15.9. Основные особенности эксплуатации главных турбин проектов к-1000-60/1500-1, к-1000-60/3000 и к-220-44

В предыдущих главах, на основе анализа конструктивных и схемных особенностей основных систем ПТУ с турбинами К-1000-60/1500-1, К-1000-60/3000 и К-220-44, в отличие от систем ПТУ с турбинами К-1000-60/1500-2,2М, кратко рассмотрены наиболее характерные особенности эксплуатации этих систем (см. гл. 2, 4 - 14).

В параграфе 15.9 кратко рассмотрим наиболее характерные особенности эксплуатации главных турбин и турбоустановок в целом, отличных от условно «базовой» турбоустановки проекта К-1000-60/1500-2,2М, вопросы эксплуатации которой изложены в предыдущих параграфах этой главы.

Наиболее характерными конструктивными отличиями турбины К-1000-60/1500-1 ЮУ АЭС является разделение части низкого давления на ЦСД и ЦНД, а также использование бокового расположения конденсаторов (по два корпуса конденсатора на каждый ЦНД см. п. 2.2 и рис. 2.3 и 2.4). Это вызвало и существенные схемные изменения турбоустановки, усложнило конденсационно-вакуумную систему, ее трассировку, состав арматуры и приборов контроля по пару, ПВС и конденсату. Однако, эти изменения не вызывали существенных особенностей в вопросах эксплуатации (содержании и последовательности основных технологических операций), при пуске, останове и работе с нагрузкой главной турбины и ПТУ в целом. Следует также отметить, что АСРЗ турбины К-1000-60/1500-1 ЮУ АЭС не прошли модернизации с установкой МТР (см. гл. 14 п. 14.2), как это сделано на ЭБ ЗАЭС с турбинами К-1000-60/1500-2.2М. Поэтому управление турбиной К-1000-60/1500-1 может осуществляться в режиме «ЭГСР» АСРЗ, под управлением АПК (аппаратно-программного комплекса) – основной вариант, и только в одном режиме - «ГСР» под управлением МУТ и регулятора скорости (см. п. 14.11) - аварийный вариант.

Наиболее характерные конструктивные и схемные отличия систем и самой ГТ проекта К-1000-60/3000 рассмотрены в главах 2, 4 - 14. Анализ этих отличий позволяет отметить следующие наиболее характерные особенности эксплуатации этих турбоустановок.

Большая частота вращения, вызывающая значительно большие напряжения во вращающихся элементах главной турбины (рабочих лопатках, роторах, дисках), потребовала введение эшелонированной защиты турбины от повышения частоты вращения выше допустимых значений (см. гл. 14 п. 14.11).

Критические частоты вращения роторов ТА имеют следующие значения, об/мин [26]:

• роторов ЦНД: 600, 1350…1450, 1600…1750, 2750…2850;

• ротор ЦВД: 800, 1600…1700, 2700…2800, > 3000;

• ротор ЭГ: 700…800, 850…950, 1700…1800, 2100…2200, > 3000.

Поэтому выдержка оборотов для выравнивания температур деталей, во время разворота, принята при частоте вращения роторов, равной 1000 об/мин, которая наиболее удалена от критических (резонансных) частот вращения.

Для турбин К-1000-60/3000 холодным считается состояние, при котором начальная температура металла фланца ЦВД в районе паровпуска , неостывшим – при , горячим – при .

Графики пуска турбины К-1000-60/3000 для различных начальных температурных состояний представлены на рис. 15.9 а, б, в [26,27], где N_э – электрическая мощность на клеммах ЭГ, МВт; Т_пп – температура пара за СПП, ⁰С; Р_{за ГПЗ} – давление пара за ГПЗ, кгс/см²; n – частота вращения роторов ТА, об/мин; - время, мин (ч).

Тепломеханические параметры, контролируемые в процессе эксплуатации турбины К-1000-60/3000, а также технологические защиты, блокировки и сигнализации примерно идентичны представленным в настоящей главе для турбин К-1000-60/1500-2,2М.

Р ис. 15.9,а. График пуска турбины К-1000-60/3000 из холодного состояния

Рис. 15.9,б. График пуска турбины К-1000-60/3000 из неостывшего состояния

Рис. 15.9,в. График пуска турбины К-1000-60/3000 из горячего состояния

Следует отметить, что при срабатывании защит со срывом вакуума по: превышению сдвига ротора в сторону генератора более 1,2 мм, в сторону регулятора более 2 мм; понижению давления масла в маслосистеме подшипников смазки на уровне оси турбины до 0,3 кгс/см²; превышению вертикальных или поперечных составляющих виброскорости двух соседних подшипников до 8,5 мм/с и понижению уровня масла в демпферных баках маслосистемы УВГ ниже второго предела, срыв вакуума в конденсаторах производится только после снижения частоты вращения роторов ТА до 2500…2800 об/мин [26, 27]. Это объясняется, тем что в момент срыва вакуума в конденсаторе давление и плотность пара в выхлопных патрубках и последних ступенях ЦНД резко повышается. При этом резко возрастают напряжения изгиба последних ступеней ЦНД.

Суммарные напряжения могут превысить допустимые значения, что может вызвать поломку лопаток и серьезную аварию турбины. При снижении частоты вращения роторов ТА до 2500…2800 об/мин напряжения растяжения от действия центробежных сил собственной массы лопатки значительно снижаются и, согласно расчетам, обеспечивают их прочность при срыве вакуума.

Примечание. На трубоагрегатах ХАЭС срыв вакуума производится при уменьшении частоты вращения до 2800 об/мин [28], на турбоагрегатах ЮУ АЭС – до 2500 об/мин [26].

К наиболее существенным конструктивным и схемным отличиям турбоустановки К-220-44 можно отнести следующие:

• однопоточный ЦВД;

• одна ступень конденсатных насосов (КЭН-1) повышенного напора, позволяющих обеспечить подачу основного конденсата в деаэратор через все элементы конденсатной системы;

• АСРЗ ТА К-220-44 по своим возможностям близка к ГСР ТА К-1000-60/1500-1.

Эти особенности заставляют повысить внимание к работе упорного подшипника и устройству разгрузки осевых усилий в ЦВД, а также к работе КЭН-1 и системы автоматического регулирования и защиты турбоустановки.

На основе вышеизложенного, по вопросам эксплуатации в этой и предыдущих главах можно сделать следующие выводы:

• общее содержание и последовательность основных технологических операций при эксплуатации турбоустановок двухконтурных энергоблоков Украины при различных режимах их работы идентичны;

• отличия касаются величин отдельных тепломеханических параметров главных турбин и оборудования систем ПТУ, значения которых необходимо выдерживать на различных режимах, а также количества и мест установки запорной и регулирующей арматуры, что обуславливает особенности ее переключений при изменении режимов работы турбоустановок.