4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоуста­новки должна постоянно контролироваться путем си­стематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации. Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модерниза­ция, должны подвергаться балансовым испытаниям.

При разработке новых типов турбин расчетным путем определяется ожидаемая экономичность турбоустановки. Для проверки соответствия расчетной экономичности тур­боустановки фактической на головных агрегатах серии проводятся балансовые испытания с использованием спе­циальной схемы измерений, а также приборов высокого класса точности. По результатам этих испытаний опреде­ляется типовая нормативная характеристика турбоустановки. Однако при проектировании схемы и монтаже конк­ретной турбоустановки могут быть внесены определен­ные изменения по сравнению с турбоустановкой, на ко­торой проводились балансовые испытания для составле­ния типовой нормативной характеристики. В таком слу­чае следует проводить балансовые испытания для опреде­ления фактической нормативной характеристики данной турбоустановки. Балансовые испытания следует проводить также после выполнения реконструкции или модерниза­ции турбоустановки, в результате которой ожидается из­менение экономичности.

Нормативная характеристика определяет максималь­но достижимую экономичность турбоустановки при кон­кретных эксплуатационных условиях. Сравнение теку­щей экономичности турбоустановки с нормативной по­зволяет сделать вывод о необходимости устранения де­фектов оборудования или недостатков эксплуатации. Если анализ параметров работы турбоустановки позволяет предположить отклонение показателей экономичности от нормативных, то следует проводить эксплуатационные (экспресс) испытания. Эксплуатационные испытания проводятся с использованием штатных средств измере­ния. По результатам испытаний делается вывод о факти­ческом снижении экономичности, определяются причи­ны снижения. Эксплуатационные испытания позволяют также оценить качество (эффективность) ремонта, для чего их следует проводить перед выводом турбины в ре­монт и после пуска ее из ремонта.

Если по результатам эксплуатационных испытаний не удается определить причину ухудшения экономично­сти турбоустановки, следует проводить балансовые ис­пытания с привлечением специализированных органи­заций.

4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отклю­чена) персоналом при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:

а) повышения частоты вращения ротора сверх ус­тавки срабатывания автомата безопасности;

б) недопустимого осевого сдвига ротора;

в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

л) недопустимого понижения уровня масла в мас­ляном баке;

е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплот­нений вала генератора, любой колодки упорного под­шипника турбоагрегата;

ж) воспламенения масла и водорода на турбоагре­гате;

з) недопустимого понижения перепала давлений "масло—водород" в системе уплотнений вала тур­богенератора;

и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотне­ний вала турбогенератора;

к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безын­жекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

м) недопустимого повышения давления в конденса­торе;

н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

с) недопустимого понижения температуры свеже­го пара или пара после промперегрева;

т) появления гидравлических уларов в паропрово­дах свежего пара, промперегрева или в турбине;

у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопро­водов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

и) исчезновения напряжения на устройствах дистан­ционного и автоматического управления или на всех КИП;

ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;

ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкци­ей в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений кон­тролируемых величин по агрегату.

Анализ наиболее тяжелых аварий показывает, что во многих случаях оборудование осталось бы неповрежден­ным или незначительно поврежденным, если бы оно сво­евременно отключалось при появлении на нем признаков отклонения от нормального режима работы. Современ­ные турбины снабжены автоматическими защитами, пре­дупреждающими возникновение и дальнейшее развитие

аварий оборудования при недопустимых отклонениях ряда контролируемых величин. Однако не все аварийные ситу­ации могут быть зафиксированы датчиками, не исключа­ется полностью и возможность отказа в работе имеющих­ся автоматических защит. Поэтому турбины оснащены кнопками аварийного отключения (на щите управления и по месту). Во всех случаях, рассматриваемых в данном пункте, турбина должна быть немедленно отключена пер­соналом при отсутствии или отказе в работе автоматичес­ких защит:

а) при повышении частоты вращения роторов турбоаг­регатов сверх номинальной, например при сбросе нагруз­ки, детали ротора, в особенности диски и рабочие лопат­ки последних ступеней турбин большой мощности, под­вергаются значительным механическим напряжениям под влиянием центробежных сил, увеличивающихся пропор­ционально квадрату частоты вращения. Исчерпание запа­са прочности может привести к разрушениям дисков, ро­торов, подшипников и всего турбоагрегата. Повышение частоты вращения до значений, превышающих уставку сра­батывания автомата безопасности, свидетельствует о том, что в системе регулирования, парораспределения или са­мого автомата безопасности возникла неисправность;

б) осевое усилие, действующее на ротор, уравновеши­вается гидравлическими силами в упорном подшипнике турбины. Значительное увеличение осевого усилия может привести к повреждению упорного подшипника (выплав­лению баббита колодок) и в дальнейшем, в случае продолжения подачи пара в турбину, к серьезному поврежде­нию проточной части турбины из-за контакта вращаю­щихся и неподвижных частей агрегата;

в) недопустимое изменение относительного положения роторов турбины, так же как и осевого положения, при­водит к задеваниям в проточной части и тяжелым повреж­дениям агрегата. Изменение относительного положения роторов вызывается неравномерным прогревом (остыва­нием) деталей статора и ротора турбины, который, в свою очередь, определяется изменением температуры или рас­хода поступающего в турбину пара либо (для цилиндров низкого давления) изменением вакуума в конденсаторе;

г) неполадки в системе смазки турбины могут привес­ти к уменьшению или полному прекращению поступле­ния масла на подшипники. Подобные неполадки создают опасную ситуацию на турбоагрегате, грозящую тяжелой аварией с выплавлением подшипников, поэтому насосы маслоснабжения имеют резервные агрегаты и устройства их аварийного включения в случае отказа работающих насосов или падения давления масла на смазку. При отка­зе в срабатывании устройства АВР, неисправности резер­вных насосов или значительной течи масла давление пос­леднего на смазку может упасть до недопустимо низкого уровня;

д) понижение уровня масла в маслобаке может свиде­тельствовать о возникшей утечке рабочей жидкости из системы. Если понижение уровня имеет место лишь в чи­стом отсеке, то это свидетельствует о загрязнении сеток маслобака. Понижение уровня в маслобаке ниже предельно допустимого значения, определяемого заводом-изготови­телем, может привести к срыву масляных насосов и пре­кращению подачи масла на подшипники;

е) повышение температуры масла на сливе из подшип­ников может явиться следствием нарушения механичес­кого состояния подшипников, уплотнений вала генерато­ра, ухудшения качества масла, неудовлетворительной ра­боты маслоохладителей, системы концевых уплотнений турбины. Повышение температуры масла, сливающегося с упорного подшипника, или повышение температуры его колодок может быть вызвано также увеличением суммар­ного осевого усилия, действующего на ротор. Своевремен­ное отключение турбины из-за повышения температуры масла на сливе из подшипников или колодок упорного под­шипника позволит предотвратить серьезные аварии с по­вреждениями подшипников, воспламенением масла и т.д;

ж) протечки через неплотности фланцевых соедине­ний маслосистемы, арматуру могут привести к воспламе­нению масла при попадании его на горячие поверхности оборудования и трубопроводов. Особенно это опасно при появлении трещин, разрывов маслопроводов, разрушении узлов и механизмов турбины, генератора, питательных насосов, связанных с маслосистемой, что приводит к силь­ным (фонтанирующим) течам масла и сильному пожару в машинном зале электростанции. Поэтому при возникно­вении пожара следует остановить турбоагрегат немедлен­но вызвать специальную пожарную команду и приступить к ликвидации очага горения, используя первичные сред­ства пожаротушения.

Если турбина оснащена специальной системой предотв­ращения развития горения масла, персонал вводит ее в дей­ствие, что приводит к автоматическому отключению турби­ны, генератора, срыву вакуума, останову рабочих насосов смазки и введению запретов на включение резервных и ава­рийных насосов смазки и насосов системы регулирования.

При эксплуатации генераторов с водородным охлаж­дением опасность возникновения пожара заключается в возможности образования взрывоопасной смеси водоро­да с воздухом в корпусе генератора, в аппаратах и трубо­проводах газовой системы при нарушениях режимов эк­сплуатации последних, а также при загорании водорода, выходящего из системы через неплотности.

Смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75% по объему. Воспламенение смеси может происходить от открытого огня, местного нагрева, при быстром истечении газа.

Особенно опасно образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, так как в больших замкнутых объемах возможно детонационное воспламенение смеси, протекающее при распространении пла­мени со сверхзвуковыми скоростями и создающее давле­ние, которого не выдерживает оболочка корпуса.

При загорании струи водорода следует прекратить до­ступ кислорода воздуха к месту горения, наложив на мес­то утечки плотную асбестовую ткань или направив на пламя струю инертного газа.

Если загоранение водорода не удается ликвидировать, следует отключить турбину, выключить генератор из сети и принять меры к вытеснению водорода из системы инер­тным газом;

з) для нормального функционирования системы водо­родного охлаждения генератора перепад давлений масло-водород должен находиться в пределах, задаваемых заво­дом — изготовителем генератора. В случаях отказа регу­лятора перепада давлений, отключения источников маслоснабжения уплотнений и отказа устройств АВР давле­ние масла на уплотнениях понижается, что приводит к уменьшению несущей способности масляного клина и ухудшению охлаждения баббитовой заливки вкладышей подшипников. При этом для уплотнений торцевого типа неизбежны перегрев и выплавление баббита, а также по­вреждение трущейся поверхности упорного диска. Для цилиндрических уплотнений опасность выплавления баб­бита невелика. Однако для уплотнений любого типа про­рыв водородом масляного слоя приводит к выходу газа из корпуса генератора, что создает аварийную ситуацию с возможностью пожара и взрыва водорода;

и) демпферный бак системы уплотнений генератора предназначен для быстродействующего резервирования подачи масла при переключениях масляных насосов, а также при выбеге турбоагрегата в случае отказа всех ис­точников маслоснабжения уплотнений. Высота установки демпферного бака соответствует сумме минимально допустимого перепада давлений масла и водорода и падения напора в трубопроводе от бака к уплотнениям. Демпфер­ный бак имеет ограниченный объем (1,5 — 2 м³), чем обес­печивается продолжительность резервирования при вы­беге примерно 6—15 мин в зависимости от типа турбоге­нератора. При нормальной работе уровень масла находится над баком в трубе, соединенной с газовым объемом гене­ратора. При понижении уровня персонал должен принять меры к его восстановлению. Недопустимое понижение уровня масла в демпферном баке свидетельствует о нали­чии неисправностей в системе;

к) об опасности прекращения подачи масла на уплот­нения генератора уже упоминалось в пунке "з". Очевид­но, что такая же опасность возникает при отключении всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора (для безынжекторных схем маслоснабжения);

л) при отключении генератора из-за внутренних по­вреждений защита воздействует также и на отключение турбины. Немедленный останов турбины необходим, так как продолжение вращения ротора может вызвать разви­тие повреждений в генераторе;

м) давление в конденсаторе (вакуум) в значительной мере определяет температурное состояние деталей части низкого давления: диафрагм (сопловых лопаток), выхлоп­ного патрубка и рабочих лопаток последних ступеней. При ухудшении вакуума элементы проточной части — сопло­вые и рабочие лопатки и цилиндр) нагреваются за счет повышения температуры насыщения, а также тепла, по­лучаемого в результате увеличивающихся потерь на тре­ние. Чем выше давление в конденсаторе (ниже вакуум), тем потери выше и, следовательно, выше температура де­талей части низкого давления. Чрезмерный перегрев вых­лопной части турбины может привести к недопустимому относительному изменению ротора и цилиндра низкого давления, нарушению центровки валопровода и, соответственно, вибрации и задеваниям в проточной части. Кро­ме этого, при значительном перегреве выхлопной части низкого давления может произойти контакт вращающих­ся и неподвижных деталей в опорных подшипниках и уплотнениях вала генератора. Предельные значения давле­ния в конденсаторе для срабатывания защиты на отключе­ние устанавливаются заводом — изготовителем турбины;

н) для последних ступеней турбин с противодавлением опасен режим с резким понижением давления пара в вых­лопном патрубке ниже расчетного при высокой нагрузке турбины. В этих случаях увеличивается перепад давлений на последней ступени, что может привести к ее повреж­дению и последующему разрушению проточной части и агрегата в целом;

о, п, р) возникновение внезапной сильной вибрации турбоагрегата свидетельствует о повреждении проточной части (поломке лопаток, сильных задеваниях вращающихся и неподвижных деталей, прогибе ротора) или поврежде­ниях в генераторе.

Кроме вибрации признаками повреждения проточной части могут быть удары различной силы, посторонние зву­ки и шум в проточной части, дым и искры из уплотнений турбины и генератора;

с) понижение температуры свежего пара при сохране­нии номинальной нагрузки приводит к перегрузке про­точной части, а также к увеличению влажности пара в последних ступенях турбины. В инструкциях по экс­плуатации турбоустановок обычно имеется указание о необходимости снижать нагрузку турбины (вплоть до пол­ного разгружения) при понижении температуры пара пе­ред турбиной;

Недопустимое понижение температуры свежего пара или пара промперегрева перед турбиной может быть след­ствием, например, нарушения режима работы котла, не­удовлетворительной работы средств регулирования температуры. Поступление "холодного" пара может привес­ти к большим температурным напряжениям в паровпуск­ных органах, роторе турбины, вызвать прогиб, недопусти­мое относительное сокращение ротора и другие отрица­тельные последствия, связанные с быстрым изменением температуры деталей турбины;

т) гидравлические удары в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине, как правило, свидетельству­ют о заборе воды, сопровождающемся:

• резким понижением температуры свежего пара или пара промперегрева;

• появлением влажного (белого) пара из фланцев па­ропроводов, стопорных клапанов, сальников арматуры,уплотнений турбины;

• металлическим шумом и ударами в цилиндре турби­ны, увеличением осевого сдвига ротора;

• ударами в трубопроводах отборов;

у) об аварийных ситуациях, связанных с появлением трещин и разрывов маслопроводов уже упоминалось в пункте "ж". Появление разрывов и трещин в главных па­ропроводах, паропроводах отборов, трубопроводах питательной воды и основного конденсата также представ­ляет большую опасность для людей и оборудования;

ф, х) в современных мощных турбогенераторах ох­лаждение обмоток статора производится дистиллиро­ванной водой, циркулирующей в специальном контуре с насосами охлаждения обмоток статора. Роторы гене­ратора охлаждаются циркулирующим в корпусе гене­ратора водородом (воздухом — для генераторов неболь­шой мощности). В свою очередь, водород охлаждается в газоводяных теплообменниках охлаждающей водой, подаваемой, как правило, специальными насосами, на­зываемыми часто насосами газоохладителей. Прекра­щение протока воды в системах охлаждения генерато­ра может быть вызвано отказами в работе насосов,

арматуры, неправильными действиями персонала при переключениях в схемах и другими причинами. Во всех случаях недопустимого снижения расхода охлаждаю­щей воды или прекращения ее протока и невозможно­сти (в течение выдержки времени срабатывания защи­ты — 2 мин для системы охлаждения статора и 3 мин для системы газоохладителей) восстановления нормаль­ной работы систем охлаждения турбоагрегат должен быть отключен;

ц) при исчезновении напряжения на устройствах дис­танционного и автоматического управления или на всех КИП становится невозможным не только управление, но и наблюдение за работой оборудования. Персонал ока­зывается бессильным принять какие-либо меры к пре­дупреждению опасных режимов и предотвратить воз­можное повреждение оборудования, В этих условиях персонал должен как можно быстрее выполнить действия по ручной остановке турбины. В местных должностных и противоаварийных инструкциях должен быть указан порядок действий персонала в данной аварийной ситуа­ции;

ч) порядок действий персонала в случае возникнове­ния кругового огня на контактных кольцах ротора турбо­генератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя должен быть указан в местных должностных и противоаварийных инструкциях;

ш) при глобальных отказах ПТК, связанных с отка­зом всех операторских станций в оперативном контуре щита управления, отказом обоих сегментов системной шины или отказом одной или нескольких стоек нижне­го уровня оператор должен остановить оборудование турбоустановки соответствующими резервными или штатными органами управления, действующими через ПТК и (или) помимо ПТК на управление исполнитель­ными устройствами.