Осевой сдвиг ротора

Вводная часть.

Рассматривается увеличение осевого сдвига ротора турбины до значения (+) 1,2 мм в сторону генератора или до значения (–) 2,0 мм в сторону регулятора.

Увеличение осевого сдвига может быть вызвано:

а) разрушением элементов проточной части турбины;

б) забросом влаги и гидравлическим ударом в проточной части турбины;

в) разрушением упорного подшипника из-за выплавления баббита упорных колодок;

г) нарушением подачи масла в упорный подшипник;

е) отказами в работе СИТ упорного подшипника.

Примечание. Наибольшая вероятность выноса влаги из главных паропроводов в проточную часть турбины и образования ее в проточной части возникает при развороте роторов турбины, работе ТГ на холостом ходу (электрические испытания генератора), при несении нагрузки до 200 МВт. При этом могут быть недостаточно прогреты паропроводы свежего пара, элементы корпуса и ротора турбины, что вызовет интенсивную конденсацию пара.

За исходное состояние принимается работа турбины в режимах:

• пуска – останова;

• холостого хода;

• несения нагрузки (от нагрузки собственных нужд до номинальной нагрузки).

Признаки увеличения осевого сдвига роторов ТГ.

а) Изменение показаний приборов осевого сдвига до уставки срабатывания защиты.

б) Увеличение температуры баббита колодок упорного подшипника от ранее установившейся и температуры масла на сливе из упорного подшипника (по фрагменту РМОТ).

в) Резкое увеличение вибрации подшипников от ранее установившейся (по фрагменту РМОТ).

г) Посторонний шум (задевание) в проточной части турбины (по сообщению МОТО-1).

д) Гидроудар, металлический удар в проточной части турбины (по сообщению МОТО-1).

е) Срабатывание табло сигнализации:

• «Осевой сдвиг ротора» (табло желтого и красного цвета на панели БЩУ);

• «Вибрация ротора высока», «Вибрация подшипников высока» (фрагмент РМОТ);

• «Электромагнит ЗУ-1,2 выбит» (табло на панели БЩУ);

• «Турбина отключена» (табло на панели БЩУ).

Описание переходного процесса.

Вариант №1. Работа турбины в режиме повышения частоты вращения роторов или в режиме холостого хода.

При возникновении признаков увеличения осевого сдвига роторов, отмеченных выше, после толчка турбины, наблюдается:

а) смещение роторов ТГ (в сторону регулятора или в сторону генератора) от значения (–0,4 мм) показаний приборов осевого сдвига перед пуском;

б) рост температуры баббита колодок упорного подшипника со стороны направления смещения роторов до значения 90 ^оС (фрагмент РМОТ), при повышении частоты вращения роторов ТГ более 1200 об/мин.;

в) срабатывание табло сигнализации «Увеличение температуры подшипников» (панель БЩУ);

г) при увеличении осевого сдвига до значения (–) 1,4 мм (сдвиг в сторону регулятора) или (+) 0,6 мм (сдвиг в сторону генератора) срабатывает табло сигнализации «Осевой сдвиг ротора велик»;

д) при увеличении осевого сдвига до значения (–) 2 мм или (+) 1,2 мм по приборам замера осевого сдвига роторов срабатывает табло сигнализации «Осевой сдвиг ротора», «Электромагнит ЗУ-1,2 выбит», «Турбина отключена».

По факту срабатывания защиты непрерывной (жесткой) командой, длительность которой не менее 40 с, производятся операции.

а) выбивание электромагнитов ЗУ-1,2, приводящие к сливу масла из линии защит и закрытию СК, ГСМ РК и ЗПП.

б) закрываются с запретом открытия:

• задвижки и регулирующие клапаны на байпасах ГПЗ;

• задвижка на трубопроводе подачи пара от 3-го отбора в КСН и ее байпас;

• задвижка на трубопроводе подачи пара от СПП к ТПН;

• задвижка на трубопроводе подачи пара из СРК к ПП-2 СПП.

в) Накладывается запрет горячих сбросов в ГК – закрываются с запретом открытия:

• БРУ-К;

• задвижки на трубопроводах дренажа до ГПЗ, ПСВ и сброса воды из БНТ в ГК;

• задвижки на дренажах паропроводов от СРК к ПП-2 СПП в РБ-9 до СРК и из корпусов СРК в РБ-9;

• задвижки на трубопроводах сброса конденсата ТПН в ГК.

г) При подтверждении закрытого положения всех четырех СК ТГ, без выдержки времени отключается ЭГ (КАГ – 24).

д) При подтверждении отключенного состояния ЭГ открываются:

• задвижка на трубопроводе срыва вакуума в ГК;

• электромагнитные вентили срыва вакуума в ГК на 960 с, после чего снимается команда «Открыть», приводящая к их открытию.

После этого отключаются основные и пусковые эжекторы с закрытием и запретом открытия соответствующих задвижек.

е) По факту закрытого положения СК ТГ дополнительно выполняются операции:

• открываются, с запретом закрытия, задвижки на трубопроводе подачи пара из КСН к ТПН;

• приоткрываются БРУ-СН до 15 % УП с подключением их регуляторов к исполнительным механизмам;

• ЭГ отключается от сети ВНВ-750.

После отключения турбины и повышения давления в ГПК до значения – 73 кгс/см², вступает в работу БРУ-А и поддерживает давление в ГПК, равное 70 кгс/см², происходит снижение уровня в Д-7 ата и ГК.

При снижении частоты вращения роторов ТГ до 1000 об/мин включаются в работу система гидроподъема роторов и ВПУ турбоагрегата.

При прекращении подачи пара в турбину и снижении частоты вращения роторов осевой сдвиг роторов может возвратиться к значению предпускового состояния (–) 0,4 мм, температура баббита колодок упорного подшипника стабилизируется в пределах от 45 до 60 ^оС.

Вариант №2. Электрическая нагрузка на ТГ находится в пределах от уровня потребления на собственные нужды до номинальной.

Причинами увеличения осевого сдвига при работе ТГ на мощности могут быть:

а) попадание воды в проточную часть турбины из-за повышения уровня в ПГ № 1 (2, 3, 4) более 620 мм по приборам БЩУ;

б) неисправность дренажной системы главных паропроводов при работе ТГ на мощности менее 200 МВт;

в) дефекты упорного подшипника или лопаточного аппарата турбины, которые сопровождаются повышением вибрации подшипников.

В результате воздействия вышеотмеченных причин резко изменяется осевой сдвиг роторов и срабатывает сигнализация на панелях БЩУ:

• «Осевой сдвиг ротора велик»;

• «Осевой сдвиг ротора»;

• «Электромагнит ЗУ-1 (2) выбит»;

• «Турбина отключена».

Отключение турбины происходит в порядке, описанном для варианта № 1. После закрытия СК ГТ и снижения частоты вращения осевой сдвиг роторов может возвратиться в предпусковое положение (– 0,4 мм), температура баббита колодок упорного подшипника стабилизируется в пределах от 45 до 60 ^оС. Длительность переходного процесса – до 40 мин.

Действия оперативного персонала.

а) Убедиться в факте увеличения осевого сдвига (ОС) роторов по приборам измерения ОС.

б) Уведомить громко и четко персонал БЩУ об увеличении ОС (срабатывании защиты ОС).

в) НСБ (ВИУБ) дает команды.

1. ВИУР – разгрузить РУ постоянным воздействием на ключ управления ПЗ-1 до закрытия БРУ-А (1…3 %N_ном).

2. ВИУТ – проконтролировать:

• отключение турбины, описанное выше, полноту автоматических операций по переключению арматуры и механизмов;

• расходы питательной воды (конденсата) и уровни в ПГ, Д-7ата и ГК;

• открытие (открыть) дренажей паропроводов, дать команду МОТО-1 проконтролировать работу дренажей;

• работу основного и пускового РУД, работу регуляторов производительности ТПН, регуляторов уровня в ПГ № 1, 2, 3, 4, работу регуляторов уровня в Д-7ата в автоматическом режиме;

• при работе по безнасосной схеме слива конденсата и централизованном отсосе воздуха из конденсаторов ТПН-1 (2), проконтролировать автоматический переход (перевести) на автономный (насосный) режим слива конденсата ТПН;

• дать команду МОТО-1 прослушать турбину при снижении частоты вращения роторов;

• открыть задвижки БРУ-СН, степенью открытия отрегулировать давление в ГПК в пределах от 60 до 62 кгс/см², при этом контролировать давление в КСН, не допуская срабатывания предохранительных клапанов КСН;

• открыть клапаны на трубопроводе подпитки конденсатора ХОВ;

• закрыть задвижки на трубопроводе подачи пара на концевые уплотнения ГТ;

• после включения в работу насоса системы гидроподъема ротора нагрузить его;

• отключить масляные насосы системы смазки подшипников.

По окончанию переходного процесса проконтролировать стабилизацию параметров турбоустановки, температуру подшипников, отсутствие задеваний в проточной части турбины, работу ВПУ.

При обнаружении задеваний в проточной части и отключении ВПУ токовой защитой, привлечь персонал ЭРП для проворачивания роторов ТГ приспособлениями, применяемыми при ремонте.

После устранения причин увеличения осевого сдвига, по команде НСС, производится пуск турбины в соответствии с требованиями ИЭ.

По аналогичной схеме в противоаварийных инструкциях рассматриваются все наиболее вероятные нештатные (аварийные) ситуации при работе турбоустановок ЭБ АЭС. Твердые знания и неукоснительное выполнение положений этих инструкций одно из основных условий обеспечения надежности турбоустановок АЭС.