БЕСПАРОВОЙ РЕЖИМ
Беспаровым (моторным) режимом называется работа турбоагрегата с включенным в сеть генератором при закрытых СК и РК, т. е. без пропуска пара через турбину. В этом случае генератор работает с потреблением активной мощности, вращая ротор турбины с синхронной частотой [14].
Этот режим автоматически возникает при закрытии стопорных клапанов турбины в результате действия защиты или вручную и обычно считается недопустимым, так как при отсутствии протока пара через турбину потери на трение могут чрезмерно разогреть ротор и корпус и привести к серьезным повреждениям проточной части. Допускается работа в моторном режиме при охлаждении проточной части паром от постороннего источника, например из отбора соседней турбины из коллектора собственных нужд и др.
Признаками работы генератора в моторном режиме могут быть: сигналы о срабатывании какой-либо защиты, действующей на останов турбоагрегата, о закрытии СК, РК и заслонок промперегрева, а также другие сигналы, сопровождающие аварийный останов турбины; отсутствие активной электрической нагрузки.
При повышении температуры выхлопных патрубков турбины К-220-44 до 60 °С и выше вследствие работы турбины в беспаровом режиме (появление на БЩУ сигнала «регулирующие клапаны закрыты»; отсутствие активной электрической нагрузки по ваттметру) оператор БЩУ должен: повысить нагрузку до 12—15 МВт; дать конденсат на орошение выхлопных патрубков; сообщить начальнику смены ЭЦ и потребовать отключения генератора от сети.
Необходимо помнить, что работа турбоагрегата с включенным в сеть генератором при отсутствии активной нагрузки ГПЗ (моторный режим) допускается в течение двух минут, не более, при вакууме не ниже номинального.
ВИБРАЦИЯ
Надежность работы турбоустановки в значительной мере определяется вибрационным состоянием турбины и генератора.
Повышенная вибрация, возникающая вследствие дефектов изготовления, монтажа, ремонта или неудовлетворительной эксплуатации турбоагрегата, является потенциальным источником различных аварийных ситуаций и аварий. Вредные последствия даже умеренных вибраций имеют свойство накапливаться и проявляться в самой различной форме, как, например, усталостные трещины в элементах ротора турбины, штоках РК, зубчатых передачах, опорах и др. Под влиянием вибраций расстраивается взаимное положение узлов, нарушается жесткая связь статоров и подшипников с фундаментными плитами, увеличивается расцентровка валов.
При повышении вибрации возникает опасность повреждения лабиринтовых уплотнений турбины, водородных уплотнений и системы охлаждения генератора. Значительные колебания вала могут вызвать возникновение на масляной пленке очагов полусухого трения, что увеличивает опасность выплавления подшипников.
Неблагоприятное действие вибраций сказывается также на работе системы регулирования.
Необходимо отметить также отрицательное воздействие вибрации на обслуживающий персонал, что определяется как повышенным уровнем шума, так и непосредственным, физиологическим действием вибрации на организм человека [4].
Все это предъявляет весьма жесткие требования к нормированию вибраций турбоагрегатов. Согласно ПТЭ, вибрация подшипников турбины, генератора и возбудителя не должна превышать следующих значений:
Для турбоагрегатов, оснащенных приборами, измеряющими вибрацию, она должна измеряться в трех направлениях: вертикальном, горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном. Если вибрация хотя бы одного из подшипников в одном из трех направлений превышает допустимую, то вибрационное состояние всего турбоагрегата считается неудовлетворительным и турбоагрегат должен быть выведен в ремонт для устранения вибрации.
Вибрационное состояние агрегата согласно ПТЭ (14] должно определяться: при вводе турбоагрегата в эксплуатацию после монтажа, а в последующем — не реже чем один раз в три месяца; перед выводом агрегата в капитальный ремонт; после капитального ремонта, а также при заметном повышении вибрации подшипников. В последнем случае замеры вибрации должны производиться по особому графику.
Для оценки вибрационного состояния турбоагрегата уровень вибраций должен определяться не только на рабочих частотах вращения, но и при прохождении турбиной критической частоты вращения. Опыт устранения вибраций турбоагрегатов показывает [4], что переход системы «ротор—опоры» через критическую частоту вращения в процессе пуска и останова агрегата может сопровождаться весьма значительным увеличением амплитуды колебаний. Хотя в данном случае повышенная вибрация относительно кратковременна, однако нескольких пусков и остановов турбины с недопустимо большими амплитудами колебаний ротора на критических частотах может оказаться достаточно для повреждения паровых и масляных уплотнений. Могут возникнуть задевания в проточной части турбины, остаточный прогиб ротора, трещины в фундаменте, может разрушиться баббит вкладышей подшипников и т. д.
