Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация энергетических блоков

Эксплуатация систем гидроподъема роторов паровых турбин - Эксплуатация энергетических блоков

Оглавление
Эксплуатация энергетических блоков
Введение
Основные принципы организации режимов пуска блоков
Подготовка блока к пуску
Основные операции при пуске блока
Основные принципы организации режимов останова блоков
Особенности останова турбины
Работа блоков в стационарных режимах
Работа турбин под нагрузкой
Работа блоков в диапазоне допустимых нагрузок
Работа блоков на повышенных нагрузках
Работа блоков на скользящем давлении
Контроль за использованием мощности блоков
Работа блоков на топливах ухудшенного качества
Эксплуатация газомазутных котлов
Особенности работы газомазутных топочных камер со встречным и подовым расположением горелок
Опыт эксплуатации газомазутных котлов под наддувом
Коррозия поверхностей нагрева газомазутных котлов
Поддержание оптимальных температур уходящих газов и предварительного подогрева воздуха газомазутных котлов
Обеспечение взрывобезопасности газомазутных топочных камер
Эксплуатация пылеугольных котлов
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, работающих на слабореакционных топливах
Особенности сжигания углей ухудшенного качества пылеугольных котлов
Организация топочного режима котлов, сжигающих высокореакционные угли при жидком шлакоудалении
Сжигание газа и мазута в сбросных горелках
Высокотемпературная коррозия экранов НРЧ при сжигании сернистых твердых топлив
Особенности эксплуатации топочных устройств котлов, работающих на сильношлакующем подмосковном буром угле
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, сжигающих экибастузские каменные угли
Эксплуатация пылеугольных котлов при совместном сжигании твердого топлива с мазутом
Снижение присосов воздуха в топочную камеру и газоходы котлов
Очистка поверхностей нагрева котлов от наружных загрязнений
Эксплуатация подшипников скольжения паровых турбин
Эксплуатация систем гидроподъема роторов паровых турбин
Принудительное расхолаживание паровых турбин
Эксплуатация систем смазывания паровых турбин
Эксплуатация систем автоматического регулирования и защит паровых турбин
Эксплуатация подогревателей высокого давления
Эксплуатация поверхностных подогревателей низкого давления
Эксплуатация смешивающих подогревателей
Эксплуатация термических деаэраторов
Контроль за работой регенеративных подогревателей
Эксплуатация систем технического водоснабжения
Работоспособность металла оборудования
Работа металла оборудования в нестационарных режимах
Контроль состояния металла оборудования
Обследование и наладка паропроводов
Дефекты и отказы в работе металла поверхностей нагрева котлов и трубопроводов
Дефекты и отказы в работе металла паровых турбин
Дефекты и отказы в работе металла энергетической арматуры
Продление срока эксплуатации металла оборудования
Организация водно-химических режимов блока
Эксплуатация блоков на гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме
Эксплуатация блоков на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме
Организация контроля водно-химических режимов блоков
Состав эксплуатационных отложений пароводяных трактов блоков
Эксплуатационные химические очистки пароводяных трактов блоков
Защита пароводяных трактов блоков от стояночной коррозии

С ростом мощности турбин увеличились диаметры шеек и масса роторов, возрос момент трения в подшипниках (табл. 4.1), который необходимо преодолевать валоповоротному устройству (ВПУ). Создание ВПУ приемлемых габаритов стало невозможным без применения систем гидроподъема роторов (СГПР). Применение СГПР потребовало внесения:  в систему смазки и конструкцию опорных подшипников элементов и узлов, обеспечивающих образование гидростатической смазки. Гидростатический подъем роторов осуществляется подачей масла высокого давления в камеры, которые выполняются в нижних частях подшипников. Шейки и подшипники разделяются масляной пленкой, в результате чего обеспечивается жидкостное трение. Благодаря применению СГПР на турбинах мощностью 500*, 800 и 1200 МВт коэффициент трения покоя пары цапфа — вкладыш снизился, а поверхности цапф и вкладышей стали надежно разделяться слоем смазки [4.14]. Однако применение системы гидроподъема роторов существенно усложнило как конструкцию подшипников, так и условия их эксплуатации.


** Турбины К-500-240-1 СГПР не оборудованы.

По способу подвода силового масла к вкладышам система гидроподъема разделяется на две группы: с централизованным (ХТЗ) и индивидуальным (ЛМЗ) подводом.
При первом способе масло ко всем подшипникам подается от общей напорной магистрали высокого давления, питаемой двумя или тремя насосами, установленными вне трубины.
При индивидуальном подводе силового масла каждый вкладыш снабжается отдельным насосом, устанавливаемым в картере корпуса подшипника. Системы гидроподъема включаются постоянно на всех режимах работы турбины, при которых частота вращения валопровода меньше необходимой, для обеспечения во всех подшипниках жидкостного трения.

Таблица 4.1. Характеристика подшипниковых опор турбин СКД [4.14]

Для обеспечения надежной работы опорных подшипников при пусках и остановах турбины необходимо, чтобы система гидроподъема работала в течение всего времени вращения валопровода при частотах меньше 500 об/мии. На турбинах СКД применяются тихоходные ВПУ с частотой вращения 2—5 мин-1. Помимо своего основного назначения — предотвращения искривления роторов — ВПУ используются также и для технической диагностики проточной части *, выполнения технологических операций при монтаже и ремонтах турбин (проверки центровки валопровода и спаривания роторов, проверки зазоров в проточной части и боя роторов, установки балансировочных грузов) [4.17].
Оптимизация зазоров в уплотнениях паровых турбин
На экономичность и надежность паровых турбин существенно влияют концевые, диафрагменные и надбандажные уплотнения.
Основным назначением уплотнений в турбинах является ограничение утечек из корпуса и внутренних промежуточных переточек пара через зазоры между вращающимися и неподвижными деталями. С этой целью зазоры между ротором и статором в уплотнениях следовало бы делать минимальными, а протяженность самих уплотнении — максимальной. В действительности в современной паровой турбине только концевые уплотнения ротора высокого давления занимают примерно половину его длины, но и при этом в них теряется до 1% располагаемой энергии [4.1, 4.4].
С учетом потерь в диафрагменных и надбандажных уплотнениях общие потерн энергии в уплотнениях доходят до 2 %. Уменьшение зазоров и увеличение протяженности уплотнений противоречат требованиям надежности, поскольку это повышает вероятность задеваний вращающихся элементов о неподвижные и в лучшем случае приводит к преждевременному износу уплотнений, увеличивающему потери энергии, а в худшем случае—к аварии, на длительный срок выводящей турбину из строя.
Опыт эксплуатации современных турбин показывает, что через несколько месяцев после монтажа или ремонта реальные потери в уплотнениях часто превосходят расчетные [4.1, 4.4]. Главной причиной отклонений от нормы является износ уплотнительных элементов, приводящий к прямой потере экономичности из-за увеличения протечек и к вторичным нарушениям, обусловленным появлением нерасчетных зазоров. К числу таких нарушений относятся:
присос воздуха в вакуумную систему, вызывающий потерю экономичности из-за снижения вакуума в конденсаторе и возрастания недогрева в вакуумных регенеративных подогревателях;
пропаривание в машинный зал, которое приводит к обводнению масла и нагреву опор (последнее является причиной расцентровки и вибрации, усугубляющих износ уплотнений);
опрокидывание потоков в трубопроводах подачи пара на уплотнения, приводящее при резком изменении нагрузки турбины к тепловым ударам в роторе и статорных деталях, что вызывает их термоупругое или остаточное искривление и вибрацию, усугубляющие износ уплотнений, Кроме того, отклонения от нормы возникают и по другим причинам, в частности из-за неплотности внешних и внутренних стыков и разъемов каминных коробов и их соединений с цилиндром.

* Визуальный осмотр проточной части с помощью специальных оптических приборов эндоскопов.

Одними из условий предотвращения задеваний являются надлежащее выполнение тепловой изоляции цилиндра и исправная работа дренажей и валоповоротного устройства, Чрезвычайно важен контроль за температурной разностью между верхней и нижней образующими, которая может вызвать прогиб цилиндра, и за искривлением ротора. Полезным для предотвращения задеваний является экранирование опор. Важнейшим условием, облегчающим последствия возникших задевании, является эластичность конструкции, определяемая значением радиальной подвижности уплотнительных сегментов статора. Последнюю выбирают [4.1, 4.4] в соответствии с вероятными взаимными прогибами цилиндра и ротора, зависящими от их длины, по эмпирической формуле:
(4.2)
Кроме того, для уменьшения износа уплотнительные гребни изготовляют из материалов с антифрикционными добавками или металлокерамическими. Для предотвращения прогиба вала выполняют тепловые канавки на нем, при выборе размеров которых учитывают влияние вызываемой ими концентрации напряжений на ресурс вала.
Схема концевых уплотнений, применяемая в современных турбинах СКД, показана на рис. 4.5. Для уменьшения потерь энергии используются отсосы пара от промежуточных частей уплотнений в проточную часть и в систему регенерации. Для полного запирания полости цилиндров на всех режимах предусматриваются подвод пара к уплотнениям от коллектора с небольшим избыточным регулируемым давлением, а также отсосы пара и паровоздушной смеси по обе стороны камеры подвода в находящиеся под небольшим разрежением регенеративный отбор, и стальниковый охладитель. В последнем разрежение поддерживается специальным эжектором, в регенеративном отборе оно углубляется при уменьшении нагрузки турбины.
Устанавливаемые первоначально на турбинах СКД двухкамерные осерадиальные бандажные уплотнения (рис. 4.6, а, б) были неудачными по условным низкочастотных (самовозбуждающихся) колебаний валопровода.

Рис. 4.5. Схема концевых уплотнений турбины К-300-240 ЛМЗ:
1 — промежуточный пароперегреватель; 2 — коллектор отсоси пари в VII регенеративный отбор; 3 — коллектор подачи пара па уплотнения; 4—коллектор отсоса паровоздушной смеси; 5 — регулирующий клапан

Рис. 4.6. Типы бандажных уплотнений, применяемых в ЦВД:
а — осерадиальное двухкамерное с гребнями на бандаже; б—оссрадиальнос двухкамерное с гребнями на статоре; в —с подбандажным гребном; г — осерадиальное однокамерное с одиночным гребнем на входе; д — осевое

При расчетном значении радиальных зазоров δr=0,8:l,0 мм уплотнения служили источником интенсивного газодинамического возбуждения, вследствие чего в процессе нагружения турбины часто возникала недопустимо большая низкочастотная вибрация ротора высокого давления. При δr более 1,5 мм дестабилизирующие силы в проточной части снижались, но одновременно значительно возрастали протечки. Уменьшение осевого зазора δα приводило к снижению возбуждения лишь в том случае, если зазор был менее 1 мм. По указанным причинам при таких бандажных уплотнениях трудно обеспечить устойчивость ротора и получить в то же время удовлетворительную экономичность ЦВД. Поэтому НПО ЦКТИ предложено заменить двухкамерные осерадиальные уплотнения специальными конструкциями бандажных уплотнений, которые обеспечивали бы газодинамическое демпфирование или пониженный уровень газодинамического возбуждения в проточной части при уменьшенных и сохраняющих постоянство в течение длительной эксплуатации протечках.
Эффективна конструкция с подбандажным осевым гребнем (рис. 4.6, в). В ступени с таким уплотнением из-за отсутствия радиальных гребней бандажные возбуждающие силы незначительны, а венцовые действуют в сторону, противоположную вращению ротора, и поэтому демпфируют самовозбуждающиеся колебания, при этом протечки относительно невелики. Как источник газодинамического демпфирования уплотнение с подбандажным гребнем успешно применено на ряде турбин. Однако сам гребень создает трудности при сборке и опасность повреждения бандажа при деформациях корпуса турбины, из-за чего подобная конструкция может быть рекомендована лишь в особых случаях, когда другими средствами не удается добиться устойчивой работы валопровода.
К этому типу относятся также бандажные уплотнения с уменьшенным газодинамическим возбуждением (по сравнению с двухкамерным осерадиальным уплотнением), например однокамерное осерадиальное уплотнение с передним радиальным гребнем (рис. 4.6, г), создающее незначительные бандажные силы при достаточно больших венцовых, и осевое уплотнение (рис. 4.6, д), не вызывающее венцовых сил, но обладающее заметными бандажными. Достоинством этого уплотнения является то, что из-за больших радиальных зазоров его гребни практически не изнашиваются в процессе эксплуатации.
Однако однокамерное осерадиальное и осевое уплотнения недостаточно экономичны (в реальных условиях осевое уплотнение по величине протечек эквивалентно двухкамерному осерадиальному с δr=1,5 мм). По этой причине не рекомендуется устанавливать осевое уплотнение на всех ступенях ЦВД. Наиболее целесообразно применение его на ступенях среднего давления.

К уплотнениям второго типа относится обычное двухкамерное осерадиальное уплотнение (рис. 4.6, а) при малых радиальных зазорах (не более 1 мм).
Опыт показывает, что на турбинах К-300-240 уплотнения первого типа достаточно устанавливать на нескольких первых ступенях, а также на одной-двух ступенях в районе наибольшего прогиба вала. Остальные ступени должны быть снабжены бандажными уплотнениями второго типа. В этом случае средний радиальный зазор бандажных уплотнении всех ступеней ЦВД может быть уменьшен до 1 мм, причем верхний зазор рекомендуется устанавливать равным 0,5 мм, нижний — 1,5 мм. Разновеликость верхнего и нижнего зазоров имеет важное значение, так как предотвращает задевание бандажа о статорные элементы при деформации корпуса турбины и тем самым снижает опасность износа гребней.
При таком выполнении бандажных уплотнений повышение газодинамического возбуждения на ступенях, снабженных уплотнениями второго типа, с избытком компенсируется снижением возбуждения на ступенях с уплотнениями первого типа. В целом, как показывает опыт, возрастает запас устойчивости и несколько повышается КПД ЦВД.



 
« Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах   Электрогидравлический динамический генератор »
электрические сети