- •Г.С. Зезюлинский
- •Научный редактор а.С. Чупрынин © Издание снуяЭиП, 2009
- •13. Системы маслоснабжения машинного зала
- •Турбоустановок аэс
- •13.1. Масло, используемое в системах маслоснабжения турбоустановок аэс
- •13.2. Система смазки подшипников турбины и генератора Назначение, состав и краткое описание оборудования
- •Защиты и блокировки системы
- •Подготовка системы к работе и ввод в работу
- •Режимы работы системы
- •13.3. Система гидростатического подъема роторов
- •13.4. Система уплотнения вала генератора Назначение, типы и принцип работы уплотнений тг
- •Объем теплотехнического контроля системы
- •Подготовка системы к работе и ввод в работу
- •Основные технологические операции ввода системы увг в работу
- •Останов системы увг
- •Система водяного охлаждения обмотки статора генератора
- •13.6. Система газоохлаждения генератора
- •Автоматические системы регулирования и защиты турбин аэс
- •14.1. Общие вопросы регулирования турбин аэс Основная задача регулирования турбин аэс
- •Паровая турбина как объект регулирования
- •Статическая характеристика регулирования. Нечувствительность регулирования
- •Механизм управления турбиной
- •Основные требования к асрз
- •14.2. Назначение и состав асрз
- •14.3. Краткое описание подсистем, механизмов и узлов асрз Система маслоснабжения
- •Особенности работы асрз в режиме «эгср»
- •Особенности работы асрз в режимах «гср»
- •Система защиты турбины
- •Технологические защиты и блокировки, связанные с работой асрз
- •14.4. Подготовка к работе и ввод в работу асрз
- •14.5. Порядок работы асрз
- •Работа с асрз при развороте та
- •14.6. Вывод асрз из действия
- •14.7. Техническое обслуживание асрз при работе турбоагрегата
- •14.8. Возможные неисправности и методы их устранения
- •Возможные неисправности и методы их устранения
- •14.9. Ограничения по эксплуатации и меры безопасности
- •14.10. Особенности эксплуатации асрз турбоагрегатов
- •15. Основы эксплуатации турбоустановки
- •Технологические параметры турбоустановки аэс и их контроль
- •Управление турбиной
- •15.3. Технологическая сигнализация и защиты турбины
- •Характеристика режимов нормальной эксплуатации турбоустановки
- •15.5. Пуск турбоустановки
- •Поэтапное включение в работу систем турбинного отделения
- •Организация влагоудаления
- •Проверка работоспособности органов парораспределения и управления
- •Проверка защит, блокировок и сигнализации
- •Проверка авр масляных насосов
- •Прогрев паропроводов и срк
- •Контроль критериев и условий пуска турбины
- •Разворот турбины
- •Проверка плотности стопорных и регулирующих клапанов
- •Проверка работоспособности автоматов безопасности турбины наливом масла
- •Прогрев металла второй ступени пароперегревателя
- •Синхронизация и включение генератора в сеть
- •Нагружение турбоустановки
- •15.6. Техническое обслуживание турбоустановки при стационарной нагрузке
- •15.7. Плановые остановы турбины
- •Плановое разгружение турбины
- •Плановый останов турбины без расхолаживания
- •Плановый останов турбины с расхолаживанием
- •Расхолаживание турбины атмосферным воздухом
- •15.8. Ограничения по эксплуатации
- •15.9. Основные особенности эксплуатации главных турбин проектов к-1000-60/1500-1, к-1000-60/3000 и к-220-44
- •16. Аномальные режимы эксплуатации турбоустановок аэс
- •16.1. Общие организационные положения
- •16.2. Оперативное обслуживание турбоустановки при нештатных и аварийных режимах
- •Осевой сдвиг ротора
- •Условные обозначения и сокращения
- •Литература
- •Шифры (коды) оборудования пту аэс
- •Оглавление
Защиты и блокировки системы
Резервный насос системы смазки включается автоматически:
при снижении уровня масла в демпферном баке менее 130 мм от днища бака;
понижении давления масла менее 0,9 кгс/см2 на оси ТГ;
отключении электродвигателя рабочего насоса.
Масляные насосы системы смазки ТГ автоматически отключаются, с запретом АВР, при отключении ТГ ключом защиты от развития пожара (с выдержкой 60 с), если выполняется любое из условий:
при открытой задвижке на срыве вакуума в конденсаторах ТГ и повышении давления пара в конденсаторах ТГ более 0,9 кгс/см2 (абс);
снижении частоты вращения турбины менее 70 % от номинальной, что соответствует давлению на выходе из импеллера менее 3,8 кгс/см2.
Вентиляторы системы отсоса паров масла из картеров подшипников ТГ и сливных маслопроводов включаются одновременно с включением любого из масляных насосов системы смазки ТГ.
ВПУ отключается с миганием (с выдержкой 30 с) при падении давления масла перед ним до 0,6 кгс/см2.
Подготовка системы к работе и ввод в работу
Кроме общих для систем ПТУ АЭС организационно-технических мероприятий (см. п.3.1), выполняются технологические операции, характерные для системы смазки подшипников.
Заполнение маслом ГМБ. Если подготовка к работе системы производится после ППР, то необходимо заполнить ее маслом, в первую очередь ГМБ. Перед этим берется анализ масла на соответствие эксплуатационным нормам. Анализ выполняется ВРХЛ. Проверяется подключение смотровых стекол и датчиков уровня ГМБ, готовность арматуры аварийного слива масла, собирается схема системы смазки подшипников и гидроподъема ротора для приема масла в ГМБ.
Прием масла в ГМБ осуществляется, связавшись с МДХ (масло-дизельное хозяйство), до уровня «Залив» по масломерному стеклу или до уровня задания НТО.
Для контроля количества принимаемого масла необходимо знать соответствие единицы уровня в ГМБ значению массы и объема масла (для ТУ К-1000-60/1500-1,2, 2М 1 см уровня по стеклу соответствует массе масла 0,38 т и объему – 0,44 м3). В целях недопущения пролива масла контролируется уровень в баках протечек и грязного масла. По окончании приемки масла заполняется гидрозатвор перелива ГМБ в бак аварийного слива до половины смотрового стекла.
Подача масла к маслосистеме КЭН-1,2 ст. производится из чистого отсека ГМБ, после слива из него отстоя в бачок-отстойник и откачки из застойной зоны ГМБ насосом фильтр-пресса масла в течение 15…20 мин в бак протечек. Масло в маслованны КЭН-1ст и маслобаки КЭН-2ст подается через фильтр-прессы (см. п.13.1).
Послеремонтная промывка элементов системы производится по специальным программам.
Подготовка схемы подачи масла из ГМБ на подшипники ТГ включает в себя: контроль готовности всех элементов системы, закрытие дренажных вентилей, проверку состояния и положения арматуры, в соответствии с требованиями ИЭ, проверку уровня в ГМБ, который должен быть не менее 300 мм по масломерному стеклу.
Нагрев масла в ГМБ до температуры 35…40 оС, путем включения насосов с расходом через дренажи до запорных задвижек. Допускается включение и работа насосов смазки на холодном масле (20 оС) с последующим включением насосов регулирования через дренажи и разогревом масла.
Включение в работу насосов смазки. При пуске насосов выполняются все технологические операции, предусмотренные руководящими документами [87, 88] (см. п. 3.1). При заполнении маслопроводов и МО производится проверка предупредительной сигнализации по снижению уровня в ГМБ (при уровне в чистом отсеке ГМБ «0» – предупредительный сигнал).
При заполнении ДМБ проверяется перелив масла из ДМБ в ГМБ по смотровому окну; плотность маслопроводов подачи масла к подшипникам турбины, генератора, ТПН, маслопроводов на сливах (при закрытых задвижках); контролируется закрытие воздушников маслопроводов по всем маслотрассам, не допуская утечек масла. После включения насосов проверяется пуск по блокировке эксгаустеров. При заполнении маслом МО проверяется их плотность по маслу и охлаждающей воде. Давление охлаждающей воды должно быть больше давления масла на 0,5…0,8 кгс/см2, чтобы исключить попадание масла в окружающую среду; должно быть исключено и попадание воды в масло. Давление масла на напоре насосов должно быть не менее 4,0 кгс/см2, в линии смазки подшипников насоса 0,3…0,5 кгс/см2.
После опробования АВР насосов подачи масла к подшипникам, задвижки на линии нагнетания всех насосов опломбируются в открытом положении.