Руководящий документ РД 153-34.0-45.512-97 Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов.
РД 153-34.0-45.512-97
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОМАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО
ОХЛАЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
Дата введения 1998-12-01
РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
ИСПОЛНИТЕЛИ В.А.Валитов, В.М.Гурьев
УТВЕРЖДЕНО Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 18.06.97 г.
Начальник электротехнического отдела К.М.Антипов
СОГЛАСОВАНО с НИИ АО "Электросила" 14.05.97 г.
Заместитель директора Ю.А.Дегусаров,
АО "Элсиб" 11.03.97 г.
Директор по науке А.С.Постников
Настоящая Типовая инструкция распространяется на турбогенераторы с водородным охлаждением и содержит краткое описание современных конструкций уплотнений вала, систем их маслоснабжения и газовых схем, технические требования по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации этих узлов и систем, указания по вводу и выводу систем из работы, их эксплуатации в нормальных и аварийных режимах, рекомендации по устранению неисправностей и организации физико-химического контроля газов.
В Типовой инструкции не рассматриваются вопросы эксплуатации систем маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов первых выпусков, которые были изложены в предыдущих инструкциях по эксплуатации газомасляных систем, изданных ОРГРЭС в 1965 и 1972 гг., а также особенности эксплуатации газомасляных схем генераторов с отодвигающимися вкладышами уплотнений и трехпоточными кольцевыми уплотнениями вала, не получившими широкого применения.
Типовая инструкция предназначена для персонала электростанций, осуществляющего оперативное обслуживание и ремонт газомасляных систем водородозаполненных турбогенераторов.
С выходом настоящей Типовой инструкции отменяется "Типовая инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов: ТИ 34-70-065-87" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).
I. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА
1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ, ОСНОВНЫЕ ТИПЫ, ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА. СХЕМЫ ИХ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
1.1. В турбогенераторах с водородным охлаждением предотвращение утечки водорода в месте выхода вала ротора из корпуса генератора осуществляется посредством специальных масляных уплотнений вала, размещаемых между торцевыми щитами и опорными подшипниками.
Все известные конструкции уплотнений вала можно разбить на два основных типа - кольцевые и торцевые (рис.1).
|
 |
Рис.1. Конструктивные схемы наиболее распространенных уплотнений вала:
Уплотнение кольцевого типа представляет собой кольцевой вкладыш, охватывающий вал с малым зазором. В первых конструкциях кольцевых уплотнений вала (генераторы типа ТВ-50-2) вкладыш жестко крепился к опорному подшипнику. В последующем от такой конструкции отказались и перешли на размещение вкладыша внутри корпуса уплотнения, закрепляемого на торцевом щите. Вкладыш имеет свободу незначительного радиального перемещения внутри напорной камеры, образованной боковыми стенками вкладыша (рис.1, д, генераторы типов ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2), корпуса (рис.1, е, разработка АО "ЦКБ Энергоремонт") или корпуса и крышки (рис.1, ж, генераторы единой серии). Уплотнение напорных камер первоначально осуществлялось медными или пластикатовыми кольцами, а позднее - посредством резиновых шнуров. От проворачивания вкладыш удерживается специальной шпонкой (на рисунке не показана). Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление водорода, поступает в напорную камеру, а затем через радиальные отверстия во вкладыше в кольцевой зазор между гладкой баббитовой поверхностью вкладыша и валом ротора. Разделившись на два аксиальных потока в сторону водорода и воздуха, уплотняющее масло отводит потери трения с рабочей поверхности вкладыша и предотвращает утечку водорода из корпуса генератора. В более поздних конструкциях кольцевых уплотнений на воздушной части расточки вкладыша стали предусматривать специальную клиновую разделку баббитовой поверхности, что позволило обеспечить в работе хорошую центровку и концентричность расположения вкладыша относительно вала.
В кольцевом уплотнении усилие прижатия вкладыша к валу создается только массой вкладыша. В простейшем кольцевом уплотнении с гладкой баббитовой поверхностью уравновешивание массы вкладыша радиальным усилием в масляном слое сопровождается некоторым эксцентриситетом в расположении кольца относительно вала.
При нарушении маслоснабжения кольцевое уплотнение, как правило, не повреждается. Это объясняется тем, что вкладыш, оседающий на вал при нарушении масляного клина в верхней зоне вкладыша, соприкасается с валом на незначительной площади и баббит не так быстро перегревается. Если усилие трения вкладыша в корпусе окажется больше массы вкладыша, то оседания вкладыша может и не быть. При исчезновении масляного слоя наблюдается выход водорода в картер подшипника (сливную камеру на стороне воздуха). Нормализация маслоснабжения восстанавливает работоспособность кольцевого уплотнения.
Режим работы с пониженной частотой вращения для кольцевых уплотнений также не опасен, так как всегда сохраняется кольцевой зазор и жидкостное трение.
Износ баббита из-за загрязненного масла и вибрации вала приводит к увеличению зазора, увеличению расхода масла в сторону водорода и воздуха и к заметному понижению температуры баббита. Увеличение расхода масла в сторону водорода сопряжено с загрязнением газа и опасностью попадания масла в генератор. Увеличение расхода масла в сторону воздуха может явиться причиной пропуска водорода через уплотнения.
Кольцевые уплотнения заводского исполнения впервые были применены в турбогенераторах типов ТВ-50-2, ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 и предназначались для работы при избыточном давлении водорода 0,005-0,05 МПа. Уплотнения характеризовались большим расходом масла (30-35 л/мин), протекающим в сторону водорода по кольцевому радиальному зазору между вкладышем и валом и через неплотности сопряжения вкладыша с корпусом, что приводило к быстрому загрязнению водорода воздухом, выделяющимся из масла, и требовало вакуумной обработки масла (применения маслоочистительных установок). Другим существенным недостатком кольцевых уплотнений являлась недостаточная компенсация давления водорода на боковые поверхности вкладыша, что вызывало значительные силы трения между вкладышем и корпусом и приводило к интенсивному износу рабочей поверхности вкладыша и попаданию водорода в картер подшипника.
В последующем кольцевые уплотнения генераторов серии ТВ подверглись значительным усовершенствованиям, направленным на устранение выявленных недостатков. Благодаря принятым заводом-изготовителем, ремонтными и эксплуатационными предприятиями мерам удалось добиться приемлемой работы кольцевых уплотнений даже в условиях перевода генераторов серии ТВ на более высокое давление водорода (0,1-0,15 МПа).
К преимуществам кольцевых уплотнений вала следует отнести простоту их конструкции, нечувствительность к осевым перемещениям вала и живучесть при нарушении их маслоснабжения.
Модернизированные кольцевые уплотнения (включая трехпоточные уплотнения исполнения предприятия "Мосэнергоремонт") до сих пор находятся в эксплуатации на ряде турбогенераторов серии ТВ. У части генераторов этой серии кольцевые уплотнения были заменены уплотнениями торцевого типа, уже работавшими в то время при более высоком давлении водорода.
Повышение единичной мощности турбогенераторов до 300-500 МВт и сопутствующее этому повышение избыточного давления водорода до 0,35-0,4 МПа привело к повсеместному применению уплотнений вала торцевого типа. Уплотнения данного типа имеют незначительные расходы масла в сторону водорода (3-5 л/мин) и, следовательно, малую степень загрязнения водорода, что позволило упростить схему их маслоснабжения (отказаться от ненадежно работающей маслоочистительной установки, перейти на питание уплотнений маслом из системы смазки подшипников турбоагрегата).
Уплотнение торцевого типа (см. рис.1) состоит из вкладыша и корпуса, крепящегося к торцевому щиту. В качестве уплотнения зазора между вкладышем и корпусом уплотнения используется специальный резиновый шнур, помещаемый в прямоугольные канавки, выполненные во вкладыше. Запирающий масляный слой создается между торцевой поверхностью вкладыша и боковой поверхностью упорного диска вала. Усилие от давления масла в масляном слое, возрастающее по мере увеличения частоты вращения за счет клиновой разделки рабочей поверхности вкладыша, старается отжать последний от вала и разорвать масляную пленку. Для предотвращения этого явления искусственно создается усилие прижатия, которое уравновешивает усилие отжатия вкладыша от упорного диска. В зависимости от конструкции уплотнений прижим вкладыша к валу создается посредством совместного действия специальных пружин, давления водорода и уплотняющего масла (рис.1, б, турбогенераторы типов ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 и др.) или пружин и давления водорода (рис.1, а, турбогенераторы серий ТГВ-200, ТГВ-300 и ТВФ мощностью 60-120 МВт) или давления водорода и прижимающего масла (рис.1, г, турбогенераторы типов ТВВ-200-2А, ТВВ-320-2 с двухкамерными уплотнениями заводского исполнения, а также генераторы ТГВ-25, ТВ2-30-2, ТВС-30, ТВ-50-2, ТВ-60-2, ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 с двухкамерными уплотнениями, выполненными по проектам АО "ЦКБ Энергоремонт" и ремонтных предприятий). На ряде турбогенераторов (ТВ-60-2 и ТВФ-100-2) с уплотнениями заводского исполнения давление уплотняющего масла частично разгружает вкладыш от его прижатия к валу, осуществляемого давлением водорода и пружин (рис.1, в).
В эксплуатации имеются также уплотнения вала, реконструированные по проекту ремонтного предприятия "Ростовэнергоремонт", в которых вкладыш отодвигается от вала при исчезновении давления уплотняющего и прижимающего масла, что обеспечивает их полную сохранность и готовность к работе при восстановлении маслоснабжения. Широкого применения такие уплотнения не получили, так как требуются специальные устройства для выброса водорода из генератора при прекращении подачи масла.
Рабочая поверхность вкладыша уплотнения торцевого типа (рис.2) залита баббитом, имеющим специальную разделку, состоящую из чередующихся в тангенциальном направлении клиновых и плоских площадок, разделенных радиальными канавками, кольцевой канавки, наружного и внутреннего кольцевых поясков.
|
 |
Рис.2. Конструкции рабочих поверхностей вкладышей уплотнений торцевого типа:
а - конструкция, примененная АО "Электросила"; б - конструкция, примененная заводом "Электротяжмаш" на турбогенераторе ТГВ-300:
1 - внутренний кольцевой уплотняющий поясок; 2 - кольцевая канавка; 3 - радиальная канавка; 4 - клиновая несущая поверхность; 5 - радиальная плоская площадка; 6 - наружный кольцевой поясок; 7 - отсек кольцевой канавки; 8 - отверстие для подвода масла; 9 - перегородка
Клиновые площадки при номинальной частоте вращения ротора являются основным несущим элементом, обеспечивающим образование сплошной масляной пленки толщиной 0,08-0,15 мм между упорным диском вала и вкладышем, смазывающей рабочие поверхности и отводящей потери трения. Через эти площадки и наружный поясок (сплошной или прерывистый в виде "сапожков") проходит основной поток масла на сторону воздуха, достигающий 95% общего расхода масла, поступающего в уплотнение.
Плоские площадки контактируют с поверхностью упорного диска при отсутствии сплошной масляной пленки, т.е. при низких частотах вращения и работе от ВПУ.
Между несущей поверхностью и внутренним кольцевым пояском располагается кольцевая канавка (сплошная или прерывистая), в которую подается уплотняющее масло под давлением, превосходящим давление водорода. Эта канавка вместе с внутренним пояском обеспечивает герметизацию газового объема генератора и незначительный расход масла в сторону водорода.
Газовый объем генератора отделен от камеры слива масла в сторону водорода маслоуловителями лабиринтного типа.
Слив масла, прошедшего на сторону воздуха, осуществляется в картер опорного подшипника.
Вкладыш удерживается от вращения посредством шпоночного узла, в конструкцию и технологию изготовления которого позднее были внесены существенные улучшения (приложение 1).
При номинальной частоте вращения в масляном слое между клиновыми площадками вкладыша и диском вала возникает гидродинамическое усилие, которое, суммируясь с гидростатическим усилием на плоских площадках баббитовой поверхности, уравновешивает усилие прижатия вкладыша к упорному диску. При этом обеспечивается жидкостное трение. В режимах работы с пониженной частотой вращения (пуск, останов турбоагрегата, вращение от ВПУ) гидродинамическое усилие значительно снижается и возникает полусухое трение между вкладышем и диском. В этом режиме усилие, прижимающее вкладыш к диску, воспринимается меньшей площадью баббитовой поверхности - только плоскими площадками. Если удельное давление на баббит в режиме полусухого трения велико, то неизбежен ускоренный износ баббита, который накапливается при повторении подобных режимов и особенно при продолжительном вращении от ВПУ. В результате износа уменьшаются несущие клиновые площадки, снижается гидродинамическое усилие и несущая способность вкладыша. Уравновешивание усилия, прижимающего вкладыш к диску, при номинальной частоте вращения достигается при уменьшенной толщине масляного слоя, что ведет к повышению температуры вкладыша в процесс эксплуатации. При ускоренном износе баббита толщина масляного слоя может снизиться настолько, что дальнейшее повышение температуры баббита может привести к его размягчению, затягиванию в направлении вращения вала и перекрытию маслоподающих отверстий во вкладыше. Отдельные заводы-изготовители (АО "Электросила") для снижения удельных давлений на трущихся поверхностях и износа баббита при низкой частоте вращения ротора идут на некоторое увеличение площади поверхностей сухого трения (плоских площадок).
Наиболее высокие удельные давления на баббит вкладышей в режиме полусухого трения имеют турбогенераторы серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт, что приводит к интенсивному износу вкладышей. Для предотвращения этого явления завод "Электротяжмаш" был вынужден пойти на увеличение перепада давлений масло-водород до 0,2 МПа, что позволило снизить удельные давления в 2-3 раза и обеспечить сохранность баббитовой поверхности.
Отличительной особенностью торцевых уплотнений является то, что усилие в масляном слое зависит от минимальной толщины этого слоя - резко увеличивается при уменьшении толщины слоя и уменьшается при увеличении толщины слоя. Это обстоятельство предопределяет способность вкладыша самоустанавливаться. При пусках и остановах турбоагрегата, росте или снижении нагрузки происходит тепловое перемещение его валопровода, а, следовательно, меняется положение упорных дисков относительно корпусов уплотнений вала. При отходе упорного диска от баббитовой заливки увеличивается минимальная толщина масляного слоя и снижается усилие в масляном клине. Усилие прижатия вкладыша становится выше отжимающего усилия в масляной пленке. Когда разность усилий превзойдет усилие трения вкладыша в корпусе, вкладыш сдвинется и последует за валом. При сближении упорного диска с вкладышем толщина масляного слоя уменьшается и возрастает усилие в масляном клине. Появляется неуравновешенная разность усилий, которая отжимает вкладыш от вала, преодолевая силы трения.
Существенным недостатком торцевых уплотнений вала является их повышенная чувствительность к нарушению их маслоснабжения. Кратковременное снижение давления масла (перепада давлений масло-водород) при нарушении работы системы маслоснабжения (например, при переключениях масляных насосов уплотнений - МНУ, действии АВР МНУ и т.п.) для большинства конструкций торцевых уплотнений представляет большую опасность как из-за возможного пропуска водорода в картеры подшипников, так и потому, что несущая способность вкладышей резко снижается, нарушается равновесие усилий, действующих на вкладыш, возникает режим полусухого трения. При сохранении достаточно высоких давлений на вкладыш и большой частоте вращения это приводит к выплавлению баббита и повреждению упорных дисков вала ротора. Предотвращение указанных явлений обеспечивается схемными решениями такими, как применение в качестве основного источника маслоснабжения высоконадежного инжектора, а там, где его установка не представляется возможной,- использованием быстродействующего резервирования путем подачи масла от демпферного бака (ДБ).
Длительный опыт эксплуатации торцевых уплотнений вала разных конструкций выявил и такой их дефект, как недостаточная подвижность вкладышей при осевых перемещениях вала. Вкладыш торцевого уплотнения во всех режимах работы турбоагрегата (сбросы, наборы нагрузки и пр.) должен следовать за упорным диском вала ротора. Этому препятствуют силы трения в узлах установки уплотняющих резиновых шнуров, применяемых для герметизации зазоров между вкладышем и корпусом уплотнения. Наличие шлама в смазочном масле, ржавчины на трущихся поверхностях, конструктивные и технологические дефекты шпоночных узлов, некачественная установка уплотняющих шнуров способствуют заклиниванию, перекосам вкладыша в корпусе, что может приводить к выплавлению баббитовой заливки или прорыву водорода в картеры подшипников.
Трудностями обеспечения идеальной подвижности вкладышей на турбогенераторах большой мощности объясняется возрастание доли их повреждений, обусловленных застреванием вкладышей.
В связи с этим на водородозаполненных турбогенераторах мощностью 500 МВт и выше стали применяться кольцевые уплотнения усовершенствованных конструкций, рассчитанные на работу с давлением водорода до 0,5 МПа. Малые удельные нагрузки на баббитовую заливку вкладыша, определяемые лишь массой вкладыша, и высокая его живучесть в режимах полусухого трения, независимость работы от осевых перемещений вала, позитивные конструктивные решения по компенсации усилий прижатия вкладыша к корпусу (от давления водорода) и снижению расходов масла в сторону водорода явились основанием для широкого использования кольцевых уплотнений на всех турбогенераторах единой серии ТВФ и ТВВ, а также на турбогенераторах серии ТГВ с водоводородным охлаждением.
1.2. Схемы маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением также, как и уплотнения вала, по мере их перевода на повышенное давление водорода претерпели значительные изменения и улучшения и в первоначальном виде мало где сохранились. В частности, модернизация схем маслоснабжения торцевых и кольцевых уплотнений вала шла в направлении отказа от использования отдельного бака маслоснабжения с переводом питания уплотнений маслом, забираемым из главного масляного бака турбины (ГМБ), исключения из схемы маслоочистительного оборудования, расширительного и воздухоотделительного бачков, замены электронных регуляторов давления масла механическими дифференциальными, установки ДБ и т.д.
На рис.3, 5-8 приведены наиболее распространенные схемы маслоснабжения уплотнений вала современных турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше.
|
 |
Рис.3. Схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого типа турбогенераторов ТВВ-200-2, ТВВ-165-2, ТВФ-100-2, ТВФ-60-2:
1 - инжектор; 2 - масляный насос с приводом постоянного тока; 3 - масляный насос с приводом переменного тока; 4 - маслоохладитель МОВ-1; 5 - сетчатый фильтр ФМ-50; 6 - регулятор давления РПД-14; 7 - электроконтактный манометр; 8 - гидрозатвор ЗГ-500; 9 - масломерное стекло; 10 - демпферный бак; 11 - эксгаустер; 12 - маслобак турбины; 13 - вестовая труба
1.2.1. Схема, изображенная на рис.3, взята за основу при описании состава оборудования, его назначения и взаимодействия.
В качестве основного источника маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов мощностью до 200 МВт, как правило, используется инжектор, который принято считать наиболее простым и надежным устройством из-за отсутствия в нем вращающихся и трущихся элементов. В инжектор подается масло высокого давления (до 2 МПа) из напорной магистрали главного маслонасоса (установлен на валу турбины) или пускового маслонасоса. Засасываемое инжектором масло забирается из трубопровода подачи масла на подшипники турбоагрегата. Смешанное и частично охлажденное масло под заданным давлением поступает в маслосистему уплотнений вала. Помимо инжектора предусматривается установка двух центробежных масляных насосов уплотнений, один из которых с приводом переменного тока является резервным, а другой с приводом постоянного тока - аварийным (АМНУ). Масло на стороне всасывания МНУ поступает из чистого отсека ГМБ. Нормально в работе находится инжектор, а при неисправности последнего - резервный МНУ. При снижении давления масла происходит автоматическое включение МНУ по импульсу от электроконтактных манометров (ЭКМ), установленных после фильтров механической очистки масла (ФМ). Предусматривается также автоматическое включение АМНУ при отключении электродвигателя резервного МНУ.
Из напорного коллектора масло, как правило, поступает в маслоохладитель (МО), в котором масло охлаждается до температуры 35-40 °С, а затем в сетчатые ФМ. Один из ФМ находится в работе, другой - в резерве.
После ФМ масло подается на вход регулятора перепада давлений масло-водород (РПД), который обеспечивает автоматическое поддержание постоянства перепада (0,04-0,09 МПа) во всех режимах работы. Применяемые в данной и других схемах РПД являются дифференциальными регуляторами прямого действия грузового типа с проточными (РПД-14, ДРДМ-5 и др.) или вращающимися (ДРДМ-12, ДРДМ-30, 2ДРД-10 и др.) золотниками.
Основным элементом РПД-14 (рис.4) или ДРДМ-5 является золотник, перемещающийся внутри буксы, в которой выполнены окна для входа и выхода уплотняющего масла. На золотнике имеются два поршня одинакового диаметра. На верхний поршень действует давление водорода, отбираемое посредством импульсной трубки из газового объема гидрозатвора (ЗГ), на нижний - давление масла обратной связи, отбираемое непосредственно со входа на уплотнения вала. К верхней части золотника крепятся сменные грузы, которыми устанавливается необходимый перепад давлений масло-водород. Регулятор работает следующим образом. Масло от инжектора или насоса поступает в верхний входной патрубок РПД и по верхней кольцевой проточке корпуса через верхние входные окна буксы - в проточную часть золотника. Из проточной части масло выходит через регулирующие нижние окна буксы в нижнюю проточку корпуса и нижний выходной патрубок регулятора. Золотник находится в равновесии в том случае, когда давление уплотняющего масла равно заданному. При повышении (понижении) давления газа равновесие сил, действующих на золотник, нарушается и он опускается (поднимается), увеличивая (уменьшая) проходное сечение дросселирующих окон буксы до тех пор, пока давление на выходе регулятора не станет равным заданному и не наступит равновесие золотника.
|
 |
Рис.4. Регулятор перепада давления РПД-14:
1 - крышка;
2 - ограничительный болт; 3 - груз; 4 - диск; 5 - золотник; 6 - букса; 7 - корпус; 8 - упор; 9 - дно; 10 - входной патрубок; 11 - выходной патрубок
В случае изменения давления масла до регулятора, что наблюдается при изменении частоты вращения ротора, импульс измененного давления проходит через регулятор и по трубопроводу обратной связи подается под золотник. Последний перемещается так, чтобы восстановить равновесие действующих на него сил и заданный перепад давлений. Для предупреждения возможных автоколебаний регулятора из-за высоких скоростей перемещения золотника при резких колебаниях давления масла до регулятора в линии обратной связи по маслу устанавливается приставка с дроссельной шайбой. Для исключения полного перекрытия регулирующих окон буксы при резком увеличении давления масла перед регулятором в верхней части корпуса регулятора устанавливается ограничительный болт.
После РПД уплотняющее масло под давлением выше давления водорода поступает на оба уплотнения вала. В эксплуатации имеются схемы, в которых масло после РПД поступает в МО, а затем на уплотнения. Пройдя уплотнения вала, большая часть масла сливается в сторону воздуха - в картеры подшипников и лишь незначительная часть - в сторону водорода, в сливную камеру.
Слив масла из ЗГ и опорных подшипников производится в общий сливной коллектор и далее через гидравлическую петлю высотой 1500 мм в грязный отсек ГМБ турбины. Выделяющиеся из масла газы (водород, воздух) отводятся из коллектора в атмосферу через вестовую (вытяжную) трубу диаметром 150 мм. Во избежание скопления взрывоопасных смесей в газовом объеме ГМБ предусматривается вентиляция посредством эксгаустера (центробежного вентилятора).
При нормальной работе уровень масла находится в переливной трубе на 1-2 м выше верхней образующей ДБ. Связь ДБ с ЗГ осуществляется посредством переливной и противосифонных труб. В верхнюю часть противосифонной трубы врезана продувочная труба. На переливной трубе устанавливается смотровое окно для контроля за возможным сифонным переливом масла из ДБ в ЗГ в случаях недопустимого увеличения перепада давлений масло-водород.
1.2.2. На рис.5 показана схема маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов типа ТВВ-320-2.
|
 |
Рис.5. Схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого типа турбогенератора ТВВ-320-2:
1 - масляный насос с приводом постоянного тока; 2 - масляный насос с приводом переменного тока; 3 - маслоохладитель МОВ-1; 4 - масляный фильтр ФМ-50; 5 - регулятор уплотняющего масла РПД-14; 6 - регулятор прижимающего масла РПМ-1; 7 - Злектроконтактный манометр; 8 - гидрозатвор ЗГ-500; 9 - масломерное стекло; 10 - демпферный бак; 11 - эксгаустер; 12 - маслобак турбины; 13 - вестовая труба
Первое отличие данной схемы от рассмотренной выше состоит в том, что вместо инжектора установлен МНУ с приводом переменного тока. Это объясняется тем, что в системах смазки турбин мощностью 300 МВт отсутствует источник масла высокого давления, а в системах регулирования вместо нефтяных масел применены негорючие жидкости.
Второе отличие заключается в установке дополнительного регулятора прижимающего масла (РПМ), что вызвано применением в генераторах типа ТВВ-320-2 двухкамерных уплотнений вала торцевого типа. Одна из камер служит для подачи уплотняющего масла, другая - для прижимающего масла. Последнее наряду с давлением водорода осуществляет прижатие вкладыша к упорному диску вала ротора. Устанавливаемый в схеме регулятор прижимного масла (РПМ-1, РДМ-17, РДМ-27) предназначен для автоматического поддержания постоянного давления прижимающего масла.
По принципу действия и конструкции РПМ аналогичны регуляторам уплотняющего масла. При аварийном отключении всех источников маслоснабжения РПМ сохраняет свою работоспособность за счет поступления масла в регулятор из ДБ (через обратный клапан).
Необходимо отметить, что на ряде турбогенераторов типов ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 с двухкамерными уплотнениями вала торцевого типа исполнения АО "ЦКБ Энергоремонт" для обеспечения расчетных удельных нагрузок на вкладыш давление прижимающего масла следует снижать с повышением давления водорода. С этой целью в схемах маслоснабжения упомянутых генераторов устанавливаются РПМ типа РДМ-7 конструкции АО "ЦКБ Энергоремонт", которые обеспечивают регулирование прижимающего масла обратно пропорционально изменению давления водорода.
1.2.3. На рис.6 представлена схема масло-снабжения уплотнений вала торцевого и кольцевого типов турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт, которая не имеет принципиальных отличий от ранее рассмотренных.
|
 |
Рис.6. Схема маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300, ТГВ-200М:
1 - масляный насос с приводом постоянного тока; 2 - масляные насосы с приводом переменного тока; 3 - масляный фильтр 4ФМ-10; 4 - регулятор уплотняющего масла 2ДРД-10; 5 - демпферный бак; 6 - полупроводниковые реле уровня ПРУ-5М; 7 - противосифонный клапан 2КО-6; 8 - электроконтактный манометр; 9 - гидрозатвор; 10 - расширительный бачок; 11 - эксгаустер; 12 - вестовая труба с клапаном 4КО-1
На турбогенераторах ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-200-2М основным источником маслоснабжения является, как правило, инжектор. На турбогенераторах ТГВ-300 вместо инжектора устанавливается МНУ, приводимый во вращение асинхронным электродвигателем.
Холодное масло на стороне всасывания МНУ поступает после МО системы смазки подшипников турбоагрегата. Имеются схемы, в которых масло на уплотнения попадает непосредственно из ГМБ; в этом случае для охлаждения масла используется отдельный МО.
Степень засорения ФМ контролируется дифференциальным манометром (перепадомером) типа ДП-778 с сигнальным устройством.
В турбогенераторах с торцевыми уплотнениями вала предусматривается установка специального клапана (на схеме он не показан), открытие которого при вращении ротора от ВПУ позволяет увеличить перепад давлений масло-водород до 0,2 МПа.
Демпферный бак подключен к системе по двухтрубной схеме с постоянным протоком масла через него. Уровень масла в ДБ контролируется двумя реле уровня типа ПРУ-5М и по масломерному стеклу. На трубопроводах обвязки ДБ предусматривается установка специальных вентилей для имитации снижения уровня в ДБ и опробования защиты.
Для исключения сифонного перелива масла через трубопровод связи ДБ с ЗГ устанавливается обратный клапан типа 2КО-6. Отсутствие перелива контролируется визуально через смотровое окно.
При выходе из строя ЗГ допускается осуществлять слив масла помимо ЗГ, контролируя уровень сливаемого масла по указателю уровня (масломерному стеклу), установленному несколько выше ЗГ. На ряде турбогенераторов устанавливается по два ЗГ-30, один из которых является резервным.
Выделяющиеся из масла и скапливающиеся в сливном коллекторе газы отводятся в атмосферу через вытяжную трубу, оснащенную обратным клапаном. Дополнительная вентиляция сливного коллектора осуществляется эксгаустером.
1.2.4. Схема, изображенная на рис.7, применяется для обеспечения маслом уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой унифицированной серии мощностью от 60 до 300 МВт.
|
 |
Рис.7. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой серии мощностью 60-300 МВт:
1 - масляный насос с приводом постоянного тока; 2 - масляный насос с приводом переменного тока; 3 - маслоохладитель; 4 - масляный фильтр; 5 - магнитный фильтр; 6 - регулятор давления; 7 - смотровое окно; 8 - демпферный бак; 9 - противосифонный клапан; 10 - маслоконтрольный патрубок; 11 - маслоуловитель; 12 - эксгаустер сливного коллектора; 13 - эксгаустер маслобака; 14 - маслобак турбины; 15 - гидравлический затвор; 16 - вестовая труба
В конструкции уплотнений вала и схеме их маслоснабжения реализованы современные технические решения, направленные на повышение надежности их работы. В частности, предельно снижен расход масла на сторону водорода, что позволило отказаться от вакуумной обработки масла, выполнена разгрузка вкладышей от осевого давления водорода, установлены магнитный фильтр для улавливания ферромагнитных частиц и дополнительный МО, ДБ включен по схеме с постоянным протоком масла, предусмотрена установка специального противосифонного клапана в трубе над ДБ, установлены вентили для проверки работоспособности реле уровня и опробования защиты от снижения уровня в ДБ, а также смотровые патрубки для визуального контроля за уровнем масла в ДБ, вентиляция воздушных объемов сливного коллектора и ГМБ осуществлена посредством эксгаустеров с предвключенными маслоуловителями.
1.2.5. Схема маслоснабжения кольцевых уплотнений вала, изображенная на рис.8, используется в турбогенераторах производства АО "Электросила" мощностью 500, 800, 1000 и 1200 МВт.
|
 |
Рис.8. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов ТВВ-500-2 и ТВВ-800-2:
1 - масляный насос с приводом переменного тока; 2 - масляный насос с приводом постоянного тока; 3 - маслоохладитель МОФ-3; 4 - масляный фильтр ФМ-10; 5 - магнитный фильтр УФМ-36; 6 - регулятор уплотняющего масла РПД-14; 7 - регулятор компенсирующего масла РПД-14; 8 - демпферный бак; 9 - противосифонный клапан; 10 - гидрозатвор ЗГ-500; 11 - водородоотделительный бачок БВО-1; 12 - гидравлический затвор; 13 - масляный бак; 14 - маслоуловитель; 15 - эксгаустеры; 16 - агрегат вакуумной очистки масла; 17 - расширительный бак; 18 - дренажный вакуумный бачок; 19 - водоструйный эжектор; 20 - вестовая труба; 21 - дренажный вентиль
Система выполняется автономной, она не связана с системой смазки подшипников турбоагрегата, в которой может применяться негорючая синтетическая жидкость типа ОМТИ. Опыт использования ОМТИ в уплотнениях вала оказался негативным из-за агрессивного воздействия последней на изоляционные материалы генератора.
Отличительной особенностью приведенной схемы является наличие двух потоков масла: уплотняющего и компенсирующего, циркулирующих по одному замкнутому контуру, а также оборудования для вакуумной очистки масла.
Для предотвращения интенсивного загрязнения водорода и сокращения его расхода на продувки предусматривается вакуумная обработка масла. Для этого необходимо заполнить АВОМ маслом из маслобака системы, подключить всасывающие магистрали рабочего и резервного МНУ к АВОМ и подать часть масла по линии рециркуляции на разбрызгивающие сопла АВОМ. Разбрызгиванием масла под вакуумом (620-720 мм рт. ст.), создаваемым водоструйным эжектором (давление воды в эжекторе около 0,2 МПа), достигается наиболее полное удаление из масла растворенных в нем воздуха и водорода. На вакуумном трубопроводе над АВОМ установлен расширительный бак с поперечными перегородками, препятствующими засасыванию масляной пены и паров масла в эжектор. При значительном вспенивании масла, когда его уровень в АВОМ поднимается выше допустимого, поплавок регулятора уровня, вмонтированного в крышку АВОМ, перекрывает вакуумный трубопровод, снижая при этом значение вакуума, контролируемого мановакуумметром. Для выявления случайного попадания жидкости в вакуумный трубопровод и удаления ее в дренаж предусмотрен вакуумный дренажный бачок с указателем уровня.
При выводе генератора и системы маслоснабжения в ремонт масло из ДБ сливается в сливной коллектор через перемычку с дренажным вентилем.
2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТЕ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА И СХЕМ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
Накопленный опыт эксплуатации уплотнений вала и их схем маслоснабжения позволяет сформулировать ряд общих технических требований к их работе, которые заключаются в следующем:
отсутствие пропуска водорода через уплотнения;
обеспечение заданной чистоты водорода при заданном его расходе;
сохранность деталей уплотнений вала и собственно вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму после восстановления маслоснабжения;
обеспечение допустимой температуры баббита вкладышей;
обеспечение срока службы (ресурса вкладыша) не менее периода между текущими ремонтами;
предотвращение попадания масла в корпус генератора.
2.1. Отсутствие пропуска водорода через уплотнения выполняется путем соблюдения правильной технологии сборки и наладки уплотнений, основные принципы которой сводятся к следующему:
2.1.1. Разъемы корпусов и вкладышей правильно собраны, т.е. обеспечивается правильное соотношение размеров канавок на разъемах и резинового шнура, исключающие закусывание резины, имеется масляная канавка на разъемах вкладышей и т.д.
2.1.2. Биение и конусность упорного диска для торцевых уплотнений или цилиндрической поверхности вала для кольцевых уплотнений находятся в пределах допусков, указанных в чертежах.
2.1.3. Шабровка уклонов на баббитовой поверхности вкладыша торцевого уплотнения выполнена в соответствии с чертежом, отсутствуют перекосы вкладыша в корпусе, расходы масла в сторону воздуха не превышают заданных (это исключает возможность пропуска водорода через масляный слой между вкладышем и валом).
2.1.4. Заданный перепад давлений масло-водорода поддерживается автоматически во всех эксплуатационных режимах, что обеспечивается при правильной настройке и исправной работе применяемых дифференциальных регуляторов прямого действия.
2.1.5. Вкладыш торцевого уплотнения легко перемещается в корпусе, т.е. обеспечены минимальные силы трения на сопряженных поверхностях вкладыша и корпуса. Это условие выполняется при правильном выполнении канавки под резиновые уплотняющие кольца, когда исключены выдавливание и защемление резинового шнура. Центровка вкладыша на сухарях, позволяющая снизить неравномерность сжатия резинового шнура, высокое качество обработки скользящих поверхностей, достаточная жесткость корпусов уплотнений и прочность их крепления к наружным щитам генератора, достаточная твердость и прочность шпоночных узлов - все это необходимо для беспрепятственного аксиального перемещения вкладышей внутри корпусов.
Недопустима коррозия деталей уплотнений, возникающая при обводнении масла.
2.1.6. Обеспечивается герметичность мест соединения наружного щита генератора и корпуса уплотнения.
2.1.7. Исключены заедания клапана ЗГ, которые могут приводить к переполнению сливной системы маслом либо прорыву водорода в сливные маслопроводы турбоагрегата.
2.2. Обеспечение заданной чистоты водорода при заданном его расходе определяет экономичность эксплуатации газомасляной системы.
Понижение чистоты водорода в корпусе генератора происходит за счет выделения воздуха из масла, соприкасающегося с водородом. Чем больше расход масла в сторону водорода, тем больше требуется водорода для продувки генератора для поддержания необходимой чистоты водорода.
Опыт эксплуатации показывает, что экономичная эксплуатация с точки зрения чистоты и расхода водорода на продувки обеспечивается при расходах масла в сторону водорода около 2-5 л/мин. Как торцевые, так и кольцевые уплотнения вала в состоянии обеспечить указанные выше расходы масла в сторону водорода.
В схемах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала турбогенераторов большой мощности с повышенными расходами масла в сторону водорода возникает необходимость ввода в работу установок вакуумной очистки масла для поддержания необходимой чистоты водорода, о чем отмечалось выше.
2.3. Сохранность деталей торцевых уплотнений вала и собственно вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму после восстановления маслоснабжения обеспечивается применением быстродействующего резервирования подачи масла в уплотнения за счет установки в системе маслоснабжения ДБ. Демпферные баки, снабженные устройствами сигнализации и защиты, позволяют сохранить уплотнения вала торцевого типа и газоплотность генераторов при аварийных нарушениях подачи масла, при безнасосном останове и обеспечивают возврат к нормальной работе уплотнений после восстановления подачи масла от маслонасосов.
Для кольцевых уплотнений нарушение маслоснабжения не представляет большой опасности. Однако при этом возможен выход водорода вдоль вала. Для предотвращения этого установка ДБ в системах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала также целесообразна.
2.4. Температура вкладышей уплотнений вала является наиболее представительным параметром, характеризующим их состояние.
Допустимая температура вкладыша торцевого уплотнения ниже той, которая допустима для упорного подшипника турбины (95 °С). Это объясняется более тяжелыми условиями работы торцевого уплотнения по сравнению с упорными подшипниками, а также тем, что измерение температуры баббита торцевого уплотнения производится не в самой горячей зоне. Нагрев запирающего пояска вкладыша превышает нагрев зоны "сапожков", где контролируется температура, на 20-30 °С. Выплавление баббита сегментов упорных подшипников происходит при температуре колодок 130 °С, следовательно, температурный запас по предельной температуре составляет для подшипника 130-95=35 °С. Исходя из изложенного выше способа контроля нагрева баббита в уплотнениях, этот запас для торцевых уплотнений должен быть значительно больше (не менее чем на 15-20 °С), что и достигается нормированием допустимой температуры баббита 80 °С.
Кольцевые уплотнения вала не требуют больших запасов по температуре баббита с точки зрения их надежности. Износ баббита и приработка вкладышей при отсутствии перекосов ведут к увеличению расхода масла и снижению температуры. Поэтому предельная температура может быть принята равной 90 °С.
2.5. Ресурс вкладыша должен быть таким, чтобы обеспечивалась надежная работа уплотнений в период от одного планового ремонта до другого. Постепенное снижение работоспособности торцевых уплотнений вала в процессе эксплуатации связано с износом баббита вкладышей, деформацией и выдавливанием уплотняющих колец из резины, повреждениями шпоночного узла. Износ баббита объясняется в основном наличием механических включений в подаваемом на уплотнения масле и высокими удельными нагрузками на баббит при пуске и останове турбоагрегата, когда ухудшаются условия смазки и охлаждения вкладышей. Тщательная очистка масла, исключение возможности попадания в уплотнения продуктов коррозии металла, повышение перепада давлений масло-водород в режиме вращения от ВПУ позволяют уменьшить скорость износа баббита вкладышей. Выдавливание резинового шнура при его небольшом начальном сжатии (0,3-0,5 мм) можно предотвратить при центровке вкладыша в корпусе, обеспечивающей равномерность уплотняемого зазора по окружности, и при высокой точности обработки поверхностей вкладыша и корпуса.
Однако все эти мероприятия не позволяют точно нормировать ресурс уплотнений. Можно считать достаточным ресурс, равный одному году эксплуатации, и планировать текущие ремонты уплотнений вала торцевого типа с восстановлением работоспособности или заменой вкладышей не реже одного раза в год. Для уплотнений кольцевого типа ресурс может быть выше примерно вдвое.
2.6. Требование предотвращения попадания масла внутрь генератора обусловлено соображениями надежности изоляции обмоток и роторных бандажей. Для обеспечения этого требования в конструкции турбогенераторов с торцевыми и кольцевыми уплотнениями вала предусматривается установка на стороне водорода лабиринтных маслоуловителей, маслоотражательных колец и маслоотводящих устройств. Однако на многих генераторах наблюдается замасливание обмоток в процессе эксплуатации. Масло попадает в генератор как при переходных режимах (продувка, перевод генератора с водорода на воздух и обратно, пуски и остановы), так и при стационарных режимах. Причинами этого являются колебания давления масла и газа, заполнение сливной камеры маслом при низком давлении водорода, низкое качество маслоуловителей, высокий расход масла, проникновение в генератор водорода, содержащего распыленное горячее масло с последующей конденсацией этого масла на холодных деталях генератора.
Заслуживают внимания предложения ряда специализированных организаций по уменьшению попадания масла в генератор, такие как установка тормозных перегородок в маслоуловителях, выполнение непрерывной продувки сливных камер со стороны водорода в сочетании с автоматической подпиткой генератора и др.
3. ОБЪЕМ УСТРОЙСТВ УПРАВЛЕНИЯ, ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ,
КОНТРОЛЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ И ЗАЩИТЫ
3.1. Управление МНУ осуществляется дистанционно посредством ключей управления, устанавливаемых на местных щитах управления (панель сигнализаций водородного охлаждения) или на пультах БЩУ. Возможны схемы с использованием избирательных схем управления функциональными группами механизмов.
Выбор того или иного МНУ для целей автоматического включения резерва АВР производится двух- или трехпозиционными переключателями блокировок, которые размещаются рядом с индивидуальными ключами управления МНУ.
Сигнализация включенного или отключенного положения МНУ осуществляется коммутаторными лампами, встроенными в ключи управления или мнемосхему.
В непосредственной близости к МНУ предусматривается установка кнопочных постов аварийного отключения электродвигателей насосов.
3.2. Автоматическое включение резервного маслонасоса с электродвигателем переменного тока производится в следующих случаях:
при аварийном (ошибочном) отключении электродвигателя рабочего МНУ (на переменном токе).
Автоматическое включение аварийного МНУ с электродвигателем постоянного тока осуществляется:
при аварийном (ошибочном) отключении резервного МНУ (в схеме с инжектором и двумя насосами) или отключении электродвигателей рабочего и резервного МНУ.
3.3. Текущий контроль за состоянием уплотнений вала и параметрами системы их маслоснабжения осуществляется посредством показывающих или самопишущих приборов и указателей уровня, устанавливаемых на БЩУ, МЩУ и по месту.
Предусматривается установка (без привязки к конкретной конструкции уплотнений вала и схеме маслоснабжения) следующих средств измерения и контроля:
мановакуумметров для измерения давления масла во всасывающих патрубках каждого МНУ;
мановакуумметров для измерения разрежения в отсасывающих трубопроводах АВОМ;
манометров для измерения давления воды в водоструйном эжекторе создания вакуума в баке АВОМ;
манометров для измерения давления масла в напорном патрубке каждого МНУ (до обратного клапана);
манометров для контроля за маслом высокого и низкого давлений перед инжектором;
манометров для измерения давления масла до и после ФМ или дифференциального манометра для измерения перепада давлений на ФМ;
электроконтактных манометров для измерения давления масла в напорном маслопроводе после ФМ (до РПД), используемых для формирования импульса на АВР;
манометров для измерения давления уплотняющего масла после РПД (могут быть с сигнальным органом);
манометров для измерения давления масла до и после регуляторов компенсирующего масла;
манометров для измерения давления масла до (обычный) и после (с сигнальным органом) регуляторов прижимающего масла;
манометров для измерения давления уплотняющего, компенсирующего и прижимающего масла на входе в каждое уплотнение;
дифференциальных манометров со вторичными самопишущими сигнализирующими приборами для измерения перепада давлений уплотняющее (компенсирующее) масло-водород;
логометров, регистрирующих мостов (с сигнальными органами), а также установок централизованного контроля параметров типа А 701-03 (с функциями программируемой регистрации, индикации и сигнализации) для измерения температуры баббита вкладышей уплотнений вала, масла на выходе из МО и сливаемого из уплотнений на сторону воздуха;
реле верхнего и нижнего уровней (с сигнальными органами) для контроля за уровнем масла в ДБ, ЗГ, баке АВОМ и маслобаке системы;
реле уровня (с сигнальным органом) для контроля за наличием жидкости в дренажных трубопроводах генератора и в дренажном вакуумном бачке АВОМ.
3.4. В случаях нарушения режима работы маслосистемы и отклонения параметров от нормальных на щитах управления предусматривается следующий объем сигнализации.
На панелях оперативного контура БЩУ загораются сигнальные световые табло:
"Отклонение перепада давлений масло-водород";
"Низкий уровень масла в ДБ";
"Аварийный уровень масла в ДБ";
"Наличие водорода в контрольных точках" (включая подшипники);
"Неисправность водородного охлаждения";
"Вызов к установке теплоконтроля" и другие сигналы неполадок в газовой системе (см. п.13.5).
Сигнал "Неисправность водородного охлаждения" является групповым и включает в себя (для маслосистем с двухкамерными торцевыми уплотнениями и с кольцевыми уплотнениями без маслоочистки) сигналы:
"Уровень масла в ЗГ низкий";
"Уровень масла в ЗГ высокий";
"Давление уплотняющего масла низкое";
"Жидкость в корпусе генератора";
"Аварийное отключение эксгаустера";
"Аварийное отключение МНУ";
"АВР МНУ";
"Давление прижимающего масла низкое (высокое)";
"Нет постоянного тока в цепях питания аварийного МНУ" и другие сигналы, относящиеся к газовой системе (см. п.13.5).
На МЩУ устанавливаются указательные реле и сигнальные лампы, посредством которых осуществляется расшифровка группового сигнала "Неисправность водородного охлаждения".
В системах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала с маслоочисткой предусматривается дополнительная сигнализация неисправностей, связанных с отклонением от нормы перепада давлений компенсирующее масло-водород, снижением (повышением) уровня масла в маслобаках системы и АВОМ и появлением масла в вакуумном дренажном бачке.
На мощных энергоблоках и турбоагрегатах, оснащаемых АСУ ТП, текущий контроль и технологическая сигнализация может осуществляться с использованием средств вычислительной техники. При этом предоставление информации оператору осуществляется в виде текстового сообщения на сигнальном видеомониторе, в форме видеокадров масляных схем с числовыми значениями параметров и т.п., сопровождаемых при отклонении от нормы звуковым сигналом, миганием или сменой цвета изменившегося параметра.
На информационные вычислительные системы возлагаются также функции регистрации во времени и документирования аварийных событий при действии технологических защит в маслосистеме уплотнений вала.
3.5. Системы маслоснабжения оснащаются следующими технологическими защитами:
защита от снижения уровня масла в ДБ. При снижении уровня масла в баке до второго предела с подтверждением его снижения до первого предела защита с выдержкой времени до 9 с действует на останов турбины со срывом вакуума, отключение генератора от сети и гашение поля;
защита от отключения всех трех электродвигателей МНУ. Выдержка времени защиты и характер действия аналогичны предыдущей.
4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ СИСТЕМЫ
МАСЛОСНАБЖЕНИЯ МЕЖДУ ЦЕХАМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ*
________________
* Распределение обязанностей между цехами по обслуживанию газовой системы приведено в разд.14.
4.1. На персонал электрического цеха (ЭЦ) возлагается:
осмотр электрооборудования системы маслоснабжения дежурным персоналом один раз в смену и мастером по ремонту согласно утвержденному графику, но не реже одного раза в неделю;
обслуживание и ремонт электрооборудования системы маслоснабжения;
участие в приемке из ремонта масляных уплотнений вала;
контроль за изоляцией уплотнений вала;
участие в опробовании АВР МНУ и технологических защит (совместно с персоналом котлотурбинного цеха (КТЦ) и цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ);
участие в подготовке к пуску, пуске и останове системы совместно с КТЦ.
4.2. На персонал КТЦ возлагается:
надзор за работой, контроль и регулирование параметров системы;
ремонт оборудования, входящего в систему маслоснабжения (насосы, фильтры, ДБ, регуляторы давления, МО и т.п.);
контроль за температурой вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из них;
содержание в чистоте выступающих краев изоляции корпусов уплотнений со стороны выводов генератора (в доступных местах) и изоляции маслопроводов и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замыкали их;
контроль за содержанием водорода в картерах подшипников (сливных камерах) по показаниям газоанализатора, действию сигнализации и устранение причин попадания водорода в подшипники;
содержание в исправности и готовности к действию стационарных и первичных средств тушения пожара на турбоагрегате;
выполнение операций по подготовке к пуску и останову маслосистемы.
4.3. На персонал ЦТАИ возлагается:
обслуживание и ремонт манометров, дифференциальных манометров, реле уровня и других первичных преобразователей и вторичных приборов и устройств технологического контроля (включая средства вычислительной техники), сигнализации, блокировок и технологических защит системы;
обслуживание и ремонт датчиков, цепей и приборов теплового контроля уплотнений вала.
4.4. На персонал химического цеха (ХЦ) возлагается:
определение содержания водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), масляном баке турбины, а также кислорода в ЗГ по контрольным химическим анализам газа;
контроль за качеством масла, подаваемого на уплотнения вала (проведение его химического анализа).
4.5. Метрологический надзор за состоянием средств измерения осуществляет метрологическая служба или подразделение, выполняющее функции метрологической службы.
5. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ВВОД СИСТЕМЫ В РАБОТУ
5.1. К операциям по подготовке и включению маслосистемы уплотнений вала разрешается приступить после выполнения следующих работ:
закончен монтаж (ремонт) трубопроводов, арматуры, аппаратуры, приборов и оборудования маслосистемы с соблюдением заводских требований в части высот расположения оборудования, диаметров и уклонов трубопроводов, высот установки реле уровня и т.п.;
произведены осмотр, ревизия и наладка арматуры и оборудования, входящего в состав системы, выполнена поверка КИП;
произведены гидравлические испытания МО и напорных трубопроводов маслосистемы совместно с аппаратурой по нормам завода-изготовителя генератора;
проведена проверка газоплотности статора, ротора и газовой схемы генератора;
закончены предпусковые проверки и наладка электрооборудования МНУ и эксгаустеров с прокруткой их электродвигателей на холостом ходу, завершена наладка устройств технологической сигнализации, электроавтоматики и защиты маслосистемы, в соответствии с заводскими указаниями выставлены уставки технологической сигнализации и АВР МНУ, выполнены проверки работоспособности устройств сигнализации, возможные только в процессе монтажа (например, проверка сигнализации попадания жидкости в генератор);
проверена исправность датчиков, цепей и приборов теплового контроля уплотнений вала и охлаждающего масла;
произведена промывка по временной схеме (без уплотнений вала, ДБ, ЗГ, АВОМ, МО и регуляторов давления) трубопроводов системы турбинным маслом по заводской технологии с контролем перепада давлений на ФМ;
обеспечены требования техники безопасности и противопожарной безопасности, включено освещение машинного зала, местное освещение площадок обслуживания оборудования маслосистемы, подсветка масло-контрольных патрубков, задействованы телефонная и другие виды внутристанционной связи.
5.2. Старший по смене КТЦ, получив распоряжение от вышестоящего лица о подготовке к пуску турбоагрегата, должен выполнить или проконтролировать выполнение подчиненным персоналом и персоналом других цехов следующего:
5.2.1. Проверить, сданы и закрыты ли все наряды на работы, проводимые на маслосистеме, завершены ли работы, выполняемые по распоряжениям.
5.2.2. Проверить по записям в журнале ввода оборудования после монтажа (ремонта) о полном окончании монтажных и ремонтных работ, наличие записей о разрешении ввода оборудования в работу мастерами цехов, ответственными лицами от монтажной или наладочной организации.
5.2.3. Выполнить осмотр оборудования маслосистемы, обратив внимание на:
чистоту площадок обслуживания, отсутствие посторонних предметов;
наличие освещения над маслоконтрольными патрубками трубопроводов слива масла из уплотнений, чистоту смотровых окон и масломерных стекол;
отсутствие загрязнений и металлических предметов на изоляции корпусов и маслопроводов уплотнений вала со стороны возбудителя (выводов) генератора;
состояние сальников масляных насосов, надежность крепления кожухов соединительных муфт, исправность сочленения валов электродвигателей и насосов, подключенное состояние подводящих кабелей, наличие заземления корпусов электродвигателей МНУ и эксгаустеров, отсутствие попадания воды на приводные двигатели последних;
состояние фланцевых соединений маслопроводов и арматуры и аппаратов маслосистемы, отсутствие заглушек в тракте циркуляции масла, исправность арматуры, наличие четкой нумерации задвижек, вентилей, кранов, аппаратов и оборудования, соответствующей обозначениям на действующей технологической схеме маслосистемы.
5.3. Подготовительные и пусковые работы по вводу в работу маслосистемы осуществляются дежурным персоналом КТЦ. Необходимый объем подготовительных и пусковых операций определяется схемными особенностями систем маслоснабжения, учесть которые полностью в настоящей Типовой инструкции не представляется возможным. В силу этого в качестве типовой схемы при описании пуско-остановочных операций принята наиболее распространенная на электростанциях схема маслоснабжения, представленная на рис.7.
В процессе подготовки маслосистемы к пуску необходимо:
5.3.1. Проверить уровень масла в ГМБ и при необходимости подпитать его чистым маслом.
5.3.2. Убедиться в закрытом положении арматуры опорожнения маслосистемы, для чего проконтролировать закрытое состояние (закрыть) вентили:
М35 на линии слива масла из ЗГ помимо поплавкового регулятора уровня;
М36 на линии опорожнения трубопроводов слива масла из ЗГ;
М37 на линии опорожнения бака ЗГ;
М39 на линии опорожнения гидропетли сливного маслопровода со стороны возбудителя (контактных колец);
М41 на линии опорожнения ДБ и напорных трубопроводов уплотняющего масла;
М43 на линии опорожнения гидропетли перед ГМБ.
5.3.3. Заполнить маслом корпусы МНУ, для чего:
проверить закрытое положение (закрыть) задвижки М4, М5, М6 на линии напора МНУ и АМНУ;
открыть задвижки M1, M2 и МЗ на стороне всасывания МНУ и АМНУ;
открыть краны воздушников на корпусах масляных насосов, после появления масла воздушники закрыть.
5.3.4. Собрать схему подачи масла к РПД, для чего:
Проверить закрытое положение (закрыть) задвижки:
М8, М9 (М10, М11) на входе и выходе масла из резервного МО;
M12 на байпасе МО;
М13 (M15) на входе резервного ФМ;
M19 на байпасе магнитного фильтра.
Открыть задвижки (краны):
М20 перед РПД; М10, М11 (М8, М9) на входе и выходе масла из рабочего МО;
М7 на линии рециркуляции МНУ;
М15, М16 (М13, M14) на входе и выходе масла из рабочего ФМ;
М14 (М13) на выходе резервного ФМ;
M17, M18 на входе и выходе масла из магнитного фильтра;
воздушников на корпусах МО.
5.3.5. Проверить закрытое положение или закрыть задвижки на входе и выходе охлаждающей воды из МО. Убедиться, что обеспечена возможность подачи охлаждающей воды для регулирования температуры масла.
5.3.6. Собрать схему подачи масла на уплотнения вала, для чего:
Проверить закрытое положение (закрыть):
задвижку М23 после РПД;
задвижку М22 на байпасе РПД;
задвижку М27 на линии подачи масла помимо ДБ;
вентиль М30 на линии опорожнения байпасного трубопровода ДБ.
Открыть:
задвижку М25 на линии подачи масла в ДБ;
задвижку М26 на линии подачи масла из ДБ к уплотнениям;
вентиль М21 на импульсной линии масла к РПД;
вентиль М24 на импульсной линии водорода к РПД;
вентиль М31 на линии связи газовых объемов ЗГ и уплотнений вала;
вентили М28, М29 на обводном трубопроводе ДБ.
5.3.7. Подготовить схему слива масла из уплотнений, для чего открыть вентили:
М34 на линии слива масла из ЗГ через поплавковый регулятор уровня;
МЗЗ на трубе перелива масла из ДБ в ЗГ;
М32 на противосифонной трубе.
5.3.8. Проверить закрытое состояние (закрыть) продувочные вентили М38, М40, М42 и М44.
5.4. Включение маслосистемы в работу производится на неподвижном генераторе, заполненном воздухом при избыточном давлении 15-20 кПа.
5.4.1. Опробовать масляные насосы на холостом ходу, для чего:
перевести переключатели блокировок масляных насосов в положение "Отключено";
включить электродвигатель АМНУ, по загоранию сигнальной лампы и по месту убедиться, что МНУ приведен во вращение;
прослушать электродвигатель и насос, убедиться в их нормальной работе и правильности вращения. По манометру на линии напора АМНУ проверить, что насос при работе на закрытую задвижку развивает давление большее, чем табличное значение. В случае отсутствия давления остановить насос кнопкой аварийного отключения и устранить неисправность. Продолжение пусковых операций при неисправности одного из насосов запрещается. Не допускать длительной (более 2-3 мин) работы насоса на закрытую задвижку;
аналогично пустить и поочередно опробовать резервный и рабочий МНУ. По истечении 2-3 мин работы каждого насоса на закрытую задвижку электродвигатель должен быть отключен.
5.4.2. Заполнить систему маслом в следующей последовательности:
открыть задвижки М6 на линии напора АМНУ и М5 (М4) на линии напора резервного МНУ;
включить электродвигатель рабочего МНУ и плавно открыть задвижку М4 (М5) на линии его напора. Убедиться в плотности клапанов на линии напора АМНУ и резервного МНУ по отсутствию обратного вращения роторов насосов;
закрыть кран воздушника рабочего МО после появления из него масла;
подать масло на уплотнения вала, для чего плавно открыть задвижку М23 после РПД и произвести заполнение системы маслом при пониженном давлении масла перед РПД;
контролировать в процессе заполнения системы маслом по масломерному стеклу уровень масла в ЗГ. При малом избыточном давлении воздуха в корпусе генератора не происходит вытеснения масла из ЗГ в сливной коллектор, что может привести к переполнению ЗГ и попаданию масла в корпус генератора. При повышении уровня масла выше верхней точки масломерного стекла закрыть вентиль М34, открыть вентили М35 и М36 и слить излишки масла в бак грязного масла, после чего вентили привести в рабочее состояние.
5.5. Проконтролировать уровень масла в ДБ при первоначально выставленном значении перепада давлений масло-водород. Уровень масла в ДБ должен находиться выше отметки установки смотрового окна, но не быть слишком высоким из-за опасности сифонного перелива масла из бака в ЗГ. Кроме того, следует считаться и с тем, что при высоком уровне масло в трубе над баком не прогревается, оно становится более вязким, что дополнительно снижает давление масла, поступающего на уплотнение при резервировании. Считается нормальным, если уровень масла в трубе над баком на 1,5-2,5 м выше верхней образующей бака, что обеспечивается при последовательной и последовательно-параллельной схемах подключения ДБ при условии, что выдержаны заданные диаметры трубопроводов и вентилей, высота установки бака при нормальном расходе масла. При необходимости провести поднастройку регуляторов уплотняющего масла. На остановленном генераторе значение перепада выбирается завышенным на 0,01 МПа, поскольку при номинальной частоте вращения ротора генератора оно понижается из-за появления реакции струи. Значение перепада давлений настраивается подбором массы грузов, размещаемых на золотнике регулятора. Кроме того, необходимо отрегулировать правильное положение ограничительных болтов (на всех регуляторах) для предотвращения полного перекрытия дросселирующих окон буксы. Положение болтов выбирается на остановленном генераторе при нулевом давлении газа и максимально возможном в эксплуатации давлении масла в общем коллекторе. При этом регулятор должен обеспечивать заданное давление после себя с погрешностью 10-15 кПа. Окончательная настройка регуляторов производится на вращающемся генераторе.
5.6. Плавно закрыть задвижку М7 на линии рециркуляции МНУ. После полного закрытия задвижки должно установиться давление масла перед РПД, близкое к рабочему значению (0,8-1,0 МПа).
5.7. Выполнить осмотр маслосистемы, поставленной под давление. При отсутствии замечаний сообщить руководству ЭЦ о готовности маслосистемы к работам по опрессовке генератора воздухом совместно с газомасляной системой. Эти работы выполняются дежурным и ремонтным персоналом ЭЦ согласно указаниям п.15.1.
5.8. По достижении испытательного давления воздуха осмотреть маслосистему, проконтролировать отсутствие течей масла и утечек водорода, убедиться, что РПД устойчиво поддерживает заданное значение перепада давлений, а регулятор уровня ЗГ обеспечивает поддержание нормального уровня масла, проконтролировать расход масла в сторону водорода (см. п.6.3).
5.9. По окончании работ по опрессовке и проверке газоплотности полностью собранного генератора выполнить предпусковую проверку устройств сигнализации, АВР МНУ и технологических защит маслосистемы.
5.9.1. Проверка устройств сигнализации маслосистемы выполняется ЦТАИ с привлечением в необходимых случаях дежурного персонала КТЦ и ЭЦ при изменении параметра или имитации его изменения до сигнальной уставки с контролем воздействия на указательное реле, световое табло и т.д.
5.9.2. Проверка АВР МНУ проводится оперативным персоналом КТЦ совместно с ЭЦ и КТЦ по специальным инструкциям и программам опробования АВР механизмов СН, утвержденным главным инженером электростанции.
В процессе опробования резервный и аварийный МНУ следует включать при действии каждого пускового органа АВР в отдельности (при снижении давления масла и при отключении электродвигателя).
Каждый из МНУ следует опробовать как в режиме работы, так и при нахождении в резерве.
При выявлении неисправности АВР МНУ дальнейшие пусковые работы должны быть приостановлены до устранения дефекта.
5.9.3. Проверка исполнительных операций технологических защит по снижению уровня в ДБ и по отключению всех электродвигателей МНУ должна осуществляться дежурным персоналом КТЦ совместно с ЦТАИ и ЭЦ по специальным инструкциям и программам, утвержденным главным инженером электростанции. Эти работы должны проводиться перед пуском оборудования после простоя более 3 сут или если во время останова на срок менее 3 сут производились ремонтные работы в цепях защит.
Опробование защит с воздействием на оборудование производится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит.
Периодичность технического обслуживания и методы опробования защит должны соответствовать "Нормам технического обслуживания технологических защит теплоэнергетического оборудования на тепловых электростанциях" (М.: СПО ОРГРЭС, 1977), "Нормативному материалу по эксплуатации технологических защит теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций на базе аппаратуры УКТЗ: РД 34.35.622-93" (М.: СПО ОРГРЭС, 1994) и "Нормам технического обслуживания технологических защит, выполненных на аппаратуре УКТС: РД 34.35.623-90" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990).
При неисправности хотя бы одной из защит пуск турбины запрещается.
5.10. Оставить в постоянной работе один из МНУ с приводом переменного тока. Переключатели блокировок поставить в положение "Резерв".
5.11. Сообщить начальнику смены ЭЦ о готовности маслосистемы к переводу генератора на водород.
Операции перевода генератора с воздуха на инертный газ, а затем на водород осуществляются дежурным персоналом ЭЦ согласно указаниям разд.15.
5.12. Перед подачей водорода в генератор включить в работу эксгаустеры сливного маслопровода генератора и ГМБ.
5.13. В процессе перевода генератора на водород, осуществляемого при пониженном избыточном давлении газа (около 0,02 МПа) в корпусе генератора, контролировать и поддерживать вручную (по масломерному стеклу) уровень масла в ЗГ (см. п.5.4.2).
Примечание. Операции по замене воздуха инертным газом и последнего водородом допускается выполнять и при работе на ВПУ, когда начинаются работы по прогреву турбины паром. Во избежание нежелательных явлений, связанных с опасностью повреждения баббита вкладышей некоторых конструкций уплотнений вала в режиме полусухого трения (см. выше) и проникновения водорода в картер подшипника, необходимо:
на турбогенераторах серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт с торцевыми уплотнениями вала при работе на ВПУ увеличить перепад давления масло-газ до 0,2 МПа. Для исключения сифонного перелива масла ДБ должен быть выведен из работы. Снижение перепада до номинального значения и включение бака в работу должно быть произведено после толчка турбины;
на турбогенераторах с двухкамерными уплотнениями вала торцевого типа до подачи водорода в генератор должен быть включен в работу регулятор прижимающего масла.
5.14. После толчка турбины подать охлаждающую воду в МО, поддерживать температуру масла на выходе из МО на уровне 40 °С.
В процессе увеличения частоты вращения до номинальной и подъема давления водорода осуществлять постоянный контроль за постоянством перепада давлений масло-водород, расходом масла в сторону водорода, температурой вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из них, отсутствием попадания водорода в картеры подшипников (сливные камеры уплотнений с воздушной стороны) и сифонного перелива масла из ДБ в ЗГ.
5.15. При нарушении режима работы и отклонении параметров от нормальных значений действовать согласно указаниям разд.7.
5.16. При необходимости произвести окончательную поднастройку РПД на оптимальное значение перепада давлений. Для этого регулятор должен быть выведен из работы с переходом на кратковременное ручное поддержание перепада байпасным вентилем (см. п.7.2).
Примечание. В схемах маслоснабжения, отличных от рассматриваемой, при необходимости производится корректировка перепада давлений компенсирующее масло-водород и давления прижимающего масла.
5.17. По окончании регулировочных работ, при отсутствии сигналов неисправности и стабилизации режима работы уплотнений вала и маслосистемы после набора полной или частичной нагрузки произвести опломбирование в рабочем положении запорной и регулирующей арматуры, ошибочное переключение которой может привести к останову турбоагрегата, повреждению уплотнений вала или нарушению газоплотности.
6. ОБСЛУЖИВАНИЕ МАСЛОСИСТЕМЫ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
При работе генератора в сети функции надзора за работой маслосистемы, контроля и регулирования параметров, технического обслуживания оборудования и аппаратуры возлагаются на дежурный персонал КТЦ.
Дежурный персонал обязан:
6.1. Производить периодические обходы и осмотры оборудования системы (перед приемкой смены и не реже одного раза в течение смены), отмечать в журнале дефектов все выявленные неисправности и отказы в работе оборудования и делать записи в оперативном журнале о всех производимых в маслосистеме переключениях.
6.2. Контролировать по щитовым и местным приборам (а при наличии информационно-вычислительных систем - по видеомонитору) основные параметры уплотнений вала и маслосистемы и записывать их в суточную ведомость установленной формы (кроме показаний, фиксируемых самопишущими приборами и средствами вычислительной техники).
Объем контролируемых параметров и периодичность их записи в суточной ведомости должны соответствовать указаниям заводской инструкции по эксплуатации генератора, а при отсутствии в ней таких сведений - данным табл.1.
Таблица 1
|
|
Измеряемый параметр | Периодичность записи* |
Температура вкладышей уплотнений | Непрерывно / один раз в 2 ч |
Температура масла после МО (на входе в уплотнения вала) | Непрерывно / один раз в 4 ч |
Температура масла на линии слива из уплотнений | Непрерывно / один раз в 2 ч |
Перепад давлений уплотняющее (компенсирующее) масло-водород | Непрерывно / один раз в 2 ч |
Давление уплотняющего масла на уплотнениях (с каждой стороны) | Один раз в 4 ч |
Давление компенсирующего масла на уплотнениях (с каждой стороны) | Один раз в 4 ч |
Давление прижимающего масла на уплотнениях (после регулятора) | Один раз в 4 ч |
Давление масла перед регуляторами давления масла | Один раз в 4 ч |
Давление масла до и после ФМ | Один раз в 4 ч |
Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах с воздушной стороны) | Непрерывно / не реже одного раза в сутки (по данным ХЦ) |
Содержание водорода в маслобаке | Не реже одного раза в сутки (по данным ХЦ) |
Контроль изоляции уплотнения вала и подшипников** | Один раз в месяц |
_________________ * В числителе указана периодичность при наличии приборов и устройств непрерывной регистрации, в знаменателе - периодичность при их отсутствии или неисправности.
** Выполняется ЭЦ и фиксируется в журнале контроля изоляции. | |
Объем и периодичность записи параметров газовой системы приводятся в разд.16 (табл.8).
6.3. Обеспечивать при работе маслосистемы:
поддержание заданных заводской инструкцией и уточненного при наладке перепада давлений уплотняющего (компенсирующего) масла и водорода, а также давления прижимающего масла;
непревышение допустимых температур вкладышей уплотнений (80 °С для торцевых и 90 °С для кольцевых), масла на линии слива уплотнений (65 °С) и масла на входе (35-45 °С);
минимальную концентрацию водорода в картерах подшипников или сливных камерах (менее 1%) и отсутствие его в маслобаке;
минимальный расход масла, сливаемого в сторону водорода (не более указанного в заводской инструкции). Проверка расхода масла осуществляется либо посредством маслоконтрольных патрубков, установленных на сливных маслопроводах, либо путем измерения объема масла (по изменению уровня при известном сечении бака), поступившего в ЗГ за определенное время при закрытом выходном вентиле;
нормальные уровни масла в ДБ, ЗГ, баке АВОМ, маслобаке;
заданный заводской инструкцией перепад давления на ФМ;
своевременную дегазацию масла в АВОМ (при недопустимом снижении чистоты водорода);
постоянную вентиляцию сливных маслопроводов и маслобака при работе на водороде;
отсутствие попадания масла в корпус генератора;
периодическое дренирование воды из ЗГ.
6.4. При возникновении аварийных ситуаций и ненормальностей в работе маслосистемы и уплотнений вала действовать в соответствии с рекомендациями разд.7.
6.5. Следить за тем, чтобы были включены в работу в полном объеме технологические защиты маслосистемы, устройства электроавтоматики, сигнализации и КИП.
6.6. Осуществлять периодическую проверку защит от снижения уровня масла в ДБ и от отключения электродвигателей всех трех МНУ согласно утвержденному графику. Вывод из работы исправных технологических защит запрещается. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит не допускается.
6.7. Содержать в исправности и постоянной готовности к пуску (с открытыми задвижками на линии напора и стороне всасывания) резервный и аварийный МНУ.
Проверка включения и плановый переход с работающего МНУ на резервный должны производиться по графику, но не реже одного раза в месяц.
По графику, но не реже одного раза в 2 мес, должно производиться опробование АВР МНУ.
Допускается кратковременная (с разрешения руководства электростанции) работа маслосистемы с выведенным в ремонт маслонасосным агрегатом переменного тока.
Работа без двух источников маслоснабжения, один из которых ДБ, не разрешается.
При осмотре работающего насосного агрегата контролировать значения давлений на линии напора и стороне всасывания, нагрев подшипников агрегата и корпуса электродвигателя (на ощупь), отсутствие повышенной вибрации, задеваний и шумов внутри насоса и двигателя, работу сальников, пополнять и заменять смазку в подшипниках в сроки, рекомендуемые заводской инструкцией по насосным агрегатам. Сообщать дежурному персоналу ЭЦ о замеченных недостатках в работе электрооборудования маслосистемы.
6.8. Обеспечивать на действующем оборудовании постоянное нахождение в работе ДБ и автоматических регуляторов давления масла.
Вывод этих элементов из работы допускается на период устранения неисправностей бака, регуляторов и их арматуры. Кратковременная работа (несколько часов) без ДБ допускается при условии одновременной работы рабочего и резервного МНУ. При отключении регулятора поддержание заданного перепада давлений масло-водород (давления масла) осуществлять байпасным вентилем. Переход с автоматического регулирования на ручное и обратно производить в соответствии с указаниями п.7.2.
6.9. Поддерживать качество турбинного масла в соответствии с требованиями ПТЭ, своевременно предотвращать утечки масла из системы, обеспечивать пожаробезопасные условия эксплуатации маслосистемы.
7. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.
НЕИСПРАВНОСТИ В РАБОТЕ МАСЛОСИСТЕМЫ
7.1. Генератор должен быть немедленно отключен от сети дежурным персоналом путем воздействия на кнопку аварийного останова турбоагрегата в случаях:
появления искр и дыма из уплотнений вала (подшипников);
воспламенения масла на уплотнениях вала (подшипниках) и невозможности быстрой ликвидации загорания имеющимися средствами;
недопустимого перегрева вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из уплотнений выше норм (см. п.6.3);
недопустимой (свыше 2%) концентрации водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала со стороны воздуха);
отказа действия технологических защит генератора по фактам снижения уровня масла в ДБ и отключения всех трех электродвигателей МНУ.
Для ускорения времени выбега турбоагрегата должен быть автоматически или вручную сорван вакуум. При необходимости (при недостаточности объема ДБ) должно быть начато аварийное вытеснение водорода из корпуса генератора (см. разд.17).
В случаях загорания масла и опасности возникновения пожара действовать согласно указаниям разд.9.
Во всех остальных случаях нарушения режима работы уплотнений вала и системы их маслоснабжения персонал должен действовать в соответствии с приведенным ниже.
7.2. При появлении сигнала "Отклонение перепада давлений масло-водород" необходимо по регистрирующему прибору уточнить, в какую сторону изменился перепад.
При уменьшении перепада давлений ниже сигнальной уставки (может появиться сигнал "Уровень масла в ДБ низок") необходимо:
проверить давление масла перед РПД. Если оно снизилось до уставки срабатывания АВР МНУ, а АВР не произошло или включившийся насос не развивает нужного давления, включить резервный (аварийный МНУ) и проконтролировать восстановление давления перед РПД;
выяснить и устранить причину снижения давления перед РПД, для чего проверить положение задвижек по тракту маслоподачи от насоса до РПД, проконтролировать отсутствие течей масла, перепад на ФМ, при необходимости перейти на резервный фильтр;
в случае, если давление масла перед РПД нормальное, то причиной снижения перепада давлений масло-водород может быть неисправность РПД. Регулятор следует вывести из работы после перехода на ручное регулирование перепада байпасным вентилем, предварительно убедившись, что вентили на входе и выходе масла из регулятора и на импульсных линиях к нему полностью открыты и что легкое постукивание по корпусу регулятора эффекта не дает (золотник заклинило и он не перемещается, не вращается).
Переход с автоматического регулирования перепада на ручное осуществлять в следующей последовательности:
медленно прикрывать вентиль до или после регулятора до тех пор, пока будет сохраняться исходное значение давления после регулятора;
после этого медленно открывать байпасный вентиль и одновременно прикрывать вентиль до или после регулятора. При этом контролировать давление масла по манометру за регулятором, которое не должно колебаться более чем на 0,015 МПа;
после полного закрытия вентиля до или после регулятора подрегулировать давление масла байпасным вентилем до заданного значения перепада и закрыть до конца вентиль после или до регулятора;
закрыть вентили на импульсных трубках по водороду и маслу (в регуляторах типа 2ДРД-10 дополнительно закрыть вентиль на трубке перелива масла из регулятора в сливной трубопровод).
При работе с ручным регулированием перепада должен быть организован непрерывный контроль за значением перепада давлений масло-водород. При этом запрещается производство каких-либо переключений в маслосистеме и газовой схеме (включение и отключение МНУ, изменение давления водорода и т.п.).
Включение регулятора в работу по окончании ремонта выполнять в следующем порядке:
открыть полностью вентили на импульсных трубках по маслу и водороду, а в регуляторе типа 2ДРД-10 и вентиль на линии перелива масла из регулятора в сливной маслопровод;
полностью открыть один из вентилей (до или после) регулятора;
постепенно открывать другой вентиль (после или до) регулятора и одновременно прикрывать вентиль на байпасе до полного закрытия;
проконтролировать поддержание заданного перепада давлений при полностью открытых вентилях регулятора;
после перехода на автоматическое регулирование перепада опломбировать байпасный вентиль в закрытом состоянии, а вентили регулятора - в открытом рабочем состоянии.
При увеличении перепада давлений (может появиться сигнал "Уровень масла в ДБ высок") необходимо:
проверить давление масла перед РПД. Если оно возросло, то это может быть следствием одновременной работы двух МНУ или ошибочного открытия байпасных задвижек на ФМ и МО;
оставить в работе один из МНУ, закрыть задвижки на байпасе ФМ и МО, проконтролировать отсутствие сифонного перелива масла из ДБ и восстановление рабочего давления масла перед РПД;
при неизменном значении давления масла перед РПД наиболее вероятной причиной повышения перепада давлений может быть неисправность РПД. Осмотреть регулятор и убедиться, что его вентили полностью открыты, постучать по регулятору;
при нарушении работоспособности регулятора перейти на кратковременное регулирование перепада байпасным вентилем, как описано выше, и выполнить ревизию отключенного РПД.
Наиболее типичными неисправностями, требующими вывода регуляторов в ремонт, являются заедание их золотников вследствие дефектов изготовления (монтажа) и наличия в масле механических частиц, а также возможное в процессе эксплуатации засорение импульсных трубок по водороду и маслу, наличие больших протечек масла между золотником и буксой.
В табл.2 приведен перечень эксплуатационных признаков, которые характеризуют ту или иную неисправность регулятора. Сопоставление этих признаков может облегчить выявление дефекта и помочь дежурному персоналу принять правильное решение.
Таблица 2
|
|
|
|
|
Признак неисправности регулятора | Заедание золотника регулятора | Перекрытие импульсной трубки по маслу или засорение шайбы на этой трубке | Перекрытие импульсной трубки по водороду или утечки водорода из регулятора | Неавтоном- ностъ камер масла на входе регулятора, большие утечки между золотником и буксой |
Прекращение вращения золотника регулятора (тип ДРДМ-12, ДРДМ-12М, ДРДМ-30, 2ДРД-10 и др.) | + | - | - | - |
Понижение перепада давлений масло-водород, понижение уровня масла в ДБ и появление сигнала "Уровень масла в ДБ низок" при нормальном давлении масла на входе в регулятор в процессе пуска генератора | + | + | + | + |
Повышение перепада давлений масло-водород до перелива масла из бака или до появления сигнала "Уровень масла в ДБ высокий" при нормальном давлении масла на входе в регулятор в процессе останова генератора | + | + | - | + |
Повышение перепада давлений масло-водород при нормальном давлении масла на входе в регулятор в стационарном режиме при номинальной частоте вращения | - | + | - | - |
Понижение перепада давлений масло-водород при нормальном давлении масла на входе в регулятор в стационарном режиме при номинальной частоте вращения | - | - | + | - |
Повышение (устойчивое) перепада давлений масло-водород при одновременном включении двух источников | + | + | - | + |
Понижение или повышение перепада давлений масло-водород при соответствующем искусственном плавном изменении в допустимых пределах давления масла на входе в регулятор | + | + | - | + |
Заполнение маслом верхней камеры регулятора | - | - | + | + |
Увеличение утечки водорода из генератора | - | - | + | - |
Отсутствие изменения или незначительное изменение частоты вращения золотника при изменении давления масла на входе в регулятор | - | - | - | + |
Увеличение или уменьшение перепада давлений масло-газ соответственно при понижении или повышении давления газа | + | - | + | - |
Примечание. Знак"+" означает наличие признака или возможность его появления, знак "-" - отсутствие. | ||||
7.3. Причинами повышения температуры баббита вкладышей и масла на линии слива из уплотнений могут быть:
повышенная (более 45 °С) температура масла на входе в уплотнения вала обоих типов;
ошибочное прикрытие задвижек в тракте подачи масла на уплотнения;
в торцевых уплотнениях вала чрезмерное усилие прижатия вкладыша к валу, приводящее к уменьшению толщины масляной пленки и снижению расхода масла; нарушение подвижности вкладыша в процессе набора (снижения) нагрузки, приводящее к росту (понижению) температуры вкладыша со стороны турбины и понижению (росту) температуры вкладыша со стороны возбудителя (контактных колец); перекос вкладыша, характеризуемый большой разницей температур по установленным термосопротивлениям; износ баббита механическими частицами; неплотности резиновых колец, приводящие к перетокам части масла помимо рабочих поверхностей вкладыша и вала;
в кольцевых уплотнениях недостаточный расход охлаждающего масла, перекос вкладыша, неплотности резиновых колец.
При появлении предупредительного сигнала о повышении температуры баббита и масла на линии слива следует:
убедиться, что запорная арматура на линии от РПД до уплотнения вала находится в открытом рабочем положении, при необходимости обеспечить нормальную подачу масла на уплотнения;
отрегулировать увеличением расхода охлаждающей воды через МО или подключением резервного МО температуру входящего в уплотнения масла до нормальной (40 °С);
проконтролировать работу регулятора прижимающего масла в двухкамерных торцевых уплотнениях. Если давление прижимающего масла завышено, отключить регулятор с переходом на регулирование байпасным вентилем, уменьшив давление прижимающего масла до восстановления нормальной температуры вкладышей. После ревизии регулятора включить его в работу с уменьшенным значением давления на его выходе;
проконтролировать в кольцевых уплотнениях вала перепад давлений и слив масла на сторону водорода и воздуха. При уменьшенных сливах увеличить перепад давлений уплотняющее масло-водород, подкорректировать при необходимости давление компенсирующего масла (поднастройку регуляторов осуществлять после перехода на ручное регулирование).
Если принятыми мерами устранить повышенные нагревы не удается, то при достижении температуры баббита 80 и 90 °С соответственно для торцевых и кольцевых уплотнений и сливающегося масла 65 °С генератор должен быть немедленно отключен от сети и выведен в ремонт для ревизии уплотнений вала.
7.4. Причинами попадания водорода в воздушную область слива масла из уплотнений торцевого типа могут быть:
недостаточное усилие прижатия вкладыша к валу из-за неправильного (уменьшенного) натяга пружин или пониженного давления прижимающего масла вследствие неправильной настройки регулятора, заедания золотника регулятора, особо опасное в режиме подачи плохо прогретого прижимающего масла от ДБ, и пр.;
выполнение клиновых площадок с большой глубиной скоса, что приводит к увеличению отжимающего усилия, возрастанию толщины масляной пленки и увеличению расхода масла в сторону воздуха и эжекции водорода;
возможные перекосы вкладышей и неплотности разъемов корпусов и вкладышей уплотнений. При таких дефектах сборки уплотнений содержание водорода в подшипниках увеличивается с ростом давления водорода;
низкая подвижность вкладышей (их запаздывание с увеличением толщины масляной пленки при уменьшении нагрузки турбоагрегата);
повышенный износ баббитовой поверхности.
В кольцевых уплотнениях причинами повышенной концентрации водорода в подшипниках (сливных камерах) являются неплотности разъемов вкладышей и корпусов, чрезмерные зазоры межу вкладышем и валом, перекосы вкладышей и неплотности резиновых колец.
В случае обнаружения повышенного содержания водорода в подшипниках (свыше 1%) необходимо по возможности быстро:
подать в картеры подшипников (сливные камеры) инертный газ;
в торцевых уплотнениях вала увеличить давление прижимающего масла за счет поднастройки регулятора прижимающего масла или понизить давление уплотняющего масла (в допустимых пределах по условиям нагрева вкладышей);
в кольцевых уплотнениях увеличить перепад давлений компенсирующее масло-водород.
Если при этом концентрация водорода не снижается до нормы, при первой возможности остановить генератор для ревизии уплотнений вала.
При концентрации водорода 2% и более генератор должен быть немедленно отключен от сети.
7.5. При появлении сигналов "Высокий (Низкий) уровень масла в ЗГ" следует:
проверить положение вентилей ЗГ, убедиться, что они находятся в нормальном рабочем положении (при необходимости привести их в нормальное положение);
убедиться в отсутствии попадания масла в генератор и водорода в маслобак, проверить включенное состояние эксгаустеров сливных маслопроводов и маслобака;
при возможном заклинивании регулятора уровня постукиванием по баку ЗГ попытаться восстановить его работоспособность.
При неисправности поплавкового регулятора уровня необходимо:
в схемах маслоснабжения с одним гидрозатвором типа ЗГ-500 закрыть вентиль на линии слива масла через дефектный регулятор и приоткрыть вентиль на линии слива масла из ЗГ помимо регулятора, отрегулировав уровень масла в ЗГ на отметке середины масломерного стекла. При первой возможности остановить генератор для ревизии ЗГ;
в схемах маслоснабжения уплотнений вала с двумя гидрозатворами перейти на резервный ЗГ, а неисправный вывести в ремонт;
7.6. В случае попадания жидкости в корпус генератора ее вид и количество устанавливает дежурный персонал ЭЦ при появлении сигнала "Жидкость в корпусе генератора" (см. табл.10).
Причинами попадания масла в дренажные трубопроводы генератора могут быть:
переполнение ЗГ из-за заедания клапана поплавкового регулятора;
неправильный монтаж сливных маслопроводов, недостаточный объем сливной камеры между уплотнением и маслоуловителем;
неправильная установка маслоуловителя (нарушена центровка, увеличены зазоры между "ножами" маслоуловителя и валом, смещены камеры маслоуловителя относительно маслосбрасывающих канавок на валу);
в ряде случаев (особенно на кольцевых уплотнениях) увеличенный слив масла на сторону водорода из-за возросших зазоров между вкладышем и валом, неплотностей разъемов корпуса и вкладыша, а также резиновых уплотняющих колец;
недостаточный прижим вкладыша к валу и пр.
Для устранения попадания масла в генератор необходимо:
при переполнении ЗГ действовать в соответствии с п.7.5;
принять меры к уменьшению расхода масла на сторону водорода путем повышения в допустимых пределах давления прижимающего масла (в двухкамерных торцевых уплотнениях), уменьшения перепада давлений масло-водород с корректировкой перепада давлений компенсирующее масло-водород (в кольцевых уплотнениях).
Если принятые меры эффекта не дают, то организовать регулярный слив масла из дренажей генератора в последовательности, изложенной в примечании к табл.10, и при первой возможности вывести генератор в ремонт для ревизии уплотнений и маслоуловителей.
7.7. Масляный насос уплотнений должен быть немедленно отключен аварийной кнопкой при:
несчастных случаях с людьми;
появлении дыма или огня из электродвигателя насоса;
поломке насоса.
Работающий МНУ должен быть отключен после пуска резервного МНУ при:
появлении запаха горелой изоляции;
резком увеличении вибрации подшипников агрегата;
недопустимом нагреве корпуса и подшипников агрегата;
возникновении угрозы повреждения электродвигателя насоса из-за попадания на него большого количества воды, сильного запаривания и т.п.
При автоматическом отключении МНУ следует немедленно проверить успешное включение резервного насоса действием АВР.
При сигнале "АВР МНУ" проверить, по какому факту произошло АВР.
Если АВР произошло по факту отключения электродвигателя переменного тока, сообщить об этом дежурному персоналу ЭЦ, который должен выяснить причину его отключения. При исправности отключившегося двигателя вывести последний в резерв (переключателем блокировки), а при неисправности - в ремонт (переключатель блокировки МНУ переменного тока переводится в положение "Отключено").
Если АВР произошло по факту падения давления масла, то необходимо выяснить причину падения давления масла (повреждение насоса, загрязнение фильтров, АВР секций 0,4 кВ и т.д.). После устранения неисправности в маслосистеме один из насосов (при работоспособности обоих) отключить, другой оставить в резерве.
7.8. В табл.3 и 4 приведен систематизированный перечень наиболее типичных дефектов и признаков нарушения работоспособности торцевых и кольцевых уплотнений вала. Хотя этот перечень и не является исчерпывающим для существующего многообразия уплотнений вала и схемных решений, он может быть полезен для диагностирования текущего состояния и принятия обоснованного решения о необходимости ревизии уплотнений или ремонта.
Таблица 3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Дефекты торцевых уплотнений вала | |||||||
Признаки дефектов (внешние проявления) | Усилие прижатия вкладышей к валу | Низкая подвиж- ность вклады- шей | Перекос вклады- шей | Износ баббита вкла- дышей | Неплот- ности разъе- мов корпусов и вкла- дышей | Разделка баббита со слишком боль- шими скосами или выхо- дами для масла | Неплот- ности рези- новых колец | |
| недос- таточ- ное | чрез- мер- ное
|
|
|
|
|
|
|
Эксплуатационные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Повышение максимальной температуры баббита вкладышей свыше 75 °С и продолжающийся ее рост в нормальных (стабильных) нагрузочных режимах при нормальной (40-42 °С) температуре масла на входе в уплотнения вала | - | + | - | + | + | - | - | + |
Пониженная максимальная (менее 60 °С) по сравнению с прошлым опытом эксплуатации температура баббита вкладышей при нормальной температуре масла на входе в уплотнения | + | - | - | - | - | - | + | - |
Изменения температуры баббита вкладышей при изменениях режима работы генератора: при повышении нагрузки генератора - рост температуры в уплотнении со стороны турбины и снижение со стороны возбудителя (контактных колец); при снижении нагрузки - наоборот | - | - | + | + | + | - | - | - |
Существенные различия температуры баббита в различных точках вкладыша (на 4-5 °С) | - | - | + | + | - | - | - | - |
Выплавление баббита вкладыша только с одной стороны при изменениях нагрузки, пусках и остановах генератора в условиях нормальной подачи масла | - | + | + | + | + | - | - | - |
Сохранность баббита одного из вкладышей при выплавлении другого в случае нарушения подачи масла | - | - | + | - | - | - | - | - |
Увеличенный слив масла в сторону водорода постоянно | + | - | - | - | - | + | - | + |
Весьма малый слив масла в сторону водорода постоянно (менее 1 л/мин) | - | + | - | - | - | - | + | - |
Изменения (видимые) слива масла в сторону водорода при изменениях режима нагрузки генератора | - | - | + | - | + | - | - | - |
Увеличенный расход масла через уплотнения | + | - | + | + | - | - | + | + |
Значительно сниженный расход масла через уплотнения (по сравнению с первоначальным) | - | + | - | - | + | - | - | - |
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при развороте генератора и непрерывное попадание туда при номинальной частоте вращения независимо от давления водорода | + | - | - | - | - | - | + | - |
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при повышении давления водорода в генераторе независимо от частоты вращения | - | - | - | + | - | + | - | + |
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при понижении давления водорода | + | - | - | - | - | - | - | + |
Случайное попадание водорода в картеры подшипников при изменении режима нагрузки генератора | - | - | + | + | + | - | - | - |
После разборки уплотнений вала
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Неравномерные натиры на баббите | - | - | - | + | - | - | - | - |
Равномерное истирание "сапожков" | - | - | - | - | + | - | - | - |
Значительная деформация резиновых колец | - | - | + | + | - | - | - | - |
Неравномерная по окружности деформация резиновые колец | - | - | + | + | - | - | - | + |
Повреждения поверхности шпоночного узла | - | - | + | + | - | - | - | + |
Следы повышенного нагрева баббита | - | + | - | - | + | - | - | - |
Примечание. Знак "+" означает наличие признака или возможность его появления, знак "-" - отсутствие. | ||||||||
Таблица 4
|
|
|
|
|
|
| Дефекты кольцевого уплотнения вала | ||||
Признаки дефектов | Велик зазор между вкла- дышем и валом | Зазор мал, но есть перекос вкла- дыша | Неплотности разъемов вкладыша и корпуса | Неплотности резиновых колец | Недостаточен охлаждающий расход масла |
Повышенная температура баббита вкладыша и масла, сливающегося в сторону водорода при нормальной температуре входящего масла | - | + | - | + | + |
Пониженная температура баббита вкладыша и масла, сливающегося в сторону водорода | + | - | - | - | - |
Повышенный расход масла в сторону водорода | + | + | + | + | - |
Большая разница температур по диаметрально расположенным термодетекторам | - | + | - | - | - |
Пропуск водорода через уплотнения. Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах) возрастает при повышении давления водорода и не зависит от давления масла | - | - | + | - | - |
Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах) возрастает при повышении давления масла и не зависит от давления газа | + | + | - | + | - |
Примечание. Знак "+" означает наличие признака или возможность его появления, знак "-" - отсутствие. | |||||
8. ОТКЛЮЧЕНИЕ МАСЛОСИСТЕМЫ. ВЫВОД МАСЛОСИСТЕМЫ И
ЕЕ ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В РЕМОНТ
8.1. Вывод маслосистемы из работы в плановый ремонт, для ревизии уплотнений вала, для осмотра генератора со вскрытием торцевых щитов и прочих целей должен производиться на остановленном турбоагрегате после перевода генератора на воздух (см. разд.18) и отключения ВПУ.
8.2. Кратковременный останов маслосистемы для производства мелких ремонтных работ (без слива масла) осуществляется в следующем порядке (см. рис.7):
переключатели блокировок МНУ поставить в положение "Отключено";
вывести из действия на отключение технологические защиты по снижению уровня масла в ДБ и по отключению электродвигателей МНУ;
отключить работающий МНУ. При необходимости разобрать электрические схемы всех МНУ;
закрыть задвижки М1-М3 на стороне всасывания МНУ;
отключить эксгаустеры сливного маслопровода и ГМБ;
задвижки и вентили привести в положение, предшествующее пуску маслосистемы (см. пп.5.3.2-5.3.8). Перекрыть доступ масла на уплотнения из ДБ;
при необходимости снять напряжение с устройств защиты, сигнализации и КИП.
8.3. При останове маслосистемы на длительный период (вскрытие щитов генератора, ремонт уплотнений, вывод генератора в капитальный ремонт и пр.) маслосистема должна быть освобождена от масла.
Слив масла из системы (см. рис.7) осуществлять в следующем порядке:
открытием задвижек М25-М27 удалить масло из ДБ, его обводной трубы и напорных маслопроводов уплотнений путем прокачки масла через уплотнения с последующим сливом в ГМБ и ЗГ. Для ускорения слива открыть вентиль М41;
удалить масло из ЗГ и его сливных трубопроводов путем открытия вентилей М35-М37;
дренировать масло из корпусов МНУ, МО и фильтров путем открытия их воздушников и дренажных вентилей (пробок);
удалить масло из дренажей корпуса генератора;
при необходимости слить масло из ГМБ.
8.4. Ремонтные и восстановительные работы на маслосистеме должны проводиться на остановленном и заполненном воздухом генераторе (кроме описанных ниже случаев) с оформлением наряда-допуска и выполнением организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное выполнение работ, согласно требованиям действующих Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок. Допуск ремонтных бригад на место проведения работ должен осуществлять дежурный персонал КТЦ. Подготовка рабочего места при работах, требующих снятия напряжения, осуществляется дежурным персоналом ЭЦ (в части электробезопасности).
8.5. Перед допуском ремонтных бригад к месту работы дежурный персонал КТЦ должен выполнить следующие мероприятия общего характера:
остановить маслосистему в соответствии с пп.8.1 и 8.2;
разобрать электрические схемы электродвигателей МНУ, эксгаустеров и ВПУ с соблюдением требований правил электробезопасности. На ключах управления электродвигателями вывесить запрещающие плакаты "Не включать. Работают люди", а на месте работы - знаки "Работать здесь" (выполняется дежурным персоналом ЭЦ);
снять напряжение с устройств защиты, сигнализации и КИП;
опорожнить ДБ, ЗГ, напорные и сливные маслопроводы, а также аппараты маслосистемы согласно п.8.3;
установить запорную арматуру в положение, обеспечивающее безопасность проведения работ. Так, если масло из ГМБ не сливается, то задвижки М1-МЗ на стороне всасывания МНУ должны быть закрыты и заперты на замки с помощью цепей или других устройств и приспособлений с установкой запрещающих плакатов "Не открывать. Работают люди";
закрыть доступ воды к МО, задвижки запереть на цепи с замками и вывесить плакаты "Не открывать. Работают люди".
8.6. На работающем генераторе (по наряду) разрешается вывод в ремонт одного МНУ, одного ФМ, магнитного фильтра, одного ЗГ (при наличии резервного).
С разрешения главного инженера электростанции допускается кратковременный вывод в ремонт ДБ и регулятора давления масла (уплотняющего, компенсирующего и прижимающего). Время вывода и ввода в работу указанного оборудования должно фиксироваться в оперативном журнале начальника смены КТЦ.
8.6.1. Вывод в ремонт одного из МНУ (см. рис.7) осуществлять в такой последовательности:
включить в работу резервный насос, убедиться в нормальной его работе;
отключить поврежденный насос. Переключатель блокировки поставить в положение "Отключено";
разобрать электрическую схему выводимого в ремонт насоса (выполняется дежурным персоналом ЭЦ). При работах, связанных с прикосновением к токоведущим или вращающимся частям насоса, принять меры к исключению ошибочной или самопроизвольной подачи напряжения (отключение выключателей, выдвижение выключателя из отсека шкафа, отсоединение питающего кабеля и т.п.), вывесить запрещающий плакат "Не включать. Работают люди" на ключе дистанционного управления электродвигателем, проверить отсутствие напряжения и установить переносное заземление;
закрыть задвижку М4 (М5) на линии напора, а затем задвижку M1 (M2) на стороне всасывания поврежденного насоса. Убедиться по манометрам, что давление не возрастает;
опорожнить отключенный насос, открыв воздушник и дренажную пробку;
запереть на замки ручные приводы задвижек на стороне всасывания и линии напора отключенного насоса и вывесить на них плакаты "Не открывать. Работают люди";
установить на месте производства работ знак "Работать здесь", а на работающем и аварийном насосах вывесить плакат "Стой. Напряжение" или "Осторожно. Оборудование в работе".
8.6.2. Вывод в ремонт масляного фильтра (см. рис.7) производить в следующем порядке:
включить в работу резервный ФМ, открыв сначала задвижку M14 (M16) на его выходе, а затем задвижку M13 (M15) на входе. Убедиться, что перепад давления на включенном в работу ФМ и давление масла перед регулятором находятся в пределах нормы;
отключить выводимый в ремонт ФМ, закрыв сначала задвижку M15 (М13) на входе, а затем задвижку M16 (M14) на выходе;
дренировать масло из корпуса отключенного фильтра;
опломбировать запорную арматуру включенного в работу ФМ;
запереть на замки запорную арматуру отключенного ФМ;
на задвижках отключенного ФМ вывесить плакаты "Не открывать. Работают люди", а на самом фильтре - знак "Работать здесь".
8.6.3. Вывод в ремонт магнитного фильтра (см. рис.7) производить следующим образом:
открыть задвижку M19 на байпасе фильтра. Проконтролировать, что давление перед РПД находится в норме;
закрыть задвижку M18 на выходе фильтра, а затем задвижку M17 на входе;
дренировать масло из корпуса отключенного фильтра;
запереть на замки запорную арматуру отключенного фильтра и вывесить на ней плакаты "Не открывать. Работают люди", а на самом фильтре - знак "Работать здесь";
опломбировать байпасную задвижку.
8.6.4. Вывод в ремонт МО (см. рис.7) производить в такой последовательности:
подключить резервный МО, открыв задвижки М9 (M11), M8 (М10) и воздушник в масляном тракте, а затем задвижки на входе и выходе (последнюю не полностью) охлаждающей воды. После появления масла из воздушника последний закрыть. Проверить, чтобы давление после МО находилось в норме;
отключить выводимый в ремонт МО по воде;
проконтролировать температуру масла на выходе подключенного МО, при необходимости подрегулировать ее задвижкой на линии слива воды;
отключить выводимый в ремонт МО по маслу, закрыв задвижки М10 (M8) на входе, а затем M11 (M9) на выходе;
опорожнить отключенный МО по воде, а затем по маслу;
закрыть задвижки отключенного МО на замки и вывесить на них плакаты "Не открывать. Работают люди", а на самом МО - знак "Работать здесь";
опломбировать задвижки включенного в работу МО.
8.6.5. Вывод в ремонт ЗГ (для схем, аналогичных изображенной на рис.7, но с двумя ЗГ) осуществлять в следующем порядке:
проверить по масломерному стеклу наличие нормального уровня масла в резервном ЗГ;
отобрать пробу газа из резервного ЗГ и провести химический анализ (выполняет дежурный персонал ХЦ). Продуть газовый объем ЗГ инертным газом (до концентрации углекислоты не менее 95% или до концентрации азота не менее 97%), после чего продувочные вентили закрыть;
подключить резервный ЗГ, открыв вентили на входе и выходе масла из ЗГ. Проконтролировать стабильность поддержания уровня масла;
продуть резервный ЗГ водородом, открыв продувочный вентиль, до содержания кислорода в водороде не более 2%, после чего закрыть продувочный вентиль;
закрыть вентили на входе и выходе масла из выводимого в ремонт ЗГ, вентили запереть на замки и вывесить плакаты "Не открывать. Работают люди";
вытеснить водород из отключенного ЗГ инертным газом (см. выше). Для исключения поступления водорода через неплотно закрытые вентили ЗГ должен быть отделен от трубопроводов с водородом путем разъединения фланцев или демонтажа части трубопроводов с установкой заглушек;
вытеснить инертный газ из отключенного ЗГ воздухом до отсутствия углекислоты или до содержания кислорода в азоте не менее 20%;
перед работой внутри отключенного ЗГ последний дополнительно продуть воздухом.
8.6.6. Кратковременный вывод в ремонт регулятора давления масла с переходом на ручное управление байпасным вентилем должен производиться под наблюдением начальника смены КТЦ.
Последовательность операций по переходу на ручное управление перепадом давлений (давлением) указана в п.7.2.
При ручном регулировании давления должен быть организован по месту постоянный контроль за значением перепада давлений масло-водород (давлением прижимающего масла).
По окончании ремонта регулятора и перехода на автоматическое регулирование (см. п.7.2) задвижки и вентили регулятора должны быть опломбированы в открытом рабочем положении, а байпасный вентиль - в закрытом.
8.6.7. Кратковременный вывод в ремонт ДБ осуществляется с разрешения главного инженера электростанции. Вывод бака (см. рис.7) в ремонт производить в следующем порядке:
перевести действие защиты от снижения уровня масла в ДБ на сигнал;
полностью открыть задвижку М27 и закрыть задвижки М25 и М26;
слить масло из обводной трубы (закрыть вентиль М29, открыть вентиль М30);
закрыть вентили МЗЗ и М32 на переливной и противосифонной трубах соответственно;
понизить давление в переливной, противосифонной и обводной трубах до атмосферного, открыв вентиль М42. Вытеснить водород из указанных труб инертным газом (с учетом возможностей местной схемы подключения бака);
выполнить видимый разрыв, отделив бак от ЗГ путем разъединения фланцев или демонтажа части трубопровода с установкой заглушки;
запереть на замки задвижки М25-М27, а также вентили М32 и МЗЗ. Вывесить на них запрещающие плакаты, на баке установить знак "Работать здесь".
Запрещается производить огневые работы на ДБ, заполненном маслом.
8.7. Плановые ремонты уплотнений вала и маслосистемы должны совмещаться с капитальными, средними и текущими ремонтами генераторов и турбин.
Ремонт уплотнений вала и упорных дисков ротора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному ремонту или комплектом документации на технологический процесс капитального ремонта генератора конкретного типа, а ремонт маслосистемы - в соответствии с технической документацией завода-изготовителя и специализированного предприятия, осуществляющего ремонт вспомогательного оборудования генератора и турбины.
В период капитального (среднего) ремонта помимо типового объема работ по осмотру, разборке, чистке, восстановлению и замене изношенных узлов и деталей и т.п. должны быть выполнены модернизация и реконструкция отдельных узлов уплотнений вала и маслосистемы, предписанные противоаварийными циркулярами (см. приложения 1 и 2).
Испытания оборудования маслосистем должны производиться по нормам завода-изготовителя, а при отсутствии таковых согласно действующим Объему и нормам испытания электрооборудования.
9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ МАСЛОСИСТЕМЫ.
ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ*
_________________
* Соответствующие указания в части газовой системы см. в разд.19.
9.1. К оперативному обслуживанию, ремонту, наладке и испытаниям системы маслоснабжения уплотнений вала должны допускаться лица, прошедшие обучение, инструктаж и специальную подготовку по изучению принципов действия, устройства, компоновки и методов обслуживания аппаратов и оборудования маслосистемы, приобретшие навыки практической работы, обученные приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим от действия электрического тока и при других несчастных случаях, сдавшие экзамены на знание действующих Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей, должностных и местных инструкций по эксплуатации закрепленного за ними оборудования.
9.2. Руководящий персонал КТЦ, в ведении которого находится оборудование маслосистемы, должен обеспечить систематический контроль за соответствием оборудования требованиям безопасности, соблюдением персоналом требований правил техники безопасности, применением предохранительных приспособлений, спецодежды и средств индивидуальной защиты, а также безопасные условия труда путем проведения организационных и технических мероприятий.
9.3. Персонал, допускаемый к обслуживанию маслосистемы, в которой применяются горючее турбинное масло и взрывоопасный водород, должен знать свойства этих веществ и правила безопасности при обращении с ними.
9.4. Ремонтные работы на маслосистеме остановленного и освобожденного от водорода генератора разрешается выполнять по распоряжению.
Ремонтные работы на маслосистеме остановленного или вращающегося генератора, заполненного водородом, должны выполняться по наряду.
Также по наряду должны производиться работы с открытым огнем (сварка и т.п.) на расстоянии менее 10 м от участков маслосистемы, содержащих водород. При этом в наряде должны быть отражены дополнительные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т.п.).
Запрещается работать с огнем непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах маслосистемы, заполненных водородом, а также подтягивать болты и гайки аппаратов и арматуры, находящихся под давлением.
9.5. При проведении ремонтных работ на маслосистеме необходимо:
подвергать гидравлическим испытаниям участки маслопроводов, на которых переварены сварные стыки фланцевых соединений штуцеров, отводов и т.п.;
немедленно убирать пролитое масло;
производить пропаривание труб маслосистемы и МО насыщенным паром давлением не выше 0,6 МПа на специально оборудованной площадке. Вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места. Применение для подвода пара резиновых шлангов запрещается;
производить работы внутри масляных баков только после очистки их от масла и шлама, пропаривания и вентиляции;
производить работы на вращающихся механизмах (МНУ) в соответствии с указаниями п.8.6.1.
9.6. Персонал, обслуживающий вращающиеся механизмы маслосистемы, должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы. На одежде не должно быть развевающихся частей, которые могут быть затянуты вращающимися частями механизмов.
9.7. Особую опасность представляет газообразный водород, смесь которого с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75%, а развиваемое при взрыве давление тем выше, чем больше начальное давление и температура. Кроме того, водород способен самовозгораться при истечении его через неплотности газового и газомасляного трактов.
В аппаратах и трубопроводах маслосистемы взрывоопасная смесь может образоваться при:
больших расходах масла, содержащего воздух и протекающего на сторону водорода (корпус генератора), и отсутствии продувок водородом;
некачественной продувке аппаратов инертным газом при заполнении их водородом и вытеснении последнего из них во время подготовки к ремонту;
загрязнении воздушных объемов картеров подшипников (сливных камер) и сливного коллектора генератора водородом, выделяющимся из масла, при недостаточной их вентиляции;
прямом попадании водорода в сливной коллектор и ГМБ.
9.8. При эксплуатации маслосистемы необходимо предупреждать образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом, не допуская:
содержания кислорода в ЗГ и водородоотделительном баке маслоочистительной установки более 2%;
содержания водорода в картерах подшипников (сливных камерах) более 2%;
наличия водорода в маслобаке.
9.9. Операции заполнения и вытеснения водорода из трубопроводов и аппаратов маслосистемы должны осуществляться с применением в качестве промежуточной среды инертного газа с обязательным химическим анализом газового состава по окончании этих операций.
9.10. Вскрытие аппаратов маслосистемы разрешается осуществлять после того, как химический анализ подтвердит отсутствие в них углекислого газа или (при использовании азота) - содержание кислорода в воздухе не менее 20% по объему.
9.11. При выводе в ремонт аппаратуры и трубопроводов в которых находится водород, должны быть отсоединены трубопроводы или установлены заглушки для исключения возможности проникновения водорода на ремонтируемые участки через неплотности вентилей.
9.12. Около генератора и устройств маслосистемы с водородом должны быть вывешены плакаты "Водород. Огнеопасно".
9.13. Трубопроводы маслосистемы, заполненные водородом, должны иметь отличительную от других окраску. Если трубопроводы с маслом окрашены в желтый цвет, то трубопроводы с водородом на желтом фоне должны иметь красные кольца. Интервал между кольцами должен составлять 0,5 м при ширине кольца 40 мм.
9.14. В машинном зале в районе турбогенератора должны быть размещены стационарные и передвижные средства пожаротушения (разводка пожарной воды с рукавами и кранами, лафетные стволы и т.п.), а также первичные средства пожаротушения (огнетушители, ящики с песком, асбестовые полотна и т.п.), которые должны быть в постоянной исправности и готовности к действию.
9.15. При загорании струи водорода, истекающей из трубопровода или аппарата, необходимо прекратить доступ воздуха к месту горения наложением на очаг огня асбестового полотна или сбить пламя струей углекислоты.
9.16. В случае возникновения пожара на генераторе с воспламенением водорода и масла в районе уплотнений вала дежурный персонал обязан:
воздействием на кнопку аварийного останова отключить турбоагрегат, сообщить о пожаре дежурному инженеру электростанции, вызвать пожарную команду;
после отключения выключателя генератора или блока и гашения поля на выбеге (со срывом вакуума) турбоагрегата открыть на посту газового управления вентили сброса водорода в атмосферу и подачи инертного газа в генератор, а также вентили подачи инертного газа в картеры подшипников (сливные камеры). В необходимьх случаях прекратить доступ масла на уплотнения вала и подшипники;
снять напряжение со всех электроустановок в зоне пожара (кроме освещения машинного зала);
приступить к тушению пожара посредством углекислотных огнетушителей и распыленной воды;
на время тушения пожара обеспечить вращение вала от ВПУ во избежание прогиба вала от одностороннего нагрева;
при угрозе распространения пожара на другое оборудование принять неотложные меры по охлаждению металлоконструкций перекрытия машинного зала водой из лафетных стволов, поставить водяную завесу для защиты от огня оборудования соседнего турбоагрегата;
прекратить все работы, не связанные с тушением пожара, удалить из зоны пожара людей, не занятых ликвидацией пожара;
по прибытии пожарной команды передать руководство тушением пожара ее командиру, сообщив о принятых мерах.
9.17. В случае местного загорания вытекающего из уплотнений вала или трубопроводов масла действовать в зависимости от обстоятельств, поставив в известность вышестоящий дежурный персонал.
При небольшой течи масла и малом очаге загорания необходимо с помощью песка ограничить площадь растекания масла, сбить пламя асбестовым полотном, применить углекислотные огнетушители.
Категорически запрещается применять для тушения загорания пенные химические огнетушители до снятия напряжения с электроустановок.
10. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ИНСТРУКЦИИ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ МАСЛОСИСТЕМЫ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА
10.1. На каждой электростанции должна иметься местная инструкция по эксплуатации системы маслоснабжения уплотнений вала (одна на каждый тип генератора или тип уплотнений вала).
10.2. Инструкция должна составляться на основе требований данной Типовой инструкции и технической документации завода-изготовителя или ремонтного предприятия, осуществлявшего модернизацию уплотнений вала.
10.3. Местная инструкция должна состоять из следующих разделов (пунктов);
10.3.1. Общие сведения, которые должны включать:
краткое описание конструкции уплотнений вала и системы их маслоснабжения;
основные технические данные уплотнений вала, оборудования и аппаратов, входящих в состав маслосистемы;
объем устройств электроавтоматики, защиты, технологической сигнализации и КИП с указанием значений уставок и выдержек времени.
10.3.2. Указания по эксплуатации, включающие:
распределение обязанностей по обслуживанию уплотнений вала и систем их маслоснабжения между цехами электростанции и взаимодействие персонала различных цехов;
подготовка к пусковым операциям и пуск маслосистемы;
обслуживание маслосистемы в нормальных режимах работы;
обслуживание маслосистемы в аварийных режимах. Указания по устранению неисправностей;
вывод маслосистемы из работы. Порядок вывода в ремонт отдельных элементов системы;
требования по технике безопасности. Противопожарные мероприятия с указаниями по ликвидации загораний водорода и масла.
10.3.3. Исполнительная технологическая схема маслосистемы.
10.4. В должностных инструкциях для каждого лица оперативного персонала должны быть перечислены конкретные разделы (пункты) местной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами (дежурный инженер, начальник смены КТЦ, машинист блока, машинист-обходчик и т.д.).
10.5. Местная инструкция должна быть подписана начальником КТЦ и утверждена главным инженером электростанции.
10.6. Местная инструкция и технологическая схема должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным условиям не реже одного раза в два года с отметкой на них о проверке.
II. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
11. ОПИСАНИЕ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
11.1. Газовая система водородного охлаждения турбогенераторов включает в себя газовые коллекторы, арматуру, трубопроводы, приборы контроля и сигнализации, ресиверы для водорода и инертного газа, баллоны для водорода (при отсутствии электролизной установки), азота или углекислоты.
Газ вводится в корпус генератора и удаляется из него через два коллектора (рис.9), один из которых установлен в нижней части генератора, другой - в верхней. Через нижний коллектор вводится углекислый газ или азот; вытесняемый при этом водород или воздух удаляется через верхний коллектор, вытеснение углекислого газа или азота производится введением водорода или воздуха через верхний коллектор.
|
 |
Рис.9. Газовая система водородного охлаждения турбогенератора:
1 - углекислотный коллектор (нижний коллектор); 2 - водородный коллектор (верхний коллектор); 3 - термометр; 4 - испаритель; 5 - фреоновый компрессор; 6 - терморегулирующий вентиль; 7 - индуктивный указатель жидкости; 8 - автоматический газоанализатор содержания водорода в картерах подшипников и кожухах нулевых и линейных выводов; 9 - автоматический газоанализатор для измерения чистоты водорода в корпусе генератора; 10 - ротаметр; 11 - регулятор давления; 12 - электроконтактный манометр; 13 - манометр; 14 - предохранительный клапан; 15 - съемный элемент
Коллекторы соединены с трубопроводами соответствующего газа: верхний коллектор с трубопроводом водорода, идущим от ресиверов электролизной установки или ресиверов централизованного водородного хозяйства, и через фильтр-осушитель с трубопроводом сжатого воздуха; нижний коллектор - с трубопроводом инертного газа или рампой для разрядки утлекислотных баллонов.
Кроме того, каждый коллектор соединяется с выхлопным трубопроводом, выходящим на крышу машинного зала электростанции.
В циркуляционный водородный контур турбогенератора встроен осушитель газа, предназначенный для осушки охлаждающего газа.
Для удобства обслуживания газовой системы часть арматуры и приборов размещена на специальной панели - "газовый пост" генератора.
11.2. Контроль чистоты водорода осуществляется автоматическим газоанализатором, действие которого основано на изменении теплопроводности водорода в зависимости от его чистоты. Датчик газоанализатора включается так же, как и осушитель водорода, в систему газопроводов между напорной и всасывающей камерами вентилятора генератора.
11.3. Контроль давления водорода в корпусе генератора осуществляется манометрами из двух независимых точек.
Поскольку давление водорода в корпусе генератора является одним из основных показателей исправности газовой системы генератора, предусматривается его регистрация.
11.4. К газовой системе охлаждения генераторов с водородным охлаждением относятся также вспомогательные устройства для хранения и транспортировки водорода и инертного газа.
11.4.1. Снабжение электростанций водородом может осуществляться:
из электролизной установки электростанции;
из баллонов, доставляемых с предприятия, вырабатывающего водород и расположенного на таком расстоянии от электростанции, которое позволяет экономически выгодно транспортировать водород в баллонах;
от предприятия, вырабатывающего водород и расположенного близко к электростанции, что позволяет подавать водород по трубопроводу.
11.4.2. При использовании водорода в баллонах на электростанции должна быть централизованная водородная система с ресиверами для хранения необходимого запаса водорода, разрядной рампой, складом баллонов и магистральным трубопроводом для подачи водорода из ресиверов в турбогенераторы.
Схемой включения ресиверов предусматривается возможность продувки их инертным газом (углекислым газом или азотом) и воздухом.
На рис.10 показана схема централизованного водородного хозяйства.
|
 |
Рис.10. Схема централизованного водородного хозяйства:
1 - рампа для разрядки водородных баллонов; 2 - трубопровод подачи углекислого газа (азота); 3 - ресивер для водорода; 4 - огнепреградитель; 5 - редуктор; 6 - обратный клапан; 7 - манометр; 8 - предохранительный клапан
11.4.3. Снабжение генераторов инертным газом - углекислым газом или азотом - должно осуществляться от централизованной системы, включающей в себя ресиверы, рампу для разрядки баллонов, трубопроводы и арматуру для подачи инертного газа в турбогенераторы, склад баллонов.
На рис.11 и 12 приведены схемы централизованного углекислотного хозяйства.
|
 |
Рис.11. Схема централизованного углекислотного хозяйства с перевернутыми углекислотными баллонами:
1 - рампа для разрядки баллонов; 2 - ресивер для углекислого газа; 3 - предохранительный клапан; 4 - манометр; 5 - испаритель; 6 - обратный клапан; 7 - термометр
Рис.12. Схема централизованного углекислотного хозяйства с нормально стоящими углекислотными баллонами:
1 - рампа для разрядки баллонов; 2 - ресивер для углекислого газа; 3 - предохранительный клапан; 4 - манометр
На рис.11 баллоны устанавливаются на разрядной рампе вентилями вниз. Жидкая углекислота выпускается из баллонов в испаритель, где подогревается и переходит в газообразное состояние. При разрядке баллона давление в испарителе должно быть таким же, как давление в баллоне.
При понижении давления инертного газа в ресиверах до минимально допустимого значения действует предупредительная сигнализация в машинном зале на щите управления.
11.4.4. На рис.13 приведена схема централизованного азотного хозяйства.
|
 |
Рис.13. Схема централизованного азотного хозяйства:
1 - рампа для разрядки азотных баллонов; 2 - редуктор; 3 - обратный клапан;
4 - ресивер для азота; 5 - манометр; 6 - предохранительный клапан
При использовании азота из баллонов, последние разряжаются в ресиверы, предназначенные для хранения запаса азота. Каждая партия баллонов с азотом должна иметь сертификат завода-изготовителя. При отсутствии сертификата необходимо провести анализ газа из каждого баллона.
Используется азот технический (ГОСТ 9293-74), содержащий менее 1% кислорода, а также азот из кислородных установок, если он содержит не более 2,5% кислорода.
Снабжение турбогенераторов азотом может осуществляться также из следующих источников:
азотно-кислородной установки электростанции или предприятия, расположенного близко к электростанции, что позволяет экономически выгодно подавать азот по трубопроводу;
из газоразделительной мембранной установки типа МВа-0,022, предназначенной для получения азота из атмосферного воздуха.
12. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОВОЙ СИСТЕМЕ
12.1. От исправности и качества работы газовой системы турбогенераторов зависит возможность надежной работы турбогенераторов в продолжительном номинальном режиме работы.
12.2. К газовой системе турбогенераторов предъявляются следующие основные технические требования:
а) производить замену охлаждающей среды (в качестве промежуточного инертного газа применяется углекислый газ или азот);
б) поддерживать давление водорода в заданных пределах;
в) поддерживать заданную чистоту и влажность водорода;
г) обеспечивать автоматический контроль чистоты и давления водорода;
д) сигнализировать при нарушении параметров охлаждающей среды, при появлении водорода в картерах подшипников, комплектных экранированных токопроводах и нулевых выводах, при появлении воды или масла в генераторе.
13. УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ И
ОБЪЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ГАЗОВ
13.1. В соответствии с действующими "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" и инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации турбогенераторов в газовой системе предусмотрен контроль следующих параметров:
чистоты и давления водорода в корпусе генератора;
содержания водорода в картерах подшипников (в сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), в кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов;
температуры водорода в корпусе генератора;
давления газа в магистрали от водородных ресиверов;
давления инертного газа в магистрали.
13.2. Чистота водорода в корпусе генератора контролируется автоматическим газоанализатором, расположенным на местном щите на панели сигнализации генератора.
13.3. Давление водорода в корпусе генератора контролируется манометрами, измеряющими давление газа в двух независимых точках. Манометры устанавливаются на газовом посту.
13.4. Давление водорода и давление инертного газа в магистрали контролируются манометрами, установленными также на газовом посту генератора.
13.5. На основные щиты управления (блочный щит, групповой щит) выводится следующая предупредительная технологическая сигнализация:
понижение или повышение давления водорода в генераторе;
водород в экранированных токопроводах и подшипниках (сливных камерах);
неисправность водородного охлаждения;
вызов к установке теплоконтроля и другие сигналы неисправностей масляной системы (см. п.3.4).
Сигнал "Неисправность водородного охлаждения" является групповым и включает в себя следующие сигналы:
"Чистота водорода низкая";
"Жидкость в корпусе генератора";
другие сигналы неисправностей масляной системы (см. п.3.4).
Объем физико-химического контроля газов
13.6. Назначение ручного лабораторного физико-химического контроля при эксплуатации турбогенераторов с водородным охлаждением - обеспечение экономичной и безопасной эксплуатации газомасляной системы и проверка правильности показаний приборов автоматического контроля.
13.7. При работе газовой системы генератора с водородным охлаждением должны измеряться с помощью лабораторных приборов следующие параметры:
чистота водорода в корпусе генератора;
содержание кислорода в бачке продувок, поплавковом затворе, водородоотделительном отсеке маслоочистки;
содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), комплектных экранированных то копроводах и коробе нулевых выводов;
влажность водорода в корпусе генератора.
14. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ МЕЖДУ ЦЕХАМИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ
14.1. Обслуживание газовой системы водородного охлаждения генераторов во время эксплуатации производится персоналом цехов: электрического, котлотурбинного, химического и цеха тепловой автоматики и измерений.
14.2. На персонал электрического цеха возлагается:
осмотр, обслуживание и ремонт трубопроводов, арматуры и оборудования газовой системы, ресиверов для водорода и углекислого газа (азота), транспортировка, разрядка и обслуживание баллонов с углекислотой (азотом);
обслуживание и ремонт испарителей в установках осушки водорода, оттаивание испарителей, слив воды из испарителей;
поддержание заданных значений давления, чистоты и влажности водорода в генераторе;
проведение непрерывных и периодических продувок генератора чистым водородом;
замена газа в генераторе;
контроль за газоплотностью генератора, устранение выявленных утечек водорода, включая утечки через выводы генератора;
обслуживание и ремонт электролизных установок для получения водорода;
обслуживание и ремонт газоразделительных мембранных установок для получения азота.
14.3. На персонал котлотурбинного цеха возлагается:
контроль за работой газоохладителей и регулирование температуры газа в генераторе;
контроль за содержанием водорода в токопроводах и картерах подшипников (при наличии сигнализации на БЩУ), за давлением водорода, чистотой водорода, перепадом давления между маслом и водородом, давлением дистиллята с оповещением дежурного персонала электроцеха.
14.4. На персонал химического цеха возлагается:
химический анализ газа в корпусе генератора при работе на водороде, при замене охлаждающей среды;
химический анализ газа (воздуха) в различных участках (аппаратах) газовой системы;
определение температуры точки росы водорода в генераторе.
14.5. На персонал цеха тепловой автоматики и измерений возлагается:
обслуживание и ремонт газоанализаторов, манометров, дифференциальных манометров, ротаметров и других средств измерения, применяемых в газовых системах;
обслуживание и ремонт холодильно-компрессорных агрегатов в установках осушки водорода;
ремонт индикаторов влажности водорода.
14.6. Метрологический надзор за состоянием средств измерения (теплотехнических и физико-химических) осуществляет метрологическая служба или подразделение, выполняющее функции метрологической службы.
14.7. Обязанности цехов в части обслуживания системы маслоснабжения уплотнений вала изложены в разд.4.
15. ПОДГОТОВКА ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ К ВКЛЮЧЕНИЮ И ВВОД ЕЕ В РАБОТУ
Воздух, применяемый при опрессовке, должен быть сухим и чистым.
15.2. Проверку генератора и устройств газовой системы водородного охлаждения на газоплотность необходимо производить до подачи водорода в систему.
При испытании всей системы в сборе на уплотнения вала генератора должно быть подано масло (см. п.5.3), а положение вентилей должно соответствовать их положению при работе генератора на водородном охлаждении, но при закрытом вентиле подачи газа на автоматический газоанализатор чистоты водорода.
Испытание проводится воздухом. На трубопроводе подачи водорода должен быть видимый разрыв (съемный элемент, общий для водорода и воздуха, должен быть установлен на трубопроводе воздуха).
Все вентили газовой системы должны быть предварительно проверены на плотность в открытом и закрытом положениях, маховики вентилей должны быть исправными, каждый вентиль должен иметь бирку с номером, содержащим также характеристику среды в виде индекса:
"В" - для трубопроводов водорода;
"У" - для трубопроводов углекислого газа;
"А" - для трубопроводов азота.
Индекс указывается перед номером вентиля. Манометры, имеющиеся в газовой системе, должны иметь красную черту на шкале или контрольную стрелку.
15.3. Испытание на газоплотность проводится с помощью сухого и чистого воздуха при давлении, равном номинальному давлению водорода в генераторе.
Испытания проводятся в течение 24 ч.
Испытанию подвергаются корпус генератора, все трубопроводы и арматура, которые при работе генератора могут находиться под давлением водорода, включая газовый пост, гидрозатвор, осушитель (испаритель холодильной машины) и т.д.
Суточная утечка воздуха, рассчитанная по формуле, не должна превышать 1,5% независимо от типа генератора и номинального давления в корпусе.
При необходимости по утечке воздуха можно приблизительно оценить утечку водорода, умножив полученное значение утечки воздуха на коэффициент 3,2.
После выявления и устранения утечек воздуха необходимо повторно проверить газоплотность системы.
15.6. Для подготовки к работе автоматических газоанализаторов, контролирующих чистоту водорода в генераторе и наличие водорода в картерах подшипников, кожухах комплектных токопроводов и нулевых выводах, необходимо проверить показания приборов с помощью контрольных газовых смесей в соответствии с инструкциями по эксплуатации данных приборов.
Работы по подготовке холодильной машины осуществлять согласно инструкции завода-изготовителя.
15.8. Заполнение генератора водородом следует производить в соответствии с нижеуказанными требованиями:
15.8.1. Категорически запрещается вытеснять воздух из генератора непосредственно водородом без применения промежуточной среды: углекислого газа или азота.
15.8.2. Перед подачей углекислого газа или азота необходимо создать видимый разрыв на трубопроводах, подводящих к газовому посту генератора водород или воздух, сняв съемный элемент, общий для этих трубопроводов, и установив в необходимых местах заглушки.
15.8.3. Перед заполнением генератора с неподвижным или вращающимся от валоповоротного устройства ротором и газовой системы углекислым газом и вытеснением воздуха следует:
отключить питание автоматического газоанализатора;
открыть вентили на газовом посту для подачи углекислого газа из трубопровода централизованной разводки в нижнюю зону корпуса генератора;
отобрать пробы для анализа из вентилей, снабженных соответствующими ниппелями и бирками и позволяющих анализировать газ из верхнего и нижнего коллекторов генератора.
15.8.4. При достижении содержания углекислого газа в обеих пробах не менее 85% продувку корпуса можно считать законченной. Если в одной из проб содержание углекислого газа окажется менее 85%, следует дополнительно продуть генератор, выпустив в него из ресиверов необходимое количество углекислого газа и произведя повторные анализы.
15.8.5. После окончания продувки следует записать в контрольном и оперативном журналах результаты анализов и данные об израсходованном объеме углекислого газа.
15.8.6. За счет оставшегося в генераторе небольшого избыточного давления углекислого газа необходимо продуть осушитель водорода, поплавковый затвор, импульсные трубки и т.д.
15.8.7. Ориентировочный расход углекислого газа на вытеснение воздуха составляет:
при неподвижном или вращающемся от валоповоротного устройства роторе - 1,5 газового объема генератора (приложение 4);
при вращении ротора - 2,5 газового объема генератора.
15.8.8. Углекислый газ не должен длительно (более 8 ч) находиться в генераторе, так как он при наличии водяных паров вызывает коррозию металла.
15.8.9. Для вытеснения воздуха азотом следует:
отключить питание автоматического газоанализатора;
подключить к газовому посту трубопровод подачи азота из ресиверов, зафиксировать давление азота в ресиверах, открыть вентили на газовом посту для выпуска воздуха из генератора;
подать азот в генератор (азот можно подводить при вытеснении воздуха к нижнему или верхнему коллекторам, так как плотность азота составляет около 97% плотности воздуха; для небольшой экономии азота предпочтительна его подача сверху вниз);
закрыть вентили для выпуска воздуха и подачи азота и произвести анализы из нижнего и верхнего коллекторов генератора. Закончить продувку, если содержание кислорода в одной из проб превысит 3%, продолжить продувку генератора, повторяя оба анализа до тех пор, пока не будет достигнута требуемая полнота удаления воздуха.
15.8.10. После окончания продувки следует записать в контрольном и оперативном журналах результаты анализов и данные об израсходованном объеме азота.
15.8.11. За счет оставшегося в корпусе небольшого избыточного давления азота следует продуть участки схемы, перечисленные в п.15.8.6.
15.8.12. Ориентировочный расход азота на вытеснение воздуха зависит от его чистоты, как это показано в табл.5.
Таблица 5
|
|
|
Способ подачи азота | Чистота азота, % | Расход азота в газовых объемах генератора |
Снизу-вверх | 99,9 | 3 |
Снизу-вверх | 98,5 | 3,5 |
Снизу-вверх | 97,5 | 4,4 |
Сверху-вниз | 99,9-97,5 | 3-4 |
15.8.13. Время нахождения азота в корпусе генератора не нормируется.
15.8.14. Для вытеснения углекислого газа водородом необходимо:
подключить к газовому посту трубопровод подачи водорода из ресиверов, проверив предварительно наличие видимого разрыва на трубопроводе подвода воздуха;
открыть вентили для выпуска углекислого газа из нижнего коллектора генератора и подать водород в верхний коллектор;
продуть водородом все аппараты газовой системы и импульсные трубки приборов после вытеснения углекислого газа;
поднять давление водорода в корпусе генератора до номинального, включить автоматический газоанализатор, проверить содержание водорода в корпусе, в картерах подшипников, кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов.
15.8.15. Для вытеснения азота водородом необходимо провести операции, аналогичные перечисленным в п.15.8.14. Разница заключается в том, что при вытеснении углекислого газа анализ пробы газа в конце операции проводится с целью определения в пробе углекислого газа и кислорода, а при вытеснении азота - с целью непосредственного анализа водорода (см. табл.9, п.4).
15.8.16. Запас водорода на электростанции должен обеспечивать покрытие утечек и продувок всех генераторов в течение 10 сут и однократное заполнение одного генератора, имеющего наибольший газовый объем.
При наличии на электростанции электролизной установки с одним рабочим и одним резервным электролизерами запас водорода в ресиверах должен обеспечивать покрытие утечек и продувок водорода во всех генераторах в течение 5 сут и однократное заполнение одного генератора, имеющего наибольший объем.
16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ
16.1. При нормальной работе генератора в корпусе должно поддерживаться избыточное давление водорода, соответствующее паспортным данным генератора или указаниям завода-изготовителя. Давление должно поддерживаться с помощью автоматических регуляторов или вручную. И в том, и в другом случае колебания давления в корпусе генератора не должны превышать значений, указанных в табл.6.
Таблица 6
|
|
Номинальное избыточное давление водорода, МПа (кгс/см ) | Предельное значение колебания давления водорода, МПа (кгс/см ) |
1,0 и более (0,1) | ±0,02 (±0,2) |
0,05 (0,5) | ±0,01 (±0,1) |
0,005 (0,05) | ±0,001 (±0,01) |
Содержание кислорода в водороде не должно превышать 1,2%.
Максимальное содержание кислорода в водороде в системе слива масла с водородной стороны уплотнений не должно превышать 2%.
16.3. Температура точки росы водорода в корпусе генератора должна быть ниже температуры воды, подаваемой в газоохладители, но не выше 15 °С.
Для измерения температуры точки росы водорода рекомендуется использовать индикатор влажности водорода, разработанный АО "Фирма ОРГРЭС".
При отсутствии приборов прямого измерения точки росы допускается определение температуры точки росы по номограмме по фактическим значениям относительной влажности и температуры водорода в точке измерения относительной влажности.
16.5. Максимальный эксплуатационный суточный расход водорода (с учетом продувок) не должен превышать 10% общего количества водорода в корпусе генератора при рабочем давлении.
При этом вычисленная суточная утечка водорода не должна превышать 5% общего количества водорода в корпусе генератора при рабочем давлении.
Примерные газовые объемы генераторов различных типов (данные заводов-изготовителей) приведены в приложении 4.
где значения множителя А выбираются из табл.7 в зависимости от того, в каких единицах измеряется давление, а именно:
Таблица 7
|
|
Единица измерения давления | Множитель А |
мм рт.ст. | 0,359 |
кгс/см | 264 |
МПа | 2690 |
16.6. Суточную утечку водорода следует определять не реже одного раза в месяц.
16.7. При работе холодильной машины в установке осушки водорода холодильно-компрессорный агрегат не должен работать непрерывно или слишком часто включаться и выключаться во избежание быстрого выхода из строя. Суммарное время работы машины не должно превышать 12 ч в сутки. Ввод холодильной машины в цикличную работу может осуществляться с помощью реле времени.
При нормальной работе холодильной машины температура водорода на выходе из испарителя должна поддерживаться не выше 10 °С.
16.8. Необходимо один-два раза в месяц осматривать каждый агрегат, проводить проверку затяжки гаек и болтов на компрессоре и фильтре ресивера, проверять герметичность фреоновой системы, устранять утечки фреона и добавлять фреон (при необходимости) в систему, производить чистку ребристых поверхностей конденсатора.
16.9. Допускается работа генератора без включения установок осушки водорода, если температура точки росы благодаря малому расходу масла на водородной стороне уплотнений или правильно организованной непрерывной продувке не превышает значений, указанных в п.16.3.
16.10. Оттаивание испарителя следует производить один-два раза в неделю, измеряя при этом количество слитой из испарителя воды.
16.11. Содержание водорода в картерах подшипников (в сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), в кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов должно быть менее 1%. В воздушном объеме главного масляного бака водород должен отсутствовать.
16.12. Автоматический газоанализатор, контролирующий чистоту водорода в генераторе, должен находиться в работе при наличии водорода в корпусе независимо от того, остановлен или работает генератор. Для этого автоматический газоанализатор должен быть подключен к газовой системе таким образом, чтобы водород после датчика выпускался в атмосферу.
16.13. Давление водорода в датчике газоанализатора при этом должно соответствовать указанному в паспорте завода-изготовителя прибора. Один раз в неделю следует проверять показания автоматического газоанализатора с помощью химического анализа. При неисправности автоматического газоанализатора анализ производится один раз в смену.
Один раз в три месяца необходимо проверять газоанализатор с помощью контрольных газовых смесей.
Один раз в сутки нужно проверять наличие расхода водорода через датчик газоанализатора.
16.14. При наличии в газовой схеме автоматического газоанализатора, контролирующего содержание водорода в картерах подшипников и комплектных экранированных токопроводах, он должен находиться в работе, если в корпусе генератора есть водород.
Схема выполнения линий отбора воздуха из экранированных токопроводов и картеров подшипников должна осуществляться согласно указаниям приложения 5.
При неисправности или отсутствии автоматического газоанализатора необходимо производить не реже одного раза в сутки проверку содержания водорода во всех токопроводах и в картерах подшипников с помощью переносного газоанализатора ПГФ-2М-И4А, индикатора ИВП-1, сигнализатора-эксплозиметра СТХ-17-10 и т.п. При обнаружении водорода индикатором ИВП-1 следует производить химический анализ воздуха из данной точки с помощью газоанализатора КГА-2-1 (ГХЛ-1) [приложение 6] или хроматографа для определения количества водорода.
Результаты анализов воздуха в токопроводах и картерах подшипников должны фиксироваться в оперативных журналах начальников смен электрического и химического цехов.
При наличии автоматического контроля сигнал о повышении содержания водорода в токопроводах и картерах подшипников должен поступать при достижении концентрации водорода 1%.
Один раз в сутки следует проверять по показаниям ротаметров проток анализируемой смеси через датчик автоматического газоанализатора. Один раз в три месяца нужно проверять газоанализаторы (переносные и стационарный) с помощью контрольных газовых смесей, которые могут приготавливаться на месте по методике, описанной в приложении 7.
Контроль содержания водорода в приготовленной на месте контрольной газовой смеси следует производить с помощью газоанализатора КГА-2-1 (ГХЛ-1) по методике (ГОСТ 5439-76) или с помощью газового хроматографа.
Для проверки газоанализаторов, контролирующих содержание водорода в воздухе, следует применять поверочные газовые смеси водород-воздух с содержанием водорода 0,2-1,0%, выпускаемые по ТУ 6-21-28-77.
Перечень контролируемых в процессе эксплуатации параметров газовой системы и периодичность их записи приведены в табл.8.
Таблица 8
|
|
Измеряемый параметр | Периодичность записи |
1. Давление водорода в корпусе генератора | Регистрируется прибором автоматически |
2. То же при неисправности прибора | Один раз в 4 ч |
3. Температура охлаждающего газа до и после газоохладителей | Регистрируется прибором автоматически |
4. То же при отсутствии приборов автоматического контроля | Один раз в 4 ч |
5. Чистота водорода в корпусе генератора (по автоматическому газоанализатору) | То же |
6. Контрольный химический анализ водорода в корпусе генератора | Один раз в неделю |
7. Влажность водорода в корпусе генератора | Один раз в неделю |
8. То же при неисправной системе индивидуальной осушки газа или в случаях, когда влажность превышает допустимую | Не реже одного раза в сутки |
9. Содержание водорода в экранированных токопроводах, в картерах подшипников | Регистрируется прибором автоматически |
10. То же при отсутствии или неисправности автоматического газоанализатора | Один раз в сутки |
11. Контрольный анализ на содержание водорода в картерах подшипников, в шинопроводе при автоматическом газоанализаторе, действующем на сигнал | Один раз в неделю |
12. Содержание кислорода в гидрозатворе | Один раз в сутки |
13. Наличие водорода в системе водяного охлаждения обмотки статора | Регистрируется прибором автоматически |
14. То же при неисправности или отсутствии автоматического газоанализатора | Не реже одного раза в сутки |
15. Утечка водорода из корпуса генератора | При подпитке, но не реже одного раза в месяц |
Объем и периодичность ручного лабораторного химического контроля состава газа в системе водородного охлаждения представлены в табл.9.
Таблица 9
|
|
|
|
|
|
Место отбора пробы газа на анализ | Периодич- ность анализа | Определяемый компонент | Допус- тимая концен- трация | Формула для расчета | Примечание |
1.Верхний и нижний коллекторы генератора | При вытеснении воздуха углекислым газом | Углекислый газ (СО ) | Не менее 85% |  | Поглощение углекислого газа раствором КОН |
2. Верхний и нижний коллекторы генератора | При вытеснении воздуха азотом | Кислород (О ) | Не более 3% | | Поглощение кислорода раствором пирогаллола "А" |
3. Нижний коллектор генератора | При вытеснении углекислого газа водородом | Углекислый газ (СО ) | Не более 3% | | Поглощение углекислого газа раствором КОН |
4. Нижний коллектор генератора | При вытеснении азота водородом | Водород (Н ) | Не менее 97% |  | Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема |
5. Верхний и нижний коллекторы генератора | При вытеснении водорода углекислым газом | Углекислый газ (СО ) | Не менее 95% | | Поглощение углекислого газа раствором КОН |
6. Верхний и нижний коллекторы генератора | При вытеснении водорода азотом | Водород (Н ) | Не более 3% | | Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема |
7. Нижний коллектор генератора | При вытеснении углекислого газа воздухом | Углекислый газ (СО ) | Отсутствие | | Поглощение углекислого газа раствором КОН |
8. Верхний коллектор генератора | При вытеснении азота воздухом | Кислород (О ) | Не менее 20% | | Поглощение кислорода раствором пирогаллола "А" |
9. Перед автоматическим газоанали- затором, измеряющим чистоту водорода в корпусе генератора | Один раз в неделю | Водород (Н ) | Не менее 95-98% в зависимости от типа генератора | | Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема |
10. Бачок продувки, поплавковый затвор | Один раз в сутки | Кислород (О ) | Не более 2% | | Поглощение кислорода раствором пирогаллола "А" |
11. Перед испарителем | Один раз в неделю | Температура точки росы | Не более 15 °С |
| Определение температуры точки росы |
12. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые выводы (при отсутствии автоматических анализаторов ТП-1116 У4) | Один раз в сутки, а также при пуске и останове генератора | Водород (Н ) | Не более 1% |
| Анализ с помощью газоанализато- ров ПГФ-2М-И4А; СТХ-17-10 и т.п. |
13. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые выводы (при отсутствии автоматических анализаторов ТП-1116 У4) | Один раз в сутки, а также при пуске и останове генератора | Водород (Н ) | Не более 1% |  | Анализ с помощью индикатора ИВП-1 с последующим уточнением на КГА-2-1 (ГХЛ-1) без разбавления |
14. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые вывода (при наличии автоматических анализаторов ТП-1116 У4) | Один раз в неделю, а также при пуске и останове генератора | Водород (Н ) | Не более 1% | | Анализ с помощью газоанализато- ров КГА-2-1 (ГХЛ-1) |
Примечания: 1. При неисправности автоматического газоанализатора, измеряющего чистоту водорода в корпусе генератора, производится анализ на содержание кислорода в газовой смеси один раз в смену.
2. Отбор проб газа на анализ производится из труб, в которых при работе генератора имеет место непрерывная циркуляция газа; при отборе проб из генератора с неподвижным ротором (или вращающегося от валоповоротного устройства) необходима предварительная тщательная продувка трубопроводов газом объемом, превышающим в два-три раза объем трубопровода, соединяющего точку отбора с корпусом генератора.
3. Обозначения в приведенных формулах: С - содержание водорода в исследуемом газе, %;
 - объем пробы газа, см ;  - объем воздуха, см ;  - объем газа, оставшегося после поглощения раствором или оставшегося после сжигания водорода на катализаторе. | |||||
17. ОСНОВНЫЕ НЕПОЛАДКИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ, МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ
17.1. В период эксплуатации турбогенератора выявляются дефекты и неполадки в работе газовой системы, которые приводят к нарушениям нормального режима ее работы.
Эти нарушения имеют место в результате:
дефектов при изготовлении, сборке деталей и узлов газовой системы;
неправильной эксплуатации, когда не учитываются особенности конструкции аппаратов газовой системы, и ошибок оперативного персонала;
старения и износа деталей (прокладки, уплотняющая резина и пр.);
случайных отказов оборудования газовой системы, аппаратуры схем контроля и сигнализации.
17.2. Некоторые неполадки работы газовой системы не приводят к серьезным повреждениям и вынужденным остановам турбогенераторов, если своевременно обнаружить эти неполадки, предотвратить их развитие и при первой возможности устранить.
Другие неполадки приводят к вынужденным остановам турбогенераторов.
Все основные неполадки в работе газовой системы, а также действия персонала по выявлению и устранению неполадок указаны в табл.10.
Таблица 10
|
|
|
Неисправность | Вероятная причина | Методы выявления и устранения неисправности |
1. Внезапное резкое падение давления водорода в корпусе генератора с выбросом большого количества водорода в машинный зал и его возгоранием с угрозой перехода в пожар | Повреждение прокладок выводов, щитов и т.д., разрушение уплотнений вала | Отключить турбину кнопкой аварийного отключения со срывом вакуума. Не дожидаясь останова турбогенератора, приступить к сбросу водорода из корпуса генератора в атмосферу и подаче инертного газа в корпус генератора. Далее действовать согласно разд.18 |
2. Понижение чистоты водорода в корпусе генератора. Повышение содержания кислорода в гидрозатворах, бачках продувки и других аппаратах системы слива масла из уплотнений в сторону водорода | Повышенный расход масла в уплотнениях вала в сторону водорода. Повышение перепада давлений между уплотняющим маслом и водородом с образованием сифонного перелива из демпферного бака в сливную систему (см. табл.2, 4). Подача масла в уплотнения кольцевого типа без дегазации или с недостаточной дегазацией | Проверить работу уплотнений вала (расход масла в сторону водорода). Проверить наличие сифонного перелива из демпферного бака. Включить в работу и проверить эффективность установки дегазации масла (при ее наличии). Провести продувку генератора чистым водородом. Организовать непрерывную продувку сливных камер или, если она имеется, увеличить расход водорода на продувку |
3. Повышение содержания водорода в картерах подшипников (сливных маслопроводах воздушной стороны уплотнений) | См. п.7.4 | См. п.7.4 |
4. Повышение содержания водорода в кожухах комплектных экранированных токопроводов | Нарушение герметичности уплотняющих деталей выводов генератора | При появлении водорода в одном из кожухов с концентрацией до 1% выявить токопровод с утечкой водорода, проверить газоплотность генератора и при первой возможности остановить его для устранения утечки. При содержании водорода 1% и более подать инертный газ в соответствующий токопровод (группу токопроводов) и остановить генератор с вытеснением водорода |
5. Понижение давления водорода в генераторе (утечка водорода, превышающая допустимую) | Нарушение плотности оборудования и вентилей газовой системы | Выявить и устранить утечки водорода, обратив особое внимание на выводы генератора, уплотнения вала, торцевые щиты, вентили газовой системы т.д. Проверить работу регулятора уровня гидрозатвора и действовать далее согласно п.7.5 |
6. Повышение давления водорода в генераторе | Неисправность вентиля на линии подачи водорода из централизованной разводки | Провести ревизию вентилей на линий подвода водорода к генератору |
7. Повышение влажности водорода (температуры точки росы) | Отсутствие или неисправность холодильной машины в системе осушки водорода | Проверить работу холодильно-компрессорного агрегата при его наличии, устранить неисправность; применить непрерывную продувку сливных камер при отсутствии холодильной машины в системе осушки водорода |
8. Появление воды в нижних точках корпуса генератора*:
а) до 500 см в смену | Утечка воды из газоохладителей или водяной системы охлаждения статора при превышении давления воды над давлением водорода | Выявить неисправный газоохладитель поочередным их отключением. На время работы генератора с отключенным газоохладителем нагрузка должна быть уменьшена до значений, указанных в заводских инструкциях по эксплуатации генератора. При первой возможности вывести генератор в ремонт. При попадании воды в корпус турбогенератора из системы водяного охлаждения обмоток генератор должен быть разгружен и отключен |
б) свыше 500 см в смену |
| Генератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети |
9. Увеличение количества воды, сливаемой из испарителя холодильной машины свыше 500 см в смену | Утечка воды из газоохладителей или водяной системы охлаждения статора при превышении давления воды над давлением водорода | Следует иметь в виду, что в первые трое суток после включения холодильной машины возможно значительное выделение воды из испарителя, не связанное с неисправностью водяной системы. Действовать согласно п.7 данной таблицы |
10. Появление масла в нижних точках корпуса генератора* | См. п.7.6 | См. п.7.6 |
11. Появление водорода в системе водяного охлаждения обмоток статора | Нарушение герметичности системы водяного охлаждения | Осторожно повысить давление дистиллята на входе в обмотку таким образом, чтобы концентрация водорода в газовой ловушке была бы минимальной (менее 3%), следя за отсутствием воды в дренажах и испарителе и утечкой водорода из машины. При первой возможности, но не позднее чем через 5 сут после появления водорода остановить генератор для выяснения и устранения причин появления водорода |
________________* Слив жидкости из корпуса генератора производить при закрытом вентиле над УЖИ. После дренирования жидкости из трубы закрыть нижний и открыть верхний вентили и повторить операции слива. | ||
18. ВЫВОД ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ В ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ
Перед выводом газовой системы в плановый ремонт необходимо вытеснить водород из генератора. Как правило, такое вытеснение производится при неподвижном роторе, так как расход инертного газа при неподвижном роторе меньше, чем при вращающемся роторе.
18.1. Запрещается вытеснять водород из генератора непосредственно воздухом без применения промежуточной среды.
18.2. Перед подачей в газовую систему углекислого газа или азота необходимо создать видимые разрывы на трубопроводах, подводящих к газовому посту генератора водород и воздух, сняв съемный элемент, общий для этих трубопроводов, и установив в необходимых местах заглушки.
18.3. Для вытеснения водорода из генератора с неподвижным ротором и газовой системы углекислым газом или азотом необходимы следующие операции:
отключить электропитание автоматического газоанализатора;
зафиксировать давление углекислого газа (азота) в ресиверах;
открыть вентили на газовом посту для подачи углекислого газа (азота) из трубопровода централизованной разводки в нижний коллектор генератора и вентили для выпуска водорода из верхнего коллектора;
отобрать пробы для анализа из верхнего и нижнего коллекторов генератора.
18.6. За счет оставшегося в генераторе небольшого избыточного давления следует продуть аппараты осушки водорода, поплавковый затвор, импульсные трубки и т.д.
азот при неподвижном роторе - 2,5 газовых объема генератора;
азот при вращении ротора - 4,5 газовых объема;
углекислый газ при неподвижном роторе - 2,1 газовых объема;
углекислый газ при вращении ротора - 4 газовых объема.
18.8. После окончания вытеснения водорода углекислый газ должен быть вытеснен из генератора воздухом немедленно, а азот - в том случае, если предполагаются ремонтные работы в газовой системе.
Затем следует продуть воздухом все аппараты и трубопроводы газовой системы.
При выводе в ремонт оборудования и трубопроводов газовой системы должны быть отсоединены трубы, по которым в ремонтируемые участки может через неплотно закрытые вентили проникнуть водород из других участков (из магистрали водорода, например), находящихся под давлением. Отсоединение трубопроводов может быть выполнено путем:
разъединения фланцев и установки заглушек с хвостовиками;
демонтажа части трубопровода с установкой заглушек.
Ремонтные работы в газовой системе остановленного, освобожденного от водорода и заполненного воздухом генератора производятся по распоряжению главного инженера.
После этого газовая система генератора готова к проведению планового ремонта.
19. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ.
ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
19.1. Опасность при работе с газообразным водородом заключается в возможности образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, в аппаратах и трубопроводах газовой системы при нарушении режима эксплуатации газовой системы, а также при загорании водорода, выходящего из системы через неплотности.
Согласно ГОСТ 3022-80 смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75% по объему.
Взрывоопасная смесь может воспламеняться от открытого огня, местного нагрева, при быстром истечении (особенно при наличии продуктов коррозии на стенках труб и аппаратов).
Давление, развиваемое взрывом водородно-воздушной смеси, тем выше, чем больше начальное давление и начальная температура смеси.
В корпусе генератора образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом особенно опасно, так как в больших замкнутых объемах возможно детонационное воспламенение смеси, протекающее при распространении пламени со сверхзвуковыми скоростями и развивающее давление, которого не выдерживает корпус генератора.
19.2. Взрывоопасная смесь в корпусе генератора может образовываться в следующих случаях:
при неполной продувке генератора инертным газом в процессе вытеснения водорода или воздуха;
при попадании в генератор, заполненный воздухом, водорода через неплотности арматуры на газовом посту при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе водорода;
при попадании в генератор, заполненный водородом, воздуха при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе воздуха;
при постепенном загрязнении водорода воздухом, диффундирующим из масла в уплотнениях, и отсутствии продувки.
19.3. В картерах подшипников, в закрытых шинопроводах линейных выводов турбогенераторов взрывоопасная смесь может образовываться при нарушении герметичности уплотнений вала, изоляторов выводов обмотки, отсутствии вентиляции, отсутствии автоматического или периодического контроля за содержанием водорода в воздухе в этих участках системы.
19.4. В системе циркуляционной воды взрывоопасная смесь может образовываться из-за неплотности трубок газоохладителей.
В турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением обмотки ротора давление водорода должно быть выше (до 0,05 МПа) давления дистиллята на входе в машину.
При нарушении герметичности водяного тракта водород может проникать в водяной тракт.
Контроль за попаданием водорода осуществляется с помощью газовой ловушки, подключенной к дренажной системе, из верхних точек сливного и напорного коллекторов. Попадание водорода в газовую ловушку определяется по наличию пузырьков водорода.
19.5. Во избежание возникновения взрывоопасной смеси нормативные показатели содержания кислорода в корпусе генератора, поплавковом затворе, в бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки установлены с запасом, причем для корпуса генератора более жесткие.
Это объясняется тем, что объем газа в корпусе больше, поэтому загрязнение его кислородом или воздухом через масло будет ниже, чем в других местах. Кроме того, из-за наличия в корпусе генератора продольных и поперечных ребер жесткости возможно образование слабо вентилируемых мест с повышенным содержанием кислорода или воздуха по сравнению с определяемым по контрольным анализам.
Приняты следующие нормативные показатели: содержание кислорода в водороде в корпусе генератора не должно превышать 1,2%, а в поплавковом затворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - 2%.
19.6. Для обеспечения безопасной работы газовой системы следует поддерживать высокую чистоту водорода в корпусе генератора и во всех аппаратах, находящихся под давлением водорода (см. п.16.2), а также не допускать повышения содержания водорода в картерах подшипников и кожухах токопроводов и коробе нулевых выводов более 1%.
19.7. Особое внимание следует уделять правильному выполнению операций по замене газа в генераторе.
Вытеснение воздуха, водорода и инертного газа из генератора запрещается прекращать раньше достижения в заданных точках газовой системы концентрации вытесняющего или вытесняемого газа, указанной в табл.11.
Таблица 11
|
|
|
|
Операция вытеснения | Определяемый компонент (газ) | Точка отбора | Концентрация газа, % |
1. Воздуха углекислым газом | Углекислый газ | Верхний и нижний коллекторы | Не менее 85% |
2. Воздуха азотом | Кислород | То же | Не более 3% |
3. Углекислого газа водородом | Углекислый газ | Нижний коллектор | Не более 3% |
4. Азота водородом | Водород | То же | Не менее 97% |
5. Водорода углекислым газом | Углекислый газ | Верхний и нижний коллекторы | Не менее 95% |
6. Водорода азотом | Водород | Верхний и нижний коллекторы | Не более 3% |
7. Углекислого газа воздухом | Углекислый газ | Нижний коллектор | Отсутствует |
8. Азота воздухом | Кислород | То же | Не менее 20% |
19.8. При возникновении утечки водорода из генератора или аппаратов и трубопроводов газовой системы, находящихся под давлением водорода, опасность заключается в возможном загорании струи водорода, а также - в возможном образовании местной взрывоопасной концентрации водорода в воздухе (при отсутствии в месте утечки достаточного обмена воздуха или при наличии невентилируемых карманов и зон, в которых возможно скопление водорода).
С целью своевременного выявления утечек водорода необходимо:
периодически (не реже одного раза в месяц) проверять газовую плотность водородной системы генератора (утечка водорода не должна превышать в сутки 5% общего объема газа в корпусе генератора);
контролировать непрерывно (с сигнализацией при повышении содержания водорода до 1%) или периодически места наиболее вероятных утечек водорода (картеры подшипников, токопроводы и т.д.).
19.9. При загорании струи водорода следует прекратить доступ воздуха к месту горения, наложив на место утечки плотную асбестовую ткань или направив на пламя струю инертного газа.
Около генератора должен постоянно находиться баллон с углекислотой, снабженный шлангом длиной, достаточной для ликвидации загорания водорода в любой точке газовой системы, или сухой огнетушитель, или шланг, подключенный к трубопроводу централизованной разводки углекислого газа или азота.
Наряду с этим от этой разводки должны быть проложены трубопроводы для продувки инертным газом картеров подшипников и кожухов токопроводов при повышении содержания в них водорода более 1% (см. приложение 5).
Если загорание водорода не удается ликвидировать перечисленными выше средствами, следует, отключив генератор от сети, снизить давление водорода в корпусе генератора и подать в него инертный газ для вытеснения водорода.
В ОАО "Фирма ОРГРЭС" разработана схема дистанционного управления (с БЩУ) процессами выброса водорода в атмосферу из корпуса генератора и подачи инертного газа в корпус генератора при аварийных ситуациях.
19.10. При выводе в ремонт оборудования и трубопроводов газовой системы должны быть отсоединены трубы, по которым в ремонтируемые участки может через неплотно закрытые вентили проникнуть водород из других участков, находящихся под давлением. Отсоединение трубопроводов производится путем:
разъединения фланцев и установки заглушек с хвостовиками;
демонтажа части трубопровода с установкой заглушек.
Ремонтные работы в газовой системе остановленного, освобожденного от водорода и заполненного воздухом генератора могут производиться по распоряжению.
Перед началом ремонтных работ допускающий должен убедиться в безопасности условий производства работ; проверить подготовку схемы к ремонту в соответствии с данной Типовой инструкцией; наличие необходимых заглушек и отсоединений трубопроводов; наличие на вентилях, открытие которых недопустимо, плакатов "Не открывать - работают люди"; проверить отсутствие водорода в ремонтируемых участках схемы; провести инструктаж ремонтного персонала.
Для выполнения ремонтных работ на генераторе (при наличии водорода в корпусе и на работающем генераторе) должен быть выдан наряд.
19.11. В машинном зале электростанции запрещается курить. Около каждого генератора и устройств газовой системы должны быть вывешены плакаты "Водород. Огнеопасно".
19.12. Работы с открытым огнем (электросварка, газовая сварка, резка и др.) на расстоянии более 10 м от участков газовой системы и трубопроводов, содержащих водород, производятся по наряду. При проведении таких работ на расстоянии до 10 м включительно от оборудования и трубопроводов, содержащих водород, в графе наряда "Особые условия" должны быть указаны дополнительные меры, обеспечивающие безопасность проведения работы (установка щитов - экранов для предотвращения разлетания искр, проверка отсутствия водорода в воздухе в месте производства работ, наличие средств пожаротушения и т.д.).
Запрещается проведение ремонтных огневых работ непосредственно на корпусе генератора, аппаратах и трубопроводах при наличии в них водорода.
Запрещается затягивать болты и гайки аппаратов и арматуры, находящихся под давлением.
Шланги и штуцера должны быть надежно закреплены.
19.13. Окраска трубопроводов газовой системы должна производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки".
Ресиверы для водорода, углекислого газа и азота окрашиваются алюминиевой пудрой для уменьшения нагрева солнцем.
На ресиверах для водорода должны быть сделаны надписи - "Водород!", "Взрывоопасно!".
19.14. При погрузочно-разгрузочных работах и транспортировке баллонов должны приниматься меры по предотвращению их падения, повреждения и загрязнения. При этом нельзя допускать резких толчков баллонов или ударов по ним какими-либо предметами.
Погрузка, выгрузка и переноска каждого баллона как наполненного газом, так и порожнего должны производиться с особой осторожностью не менее чем двумя работниками.
Транспортировка наполненных газами и пустых баллонов должна производиться с навернутыми предохранительными колпачками. Баллоны, наполненные газом, при перевозке или хранении должны быть защищены от действия солнечных лучей; рекомендуется накрывать баллоны брезентом или асбестовым полотном.
На небольшие расстояния баллоны могут перевозиться на специальных тележках или носилках. Внутри помещения по ровному полу допускается перекатывание баллонов одним работником на ребрах башмака в наклонном положении. Запрещается тянуть баллон волоком и перекатывать в горизонтальном положении по полу. При перемещении баллонов краном их необходимо устанавливать на предохранительную люльку.
Баллоны с углекислым газом и азотом могут храниться как в складском помещении, так и на открытом воздухе под навесом, защищающим их от воздействия осадков и солнечных лучей.
Хранить в одном помещении баллоны с кислородом и водородом запрещается.
Во избежание ошибочного использования технического углекислого газа в сатураторных установках необходимо хранить техническую углекислоту отдельно от пищевой.
Пустые баллоны должны храниться отдельно от баллонов, наполненных газом.
Разрядка баллонов с водородом и азотом должна производиться только через редуктор, предохранительный клапан которого регулируется на срабатывание при максимальном рабочем давлении в ресиверах.
Перед присоединением редуктора к баллону необходимо проверить у вентиля исправность резьбы бокового штуцера и отсутствие пропуска газа. Если у вентиля обнаружены какие-либо дефекты, то баллон бракуют и отправляют на завод-изготовитель для выпуска из него газа и ремонта вентиля. На баллоне мелом наносят надпись "Осторожно! Полный! Вентиль неисправен!". Если вентиль исправен, то его следует продуть плавным и кратковременным поворотом маховика на 1/4 оборота. При продувке нельзя находиться против штуцера вентиля, а следует стоять сбоку.
Необходимо убедиться в исправности редуктора, осмотрев резьбу накидной гайки, входной штуцер, фильтр, манометры, прокладку. Редуктор с неисправной резьбой накидной гайки, неисправным фильтром и другими недостатками следует отправить в ремонт. Пользоваться редуктором с неисправными манометрами или просроченными датами испытания запрещается.
Разрядка баллонов с углекислотой, как правило, производится в ресиверы централизованной углекислотной установки.
Помещение, в котором устанавливается разрядная рампа, должно иметь механическую вытяжную вентиляцию с забором воздуха из нижней части помещения. Значительное содержание углекислого газа в воздухе вызывает у человека удушье. Предельно допустимое содержание углекислого газа в воздухе помещения не должно превышать 0,1%. При отсутствии централизованной углекислотной установки баллоны разряжаются через рампу в генератор. Для ускорения процесса испарения углекислоты и сокращения времени разрядки разрешается баллоны помещать в ванну с теплой водой. При этом необходимо соблюдать следующие условия:
температура воды не должна превышать 50 °С;
баллон следует погружать в воду не более чем на 1/4 его высоты;
вентиль баллона не должен быть погружен в воду;
вентиль баллона должен быть открыт;
вентили и соединительная трубка не должны обмерзать.
Отогревание замерзших баллонов, вентилей и соединительных трубок разрешается производить теплой водой.
20. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ИНСТРУКЦИИ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ
20.1. На каждой электростанции должна иметься местная инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения (одна на каждый тип генератора).
20.2. Местная инструкция должна быть составлена на основе требований данной Типовой инструкции и технической документации завода-изготовителя.
20.3. Местная инструкция должна состоять из следующих разделов и графической части:
20.3.1. Общие сведения, которые должны включать:
краткое описание газовой системы;
основные технические данные газовой системы, оборудования и аппаратов, входящих в ее состав;
объем устройств контроля и технологической сигнализации с указанием значений уставок предупредительной сигнализации.
20.3.2. Указания по эксплуатации, включающие:
распределение обязанностей по обслуживанию газовой системы между цехами электростанции;
подготовка газовой системы к включению и ввод в работу;
обслуживание газовой системы в условиях нормальной эксплуатации;
основные неполадки в работе газовой системы и способы их устранения;
вывод газовой системы в ремонт;
требования по технике безопасности и пожаробезопасности при обслуживании газовой системы.
20.3.3. Исполнительная технологическая схема газовой системы.
20.4. В должностных инструкциях для каждого лица оперативного персонала (дежурный инженер электростанции, начальник смены электроцеха, начальник смены химического цеха, старший дежурный электромонтер, электромонтер) должны быть перечислены конкретные разделы (пункты) местной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами.
20.5. Местная инструкция должна быть подписана начальником электроцеха и утверждена главным инженером электростанции.
20.6. Местная инструкция и технологическая схема должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным условиям не реже одного раза в два года с отметкой на них о проверке.
Приложение 1
О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ШПОНОЧНОГО УЗЛА ТОРЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ (п.6.12 СРМ-92 [12])
Одной из причин, снижающих подвижность вкладышей в корпусах и вызывающих отказы торцевых уплотнений, являются дефекты шпоночного узла.
На находящихся в эксплуатации турбогенераторах обнаружены следующие конструктивные и технологические дефекты шпоночного узла:
осевые шпонки, входящие в отверстия корпусов уплотнений, иногда вызывают значительное местное увеличение усилий трения из-за несоосности шпонки и отверстия вследствие больших технологических допусков на положение этих отверстий;
материалы, из которых изготовлены шпонки и контактирующие с ними детали, имеют низкую твердость и недостаточную чистоту поверхности;
у большей части эксплуатирующихся конструкций уплотнений контактирующие поверхности деталей имеют электроэрозионные повреждения.
В результате обследования большого количества турбогенераторов мощностью 30-300 МВт установлено, что наиболее эффективным средством защиты поверхностей контакта деталей шпоночного узла от повреждений, вызываемых электроэрозионными процессами, являются повышение твердости и чистоты поверхностей контакта, а также установка гибких электрических закороток, соединяющих корпус и вкладыш.
В связи с изложенным предлагается на всех турбогенераторах с торцевыми уплотнениями завода "Электротяжмаш", АО "Элсиб" и АО "Электросила" внедрить следующие мероприятия:
1. Шпонка (стопор) и контактирующая с ней поверхность вкладыша должны иметь твердость НВ 300 и шероховатость поверхности не ниже 1,25 (ГОСТ 2.309-73).
Необходимую твердость контактирующих поверхностей деталей шпоночного узла следует обеспечить одним из способов, приведенных ниже:
цементацией с последующей закалкой деталей, изготовленных из сталей 10, 15 или 20;
электроискровым упрочнением поверхности прибором ЭИУ-1 (наплавка победитом);
наплавкой электродом ЦН-6;
изготовлением деталей из сталей с твердостью НВ 300 без термообработки.
2. Шпоночные узлы с осевыми шпонками должны быть модернизированы: в корпус уплотнения необходимо установить плоскую вставку, рабочая поверхность которой должна соответствовать требованиям п.1 и обеспечивать контакт цилиндр-плоскость.
Поверхность контакта вставки должна находиться в радиальной плоскости. Размеры вставки: глубина (по оси ротора) - не менее 15 мм, ширина (в тангенциальном направлении) - не менее 8 мм, длина (в радиальном направлении) - не менее диаметра шпонки плюс 10 мм. Вставку установить в предварительно выфрезерованный паз (глубина паза должна быть больше глубины вставки на 0,5-0,7 мм) и зачеканить для предупреждения выхода вставки из паза при работе уплотнений.
3. На турбогенераторах ТГВ-25, ТВС-30, ТВ2-30-2, ТВ-50-2, ТВ-60-2 и ТВ2-100-2, уплотнения которых ранее были заменены по проектам АО "ЦКБ Энергоремонт" двухпоточными, необходимо:
а) увеличить сечение радиальных шпонок, резьбовую часть выполнить диаметром М16, рабочую (контактную) часть - квадратной 13х13. В случае, если из-за малых осевых зазоров увеличить сечение рабочей поверхности шпонки нельзя, изготовить рабочий конец прямоугольным 10х13 (13 мм - в тангенциальном направлении);
б) увеличить размеры канавки под шпонку, обеспечив тангенциальный и радиальный зазоры между шпонкой, нерабочей боковой стенкой канавки и дном канавки 2-2,5 мм.
Поверхность рабочей стенки паза должна удовлетворять требованиям п.1, что можно обеспечить:
электроискровым упрочнением стенки;
наплавкой электродом ЦН-6;
установкой вставки;
установкой накладки с пазом на винтах и фиксирующих штифтах.
Размеры вставки: глубина (в радиальном направлении) не менее 15 мм, ширина (в тангенциальном направлении) не менее 8 мм, длина (в осевом направлении) должна обеспечивать работу уплотнений при фактическом взаимном расположении вкладыша и корпуса и возможных перемещениях вкладыша в корпусе уплотнения. Кроме этого, по длине вставки должен быть запас не менее 5 мм для периодических ремонтов упорного диска ротора.
4. При ремонтах контролировать состояние поверхностей контакта деталей шпоночного узла; при наличии местных нарушений формы поверхности (углубления на плоских поверхностях, поверхностях роликов или цилиндров) глубиной более 0,05 мм необходимо обработать поверхность (шлифовать) до устранения дефекта.
5. На всех уплотнениях установить электрические гибкие закоротки, изготовленные из медного проводника ПЩ-3,3 с припаянными наконечниками Т4-6 (ГОСТ 7386-80). Наконечники крепить к корпусу и вкладышу винтами М6 с фиксацией их от самоотвинчивания.
Закоротки устанавливать с воздушной стороны уплотнений вблизи горизонтального разъема корпуса (кроме случаев, оговоренных в проектной документации АО "ЦКБ Энергоремонт"). Длина закоротки должна обеспечивать свободное перемещение вкладыша в корпусе (с учетом последующих ремонтов упорного диска), закоротка не должна касаться вращающегося вала ротора, наконечники закоротки не должны мешать перемещению вкладыша в корпусе даже при ослаблении их крепления.
6. После сборки половин корпусов уплотнений с пружинным прижимом (турбогенераторы серий ТВФ и ТГВ) должно быть обеспечено прилегание контактных поверхностей деталей шпоночного узла. Контроль выполнять щупом 0,05 мм.
7. Замену плоских шпонок роликовыми самоустанавливающимися шпонками выполнять только при частичной модернизации торцевых уплотнений по проектам АО "ЦКБ Энергоремонт".
При заказе проекта модернизации в АО "ЦКБ Энергоремонт" необходимо указывать номер чертежа общего вида эксплуатирующегося торцевого уплотнения и осевые размеры, определяющие взаимное расположение вкладыша и корпуса.
8. По всем вопросам, связанным с модернизацией шпоночного узла, следует обращаться в АО "ЦКБ Энергоремонт".
Приложение 2
О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
ТОРЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ 60-500 МВт (п.6.11 СРМ-92 [12])
В целях повышения эксплуатационной надежности торцевых уплотнений турбогенераторов с водородным охлаждением при кратковременных перерывах подачи масла и возможности безаварийного останова турбогенераторов в случае отказа всех источников подачи масла в уплотнения в схемах масло-снабжения устанавливаются демпферные баки, обеспечивающие кратковременное резервирование маслоснабжения уплотнений.
Опыт эксплуатации и результаты испытаний систем маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов 60-500 МВт АО "Электросила" выявили ряд недостатков, снижающих надежность:
а) отсутствие протока масла через бак приводит к снижению температуры масла в баке и увеличенным потерям напора в начальный период отключения всех источников маслоснабжения;
б) недостаточный диаметр трубопроводов вызывает увеличение потерь напора;
в) значительный расход прижимающего масла на турбогенераторах с двухпоточными уплотнениями делает объем установленных демпферных баков недостаточным для полного выбега турбогенератора при безнасосном останове;
г) низкая подвижность золотников регуляторов давления прижимающего масла РПМ-1 приводит к значительным колебаниям давления при переходных процессах в системе маслоснабжения;
д) полное перекрытие линии обратной связи из-за засорения сеток дроссельного устройства шламом и механическими частицами приводит к отказу регуляторов прижимающего масла РПМ-1 и РДМ-17.
Для устранения недостатков и повышения надежности системы маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением предлагается:
1. Не вводить в эксплуатацию генераторы без демпферного бака в системе маслоснабжения уплотнений, оборудованного устройствами сигнализации и защиты в соответствии с требованиями настоящего документа. Не допускать работу системы маслоснабжения без демпферного бака за исключением непродолжительных периодов, необходимых для устранения неисправностей бака и арматуры.
2. Осуществить для действующих турбогенераторов следующие основные мероприятия:
а) присоединить демпферный бак к системе маслоснабжения уплотнений двумя трубами (рис.14, I) для постоянного протока масла через бак. Должны быть соблюдены высотные отметки и диаметры трубопроводов и вентилей, приведенные в табл.12. Допускаются схемы последовательная (рис.14, I, вентили 5, 6 открыты, вентиль 7 закрыт) и последовательно-параллельная (рис.14, II, вентили 5, 6, 15 и 16 открыты, вентиль 7 закрыт, между вентилями 15 и 16 установлена дроссельная шайба 17, диаметр которой определяется при наладке).
Таблица 12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Расстояние (см. рис.14), мм, не менее |  (см. рис.14), мм, не менее |
| |||||||||
Тип генератора | Компо- новка машин- ного зала | Схема присоеди- нения бака | от центра вала генера- тора до дна бака (А) | от дна - бака до коле- на пере- лив- ной трубы (Б) | от коле- на пере- лив- ной трубы до про- тиво- сифон- ной (В) | от верха бака до ниж- него реле уровня (Г) | от верха бака до верх- него реле уровня (Д) | трубо- про- вода а и вен- тиля 7 | трубо- про- вода б и вен- тиля 5 | трубо- про- вода в и вен- тилей 6, 15, 16 | трубопроводов | Ориен- тиро- воч- ный диа- метр дрос- сель- ной шайбы 17 (см. рис.14), мм | ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| г | д | е |
|
ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 | Закрытая | Последовательная (см.рис.14, I) | 4000 | 6000 | 2000 | 60-70 | 400* | 50 | 70 | 50 | 40 | 70 | 32 | - |
ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 | Закрытая | Последовательно- параллельная (см. рис.14, II) | 4000 | 6000 | 2000 | 60-70 | 400* | 50 | 50 | 50 | 40 | 50 | 32 | 10-13 |
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 | То же | Последовательная | 6000 | 5000- 6000 | 2000- 4000 | 60-70 | 400* | 50 | 80 | 60 | 40 | 70 | 32 | - |
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 | -"- | Последовательно- параллельная | 6000 | 5000- 6000 | 2000- 4000 | 60-70 | 400* | 40 | 70 | 50 | 40 | 50 | 32 | 10-15 |
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 | Открытая | Последовательно- параллельная | 6000 | 5000- 6000 | 2000- 4000 | 60-70 | 400* | 40 | 90 | 70 | 40 | 70 | 32 | 10-15 |
ТВВ-320-2 | Закрытая | Последовательная | 6000 | 5000- 6000 | 2000- 4000 | 60-70 | 400* | 50 | 80 | 80 | 40 | 70 | 32 | - |
ТВВ-320-2 | То же | Последова- тельно-парал- лельная | 6000 | 5000- 6000 | 2000- 4000 | 60-70 | 400* | 50 | 70 | 70 | 40 | 50 | 32 | 10-15 |
______________ * Указанные расстояния относятся к вновь устанавливаемым турбогенераторам серий ТВФ и ТВВ, на которых система сигнализации уровня масла выполнена в соответствии с чертежами АО "Электросила" N ОБС.349.003-005. В схемах маслоснабжения турбогенераторов, находящихся в эксплуатации, на которых верхнее реле срабатывает при понижении уровня масла до верха бака или ниже верха бака на 20 мм, установку реле верхнего уровня можно не изменять.
| ||||||||||||||
|
 |
Рис.14. Схема присоединения демпферного бака с постоянным протоком масла:
I - последовательная; II - последовательно-параллельная;
1 - демпферный бак; 2 - регулятор давления масла; 3, 4 - реле уровня масла; 5-11, 15, 16 - запорные вентили; 12 - общий сливной маслопровод подшипников турбоагрегата; 13 - смотровое окно; 14 - противосифонный клапан; 17 - дроссельная шайба
Температура масла в демпферном баке должна быть не ниже 30 °С. При необходимости увеличения расхода масла через демпферный бак для повышения температуры масла до 30 °С диаметр дроссельной шайбы следует уменьшить.
В условиях открытой компоновки машинного зала (длина трассы от бака к уплотнениям 40 м более) следует применять последовательно-параллельную схему, кроме того утеплять трубопроводы в районе демпферного бака (участки г, д, е на рис.14, I).
Схема подключения демпферного бака турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-200М, ТГВ-300 и ТГВ-500, выполненная по чертежам завода "Электротяжмаш", предусматривает проток всего масла через бак и в переделках не нуждается.
Для исключения возможности сифонного перелива масла из демпферного бака в гидрозатвор допускается установка в переливной трубе специального противосифонного клапана 14 (см. рис.14, I). Конструкция клапана и высота его установки определяется заводом-изготовителем турбогенератора, куда необходимо обращаться по данному вопросу;
б) усовершенствовать схему подачи прижимающего масла двухлоточных уплотнений вала:
в обратном клапане на линии аварийной подачи смазки из демпферного бака в регулятор РПМ-1 (РДМ-17) просверлить отверстие диаметром 2 мм для постоянного протока масла и прогрева всего объема трубопровода;
в существующие отверстия вкладыша, через которые прижимающее масло сливается в картер опорного подшипника, установить пробки с отверстием 2 мм для снижения общего расхода прижимающего масла;
в) установить два фильтра (рабочий и резервный) на линии подачи масла в уплотнения перед регуляторами давления;
г) применять регуляторы грузового типа, прямого действия без резервирования их вентилем с электромагнитным приводом для регулирования давления масла, подаваемого в уплотнения;
При срабатывании верхнего реле уровня подается сигнал "Низкий уровень масла в демпферном баке" и подготавливается цепь включения реле времени. По получении этого сигнала персонал должен принять меры к немедленному восстановлению маслоснабжения уплотнений. При срабатывании нижнего реле уровня, контакт которого включен последовательно с контактом верхнего реле уровня, замыкается цепь обмотки реле времени, воздействующего с выдержкой времени 9 с на технологическую защиту турбогенератора.
Технологическая защита обеспечивает останов турбины и отключение генератора от сети, причем должен быть произведен срыв вакуума автоматически (для турбин ХТГЗ) или оператором дистанционно (для турбин других заводов). На щите управления загораются табло "Защита" и "Нет масла на уплотнениях генератора".
По получении этого сигнала персонал должен приступить к вытеснению водорода инертным газом (углекислотой или азотом), не дожидаясь полного останова турбоагрегата.
У генераторов, не имеющих инжектора в системе маслоснабжения уплотнений, указанное реле времени должно срабатывать также и при отключении всех масляных насосов уплотнений (рабочего, резервного, аварийного), блок-контакты электромагнитных пускателей которых включаются последовательно.
Технологическая защита от снижения уровня масла в демпферном баке на работающем генераторе опробуется следующим образом: накладка защиты переводится в положение "Сигнал", вентиль 9 (см. рис.14, I) закрывается, вентиль 10 открывается. По мере опорожнения обводной трубы наблюдается последовательное прохождение сигналов "Низкий уровень масла в демпферном баке" и "Нет масла на уплотнениях генератора".
Замену реле уровня нужно, как правило, производить на остановленном турбогенераторе. В аварийных случаях с разрешения главного инженера электростанции допускается заменять или ремонтировать реле на работающем генераторе при закрытых вентилях 9-11;
Высшую точку сливного маслопровода (со стороны контактных колец) соединить с атмосферой трубой диаметром 100-150 мм.
3. Осуществить следующие дополнительные мероприятия по усовершенствованию отдельных элементов схемы маслоснабжения (в тех случаях, когда эти элементы недостаточно надежны):
а) заменить регуляторы давления прижимающего масла РПМ-1 и РДМ-17 более надежными регуляторами РДМ-27.
Дифференциальные регуляторы давления уплотняющего масла РПД-14, если они удовлетворяют требованиям эксплуатации, можно оставлять в эксплуатации при условии удаления фасок на всех поршнях (кромки поршней золотника должны быть острыми).
Регуляторы ДРДМ-12, ДРДМ-12М с вращающимися золотниками, находящиеся в эксплуатации более 8-10 лет, как правило, выработали свой ресурс (износ пары букса-вращающийся золотник превышает допустимое значение) и должны быть либо заменены усовершенствованными регуляторами ДРДМ-30, либо пройти капитальный ремонт с восстановлением паспортного зазора в паре букса-золотник.
На всех эксплуатирующихся регуляторах установить дроссельные устройства с увеличенной площадью сеток по чертежу N П.1034.04.00СБ АО "ЦКБ Энергоремонт".
На всех регуляторах ДРДМ-12 (ДРДМ-12М), в верхней крышке которых выполнены два больших отверстия сегментной формы для контроля за вращением золотника, заменить стальные верхние крышки новыми с четырьмя равнорасположенными отверстиями диаметром 40 мм;
б) установить второй маслоохладитель в системах маслоснабжения, не обеспечивающих снижение температуры масла, поступающего от системы регулирования, до 40 °С; при работе турбины на турбинном масле (не ОМТИ) всасывающие линии насосов уплотнений присоединить к главному маслобаку турбины;
в) установить смотровое окно (см. рис.14, I) для контроля отсутствия перелива масла из демпферного бака в гидрозатвор.
4. Предусмотреть уставки устройства защиты и электроавтоматики, исходя из следующих условий:
в) сигнал "Низкий уровень масла в демпферном баке" должен подаваться при срабатывании верхнего реле уровня при снижении уровня масла ниже верха бака на 20-40 мм (см. примечание к табл.12);
д) реле времени должно замыкать цепь технологической защиты турбогенератора через 9 с после срабатывания нижнего реле при снижении уровня масла ниже верха бака на 60-70 мм (см. табл.12) или после отключения всех масляных насосов уплотнений.
5. Направлять замечания и предложения по работе системы маслоснабжения уплотнений в АО "ЦКБ Энергоремонт".
Приложение 3
О ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНАХ НА ДЕМПФЕРНЫХ БАКАХ
В СИСТЕМЕ МАСЛЯНЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
(п.6.10 СРМ-92 [12])
Главтехуправление Минэнерго СССР приняло решение, согласовав его с Госгортехнадзором СССР (Письмо от 19 мая 1970 г. N 06-13-16а/848), не устанавливать предохранительные клапаны на демпферных баках в системе маслоснабжения уплотнений турбогенераторов.
Приложение 4
ГАЗОВЫЕ ОБЪЕМЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
(С ВСТАВЛЕННЫМ РОТОРОМ)
|
|
Турбогенератор | Газовый объем, м |
ТВ2-30-2 | 26 |
ТГВ-25 | 26 |
ТВС-30 | 26 |
ТВ-50-2 | 50 |
ТВ-60-2 | 50 |
ТВФ-60-2 | 34 |
ТВФ-63-2 | 34 |
ТВФ-6З-2Е | 30 |
ТВФ-100-2 | 50 |
ТВ2-100-2 | 65 |
ТВФ-110-2Е | 47 |
ТВФ-120-2 | 50 |
ТВ2-150-2 | 100 |
ТВВ-160-2Е | 50 |
ТВВ-165-2 | 53 |
ТВВ-200-2 | 56 |
ТГВ-200 | 70 |
ТВВ-220-2Е | 56 |
ТГВ-300 | 75 |
ТВВ-320-2 | 87 |
ТВВ-320-2Е | 65 |
ТГВ-500 | 73 |
ТВВ-500-2 | 100 |
ТВВ-500-2Е | 84 |
ТВВ-800-2 | 126 |
ТВВ-800-2Е | 126 |
ТВВ-1200-2 | 160 |
Приложение 5
О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ СКОПЛЕНИЯ ВОДОРОДА В КОМПЛЕКТНЫХ ЭКРАНИРОВАННЫХ ТОКОПРОВОДАХ И КАРТЕРАХ ПОДШИПНИКОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
(п.6.5 СРМ-92 [12])
Опыт эксплуатации показывает, что на многих турбогенераторах с водородным охлаждением, оснащенных автоматическими газоанализаторами, в экранированных токопроводах не обеспечивается достоверный контроль наличия водорода из-за неправильно выполненной схемы отбора газа на анализ, неудовлетворительной организации эксплуатации приборов, трудностей эксплуатационной и метрологической поверки газоанализаторов и т.п.
В целях предотвращения утечек водорода из турбогенераторов и скопления его в токопроводах и подшипниках предлагается:
1. При капитальном ремонте выполнить реконструкцию унифицированных концевых выводов турбогенераторов серии ТГВ с мощностью 200, 300, 500 МВт в соответствии с заводским чертежом N ТХ 113-1086 (рис.15).
|
 |
Рис.15. Эскиз уплотнения фланцевого соединения концевых выводов
Примечания: 1. Место соединения шнура клеить клеем 88Н (МРТУ 38-5-880-66) по документации ОТХ 919.015. В месте склейки диаметр шнура 10 мм.
При капитальных ремонтах турбогенераторов серии ТВВ устанавливать фарфоровые рубашки выводов только со шлифованной поверхностью в местах уплотнения выводов с плитой корпуса генератора.
При капитальных ремонтах турбогенераторов с водородным охлаждением тщательно осматривать узлы уплотнения токоведущего стержня вывода и при появлении трещин или потере эластичности резины прокладок производить их замену.
При каждом капитальном ремонте независимо от состояния резиновых прокладок между выводом и плитой выводов производить их замену новыми.
2. Укомплектовывать вводимые и действующие турбогенераторы серий ТВВ и ТГВ приборами для автоматического контроля содержания водорода в токопроводах, устанавливая на каждом турбогенераторе по одному газоанализатору ТП-1116М У4.
На действующих турбогенераторах, где ранее были установлены два газоанализатора ТП-1116М У4, разрешается оставлять в работе оба прибора. На турбогенераторах серии ТВФ с экранированными токопроводами автоматические газоанализаторы следует устанавливать по усмотрению главного инженера электростанции.
3. Производить при неисправности или отсутствии автоматических газоанализаторов проверку отсутствия водорода в токопроводах (и картерах подшипников) с помощью переносного газоанализатора ПГФ-2М-И4А или индикатора ИВП-1, или сигнализатора-эксплозиметра СТХ-17-10 не реже одного раза в сутки. При обнаружении водорода индикатором ИВП-1 производить химический анализ воздуха из данной точки с помощью газоанализаторов КГА-2-1 (ГХЛ-1) или хроматографа для определения количественного содержания водорода.
Результаты анализа воздуха в токопроводах (картерах подшипников) должны фиксироваться в оперативных журналах начальников смены электрического и химического цехов.
4. Выполнить схему отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы в соответствии с нижеприведенными указаниями.
5. Предусмотреть подачу сигнала о появлении водорода в токопроводах и картерах подшипников при содержании водорода 1%.
При появлении водорода в токопроводах (при содержании его в воздухе до 1%) выявить токопровод, в котором происходит утечка водорода, путем последовательного перекрытия вентилей на импульсных трубках, проверить газоплотность генератора и при первой возможности произвести его останов для устранения утечки. При содержании водорода в токопроводах 1% и более подать инертный газ в соответствующую группу токопроводов и произвести останов генератора для устранения утечки водорода.
При повышении содержания водорода в картерах подшипников до 1% проверить работу уплотнений вала и схемы маслоснабжения уплотнений; при содержании водорода от 1 до 2% подать в соответствующий картер подшипника инертный газ. Концентрацию водорода в этом случае нужно проверять через 8-10 мин после прекращения продувки картеров инертным газом (это время соответствует цикличности отбора проб автоматическим газоанализатором). Пробу можно отбирать из того же отверстия, через которое производилась продувка. При повышении содержания водорода более 2% произвести останов генератора для ликвидации неполадки.
6. Проверять один раз в сутки по показаниям ротаметров проток анализируемой газовой смеси в датчиках газоанализаторов. Один раз в три месяца проверять газоанализаторы с помощью контрольных газовых смесей, приготавливаемых на месте. Контроль содержания водорода в приготовленной газовой смеси производить с помощью газоанализаторов КГА-2-1 (ГХЛ-1) по методике ГОСТ 5439-76 или газовым хроматографом.
Для метрологической поверки газоанализаторов применять поверочные газовые смеси водород-воздух с содержанием водорода 0,2-1,0%, выпускаемые по ТУ 6-21-28-77 Балашихинским кислородным заводом.
Методика приготовления контрольных газовых смесей приведена в приложении 7.
Указания по выполнению схемы отбора воздуха на анализ
и подачи инертного газа в токопроводы и картеры опорных подшипников
В целях упрощения схемы контроля и уменьшения количества газоанализаторов рекомендуется объединить линии отбора воздуха из линейных выводов и вывести их на одну точку газоанализатора ТП-1116М У4.
На другую точку прибора должна быть выведена линия отбора воздуха из общего короба нулевых выводов или объединенная линия отбора из токопроводов нулевых выводов, если они отделены один от другого.
Остальные две точки газоанализатора следует подключать к воздухоотборным устройствам, установленным в верхних точках картеров подшипников.
Принципиальная схема отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ представлена на рис.16.
|
 |
Рис.16. Принципиальная схема отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ:
1 - экранированный токопровод линейных выводов ТЭН-300 завода "Электрощит" (Москва); 2 - перфорированная трубка для отбора воздуха из верхней части кожуха; 3 - коробка выводов; 4 - токопровод нулевых выводов ТЭН-300; 5 - изоляционная вставка из резинового шланга; 6 - вентиль; 7 - перфорированная трубка для отбора воздуха из кожуха нулевых выводов турбогенераторов серии ТВВ мощностью 300 МВт и выше; 8 - кожух нулевых выводов
Как видно из рис.16, импульсные трубки одновременно используют и для подачи инертного газа в токопровод или подшипник. При продувке токопроводов (картеров подшипников) инертным газом вентили на импульсных трубках газоанализатора должны быть закрыты.
Импульсные трубки должны быть электрически изолированы от экранов токопроводов и корпусов подшипников посредством изоляционных вставок (см. поз.5). Вставки не требуются, если изоляция выполнена на отборных устройствах.
В качестве отборных устройств в зависимости от конструкций токопровода и узла сочленения экрана токопровода с коробкой выводов могут быть использованы:
газовая ловушка из металлической трубки, располагаемая снаружи токопровода (рис.17), при наличии кольцевой щели между верхним фланцем экрана и коробкой выводов;
воздухоотборные трубки (рис.18 и 19) или штуцера (рис.20) при отсутствии кольцевой щели.
|
 |
Рис.17. Пример установки газовой ловушки (а) и эскиз ловушки для обнаружения водорода (б):
1 - газовая ловушка; 2 - эластичная шайба; 3 - гайка; 4 - стяжная втулка (тройник) из диэлектрического материала; 5 - штуцер для присоединения импульсной трубки газоанализатора; 6 - штуцер для отбора пробы на химический анализ
|
 |
Рис.18. Пример установки воздухоотборной трубки в кожухе нулевых выводов турбогенераторов серии ТВВ мощностью 300 МВт и выше:
1 - кожух; 2 - стальная трубка диаметром 25 мм; 3 - стальной ниппель
|
 |
Рис.19. Пример установки воздухоотборной трубки в верхней зоне токопровода ТЭН-300:
1 - трубка из дюралюминия; 2 - кожух токопровода; 3 - стальная втулка; 4 - стальная пробка
|
 |
Рис.20. Пример установки штуцеров для отбора воздуха и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серии ТВФ:
1 - коробка выводов турбогенератора; 2 - токопровод нулевых выводов типа ГРТЕ-10 завода "Электрощит" (г.Самара); 3 - штуцера; 4 - токопровод линейных выводов; 5 - кольца из фторопласта или эбонита; 6 - стальная шайба; 7 - стальные гайки М8; 8 - изоляционная втулка
Для повышения достоверности контроля отборные устройства должны размещаться в верхней части токопровода или кожуха, т.е. выше вентиляционных отверстий или жалюзи.
Один штуцер токопровода или штуцер воздухоотборной трубки (газовой ловушки) используется для подключения к газоанализатору или для подачи инертного газа, другой штуцер, нормально закрытый пробкой (см. рис.19), может быть использован для отбора воздуха на химический анализ.
Допускается производить отбор пробы воздуха на химический анализ из объединенных измерительных линий, как показано на рис.16.
Расположение воздухоотборных и импульсных трубок следует по возможности принимать таким, чтобы длины импульсных трубок от отдельных токопроводов существенно не различались.
Вентили на импульсных трубках отдельных токопроводов следует устанавливать в удобном для обслуживания месте, вентили для подачи инертного газа - на газовом посту.
Приложение 6
ГАЗОАНАЛИЗАТОР КГА-2-1 (ГХЛ-1) С ПРИСТАВКОЙ ДЛЯ КАТАЛИТИЧЕСКОГО СЖИГАНИЯ ВОДОРОДА. ОПИСАНИЕ ПРИБОРА И МЕТОДОВ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗОВ
1. Применяемый для газового анализа газоанализатор КГА-2-1 (ГХЛ-1) с приставкой для каталитического сжигания водорода показан на рис.21.
Рис.21. Газоанализатор КГА-2-1 (ГХЛ-1) с приставкой для каталитического сжигания водорода:
1 - двухколенная бюретка с вилкой и напорной склянкой; 2 - приставка; 3 - приемник для приставки; 4, 5 - поглотительные сосуды; 6-14 краны
Приставка для каталитического сжигания водорода, показанная на рис.22, представляет собой трубку 1 из кварцевого стекла, заполненную палладиевым катализатором 2 и снабженную нагревательным элементом 3, к зажимам которого через трансформатор подводится напряжение 12 В.
Рис.22. Приставка для каталитического сжигания водорода:
1 - трубка из кварцевого стекла; 2 - палладиевый катализатор; 3 - нагревательный элемент
2. Поглотительный сосуд 4 (см. рис.21) следует залить раствором КОН (30%); поглотительный сосуд 5 - раствором пирогаллола "А", а приемник 3, расположенный под приставкой 2, - подкисленной и подкрашенной метилоранжем дистиллированной водой, такой же водой нужно залить бюретку 1 и напорную склянку.
3. Один раз в неделю следует проверять газоанализатор в сборе на герметичность. Для проведения такой проверки нужно заполнить поглотительные сосуды до меток на капиллярах под кранами и набрать воздух в бюретку, затем соединить бюретку с гребенкой и поднять напорную склянку, установив ее в верхнее положение. Если в течение 5 мин уровень воды в бюретке не повысится, а уровни растворов в поглотительных сосудах не понизятся, газоанализатор можно считать герметичным.
5. Для определения содержания в газе поглощаемых растворами примесей (углекислого газа и кислорода) следует проводить анализ, основанный на селективном поглощении углекислого газа раствором щелочи и кислорода - щелочным раствором пирогаллола "А".
Содержание в газе углекислого газа и кислорода следует определять следующим образом:
после тщательной продувки импульсных трубок присоединить пробоотборное устройство к крану 6 газоанализатора;
установить с помощью напорной склянки уровни жидкости: в левой части гребенки точно на метке "80", а в правой - на метке "20"; закрыть краны 12 и 13; выпустить избыток газа из бюретки быстрым поворотом крана 11;
открыть кран 12 и установить уровни жидкости в правом колене бюретки и в напорной склянке на одной высоте при фиксированном уровне в левом колене бюретки на отметке "80";
закрыть кран 12 и записать общий объем отобранной пробы газа;
открыть кран 9 и перевести газ в поглотитель 4 из обоих колен бюретки, доведя уровень жидкости в верхней части бюретки до крана 7; перевести газ из поглотителя в бюретку; повторить эти операции 3-4 раза;
6. Если примерное содержание водорода в газе (воздухе) или содержание примеси в водороде до анализа неизвестно, и, если количество кислорода в газе заведомо недостаточно для полного окисления водорода, определение водорода в трубке с палладиевым катализатором следует производить с разбавлением пробы воздухом.
7. Перед проведением анализа газа с разбавлением следует продуть левую сторону гребенки, трубку 2 и кран 14 воздухом. Для этого следует набрать воздух через кран 6 в широкое колено бюретки и при открытых кранах 8 и 14 перевести воздух в приемник и обратно в бюретку, доведя уровень жидкости в приемнике до крана 14, затем закрыть кран 14 и установить в трубке с катализатором атмосферное давление с помощью уравнительной склянки.
При проведении работ с трубкой 2 нагреватель трубки должен быть постоянно включен. Если перед началом работ трубка была холодной, то для подготовки газоанализатора к определению содержания водорода (для достижения стабильной температуры катализатора 80-100 °С) требуется около 30 мин. При нагревании кран 8 должен соединять трубку с правой частью гребенки, а краны 6 и 7 должны быть открыты в атмосферу.
Соединив бюретку кранами 7, 8, 14 с приемником, следует перевести в бюретку часть воздуха из приемника, заполнив газовой смесью оба колена бюретки. Затем следует, медленно поднимая уравнительную склянку, перевести газ в приемник 3. Скорость подъема склянки должна быть такой, чтобы при открытых обоих кранах вилки разница в положении уровней жидкости в узкой и широкой частях бюретки не превышала 3-5 см. После перевода всего газа в приемник 3 следует также медленно вернуть его в бюретку. При повторении этой операции можно действовать быстрее, так как основной объем водорода сгорает при первых двух прохождениях через катализатор. Всего требуется 4-5 переводов газа в приемник 3 и обратно. После окончательного перевода оставшегося газа в бюретку следует измерить его объем и определить содержание водорода по формуле
Содержание водорода в газе должно быть не менее 70%.
При проведении каталитического сжигания водорода необходимо следить, чтобы запорная жидкость из бюретки или приемника не попала в трубку с катализатором во избежание потери его активности.
Отобранную пробу следует три-четыре раза пропустить через трубку с катализатором, затем перевести в широкое колено бюретки оставшийся объем газа (до метки "80"), а остальное - в узкое колено бюретки, доведя уровень жидкости в приемнике до крана, и измерить полученный объем.
Расчет содержания водорода в газе следует производить по формуле
Приложение 7
МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ АВТОМАТИЧЕСКИХ ГАЗОАНАЛИЗАТОРОВ ТП-1116М У4
С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ
1. Контрольную газовую смесь следует готовить способом точного дозирования определяемого компонента с помощью калибровочных емкостей. Смесь водорода с воздухом можно получить в установке, показанной на рис.23, а.
|
 |
Рис.23. Установка для получения контрольной смеси водорода с воздухом для проверки автоматического газоанализатора:
1 - стеклянная бутыль; 2 - калиброванная пипетка; 3 - побудитель расхода;
Для приготовления смеси следует отобрать водород из баллона или из системы электролизной установки по схеме, показанной на рис.23, б.
Открыть сначала краны пипетки 2, затем вентиль на линии отбора водорода. Для создания в пипетке небольшого избыточного давления используется гидрозатвор 5 высотой 70-100 мм.
Пипетку следует продуть в течение 2-3 мин, затем закрыть вентиль и краны - до и после пипетки.
Заполненную пипетку необходимо выдержать не менее 15 мин при температуре приготовления смеси, затем кратковременным поворотом одного из кранов уравнять давление в пипетке с атмосферным и включить пипетку в схему, показанную на рис.23, а.
Открыть краны в схеме, включить побудитель расхода и перемешать смесь в течение 1-1,5 ч.
2. Необходимая вместимость пипетки для дозирования газа рассчитывается по формуле
Пример расчета вместимости пипетки
Вместимость пипетки определяется по формуле
3. Проверка газоанализатора ТП-1116М У4 контрольной газовой смесью производится по схеме, показанной на рис.23, в.
При присоединении бутыли 1 к импульсной трубке прибора установить на ней воронку, подать напряжение питания газоанализатора и через 10-15 мин открыть кран на трубке от воронки к бутыли, залить в бутыль воду и постепенным открытием крана подачи смеси из бутыли в датчик 7 установить расход газа через прибор 1,5 л/мин по ротаметру 6. Продолжительность пропуска газа через прибор - не менее 2 мин.
Проверку газоанализаторов следует производить по трем точкам: первая - начало шкалы (проверка нуля шкалы); вторая - уставка срабатывания сигнального устройства (1,0% водорода в воздухе); третья - 2-3% водорода в воздухе.
Установку нуля шкалы газоанализатора (проверку контрольной точки) следует проводить по методике, изложенной в заводской инструкции.
Список использованной литературы
1. Куфман Я.И., Аврух В.Ю., Ростик Г.В. Уплотнения турбогенераторов с водородным охлаждением. - М.: Энергия, 1968.
2. Куфман Я.И. Схемы маслоснабжения уплотнений современных турбогенераторов. - М-Л.: Энергия, 1964.
3. Голоднова О.С. Эксплуатация схем маслоснабжения и уплотнений турбогенераторов.- М.: Энергия, 1978.
4. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением. - М.: Энергия, 1972.
5. Хазан С.И. Турбогенераторы. Повреждения и ремонт. - М.: Энергоатомиздат, 1983.
6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
7. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984.
8. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
9. Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях: РД 34.45.501-88. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1989.
10. Типовая инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов: ТИ 34-70-065-87. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
11. Типовая инструкция по эксплуатации электролизных установок для получения водорода: ТИ 34-70-056-86. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.
12. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Ч. 2. - М.: СПО ОРГРЭС, 1992.
13. Объемы и нормы испытания электрооборудования. - М.: ЭНАС, 1998.
14. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.
15. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций ВНТП 81. - М.: МО Теплоэлектропроекта, 1981.
16. ГОСТ 2.309-73. Шероховатость поверхности. Параметры, характеристики и обозначения.
17. ГОСТ 3022-80. Водород технический. Технические условия.
18. ГОСТ 5439-76. Газы горючие природные и искусственные. Метод определения компонентного состава на газоанализаторе типа ГХЛ.
19. ГОСТ 7386-80. Наконечники кабельные, медные, закрепляемые опрессовкой. Конструкция и размеры.
20. ГОСТ 9293-74. Азот газообразный и жидкий. Технические условия.