Совершенствование режимов останова блока

 

Основные выводы по результатам опыта

 

1.  Критическим элементом , определяющим надежность турбины после отключения системы смазки при температуре паровпуска ЦВД 250º С и температуре ЦСД 240º С , является задний подшипник ЦВД ( ОП-2 ) и передний подшипник ЦСД ( ОП-3 ) , расположенные между паровпусками этих цилиндров .

2.  Максимальное значение , до которой повышается температура  ОП-2 после отключения системы  смазки , составляет 93,0º С . Максимальное  значение температуры ОП –  3 составляет 95,5º С . Эти значения  ниже допустимой величины - 100º  С .

3.  Температуры упорных колодок ниже температур баббита ОП – 2 и ОП – 3 . Наибольшее    значение    отмечено    у     колодок  со  стороны  ЦВД (регулирование ) и составляет 81,0º С .

4.  Параметры , характеризующие  механическое состояние турбины  , зазоры в проточной части : бой ротора , ток электродвигателя – замеренные до и после опыта , остались практически неизменными .

5. На основании результатов  рассмотренного опыта можно рекомендовать  внедрение режима отключения  СС при температурах ЦВД/ЦСД  250/240º С в эксплуатационную практику .

6.  Учитывая значительное  время стабилизации теплового  состояния подшипников после  отключения СС и сравнительно  высокие значения их максимальных  температур , приближающихся к предельным  значениям, целесообразно проработать  возможности уменьшения этих величин за счет совершенствования технологии останова турбины .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2Опыт 2 . 

 

Останов турбины К-500-240-2 с отключением системы смазки при температурах ЦВД/ЦСД 227/308º С  после расхолаживания под нагрузкой 

 

1.  Описываемый опыт был произведен на турбине ст. № 10 21.07.1991г. При останове должны были быть произведены ремонтные работы , связанные со вскрытием подшипника № 8 . При этом кратковременно возникала ситуация, при которой должна была быть отключена не только подача масла на подшипники , но и отключены маслонасосы гидроподъема ротора ( МГР ) .

Останову турбины предшествовало расхолаживание турбины под нагрузкой , которое было произведено 19.07.1991 г. После расхолаживания турбины блок был отключен от сети в 23 ч 26 мин .

.  В 0 ч 30 мин 20.07 тепловое  состояние ЦВД характеризовалось  следующими значениями температур :

― паровпуск ВК                            ( верх/ низ )          - 221/224º С ;

― паровпуск НК                            ( верх/ низ )          - 221/215º С ;

― зона 7-ой ступени                      ( верх/ низ )          - 211/199º С ;

― зона 1-го отбора                        ( верх/ низ )          - 197/201º С ;

― зона выхлопа                             ( верх/ низ )          - 172/205º С ;

― фланцы ЦВД                                                            - 176-188º С .

3.  В то же время  тепловое состояние ЦСД характеризуется  следующими значениями температур :

― паровпуск НК ( верх/ низ )          - 301/312º С ;

― зона П отбора                            ( верх/ низ )           - 296/283º С ;

― зона 1V отбора                          ( верх/ низ )           - 257/262º С ;

― фланцы в районе паровпуска                                  - 276-290º С .

Обращает на себя высокий  уровень температур ЦСД после расхолаживания под нагрузкой . Известно , что на блоках 500 МВт при расхолаживании под нагрузкой удавалось снизить температуру паровпуска ЦСД до 220-200º С и даже ниже , однако для получения столь низких температур были использованы аварийные впрыски в тракт промперегрева котла . Частое их использование при расхолаживании под нагрузкой может быть одной из причин повреждения коллекторов котла в зоне этих впрысков . Поэтому на ГРЭС принято решение о проведении расхолаживания под нагрузкой без использования указанных впрысков . В результате снижения температуры пара промперегрева было ограничено , что и привело к указанным выше результатам .

4.  С 22 ч 26 мин  происходило естественное остывание  турбины . При этом к концу  опыта – в 5 ч 08 мин – температурное состояние цилиндров турбины практически не изменилось .

5.   В 1 ч 10 мин  было остановлено ВПУ , после  чего ( в 1 ч 20 мин – 1 ч 25 мин  ) была прекращена подача масла  на подшипники и отключены  МГР .

6.   Сразу же после  отключения СС наблюдался быстрый  рост температуры баббита всех опорных подшипников , но и наиболее значительный рост характеризует ОП – 2 и ОП – 3.

Температура баббита  ОП – 2 в течение первых 30 минут  повысилась на 19º С – с 50 до 69º  С, в течение следующего 1 часа (с 2 ч до 3 ч ) на 15,5º С – с 69 до 84,5º С; в период с 3 ч до 4 ч – на 6,5º С; в период с 4 ч до 5 ч – на 3º С . 

Температура баббита  ОП – 3 возрастала следующим образом :

― с 1 ч 25 мин до 2 ч 00 мин – на 9º С            − с 46 до 55º С ;

― с 2 ч до 3 ч                           − на 20,5º С      − с 55 до 75,5º С ;

― с 3 ч до 4 ч                           − на 11,5º С      − с 75,5 до 87º С ;

― с 4 ч до 5 ч                           − на 8º С           − с 87 до 95º С .

7. Температуры баббита  остальных опорных подшипников  и упорных подшипников имели меньшие температуры.

8.  В 5 ч 08 мин 20.07.91 были включены насосы гидроподъема , после чего была восстановлена  работа системы смазки .

После включения ВПУ  ток его электродвигателя был  таким же , как и до отключения ( 22,5 а ) . бой ротора перед отключением  СС был равен : ЦВД – 0,10 мм ; ЦСД  – 0,025 мм . При отключении ВПУ бой  ротора вначале достигал 0,2 мм , но быстро снижался до значения 0,016 мм . Аналогичное изменение зафиксировано и для ЦСД : бой ротора снизился с 0,072 мм при включении ВПУ до 0,03 мм .

9. Необходимость восстановления  работы СС и ВПУ для проворачивания  ротора не позволило в описываемом  опыте достигнуть предельных  температур баббита подшипников . Однако не вызывает сомнения , что в данном случае температура баббита ОП – 3 превысила предельную величину в 100º С . Основываясь на оценке изменения темпа роста температур баббита можно оценить , что максимальная величина для баббита составила бы примерно 120-125º С . Таким образом , можно без сомнений утверждать , что отключение СС при температурах паровпуска ЦСД 300-310º С без изменения технологии расхолаживания приведет к росту температуры баббита ОП – 3 до величин , заметно превышающих установленный предел в 120º С .

10.  Наибольшая температура  баббита ОП – 2 в рассматриваемом  опыте составила 94º С . Оценивая  возможный максимум , можно утверждать , что он не превысил бы величину 100º С .

11.  Таким образом  , результаты описанного " усеченного " опыта подтвердили , что для того чтобы повысить уровень температуры металла ЦСД при отключении СС , необходимо было изменить технологию останова турбины . 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разработка  усовершенствованной технологии останова турбины с отключением системы смазки при повышенных температурах ЦВД/ЦСД

 

1.  Экспериментальная  проверка температурного режима  подшипников отключением  системы   смазки при температурах ЦВД/ЦСД  , равных 250/240ºС, описанная в разделе  3 настоящего отчета , подтвердила  возможность использования этого режима в эксплуатационной практике . Вместе с тем в указанном опыте были получены практически предельные условия отключения СС при принятой технологии остановки турбины : при предельно допустимой температуре баббита подшипников , равной 100º С , в опыте была зафиксирована максимальная температура баббита ОП – 3 , равная 95,5º С . Хотя имеются данные , свидетельствующие о возможности повышения предельно допустимой температуры баббита реализация соответствующих рекомендаций в настоящее время практически невозможно , независимо от позиции завода  изготовителя . Дело в том , что шкала вторичного прибора для измерения температур баббита опорных подшипников ограничена величиной 100º С .

2.  Вместе с тем  , если температура паровпуска  ЦВД сравнительно легко достижима при расхолаживании под нагрузкой , то этого нельзя в настоящее время утверждать по отношению к температуре паровпуска ЦСД , хотя ранее на Рефтинской ГРЭС осуществлялось расхолаживание ЦСД под нагрузкой до более низких температур - 200º С и даже ниже .Однако эти температуры достигались при использовании для регулирования температуры пара промперегрева " аварийных впрысков " , установленных  в  рассечку   тракта ( кроме пусковых впрысков в трубопроводы ГПП ) . В настоящее время использование " аварийных впрысков "  в тракт промперегрева на при расхолаживании турбины под нагрузкой на Рефтинской ГРЭС запрещено . Это   сделано   с    целью     предотвращения  растрескивания    паропроводов ( коллекторов котла ) в зоне установки впрысков из-за выпадания впрыскиваемой влаги на стенки трубопроводов .

Без использования аварийных  впрысков температуру пара промперегрева   нельзя снизить при расхолаживании под нагрузкой ниже 300-320º С . В  этой связи возникает необходимость  либо последующего более глубокого расхолаживания ЦСД с помощью воздуха , либо обеспечения возможности отключения СС при более высоких температурах ЦСД .

3.  Другое обстоятельство , требующее  совершенствования технологии остановки  турбины с отключением СС –  большая длительность стабилизации теплового состояния подшипников , достигающая 24 ч . Это обстоятельство оказывает определенное психологическое воздействие на эксплуатационный персонал .

4.  С учетом изложенных обстоятельств  было предложено произнести экспериментальную  проверку усовершенствованной технологии останова , разработанная и проверенная ранее на турбине ПТ – 135/165 – 130/20/ . Ее принципиальным отличием является тот факт , что пропуск воздуха через проточную часть турбины производится ( или продолжается ) и после остановки ВПУ и отключения СС . При этом не ставится задача получить высокие скорости расхолаживания металла турбины . Главная задача : организовать движение воздуха таким образом , чтобы его потоки обеспечили отвод теплоты с участков ротора , приближенных к зоне подшипников ( т.е. прежде всего с участков ротора в зонах концевых уплотнений – КУ ) . При этом не требуется подача пара на КУ , т.к. она препятствует " присосу " воздуха через КУ . Подача охлаждающего воздуха в систему обогрева фланцев и шпилек необходима только для того , чтобы поддерживать величину относительного расширения ротора в требуемом диапазоне . Эта операция необходима не для всех турбин , но для Т – 110 обязательна , т.к. при ее воздушном расхолаживании ОРР ЦВД смещается в зону отрицательных значений ( " укорочений " ) , близких к предельным .

Отвод к воздуху теплоты от концевых участков ротора уменьшает осевой перепад  температур в металле ротора ( между  температурой ротора в зоне КУ и  его температурой в зоне подшипника ) и обусловленный этим перепадом осевой поток теплоты от более горячих участков ротора к зоне подшипников . Тем самым создаются условия для меньшего роста температуры ротора и баббита подшипников после отключения СС ( т.е. обеспечиваются возможности СС ) . Кроме того , обеспечиваются условия для более быстрой стабилизации теплового состояния подшипников после отключения СС .

Изложенные соображения были подтверждены экспериментальной проверкой , проведенной  ранее на турбине ПТ – 135 . Она  показала , что усовершенствованная технология снизила максимальное значение температуры баббита с 76 до 54º С , а время достижения этого иаксимума – с 13 до 4-5 ч .

5.  При оценке опасностей , связанных  с продолжением воздушного расхолаживания  турбины при неподвижном роторе , определенные сомнения были связаны с температурным прогибом этого ротора . В связи с тем , что разность температур в роторе определяются соответствующими разностями , возникающими в статоре и , прежде всего , во внутреннем корпусе , были подвергнуты тщательному анализу данные по тепловому состоянию турбины К-500-240-2 при воздушном расхолаживании . Для этой цели были использованы результаты работы , в которой турбина была оснащена большим объемом дополнительного контроля .

Анализ изменения температур наружного  корпуса ЦВД в процессе воздушного расхолаживания показывает , что величины разностей температур " верх-низ " во всех сечениях , за исключением выхлопа , были сравнительно невысокими – не более 25º С . Единственное сечение , в котором эта разность была заметной ( до 88º С ) – сечение выхлопа . Однако его влияние на формирование температурного поля ротора незначительно , так как в этом сечении ротор " экранирован " от наружного корпуса обоймами задних концевых уплотнений .

Столь же низкими были разности температур " верх-низ "  во внутреннем    корпусе     ЦВД . Их      величина    находилась   в     диапазоне О – ( - 10º С ) в зоне паровпуска и не превысила 20º С в остальных зонах .

         В наружном  корпусе ЦСД уровень рассматриваемых  разностей был выше . Максимальные значения разностей составили : 42º С – в зоне III отбора ; 32º С – в зоне IV отбора ; 78º С – в зоне выхлопа . Однако при этом максимум разностей во внутреннем корпусе составил всего 20-25º С .

Таким образом , уровень разностей " верх-низ "  возникающих в турбине К-500-240 при воздушном расхолаживании не превысил соответствующий уровень , характерный для естественного остывания ЦВД и ЦСД . Это обстоятельство позволяет утверждать , что тепловое состояние роторов в случае отключения ВПУ будет на том же уровне .