Как согласовать реконструкцию иностранной паровой турбины. Ремонт паровых турбин

С позиций соблюдения режимных характеристик ПСУ при их эксплуатации основное внимание уделяется постоянным и переменным режимам работы паровой турбины.

Постоянный режим работы паровой турбины. Для современных мощных турбоустановок на тепловых и атомных электростанциях единичной мощностью от нескольких сотен МВт до 1000–1500 МВт, которые, как правило, эксплуатируются в постоянном режиме максимальной нагрузки, на первое место выходят такие показатели, как экономичность, надежность, долговечность и ремонтопригодность.

Экономичность ПТУ характеризуется как коэффициентом полезного действия (к.п.д.) турбоустановки (ТУ), так и удельным расходом теплоты брутто (т.е. без учета затрат энергии на собственные нужды ТУ). Показателями экономичности для теплофикационных турбоустановок с регулируемыми отборами на отопление и горячее водоснабжение являются удельный расход пара на теплофикационном режиме, удельный расход теплоты на конденсационном режиме, удельный расход теплоты на выработку электроэнергии и др. Удельный расход теплоты брутто для конденсационных турбин большой мощности находится на уровне 7640– 7725 кДж/(кВт·ч); для ТЭС – 10200 кДж/(кВт·ч) и 11500 кДж/(кВт·ч) для АЭС. Удельный расход теплоты брутто для теплофикационных турбоустановок при температуре охлаждающей воды 20°С на конденсационном режиме составляет порядка 8145–9080 кДж/(кВт·ч), а удельный расход пара на теплофикационном режиме – не более 3,6–4,3 кг/(кВт·ч).

Надежность и долговечность характеризуются рядом количественных показателей, таких как средняя наработка на отказ, полный назначенный срок службы, полный назначенный ресурс элементов, средний срок службы между капитальными ремонтами, коэффициент технического использования, коэффициент готовности и другими. Полный назначенный срок службы энергоблока выпуска до 1991 года составляет не менее 30 лет, оборудования выпуска после 1991 года – не менее 40 лет. Полный назначенный ресурс (парковый ресурс) основных элементов, работающих при температурах выше 450°С, составляет 220 тыс. часов эксплуатации. Для турбин большой мощности установлена наработка на отказ не менее 5500 ч и коэффициент готовности не менее 97%.

Переменный режим работы паровой турбины предполагает прежде всего изменение расхода пара через проточную часть – в сторону уменьшения от номинального. При этом минимальные потери при переменном, т.е. «частичном», расходе пара достигаются при сопловом регулировании, когда полностью открыты клапаны (клапан), обслуживающие одну определенную группу сопел. Теплоперепады существенно изменяются только на регулирующей и последней ступени проточной части. Теплоперепады промежуточных ступеней остаются почти постоянными при уменьшении расхода пара через турбину. Условия работы промежуточных ступеней и, следовательно, к.п.д. всех ступеней высокого давления (кроме первой ступени), среднего давления и низкого давления (кроме последней ступени) практически не изменяются.

Чем больше подъем клапана, обслуживающего какую-либо одну группу сопел, тем меньшее приращение расхода приходится на «единицу» его подъема. При достижении h/d ≈ 0,28 (где h – линейное смещение клапана при его открытии, а d – диаметр клапана) приращение расхода пара через клапан практически прекращается. Поэтому для обеспечения плавности процесса нагружения предусматривается открытие клапана, обслуживающего следующую группу сопел, с некоторой «перекрышей», т.е. несколько раньше, чем полностью откроется предыдущий клапан.

Для последней ступени цилиндра низкого давления уменьшение относительного объемного расхода пара до величины ниже 0,4 GV 2 приводит к образованию вихрей в основном потоке как у корня рабочих лопаток последней ступени, так и у их периферии, что опасно с точки зрения динамических нерасчетных напряжений в этих лопатках, которые и без того нагружены до предела.

Основы эксплуатации паровых турбин. Требования к маневренности и надежности современных паровых турбин в процессе их эксплуатации связаны с общими условиями работы энергосистем, суточными, годовыми графиками энергопотребления, структурой генерирующих мощностей в энергосистемах, их состоянием и техническими возможностями. В настоящее время графики электрических нагрузок энергосистем характеризуются большой неравномерностью: резкие пики нагрузок в утренние и вечерние часы, провалы в ночные часы и выходные дни, при необходимости обеспечения быстрого повышения и снижения нагрузок. Под маневренностью понимают способность энергоблока изменять мощность в течение суток для покрытия графика нагрузки энергосистемы. Важными в этой связи являются периоды нагружения и разгружения турбоагрегата, а также пуска из различных тепловых состояний (горячего – после предварительного простоя менее 6–10 ч, неостывшего – после предварительного простоя от 10 ч до 70–90 ч, холодного – после предварительного простоя более 70–90 ч). Также учитывают количество остановов-пусков за весь срок службы, нижний предел регулировочного диапазона, т.е. нижний предел интервала нагрузки, когда мощность изменяется автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования, и возможность работы на нагрузке собственных нужд после сброса нагрузки.

Надежность работы энергоблока в значительной мере зависит от того, насколько собственно турбина и ее вспомогательное оборудование защищены от опасного воздействия нестационарных процессов. Статистика повреждаемости оборудования показывает, что подавляющее большинство отказов происходит именно в момент осуществления переходных режимов эксплуатации, когда меняется та или иная совокупность параметров. Для того, чтобы избежать развития аварийной ситуации, применяют аварийную остановку турбины: со срывом вакуума или без срыва вакуума.

Со срывом вакуума турбину (для турбин с частотой вращения ротора 3000 об/мин) следует немедленно остановить в следующих случаях: при увеличении числа оборотов сверх 3360 об/мин; при внезапном повышении вибрации на величину 20 мкм (виброскорость 1 мм/с) и более на любом из подшипников; при внезапном повышении температуры масла на сливе любого подшипника выше 70°C; при падении давления масла на подшипниках ниже 0,15 МПа; при повышении температуры баббита любого из подшипников выше 100°C.

Внезапный принудительный останов необходим также при любых ударах в проточной части турбины, при разрыве паропроводов, любом воспламенении на турбине или генераторе.

Остановка без срыва вакуума предусмотрена при следующих отклонениях от нормального режима эксплуатации: при отклонении параметров свежего пара или пара промперегрева на величину: до ±20°C – по температуре и до +0,5 МПа – по давлению свежего пара; при резком, со скоростью более 2°C за минуту изменении температуры свежего пара или пара промперегрева; после 2 минут работы генератора в моторном режиме; при повреждении атмосферных мембран в выхлопном патрубке цилиндра низкого давления; при обнаружении протечек масла.

Системы защиты турбины для мощных паровых турбин предусматривают остановку при достижении следующих величин : при достижении осевого сдвига ротора на –1,5 мм в сторону регулятора или +1,0 мм в сторону генератора (защита срабатывает со срывом вакуума в конденсаторах); при достижении относительного расширения РНД-2 (ротора низкого давления) –3,0 мм (ротор короче корпуса) или +13,0 мм (ротор длиннее корпуса); при повышении температур выхлопных патрубков ЦНД до 90°C и выше; при падении уровня масла в маслобаке на величину 50 мм (необходим немедленный останов турбины).

Работа турбин при полной или частичной постоянной нагрузке предусмотрена в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации. Пуск турбины также регламентируется подробной заводской инструкцией и не допускает отклонений от заданных графиков пуска.

Обслуживание ТЗА можно разделить на следующие этапы:

Подготовка турбины к действию и пуск;

Обслуживание во время работы;

Вывод из действия и осушение;

Наблюдение за турбиной во время бездействия.

Подготовка турбоагрегата к действию

Подготовка парового турбоагрегата к прогреванию начинается с проверки состояния агрегата и обслуживающих систем.

Для этого необходимо выполнить следующие действия:

Подготовить турбины и зубчатые передачи, т.е. произвести осмотр турбин и зубчатых передач и убедиться в наличии всех штатных контрольно-измерительных приборов и их исправности. Проверить состояние указателей расширения корпусов и скользящих опор. Произвести замеры осевого и радиального положения валов и осевого положения корпусов.

Подготовить и ввести в действие масляную систему.

Для этого необходимо:

Удалить отстоявшуюся воду и шлам из масляных цистерн;

Проверить уровень масла в сточных и напорных гравитационных цистернах;

В случае низкой температуры масла подогреть его до 30…35 0 С , при этом следить за тем, чтобы давление греющего пара не превышало 0,11…0,115 МПа ;

Запустить масляный сепаратор и ввести его в действие;

Подготовить к работе фильтры и маслоохладитель, открыть соответствующие клапаны и клинкеты;

Подготовить к пуску и запустить масляный насос;

Открыв воздушные краники на фильтре, маслоохладители на всех крышках подшипников турбин и зубчатой передачи, выпустить воздух и проверить заполнение масляной системы маслом;

Проверить поступление масла на смазывание зубьев зубчатой передачи, при необходимости открыв для этого смотровые лючки;

Убедиться, что давление в системах смазывания и регулирования соответствует значениям, указанным в инструкции;

Убедиться в отсутствии утечек масла из системы;

Понижением уровня масла проверить исправность сигнального устройства;

После запуска циркуляционного насоса открыть клапаны циркуляционной воды у маслоохладителя, проверить циркуляцию воды;

Проверить исправность действия терморегуляторов;

Убедиться в наличии достаточного перелива масла из напорной гравитационной цистерны.

Подготовить к работе валоповоротное устройство;

Произвести осмотр и подготовку валопровода;

При подготовке валопровода к проворачиванию необходимо:

Проверить отсутствие посторонних предметов на валопроводе;

Отжать тормоз валопровода;

При необходимости ослабить дейдвудный сальник;

Проверить и подготовить к работе систему охлаждения подшипников;

Проверить и убедиться в нормальном натяжении цепи привода к датчику тахометра;

Подготовить и включить валоповоротное устройство;

О включении валоповоротного устройства, на посту управления повесить табличку ВАЛОПОВОРОТНОЕ УСТРОЙСТВО ВКЛЮЧЕНО. Для пробного проворачивания турбоагрегата ВПУ необходимо получить разрешение вахтенного помощника капитана. Произвести проворачивание на 1 и 1/3 оборота гребного винта на передний и задний ход. При этом наблюдать по амперметру за мощностью, потребляемой электродвигателем валоповоротного устройства и тщательно прослушивая турбину и зубчатую передачу. Превышение нагрузки допустимого значения свидетельствует о наличии неисправности, которая должна быть устранена.

Подготовить паропровод и систему управления, сигнализации и защиты;

Подготовка заключается в проверке работы паровых клапанов на открытие и закрытие при отсутствии пара в паропроводах:

Проверить, закрыты ли клапаны отбора пара из турбин;

Открыть клапаны продувания;

Открыть-закрыть быстрозапорный, маневровый и сопловые клапаны, чтобы убедится в исправности их действия;

Произвести наружный осмотр редукционных и предохранительных клапанов;

После подачи масла в систему регулирования выключить вакуум-реле, открыть быстрозапорный клапан, проверить его действие выключением от руки, понижением давления масла, а также воздействием на реле осевого сдвига, после чего оставить клапан закрытым и включить вакуум-реле;

Открыть клапаны продувания ресиверов, быстрозапорного и маневрового клапанов, паровой коробки и камер штоков сопловых клапанов;

Перед прогреванием турбин, прогреть и продуть главный паропровод до быстрозапорного клапана через специальный трубопровод прогревания или медленным открытием главных разобщительных клапанов, постепенно повышая давление в паропроводе по мере прогревания.

Подготовить конденсационную систему и главный конденсатор;

для этого необходимо:

Открыть приемный и отливной клинкеты (или клапаны) циркуляционного насоса, запустить главный циркуляционный насос;

Открыть воздушные краники на водяной части главного конденсатора, закрыв их после того, как из них пойдет сплошной струей вода;

Проверить и убедится, что спускные клапаны водяной стороны конденсатора и циркуляционного насоса закрыты;

Заполнить сборник конденсата главного конденсатора питательной водой до половины водомерного стекла;

Подготовить к действию автоматику поддержания уровня конденсата в конденсаторе;

Проверить открытие клапанов на магистрали конденсата, поступающего к холодильникам (конденсаторам) эжекторов;

Открыть клапан на трубопроводе обратной циркуляции;

Пустить конденсатный насос, после чего открыть клапан на его напорном трубопроводе;

Проверить работу регулятора уровня конденсата в конденсаторе.

Прогреть паровые турбины.

Прогревание турбин начинают с подачи пара к концевым уплотнениям турбин, подготавливают и включают в работу главный пароструйный эжектор, тем самым поднимают вакуум в конденсаторе. Включают в действие автоматику поддержания давления в системе управления.

Поднимают вакуум до полного для проверки плотности системы после чего снижают до величины, установленной заводом производителем.

В процессе подъема вакуума проворачивают роторы турбин валоповоротным устройством.

Для прогревания турбин главных турбозубчатых агрегатов применяется три способа прогревания:

Первый- прогревание турбин при вращении ротора рабочим паром на стоянке;

Второй- прогревание турбин при вращении роторов валоповоротным устройством;

Третий- комбинированный, при котором вначале прогревание ведется при вращении ротора валоповоротным устройством, а затем, получив разрешение с командного мостика, дают пробные обороты рабочим паром турбин на передний ход. При этом внимательно прослушивают турбины, зубчатые зацепления и подшипники.

Проверяют давление пара при страгивании турбин, которое не должно превышать значений, указанных в инструкции. Меняют направление вращения турбин с переднего хода на задний, с помощью маневрового клапана и опять прослушивают все элементы ТЗА. После окончания процесса прогревания турбин переводят циркуляционный конденсатный и масляный насос на нормальный эксплуатационный режим работы и поднимают вакуум в главном конденсаторе до рабочего значения.

При этом надо иметь в виду, что роторы турбин могут оставаться неподвижными, после подачи пара к уплотнениям не более 5…7 минут.

Проверить блокировку, исключающую возможность пуска агрегата в ход при включенном валоповоротном устройстве.

Произвести процесс пробного проворачивания ТЗА.

При пробном проворачивании турбоагрегатов валоповоротным устройством необходимо убедится, что:

Быстрозапорный клапан (БЗК) закрыт;

Маневровые клапаны турбины закрыты;

Автоблокировка валоповоротного устройства, если она имеется, не позволяет открыть БЗК давлением масла.

В процессе пробного проворачивания турбоагрегата валоповоротным устройством необходимо выполнить следующие действия:

Провернуть валы турбоагрегата, тщательно прослушивая при этом турбины и зубчатую передачу;

Пробное проворачивание производить не менее чем на один оборот гребного вала на передний и задний ход;

Следить за силой тока потребляемого валоповоротным устройством и в случае превышения нормального значения или резком колебании силы тока немедленно остановить валоповоротное устройство до выяснения причин и устранения неисправностей.

При проворачивании ГТЗА ВПУ возможно, что электродвигатель валоповоротного устройства при страгивании и проворачивании ГТЗА имеет повышенную нагрузку или резкие колебания. Это может происходить по следующим причинам:

Возможно задевание внутри турбины в облопатывании или в уплотнении, задевание в зубчатой передаче во время проворачивания ГТЗА, при этом слышен характерный звук.

В этом случае необходимо вскрыть горловины и прослушать изнутри, проверить осевые и радиальные зазоры как в проточной части, так и в подшипниках.

При обнаружении недопустимых просадок или разбегов, дефектов проточной части турбины вскрыть корпус или редуктор и устранить дефекты.

В турбине слышен характерный при наличии воды звук, скопление воды в корпусе турбины, переполнение главного конденсатора.

Для их устранения необходимо открыть продувание турбины, удалить воду, довести уровень в главном конденсаторе до нормального.

Возможно заедание внутри кинематической схемы ВПУ.

В этом случае необходимо отключить ВПУ, проверить кинематическую схему и устранить заедание.

Возможно нарушение работы электродвигателя.

В этом случае надо проверить подшипники и электрическую схему и устранить неисправность.

Зажат тормоз.

Намотан трос на винт.

В процессе прогревания турбин запрещается применять следующие процедуры:

Снижать вакуум в конденсаторе за счет уменьшения подачи пара на уплотнения;

Держать открытыми БЗК и маневровые клапаны при проворачивании ГТЗА валоповоротным устройством.

По окончании прогревания турбин необходимо выполнить следующие действия:

Произвести пробные пуски турбоагрегата со всех постов управления;

Убедиться в правильности действия системы дистанционного управления.

В процессе пробных оборотов ГТЗА возможно, что турбина не страгивается при допустимой величине давления пара. Это возможно по следующим причинам:

Не достаточен вакуум в главном конденсаторе;

Тепловой прогиб ротора турбины в результате местного охлаждения во время стоянки с прогретым ГТЗА и нарушение режима проворачивания.

В этом случае следует вывести турбинную установку из действия, дать турбине постепенно остыть. Для равномерного остывания необходимо закрыть приемные и отливные клинкеты главного конденсатора, удалить из него охлаждающую воду. После проворачивания ГТЗА ВПУ ввести установку в действие.

При открытии сопловых клапанов происходит падение давления в главном паропроводе.

В этом случае возможна неисправность клапанов на главном паропроводе или они не полностью открыты.

Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими руководящими документами.

Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях:

а) после монтажа турбины;

б) после капитального ремонта;

в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

г) при пуске после разборки автомата безопасности;

д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).

В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.

Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу должно выполняться:

после монтажа турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.

Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 суток) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.

Пуск турбины не допускается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;

неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 (60 кПа).

При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с -1 .

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм·с -1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 мм·с -1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм·с -1 и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 13 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с -1 .

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с -1 , должны быть приняты меры к ее устранению.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 и до 50 мкм при частоте вращения 1500; изменение вибрации на 12 мм·с -1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 1020 мкм при частоте вращения 3000и 2040 мкм при частоте вращения 1500.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.

Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;

недопустимого осевого сдвига ротора;

недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;

недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;

недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;

недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

недопустимого повышения давления в конденсаторе;

недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:

заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

неисправностей в системе регулирования;

нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с -1 ;

выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться.

Компания «RMC Холдинг» специализируется на обслуживании и ремонте паровых турбин. Сервис включает в себя как плановое, так и внеплановое техобслуживание паротурбинного оборудования, инжиниринг, сопровождение эксплуатации турбины, устранение дефектов вспомогательных установок, а также ремонт узлов и агрегатов, реконструкцию и модернизацию паротурбинного оборудования. Наши специалисты готовы оказывать квалифицированную техническую поддержку на протяжении всего срока эксплуатации оборудования.

Техническое обслуживание паротурбинного оборудования

Своевременное техническое обслуживание паровых турбин гарантирует надежное и бесперебойное функционирование, а также высокие эксплуатационные показатели.

В процессе постоянной работы турбин оборудование подвергается моральному и физическому износу, поэтому периодически требуется техническое обслуживание и ремонт установок.

В среднем ресурс паровых турбин составляет 250 тыс.час. Кроме того, в ходе работы техники на разных компонентах установок возникают те или иные дефекты, провоцирующие ухудшение свойств металла. Начинаются процессы ползучести, возникает термическая усталость, разрушается структура материала. Такие изменения требуют принятия срочных решений по возобновлению ресурса и реконструкции парка в целом.

Чем больше выработано ресурсо-часов, тем выше затраты на восстановление технических показателей. Это связано с увеличением количества накопленных дефектов на узлах и агрегатах, снижением работоспособности оборудования. Для того чтобы избежать лишних затрат, необходимо своевременно проводить плановое техническое обслуживание техники.

Модернизация паровых турбин

Реконструкция и модернизация паровых турбин преследует такие цели:

• обновление ресурса высокотемпературных узлов;
• замену деталей на компоненты с повышенными параметрами работы;
• увеличение мощности оборудования;
• увеличение КПД;
• продление срока службы.
• обновление узлов и агрегатов;
• замену ротора СД на новый;
• оптимизацию системы дренажей;
• монтаж уплотненных регулирующих диафрагм;
• усовершенствование систем регулирования и защиты.

Процесс модернизации паровых турбин – это целый комплекс мероприятий, требующих высокого профессионализма инженеров и выполнения сложных и трудоемких работ. На реализацию таких проектов требуется в среднем 1-1,5 года с даты оформления заказа.

Компания «RMC Холдинг» выполняет техническое обслуживание и ремонт паровых турбин, а также модернизацию турбинного парка как в условиях теплоэлектроцентрали, так и в собственных цехах. На объект заказчика доставляются все необходимые узлы, агрегаты и различные компоненты согласно проекту, разрабатывается и представляется вся необходимая техническая документация. Наши специалисты обеспечивают контроль, а также авторский надзор в случае проведения ремонтных работ на территории ТЭЦ заказчика.

Заказывая наши услуги, клиент получает турбины с увеличенным ресурсом и значительно улучшенными технико-физическими и экономическими показателями оборудования.

Чтобы заказать услуги по техническому обслуживанию, модернизации и реконструкции паровых турбин, вам достаточно позвонить по телефону указанному на сайте, или заполнить заявку в режиме онлайн. Наши специалисты примут заказ и ответят на все ваши вопросы относительно ремонта паровых турбин, предоставив бесплатную консультацию. Мы работаем не только в Москве, но и в Краснодаре, Туле, Воронеже и в других городах России.