Вопрос №43. Принципиальная схема маслоснабжения уплотнений вала генератора торцевого типа. Перечислите основные элементы схемы. Контролируемые параметры в схеме.

Схема маслоснабжения двухкамерных уплотнений вала генератора торцевого типа: 1 – корпус уплотнения; 2 – вкладыш; 3 – упорный диск; 4 – смотровые стёкла; 5 – масломерное стекло с поплавковыми контактными реле уровня; 6 – эксгаустер; 7 – масломерное стекло; 8 – вестовая труба; 9 – противосифонный клапан; 10 – противосифонная труба; РПМ – регулятор прижимного масла; РПД – регулятор уплотняющего масла (регулятор перепада давления «масловодород»); ДБ – демпферный бак; ГМБ – главный маслобак; ЗГ – затвор гидравлический; БГМ – бак грязного масла; МНС – маслонасосы смазки подшипников турбоагрегата; МНУ – маслонасосы уплотнения с электродвигателями переменного тока; АМНУ – аварийный маслонасос уплотнения с электродвигателем постоянного тока.

Контролируемыми параметрами в схеме являются:

• давление масла во всасывающих и напорных патрубках (до обратного клапана) каждого МНУ;

• перепад давления на фильтрах;

• давление уплотняющего масла до и после РПД;

• давление масла до и после регуляторов прижимающего масла (РПМ);

• давление уплотняющего и прижимающего масла на входе в каждое уплотнение;

• давление водорода в корпусе генератора;

• температура масла после маслоохладителя;

• температура баббита вкладышей уплотнений вала;

• температура масла, сливаемого из уплотнений на сторону воздуха;

• перепад давления между уплотняющим маслом и водородом;

• уровень масла в демпферном баке;

• уровень масла в затворе гидравлическом;

• наличие жидкости (воды или масла) в корпусе генератора.

Вопрос №53. Что представляют собой критерии надёжности турбины. Причины возникновения и как обеспечивается защита турбины от недопустимого повышения и понижения температуры острого пара.

Критерии надежности турбин – фиксированные величины каких-либо параметров, например, разности температур в характерных точках деталей (по толщине стенки корпуса, по ширине фланца, между фланцем и шпилькой, между крышкой и корпусом и т.д.), абсолютные значения температур, давлений и т.п.

К основным критериям надёжности работы турбоагрегатов следует отнести:

• максимальную частоту вращения ротора;

• осевой сдвиг ротора;

• повышение давления в конденсаторе (падение вакуума);

• понижение температуры острого пара;

• повышение температуры острого пара;

• давление масла в системе смазки;

• прогиб ротора турбины;

• относительные расширения ротора турбины;

• абсолютные расширения корпуса турбины;

• разность температур отдельных частей корпуса турбины;

• скорость прогрева металла элементов турбины;

• вибрационное состояние турбины.

Понижение температуры острого пара

Резкое понижение температуры острого пара представляет большую опасность для турбин, так как происходит «захолаживание» металла, приводящее к развитию термоусталостных явлений, появлению микротрещин в элементах паровпуска и проточной части турбины и снижению в целом ресурса их работы. При неконтролируемом снижении температуры острого пара возможен заброс воды в проточную часть, следствием которого является гидравлический удар и разрушение турбины. Как правило, при снижении температуры острого пара снижается мощность турбоагрегата, при этом персонал обязан соблюдать следующее:

• не допускать восстановления мощности за счет увеличения расхода пара во избежание перегрузки упорного подшипника и последних ступеней турбины; при снижении температуры свежего пара ниже минимальной, установленной регулировочным диапазоном, турбина должна разгружаться;

• необходимо установить усиленный контроль над относительными расширениями роторов и температурой металла цилиндров;

• необходимо принимать экстренные меры по восстановлению температуры; в противном случае для турбин, работающих с давлением свежего пара 90 кгс/см² и выше, к моменту достижения температуры свежего пара 460 °С турбина должна быть полностью разгружена, а турбогенератор отключен от электрической сети действием автоматической системы защиты турбины или, в случае отказа в работе автоматической защиты, соответствующими действиями эксплуатационного персонала.

Повышение температуры острого пара

Повышение температуры острого пара благоприятно влияет на экономичность турбины, но ухудшает жаропрочность металла и снижает надежность. В настоящее время температура острого пара для турбин, работающих на докритических параметрах, не превышает 560 °С, а для блочных турбин, работающих при давлении свежего пара 240 кгс/см², номинальная температура свежего пара принята на уровне 540 °С, причем при температуре более 545 °С действием автоматической защиты после соответствующей выдержки времени (2–3 мин) следует отключение турбоагрегата. В общем случае максимальная продолжительность эксплуатации указанных турбин с температурой выше 545 °С не должна превышать 200 ч в год. На неблочных ПТУ при предельном повышении температуры перегретого пара за котлом срабатывает блокировка, действующая на разгрузку соответствующего котла.