15.8. Ограничения по эксплуатации

Рассматриваются ограничения, связанные с эксплуатацией главной турбины и турбоустановки в целом [11, 24, 102], не касаясь ограничений по эксплуатации отдельных систем ПТУ, которые изложены в гл. № 4 - 14.

1. Разрешается длительная работа турбины при следующих отклонениях (в любых сочетаниях) параметров пара от номинальных, с соответствующим изменением мощности турбины и удельных расходов тепла:

а) начального давления пара – от 54 до 62 кгс/см²;

б) начальной влажности пара – от 0 до 1,0 %;

в) температуры пара за СПП – от 245 до 255 ^оС;

г) при повышении температуры охлаждающей воды на входе в ГК до 33 ^оС (с номинальным массовым расходом охлаждающей воды, давлением в ГК – не более 0,08 кгс/см² (абс) и электрической нагрузкой – не менее 600 МВт).

Рис. 15.8. Графики расхолаживания турбины К-1000-60/1500-2,2М:

1 – мощность турбины; 2 – температура промперегрева; 3 – частота вращения;

а – окончание режима расхолаживания под нагрузкой;

б - окончание режима расхолаживания на холостом ходу, отключение ПП-2 СПП;

в – открытие дренажей из паропроводов свежего пара;

г – окончание режима парового расхолаживания, температура металла

корпуса ЦВД в районе паровпуска – 135…145 ^оС;

д – начало воздушного расхолаживания, роторы на ВПУ;

е – окончание воздушного расхолаживания, температура металла корпуса ЦВД

в районе паровпуска и металла СРК – менее 100 ^оС

Допускается кратковременная эксплуатация турбины (в летний период) при t_{охл. в} до 35^оС, номинальном массовом расходе охлаждающей воды, давлении в ГК – не более 0,12 кгс/см² (абс) и электрической нагрузкой – не менее 800 МВт.

2. При мгновенных сбросах электрической нагрузки до нагрузки холостого хода или до нагрузки собственных нужд, допускается кратковременная работа турбины с повышением давления свежего пара перед СРК до 79 кгс/см², но за время не более 5 мин давление пара должно быть приведено к нормальному.

3. Допускается длительная работа турбины при минимальной нагрузке 300 МВт, номинальных начальных и конечных параметрах пара, а также температуре промперегрева.

4. В исключительных случаях разрешается работа турбины с нагрузкой менее 300 МВт в течение времени, определенном ГИ АЭС и при соблюдении допустимых границ параметров тепломеханического состояния турбины, указанных в таблице 15.5.

5. Допускается длительная работа турбины с номинальными параметрами свежего пара и пара за СПП, номинальной температурой и расходом охлаждающей воды ГК, со следующими изменениями в схеме регенерации:

а) при отключении одной или обеих групп ПВД и работающей регенерацией НД;

б) при отключении одной или обеих групп ПВД, а также ПНД-3 или ПНД-4;

в) при одновременном отключении ПНД-4 и ПНД-3.

ПНД-1 и ПНД-2 – неотключаемые, при их неисправности, эксплуатация турбины не допускается.

6. Во всех режимах эксплуатации максимальные значения давлений по ступеням турбины должны выдерживаться в соответствии с требованиями, приведенными в табл. 15.6 [24].

Таблица 15.6

Наименование параметра, ед. изм.	Значения параметров
Электрическая нагрузка, %	100	80	60
Массовый расход пара через СК, т/ч	6154	4306	3021
Мощность турбины, МВт	1000	800	600
Давление в отборе, кгс/см2: - первом - втором - третьем - четвертом - пятом - шестом кгс/см2 (абс) - седьмом кгс/см2 (абс)	29,4 18,6 11,3 5,5 2,47 0,945 0,253	20,9 13,3 8,0 3,8 1,57 0,7 0,188	15 9,7 6,1 2,8 1,05 0,550 0,151
Давление пара за СРК, кгс/см2	57,2	40,3	28,3

Примечания к табл. 15.6: а) давление в 3-м отборе соответствует давлению за ЦВД;

б) значения давлений при мощностях и расходах пара, не приведенных в таблице, определяются путем интерполирования (осреднения);

в) мощность турбины указана при номинальных значениях: давления свежего пара, температуры пара перед ЦНД, давления в ГК, температуры и расхода охлаждающей воды в конденсаторах, полностью работающей схеме регенерации, отсутствии отборов пара сверх регенерации и подпитки ГК ХОВ;

г) работа турбины с давлениями пара по ступеням, более приведенных в табл. 15.6, не допускается. Она может привести к деформации диафрагм, касаниям (задеваниям) в уплотнениях, повышению вибрации и серьезной аварии турбины.

7. Работа турбины с отключением греющего пара 1-й и 2-й ступени ПП СПП, а также с пониженной температурой пара за СПП из-за наличия неотглушенных поврежденых кассет, запрещается. Это объясняется большим повышением влажности в последних ступенях ЦНД и интенсивным эрозионным износом лопаточного аппарата этих ступеней. Разность температур пара за СПП № 1 - 4 не должна превышать 10 ^оС.

8. После полного сброса нагрузки и при пусках турбины из различного теплового состояния, работа турбины на холостом ходу допускается в течение 40 мин. Для проверки АСРЗ, а также при останове турбины с расхолаживанием, работа на холостом ходу разрешается в течение 60 мин. После капитального ремонта (при проведении электрических испытаний ЭГ) допускается, один раз в год, работа турбины на холостом ходу в течение 20 ч.

9. Открытие сбросов пара (дренажи ГП, БРУ-К и др.) и горячей воды с температурой более 60 ^оС в ГК и РБ-9 разрешается при давлении в них не более 0,23 кгс/см² (абс). Невыполнение этого требования может привести к недопустимому нагреву выхлопных патрубков ЦНД, их деформации и опасном повышении вибрации ТА.

10. Толчок роторов турбины разрешается при давлении в ГК не более 0,13 кгс/см² (абс), а при работе на холостом ходу и включении генератора в сеть давление в ГК – должно быть – не более 0,07 кгс/см²(абс).

11. В случаях внезапного повышения давления в ГК более уставки срабатывания предупредительной сигнализации (0,13 кгс/см²(абс) из-за потери воздушной плотности, срыва сифона и др., должны быть приняты меры по немедленному снижению давления в ГК менее 0,13 кгс/см²(абс).

12. Не допускается эксплуатация турбины с выведенной из работы АЗ по повышению давления в ГК на этапах: выхода на холостой ход, работе на холостом ходу и с нагрузкой.

13. При плановых остановах турбины, снижение и срыв вакуума для измерения ОРР и сокращения времени выбега роторов, не допускается.

14. При отключении одного из трех ЦНГК, нагрузка турбины должна быть ограничена до такой мощности, при которой давление в ГК не превышает 0,12 кгс/см²(абс). Тепломеханические параметры турбины при этом должны быть в пределах, приведенных в табл. 15.5. Работа турбины с двумя отключенными ЦНГК не допускается.

15. Запрещается выдержка при постоянной частоте вращения турбины в диапазоне критических частот вращения ее валопроводе (790…1260 об/мин). Возникшее явление резонанса элементов валопровода приведет к опасному повышению вибрации ТА. При повышении или понижении частоты вращения (в указанном диапазоне) опасные частоты вращения следует проходить с ускорением 90 ± 10 об/мин².

16. Постоянный контроль вибрационного состояния ТА и поддержание значений контролируемых параметров в пределах допустимых значений (норм), установленных руководящими эксплуатационными документами, является важнейшим условием обеспечения надежной работы турбины [24]:

а) при работе ТА средние квадратические значения виброскорости подшиниковых опор валопровода должны быть не выше 4,5 ммс^-1 по всем направлениям измерений, а размах относительных виброперемещений валопровода не должен превышать 165 мкм – при частоте вращения n = 50 c^-1 и 200 мкм – при n = 25 c^-1;

б) при превышении значения виброскорости опор валопровода свыше 4,5 ммс^-1, должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток, при виброскорости свыше 7,1 ммс^-1 работа ТА более 7 суток запрещается;

в) турбина должна быть отключена действием защиты или вручную при повышении виброскорости ТА до 11,2 ммс^-1 или при размахе относительных виброперемещений валопровода свыше 260 мкм – при n = 50 c^-1 и сверх 320 мкм – при n = 25 c^-1;

г) турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме произойдет одновременное внезапное необратимое изменение виброскорости двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух составляющих одной опоры на 1 ммс^-1 и более от любого начального уровня (скачок виброскорости обычно подтверждается внезапным повышением размаха относительных виброперемещений валопровода в соответствующих контрольных точках);

д) турбина должна быть разгружена и остановлена, если произойдет плавное возрастание:

• за период до 3 суток любой составляющей (компоненты) вибрации одной из опор валопровода на 2 ммс^-1, или размаха относительных виброперемещений валопровода у одной из опор по любому направлению измерения, более чем на 85 мкм;

• независимо от продолжительности возрастания любой составляющей вибрации одной из опор валопровода на 3 ммс^-1, или размаха относительных виброперемещений валопровода у одной из опор, по любому направлению измерения – более чем на 100 мкм;

е) работа ТА при низкочастотной вибрации опор валопровода со значением более 1,0 ммс^-1 недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 0,5 ммс^-1, должны быть приняты меры к ее устранению в срок, определяемый ГИ АЭС, но не более 7 суток.

Низкочастотная вибрация, возникающая под влиянием сил масляного возбуждения, является наиболее опасным видом вибрации для турбоагрегатов АЭС. Вал ротора при этом виде вибрации совершает автоколебания (самопроизвольные колебания), которые вызываются гидродинамическими силами, возникающими в масляной пленке (масляном клине) опорных подшипников ТА. Вал (ротор) теряет устойчивость на масляной пленке. Эта вибрация не связана с механической неустойчивостью ротора. Она зависит, в основном, от динамических характеристик масляного слоя, определяющих его упругие и демпфирующие свойства, а также от расположения оси вала ротора относительно расточки вкладыша. Возникает самовозбуждение колебаний (автоколебания или масляное биение) с частотой, близкой к половине частоты вращения вала. Опыт эксплуатации и данные экспериментальных исследований свидетельствует, что возбуждение низкочастотных колебаний зависит, в основном, от температуры масла, окружной скорости шейки вала и удельного давления на подшипник. Уменьшение удельного давления на подшипник, увеличение вязкости масла, при снижении его температуры, и увеличение окружной скорости шейки вала могут привести к возникновению и развитию низкочастотной («масляной») вибрации (более подробно см. учеб. пособие) [21].

Уменьшение удельного давления на подшипник в процессе эксплуатации может быть вызвано следующими факторами:

• износом баббита нижней половины вкладыша и увеличением, вследствие этого, площади опоры вала;

• уменьшением нагрузки от ротора на подшипник из-за неправильной центровки валопровода, дефектов соединительных муфт, неправильного теплового расширения цилиндров или осадки элементов фундамента (более подробно см. [21]).

17. Вибрация опор подшипников ТА измеряется в процессе эксплуатации штатными приборами (см. п. 15.1 и [21]). Контрольными приборами вибрация должна измеряться:

а) не реже чем 1 раз в 3 месяца;

б) перед выводом ТГ в капитальный ремонт и после него;

в) при заметном повышении вибрации подшипников.

18. Лопаточный аппарат турбины рассчитан для длительной работы при отклонении частоты вращения роторов от 1470…1515 об/мин (49,0…50,5 Гц). В аварийных условиях допускается работа турбины при следующих значениях частоты энергосистемы (отклонениях частоты вращения валопроводов от номинальной) [24]:

• от 50,5 до 51 Гц – один раз продолжительностью не более 3 мин (суммарно – до 17 мин в год);

• от 49 до 48 Гц – один раз продолжительностью – не более 5 мин (суммарно – до 25 мин в год);

• от 48 до 47 Гц – один раз продолжительностью – не более 1 мин (суммарно – 6 мин в год);

• от 47 до 46 Гц – один раз продолжительностью – не более 10 с (суммарно - не более 1 мин в год).

Отклонения частоты вращения от номинальной частоты опасны приближением к критическим (резонансным) частотам колебаний роторов турбоагрегата, при которых, как отмечалось ранее (см. п. 15.1), резко возрастают амплитуды колебаний. Многократные отклонения частоты вращения ТА от номинальной являются одной из основных причин появления трещин и поломки рабочих лопаток (см. учеб. пособие [15, 19]).

19. Допустимое количество пусков турбины составляет всего 1500 за 30 лет, в том числе [24, 81]:

• из холодного состояния – 300;

• горячего и неостывшего – 1200.

В год допускается не более 50 пусков из любого состояния.

20. При всех остановах турбины должна проверяться длительность выбега роторов. При уменьшении длительности, при номинальном давлении в конденсаторах и температуре масла перед подшипниками, должны быть выявлены и устранены причины ее отклонения (см.п. 15.6).

21. Повторный пуск ТА в случае останова, связанного с разрывом предохранительных атмосферных диафрагм ЦНД и работой с выхлопом в атмосферу, разрешается только после остывания выхлопных патрубков и конденсаторов до 45 ^оС, осмотра лопаток последних ступеней и устранения замечаний.