и стрелка).

Усилие, развиваемое сервомоторами, ограничено и может вы-

звать лишь дросселирование отбираемого пара. Перепад давления в

затворе клапана при воздействии сервомотора не превышает 0,1-1 МПа

в зависимости от размеров клапанов и расхода пара. По этой причине

обратные клапаны не могут служить запорным устройством при пря-

мом потоке пара. Чувствительность сервомоторов, т.е. разница в давле-

ниях воды в одном и том же положении мембраны при испытании на

закрытие и открытие, составляет 0,08—0,12 МПа.

При работающей турбине с отбором пара тарелка обратного кла-

пана находится под воздействием потока пара, поступающего от тур-

бины. Давлением конденсата под мембраной шток сервомотора поднят

и не препятствует перемещениям тарелки. При сбросах нагрузки тарел-

ка клапана закрывается обратным потоком пара и дополнительным

усилием, создаваемым сервомотором при прекращении давления кон-

денсата на мембрану.

Рисунок 15.6. Сервомотор мембранный.

Рисунок 15.7. Схема управления обратными клапанами

Работа сервомоторов и управление ими обеспечивается гидрав-

лической системой, показанной на рис. 15.7. Конденсат из напорной

линии конденсатных насосов проходит через группу пластинчатых

фильтров, имеющих отключающую арматуру, и через ограничиваю-

324

325

щую расход шайбу Ш2 поступает по трубопроводам в сервомоторы

групп клапанов (СГК). Проток конденсата через шайбу Ш1 создает

расход для охлаждения сервомоторов. Размеры шайб Ш1 и Ш2 обеспе-

чивают необходимое давление конденсата под мембранами для удер-

жания сервомоторов во взвешенном состоянии при давлении перед

шайбой Ш2 более 0,7 МПа. Включенные в коллектор вентили с элек-

тромагнитным приводом служат для выпуска конденсата из сервомото-

ров в сливную линию конденсата, при этом снижается давление в сис-

теме и происходит срабатывание сервомоторов. После закрытия венти-

лей сервомоторы обратных клапанов приводятся во взведенное состоя-

ние давлением конденсата.

Обратные клапаны типа КОС устанавливаются на горизонталь-

ных участках трубопроводов сервомотором вверх. Установку произво-

дят без перекосов, чтобы исключить самопроизвольное открытие та-

релки. Сварку стыков трубопроводов питания системы подвода выпол-

няют с помощью накладных муфт. Необходимо проверить размеры

зазоров (см. рис. 15.4 и 15.5), надежность выполнения подвесок рыча-

гов тарелок и концентричность положения уплотняющих поверхностей

тарелок, проверить и обеспечить плотность притирки уплотняющих

поверхностей, а также фактическое соответствие указателей и пере-

ключателей положения закрытых клапанов.

Перед каждым пуском и остановкой турбины производят испы-

тания и, при надобности, наладку системы защиты с опробованием ее

действия не менее 2 раз, а также через 800—1000 ч при непрерывной

работе установки. Опробование работы обратных клапанов может быть

допущено при снижении расхода в трубопроводе отбора или при его

отключении. В турбоустановках, имеющих турбонасосы, питающиеся

паром из отбора турбины, опробование производят во время работы

электронасоса при остановленном турбонасосе.

Клапаны периодически проверяются на срабатывание: подается

импульс на закрытие и определяется закрытие по электрическому сиг-

налу. Периодические проверки могут проводиться при работе установ-

ки. Для обеспечения минимального влияния опробования или для воз-

можности разновременного его проведения предусматривается группо-

вое разделение управления сервомоторами, при этом количество кла-

панов в группе, обеспечивающих необходимое быстродействие, не бо-

лее четырех. Количество групп управления определяется схемой тур-

боустановки. Прокладка трубопроводов группы управления от фильт-

ров к сервомоторам и от сервомоторов к верхней точке трубопроводов

должна выполняться без воздушных мешков, с постепенным подъемом

к коллектору. Сливные трубопроводы от сервомоторов к коллектору

должны проводиться автономно для каждого сервомотора. Время за-

крытия клапанов, определяемое от поступления электрического сигна-

ла на включение вентилей до появления сигнала о посадке клапанов,

326

около 1 с.

Клапаны, установленные на трубопроводах промышленных или

теплофикационных отборов или связанные с подводом пара от посто-

роннего источника, должны испытываться на плотность при пусках и

остановках турбин, для чего при частоте вращения турбины 1000—

2000 об/мин необходимо подводить пар от постороннего источника

через трубопровод диаметром 50 мм., имеющий отключающую арма-

туру и манометр. Врезка трубопровода опробования производится ме-

жду обратным клапаном и задвижкой. При опробовании давление по-

даваемого пара не должно превышать 0,2—0,3 МПа. Неизменность

частоты вращения турбины при испытании будет свидетельствовать об

исправном состоянии затворов. Неисправности в системе защиты тур-

бины обратными клапанами недопустимы и должны устраняться. Пуск

турбины с обнаруженными неисправностями не допускается.

15.4. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ.

Надежность и экономичность работы паротурбинного оборудо-

вания в значительной степени зависит от водоподготовки и водно-

химического режима. Организация оптимального водно-химического

режима блока и ТЭС в целом должна учитывать условия работы как

котельного, так и турбинного оборудования. Неплотности оборудова-

ния, работающего под вакуумом, неплотности в вальцовочных соеди-

нениях труб с основными трубными досками конденсаторов, добавоч-

ная обессоленная вода, коррозия металла при неработающем оборудо-

вании и во время его работы и другие причины приводят к загрязнению

конденсата, питательной воды и пара. Для сведения к возможному ми-

нимуму интенсивности процессов образования отложений и коррозии

необходимо качество рабочей среды поддерживать в пределах показа-

телей, приведенных в табл. 15.1.

В течение первых двух суток после подключения турбины к кот-

лу или при подключении второго корпуса дубль-блока в питательной

воде и паре, подаваемом в турбину, допускается превышение норм,

приведенных в таблице, по содержанию соединений железа, меди и

кремниевой кислоты, но не более чем на 50%. При этом в первые сутки

допускается превышение содержания соединений железа и кремнекис-

лоты до 50 мкг/кг по каждому из этих показателей. При включении

прямоточного котла после капитального, среднего или текущего ре-

монта указанное превышение норм (не более чем на 50%) допускается

в течение четырех суток, при этом в первые сутки содержание соеди-

нений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/кг по каж-

дому из этих показателей.

В ближайшей перспективе число пусков—остановов блоков бу-

дет возрастать, и даже блоки 800 МВт предполагают останавливать на

выходные дни. При остановах—пусках оборудования происходит на-

327

рушение сплошности защитых пленок оксидов и увеличиваются присо-

сы охлаждающей воды. В настоящее время оборудование энергоблоков

при кратковременных остановах не консервируется, а потому процессы

коррозии и коррозионно-эрозионного износа металла протекают интен-

сивней, что ведет к ухудшению показателей качества конденсата тур-

бины, питательной воды и пара в первые три дня после пуска.

Таблица 15.1. Качество рабочей среды.

НПО ЦКТИ

Показатель

ГАР КОР

ПТЭ

ГАР

Содержание соединений натрия, мкг/кг

Удельная электрическая проводимость при 25 С,

после Н ± фильтра, мкСм/см

Условное солесодержание, мкг/кг

Содержание водорода после второй ступени пере-

грева, мкг/кг

0,25

0,2

Примечание: ГАР-гидразионно-амиачный режим;

КОР-комбинированый окислительный режим.

Основной вывод, который делают специалисты по водно-

химическим режимам, состоит в том, что крайне нежелательны частые

пуски— остановы энергоблоков и при наличии технической возможно-

сти более целесообразна разгрузка мощных энергоблоков без их полно-

го останова; необходимо исключить попадание даже следов масла из

системы смазки в конденсат в период операций по пуску и останову

турбины, так как смазочные материалы содержат потенциально-кислые

соединения, резко стимулирующие процесс коррозии; необходимо при

каждом останове осуществлять надежную консервацию оборудования

энергоблока, включая проточную часть турбины.

15.5. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ТУРБОАГРЕГАТА И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ

ОРГАНИЗАЦИИ РЕЖИМОВ ПУСКА.

Эксплуатация турбоагрегата выполняется в строгом соот-

ветствии с требованиями документации завода-изготовителя. Инструк-

ция по эксплуатации паровой турбины разрабатывается применительно

к определенной тепловой схеме, выбранной для данной электростан-

ции, с учетом конструктивных особенностей котлоагрегата, принятой

схемы пускосбросного устройства, конкретного вспомогательного обо-

рудования машзала и с использованием в полном объеме КИП, автома-

328

тики, защит и технологической сигнализации.

Графики-задания пуска и нагружения турбины из различных те-

пловых состояний разрабатываются с учетом использования системы

обогрева фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД.

Пуск турбины запрещается:

 при неисправности любой из защит, действующих на останов

оборудования;

 при неисправности устройств и приборов контроля технического

состояния оборудования;

 при дефектах в системах регулирования и парораспределения;

 после проведения ремонтных работ узлов системы регу-

лирования без снятия их характеристик;

 при неисправных обратных клапанах на трубопроводах отборов

пара из цилиндров;

 при неисправности дистанционного управления оперативными

регулирующими органами, а также задвижками, используемыми

при ликвидации аварийных положений;

 при качестве масла, не удовлетворяющем нормам, и при темпе-

ратуре масла, превышающей установленные пределы;

 при наличии парений, течей;

 при неисправности одного из масляных насосов турбины или

устройства для их автоматического включения;

 при обрыве пружинных подвесок паропроводов.

Перед подачей пара в турбину, когда ротор вращается на ВПУ,

размах колебаний указателя искривления вала не должен превышать

0,07 мм. При пуске турбины и увеличении частоты вращения до

1000 мин

-1

искривление вала не должно превышать 0,1 мм, дальнейшее

повышение частоты вращения от 1000 мин

-1

до номинальной лимити-

руется искривлением, равным 0,25 мм. Если в указанном диапазоне

частот искривление ротора достигнет указанных значений, турбину

следует немедленно остановить и вращение ротора перевести на ВПУ.

Последующий пуск разрешается только после выяснения и устранения

причин повышенного искривления ротора.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу

при отклонениях частоты сети в пределах 49—50,5 Гц. При отклонени-

ях частоты за указанные пределы дежурным персоналом станции и

энергосистемы должны быть приняты немедленные меры для ее вос-

становления. В аварийных для системы ситуациях допускается кратко-

временная работа турбины при частоте сети:

50,5-51 Гц одноразово продолжительностью не более 3 мин. и не

более 500 мин. за весь срок эксплуатации.

49—48 Гц одноразово продолжительностью не более 5 мин. и не

более 750 мин. за весь срок эксплуатации.

48-47 Г одноразово продолжительностью не более 1 мин. и не