Обслуживание систем маслоснабжения турбин

Введение 

Надежность работы маслонаполненного  энергетического оборудования, увеличение межремонтного периода, трудозатраты на его ремонт и эксплуатацию в  значительной мере зависят от состояния  турбинного масла, залитого в систему  смазки и регулирования тепломеханического оборудования. Поэтому основная задача эксплуатации энергетических масел  — обеспечить сохранение на определенном уровне требуемых показателей качества масла в течение длительного  периода времени. Проблема сохранения качества масла усугубляется еще  и тем, что на всех энергопредприятиях резко сократилось поступление свежих масел из-за уменьшения выпуска отдельных видов отечественных масел (особенно огнестойкого турбинного) и сокращения закупок импортных масел [1].

Кроме того, наряду с дефицитом  масел, возникла новая проблема - огромный рост стоимости свежих масел. Цена турбинного нефтяного масла возросла многократно, а огнестойкого и того более. А  если к этому добавить дополнительные трудности — необходимость получения  лицензий, задержки прохождения платежей при расчетах с поставщиками масел  в других государствах СНГ, постоянно  растущие затраты на транспортировку, то все это выдвигает работы по восстановлению отработанных масел, рациональному  использованию и удлинению срока  службы эксплуатационных масел в  разряд первоочередных задач.

Срок службы масла при  хорошей организации эксплуатации составляет 5 - 10 лет и снижается  до 1 года при плохой.

Недостаточное внимание к  качеству масла в системе смазки и регулирования турбоагрегатов влечет за собой увеличение расхода  свежего масла на нужды эксплуатации, превышая нормативную потребность  на 20-30 %, а иногда достигает еще  больших величин. Кроме того, существенно  увеличиваются трудозатраты персонала, вынуждая регулярно включать в работу маслоочистительную машину, чаще дренировать  воду, скапливающуюся в нижней части  маслобаков турбин и питательных  насосов, чаще выполнять перезарядку  фильтров тонкой очистки. А при ремонтах это в 2-3 раза увеличивает трудозатраты на очистку маслосистемы от шлама  и отложений, а также удлиняет время капитальных ремонтов. Согласно статистическим данным [2, 3] приблизительно 20-25 % всех вынужденных простоев турбоагрегатов на электростанциях происходит вследствие выхода из строя (отказа) подшипников, причем доля неисправностей опор скольжения, обусловленная загрязнением смазочного материала, составляет 50-55 %. Из-за неисправностей элементов маслосистемы происходит до 10 % всех отказов турбоагрегатов [4]. Это показывает, что качество турбинного масла является важнейшим фактором повышения надежности работы турбоагрегатов и снижения эксплуатационных затрат. Сокращение же объема использования свежих масел достигается путем проведения очистки, регенерации, стабилизации свойств масел вводом присадок, снижением вместимости масляных баков и постоянным контролем за качеством масла.

Реализация мероприятий  по повышению уровня эксплуатации энергетических масел позволяет не менее чем  на 30 % сократить потребление свежих масел

 

Обслуживание  систем маслоснабжения, регулирования и защиты турбины

 

Так как системы маслоснабжения различных турбин имеют свои особенности, прежде чем приступить к их обслуживанию, необходимо тщательно изучить схему, принцип действия, ознакомиться с инструкциями по эксплуатации и приобрести необходимые практические навыки. Несмотря на отличия и особенности систем маслоснабжения различных турбин, существуют общие требования, оговоренные «Правилами технической эксплуатации», которые необходимо соблюдать. Во время работы турбоагрегата следует постоянно контролировать давление и температуру масла в определенных точках маслосистемы. Особенно тщательно следят за температурой масла после подшипников. При обходе турбоагрегата обращают внимание на состояние насосов; проверяют температуру подшипников, устраняют протечки масла через уплотнения, следят за уровнем вибрации, не допускают перегрузки электродвигателя. Не допускается подтекание масла, а также его работа в местах соединений маслопровода при появлении на отдельных участках трещин из-за повышенной вибрации, которые при быстром развитии могут привести к разрушению.

Надежная работа маслосистемы обеспечивается включением в схему  резервных масляных электро- или турбонасосов, которые при недопустимом снижении давления масла автоматически включаются в работу. Устройство автоматического включения и сами насосы должны опробоваться не реже 2 раз в месяц (без останова турбины). Для нормальной работы насосов необходимо постоянно отводить воздух из верхних точек их камер и трубопроводов, чтобы предупредить образование воздушных подушек. Попадание воздуха на рабочее колесо может привести к срыву работы насоса.

Для опробования насосов  машинист турбины по указанию начальника смены или старшего машиниста  поочередно включает их.

При пуске давление на линии  нагнетания поднимается на 5- 10 кгс/см2 (0,05-0,1 МПа) и поток масла через подшипники увеличивается (что можно видеть через смотровые стекла на сливных маслопроводах после подшипников турбоагрегата); после подшипников температура масла уменьшается. Резервные масляные насосы подключают к маслосистеме так, чтобы их можно было опробовать в режиме автоматического запуска, для чего на том участке маслопровода, где подключено реле пуска маслонасоса, давление намеренно снижают до срабатывания реле. Результаты опробования устройств автоматического запуска и самих насосов заносят в журнал.

Надежность работы маслосистемы зависит также от качества и чистоты  масла. В турбинном цехе качество масла контролируют 1 раз в сутки (в дневную смену). Кроме того, выполняют сокращенный анализ 1 раз  в два месяца, если кислотное число  не больше 0,5 мг КОН и масло полностью  прозрачно, и 1 раз в две недели, если кислотное число больше 0,5 мг КОН и в масле содержатся шлам и вода. Если ежедневный контроль свидетельствует  о резком ухудшении качества масла, проводят внеочередной анализ. Очищают  и восстанавливают загрязненные масла в центральных масляных хозяйствах и на мощных тепловых электрических  станциях.

Чистота масла обеспечивается фильтрами, установленными в масляном баке турбины. Загрязнение фильтров снижает давление в системе смазки из-за уменьшения производительности насоса. В результате к подшипникам  поступает меньше масла, которое  отводит меньше теплоты, что увеличивает  нагрев подшипников.

Очищают фильтры по графику. После монтажа или ремонта  это делают чаще, чем при обычной  эксплуатации. Фильтры поочередно извлекают  из масляного бака 1 раз в неделю и продувают сжатым воздухом. Машинист турбины во время замены фильтра  и в течение 1 ч после ее должен наблюдать за давлением масла  в системе смазки и температурой подшипников. Конструкция фильтров современных турбоустановок такова, что их очищают, не останавливая турбину. Поддержание необходимого качества и своевременное восполнение  утечек масла из системы смазки, а также меры, предотвращающие  его попадание на обмотки турбогенератора, входят в обязанности персонала  турбинного цеха.

Обычно на маслопроводах  и трубопроводах охлаждающей  воды возле маслоохладителей устанавливают  запорную арматуру, позволяющую отключить  любой маслоохладитель от маслосистемы, что бывает необходимо, например, при  обнаружении утечки масла через  маслоохладитель. Ошибочное отключение маслоохладителей приводит к подплавлению подшипников турбины, поэтому маховики всех задвижек, которыми можно перекрыть доступ масла к турбине, пломбируют, о чем начальник смены или старший машинист делает запись в оперативном журнале. Целостность пломб на маховиках машинист проверяет при приемке смены. Необходимые отключения или переключения маслоохладителей производит дежурный персонал турбинного цеха с ведома дежурного инженера станции под руководством начальника смены или старшего машиниста, о чем делается запись в оперативном журнале.

Все турбинные установки  имеют системы автоматического  регулирования, сигнализации и защиты, которые освобождают обслуживающий  персонал от необходимости управлять  различными процессами. Системы регулирования  и парораспределения и связи  между ними имеют большое количество трущихся соединений. Силы трения в  них и люфты снижают чувствительность системы регулирования, что вызывает неустойчивость работы турбины либо более серьезные последствия. Так, если силы трения велики, возможно заклинивание штоков регулирующих клапанов и сервомоторов. Это случается, если они длительное время находились в неизменном положении, а также при отложении между штоком и корпусом солей, которые выделялись из просачивающегося вдоль штока пара. При таком заклинивании в случае аварийного отключения электрогенератора от сети доступ пара в турбину не прекращается, что может привести к аварии турбоагрегата.

«Правилами технической  эксплуатации» предусмотрено ежедневное «расхаживание» клапанов на часть хода, для чего их перемещают вверх-вниз на небольшое расстояние. Шток при этом перемещается относительно корпуса и разрушает постоянно возникающие солевые отложения. На стопорных клапанах предусматривают специальные устройства. Для расхаживания регулирующих клапанов изменяют нагрузку турбины. Эту операцию выполняют не реже 1 раза в две недели, наблюдая, насколько плавно изменяется нагрузка турбины при изменении положения синхронизатора.

Надежность обратных (невозвратных) клапанов отборов проверяют 1 раз  в месяц. Свободу движения клапана  контролируют механическим перемещением его тарелки. Плотность закрытия обратных клапанов обычно проверяют  паром от постороннего источника  на холостом ходу турбины. Если клапан садится неплотно, часть пара через  неплотность посадки будет проникать в турбину и «разгонять» ротор.

Защита от повышения частоты  вращения - одна из важнейших защит, которая предотвращает разрушение турбины даже в том случае, если не срабатывает система регулирования. Автомат безопасности срабатывает  только в аварийной ситуации. Во время длительной эксплуатации турбины  при нормальных режимах, несмотря на специально принимаемые меры, на автомате оседают влага, отложения из турбинного масла и др., в результате чего детали загрязняются, возникает коррозия на их поверхности и возможно несрабатывание автомата при недопустимой частоте  вращения.

Автоматы безопасности современных  турбин имеют специальную систему  для проверки на номинальной частоте  вращения «расхаживания» бойков. С помощью этой системы автомат опробуют не реже 1 раза в 4 месяца. Если турбина не имеет специальной системы для опробования автомата на номинальной частоте вращения, проверку проводят, повышая частоту вращения на холостом ходу выше номинальной до срабатывания автомата безопасности. Если частота вращения примерно на 12% превысила номинальную, а автомат безопасности не сработал, необходимо для останова турбины вручную выбить предохранительный выключатель и устранить неисправность.

Широкое распространение  нашли системы регулирования, в  которых в качестве рабочего тела используют конденсат после конденсатных насосов. Такие системы снабжаются фильтрами, требующими периодической  очистки. На фильтре устанавливается  дифференциальный манометр со световой сигнализацией, позволяющий измерять разницу давлений (перепад) до фильтра  и после него. Если перепад давлений больше указанного заводом-изготовителем, это свидетельствует о загрязнении  фильтра. Для очистки рабочего фильтра  включается резервный. Рабочий фильтр промывается обратным потоком воды. После промывки этот фильтр переводят в резерв. Обычно пропускная способность фильтра восстанавливается через 10-15 мин.

турбинный пуск эксплуатация обслуживание

Список литературы

1. Петриченко А.Д. Повышение  эффективности очистки и регенерации  трансформаторных и турбинных  масел / Электрические станции. 1989. №10,-С. 

2. Анализ показателей  надежности турбоустановок и  энергоблоков / Ю.М.Бродов, Б.Е.Муромский, М.М.Мительман и др. // Теплоэнергетика. 1997. - №8, -С.

3. Дюфрейн К.Ф., Кеннел И.В., Маклюски Т.Х. Износ радиальных подшипников паровых турбин при малых рабочих скоростях // Проблемы трения. 1983. - Т. 105. - №5. - С.

4. О фильтровании турбинного  масла / А.Ф.Горелый, В.Н.Казанский,

5. A.Е.Языков, Р.Н.Смолин // Электрические станции. 2000. - №8. —С.

6. Петриченко А.Д. Проблемы  эксплуатации энергетических масел  и методы их решения //Электрические  станции. — 1994. №3. - С. 

7. Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ / Под общей ред. Ю.Ф.Косяка. М.: Энергоиздат, 1982. - 272 е., ил.

8. Внедрение комплексной  программы очистки маслосистем  на турбоагрегатах Сургутской ГРЭС-1 / З.А.Бахметов, В.В.Лыско, И.И.Пушкарев и др. // Энергетик. 2000. № 6, С.25-28.

9. О работе вентиляционного  устройства системы маслоснабжения паровых турбин / Е.И.Зарецкий и др. Электрические станции. - 1979. №8. С. 42-45.

10. А.С. 194846 (СССР). Уплотнение / В.Н.Казанский, Г.Г.Ружковский. Опубл. в Б.И., 1967, №9.

11. А.С.404955 (СССР). Система  маслоснабжения турбомашины /

12. B.Н.Казанский Опубл. в Б.И., 1974, №44.

13. Казанский В.Н. Системы смазывания паровых турбин. М.: Энерго-атомиздат. - 1986. 149 с.

14. Электроэрозия турбоагрегатов / Л.Н.Сафонов, А.А.Вол, В.В.Малеев, А.А.Алфеев // Теплоэнергетика. 1986. - №6. - С.

15. Система уплотнений  паровых турбин при переходных  режимах /