книги из ГПНТБ / Казанский, В. Н. Системы смазки паровых турбин

объема с атмосферой. При испытаниях подшипников Па стенде было обнаружено, что при неудовлетворительной работе воздушника происходит прекращение истечения масла из бачка во время имитации аварийного выбега и как результат резкое повышение температуры бабби­ та. Из-за неисправности в работе воздушников происхо­

Рис. 2-6. Результаты испытаний подшипников турбины мощностью 300 МВт без подачи масла от насосов [Л. 34].

U—ti — температура баббита вкладышей опорных подшипников Ms 1—7; t п — температура баббита верхней колодки упорного подшипника (сторона генера­

100

Емкости аварийных бачков и продолжительность их опорожнения через дозировочные трубки должны быть тщательно рассчитаны. Методика расчета содержится в [Л. 17, 34]. Экспериментально установлено, что необ­ ходимые емкости бачков возрастают на 60—80%1 при выбеге ротора турбины без срыва вакуума (продолжи­ тельность выбега ротора турбины К-300-240 увеличива­ ется с 15—20 мин со срывом вакуума до 30—35 мин без срыва его). Подшипники турбомашин допускают безава­ рийную работу при подаче ограниченной смазки из ава­ рийных бачков во время непродолжительного моторного режима генератора и последующего аварийного выбега ротора турбины. Длительность моторного режима опре­ деляется конкретным типом подшипника, схемой органи­ зации слива отработанного масла, нагрузкой на подшип­ ники и другими факторами.

Надо всегда стремиться к установке над подшипни­ ками аварийных бачков оптимальной емкости. Если же учитывать одновременно и длительный моторный ре­ жим генератора, и задержку со срывом вакуума в кон­ денсаторе, то емкости окажутся настолько неоправданно завышенными, что бачки уже не смогут разместиться под крышками подшипников, неразумно возрастет по­ жарная опасность, и хорошее по замыслу мероприятие будет дискредитировано.

На рис. 2-6 приведены результаты испытаний под­ шипников турбины мощностью 300 МВт без подачи мас­ ла от насосов.

Для резервирования насосов системы уплотнения ге­ нератора применяются аналогичные аварийные емкости, часто называемые «демпферными бачками» (Л. 43].

2-3. МАСЛОПРОВОДЫ

При монтаже маслопроводов предъявляются высокие требования к чистоте их внутренней поверхности и к плотности фланцевых и сварных соединений (Л. ПО, 1171, Все внешние маслопроводы изго­ тавливаются из труб повышенной прочности (ГОСТ 9567-60) и укомп­ лектовываются только стальной арматурой. Для сливных маслопро­

101

Параллельность уплотняющих поверхностей фланцев должна про­ веряться пластинчатым щупом; отклонение не должно превышать 0,2—0,3 мм. Нередко применяется и такой способ: после насадки и приварки фланца к трубе патрубок закрепляется на токарном станке, и производится проточка зеркала фланца. Затем патрубок монтируется на маслопроводе.

Затяжку крепежа следует производить гаечным ключом с дина­ мометрическим устройством.

Соединительные части маслопроводов (тройники, переходы и др.) должны быть коваными или точеными (сталь Ст. 3, сталь 20, сталь 25). Запрещается применение литых тройников и переходов.

Соединения с помощью накидных гаек или муфт тщательно проверяются па плотность. Подсоединение этих узлов к картерам подшипников обычно разрабатывается на турбостроительных заво­ дах. В случае недостаточной надежности подобных соединений их следует заменить фланцевыми. Игольчатые вентили, дроссели и другие устройства для изменения расхода масла оборудуются огра­ ничителями предельного открытия.

Трасса маслопроводов должна иметь достаточную самокомпенсацию и, как правило, не должна содержать линзовых компенсато­ ров. Все маслопроводы монтируются с уклоном в сторону масло­ бака. Они должны быть доступны для осмотра, дефектоскопии, нане­ сения изоляции, ремонта. Опоры и подвески маслопроводов должны обеспечивать возможность вырезки арматуры и разъема фланцев без дополнительного закрепления участков трубопроводов. Опоры, подвески, сварные стыки не должны заслоняться элемента­ ми другого оборудования и строительными конструкциями. Систему маслопроводов следует приспособить к очистке ее без разборки путем прокачивания моющей жидкости.

Все горячие поверхности, расположенные вблизи маслопроводов, должны тщательно изолироваться. Изоляция опасных участков оклеивается стеклотканью, раствором жидкого стекла и ошивается листовой сталью (или алюминием) для предохранения изоляции от пропитывания маслом. Внешние напорные маслопроводы, находя­ щиеся в зоне горячих поверхностей, заключаются в плотный защит­

в сборную трубу диаметром не менее 75 мм, соединенную с ем­ костью для аварийного слива масла. Арматура и фланцевые соеди­ нения вне короба, находящиеся вблизи горячих поверхностей, заклю­ чаются в кожухи специальными отбойными щитками со сливом масла из кожухов в безопасное место.

Фланцы для напорных маслопроводов системы регулирования собираются на прокладках из электрокартона (прессшпана) толщи­ ной 0,15—0,3 мм, для напорных маслопроводов системы смазки — из электрокартона толщиной 0,5—0,7 мм, а для сливных маслопрово­ дов — толщиной 1 — 1,5 мм. Прокладки перед установкой смазыва­ ются с обеих сторон тонким слоем бакелитового лака. Замена про­ кладочного материала без разрешения заводов — изготовителей турбин не разрешается.

Во фланцевых соединениях маслопроводов, присоединенных к корпусам заднего подшипника генератора, возбудителя и к кор­ пусам уплотнения вала генератора, устанавливаются дополнительно изоляционные (хлорвиниловые, текстолитовые, фибровые) прокладки, а на болты надеваются аналогичные же втулки. При установке про­

102

кладок следует обязательно убедиться в том, что они не закрывают сечения трубы.

При монтаже сначала изготовляют маслопроводы, а потом производят контрольную сборку, во время которой подгоняют монтажные стыки, подгоняют и шабрят места присоединения к под­ шипникам и блокам регулирования. Производят электроприхватку фланцев, вварку штуцеров для КИП, устанавливают опоры и под­ вески, проверяют, выдержаны ли требуемые уклоны и нет ли воз­ душных мешков. Затем разбирают фланцевые соединения, привари­ вают фланцы, шабрят уплотнительные поверхности фланцев и очи­ щают внутреннюю поверхность труб от окалины, ржавчины, пригоревшего во время гибки песка и сварочного грата. Перед разборкой маслопроводов смежные детали следует пометить клей­ мом.

После газовой сварки поверхность труб около стыка покрыва­ ется трудноудаляемой окалиной, а при ручной электродуговой свар­ ке не обеспечивается полный провар корня шва и может образо­ ваться грат. Для маслопроводов это недопустимо, тем более что зачистка поверхности сварных стыков изнутри маслопроводов, поскольку они имеют небольшой диаметр, очень неудобна и трудо­ емка. Поэтому для сварки корня шва на маслопроводах должна при­ меняться, как правило, ручная аргонодуговая сварка, обеспечивающая необходимое качество швов без подкладных колец, без грата, с хорошим формированием обратного валика и достаточно чистой внутренней поверхностью труб. В виде исключения можно произво­ дить электродуговую сварку маслопроводов, но ее должны выпол­ нять дипломированные сварщики, руководствуясь инструкцией по ручной электродуговой сварке труб из углеродистых и низколеги­ рованных сталей, выпущенной Оргэнергостроем в 1967 г.

Качество сборки стыков должно отвечать правилам Госгортех­ надзора и МВН 256-63. Стыки для сварки в среде аргона должны иметь притупление 1±0,5 мм, а угол скоса кромок должен быть равен 35°. Внутренние диаметры стыкуемых труб не должны отли­ чаться более чем на 2 мм, а смещение кромок не должно превы­ шать 1 мм. Зазор между кромками должен составлять 1,5+0,5 мм. Качество монтажных сварных соединений следует проверять мето­ дами ультразвуковой дефектоскопии; па заводские сварные соедине­ ния должна быть документация, представленная заводами —изго­ товителями трубопроводов. Приемка маслопроводов после монтажа должна производиться в соответствии с требованиями СНиП Ш-Г 10.4-67 и установочных чертежей.

Очистку маслопроводов выполняют разными способами: меха­ ническим (с помощью ершей) и химическим; применение песка не допускается санитарными правилами. Очистка металлическими ерша­ ми вручную является очень трудоемкой операцией и не всегда обес­ печивает требуемую чистоту поверхности труб. Применение ершей, имеющих привод от электродвигателя через гибкий вал, недопусти­ мо для маслопроводов диаметром менее 80 мм и длинных труб, осо­ бенно с изгибами малого радиуса. И главное, механически очищен­ ная поверхность трубы не предохраняется от повторной коррозии.

В связи с перечисленными недостатками механической очистки маслопроводов наиболее целесообразным способом является химичес­ кая очистка с применением соляной, серной, лимонной или ортофосфорнон кислот [Л. 44, 117, 179]. При использовании ортофосфорной кислоты очищаемые маслопроводы заполняются раствором 10—

103

15%-ной концентрации и выдерживаются в течение 10— 15 ч. Затем раствор кислоты вытесняется сжатым воздухом, а окончательное просушивание маслопроводов производится горячим (70—90 °С) воздухом. Внутренняя поверхность труб очищается от ржавчины., окалины и грязи. Кроме того, на стенках создается защитная пленка, предохраняющая трубы от повторной коррозии. Поэтому после применения ортофосфорной кислоты никакой дополнительной обра­ ботки трубопроводов пассивирующими растворами не требуется. Образовавшаяся защитная пленка является стойкой лишь в сухом масле. При увлажнении масла эта пленка может отстать от по­ верхности и смыться потоком.

Грат и шлак, образующиеся в сварных стыках, ортофосфорной кислотой не растворяются, и их приходится удалять механически.

После промывки маслопроводы подвергают гидравлическому испытанию давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза.

Маслопроводы или поверхность их изоляции окрашиваются по всей длине в желтый или оранжевый цвет.. При покрытии поверх­ ности изоляции металлической обшивкой окраска последней не про­ изводится; на ее поверхности или на специальной табличке, при­ крепленной к маслопроводу, наносится печатная буква М черной краской.

2-4. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Большое масляное хозяйство паровых турбин таит в се­ бе значительную потенциальную опасность возникнове­ ния пожара. Современные мощные турбины работают при температуре свежего пара, значительно превышаю­ щей температуру самовоспламенения обычно применяе­ мых нефтяных масел. Поэтому на электростанции всег­ да существует угроза пожара при соприкосновении мас­ ла с элементами, имеющими температуру выше темпера­ туры самовоспламенения масла (370—380 °С). О том, что эта угроза реальна, свидетельствуют случаи пожа­ ров (хотя и не частые), которые были раньше и до сего времени случаются на электростанциях [Л. 16, 17, 90, 108, 114].

Возможности масляных пожаров возрастают в свя­ зи с тенденцией к повышению давления в системах ре­ гулирования турбин, что увеличивает вероятность раз­ рыва маслопроводов и выброса масла на горячие по­ верхности. На электростанциях неоднократно нарушалась плотность маслопроводов высокого давления (разрыв по некачественному сварочному шву, раскрытие фланцев, поломки импульсных линий к манометрам, появление трещин в трубах и тройниках) вследствие сильных гид­ роударов и интенсивной вибрации маслопроводов при

104

неустойчивой работе регулирования, качаниях нагрузки, например, при включении регуляторов отборов (на теп­ лофикационных турбинах). Резко реагируют на возму­ щения в масляной системе редукционные клапаны пру­ жинного типа без демпфирующих устройств, увели­ чивая пульсацию давления масла и вызывая усталост­ ные разрушения маслопроводов.

Пожары происходят и при пониженном давлении масла в системе смазки. Известны случаи обрыва трубо­ проводов, подводящих масло к гидромуфте, главному масляному насосу, уплотнениям вала генератора.

Иногда пожары возникают из-за нарушения правил технической эксплуатации и техники безопасности, за­ прещающих производство работ на действующем обору­ довании и на трубопроводах, находящихся под давле­ нием. При работающем масляном насосе разрешаются лишь замена манометров и наладка системы регулиро­ вания по специальной программе, утвержденной глав­ ным инженером электростанции [Л. НО]. Все дефекты масляной арматуры следует устранять своевременно на остановленной турбине. Известны случаи, когда при по­ пытке устранить незначительную течь масла из пробко­ вого краника или дренажного вентиля последние были сломаны по резьбе и высоконапорное масло (12-105 Па) попало на непокрытые изоляцией поверхности горячих труб и воспламенилось. Повышение температуры при возгорании масла привело к расстройству фланцевых соединений маслопроводов, выгоранию прокладок на на­ порных и сливных маслопроводах и, таким образом, к дополнительному поступлению масла к очагу пожара. Развитию пожара способствовало воспламенение конт­ рольных и силовых кабелей, а также асбестовых изоля­ ционных плит, пропитанных маслом.

Пожары масляной системы возникают из-за взрыва водородной смеси, попавшей в зону искрообразования, например, при задеваниях в уплотнениях генератора или движении ползунка по реостатному датчику уровня мас­ ла в баке. Существующими инструкциями Минэнерго

СССР установка электрических контактов и реле сигна­ лизации внутри масляных баков запрещена [Л. 110].

При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы и невозможностью немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами, турбина аварийно останавливается автоматом безопасности со

105

срывом вакуума при отключенном резервном й аварий­ ном маслонасосах. Уплотнения вала генератора снаб­ жаются маслом вплоть до полного вытеснения водорода из системы. В исключительных случаях для локализа­ ции пожара производится аварийный слив масла из ба­ ка. Перед этой операцией необходимо вытеснить водо­ род из генератора, а в схемах маслоснабжения с демп­ ферными баками— дождаться полного опорожнения их через уплотнения (Л. ПО].

Аварийный слив масла производится в специальные емкости, позволяющие опорожнить наибольшую по объ­ ему маслосистему турбоагрегата электростанции. Тру­ бопровод и арматура аварийного слива устанавливают­ ся вне зоны возможного горения масла. Сечение слив­ ного трубопровода должно обеспечить слив масла из системы в течение 10—15 мин. По нормам, утвержден­ ным Минэнерго СССР, диаметр сливного маслопровода не должен быть более 350 мм [Л. 110].

Всегда следует стремиться к снижению уровня ви­ брации маслопроводов. Для уменьшения пульсации дав­ ления масла из-за наличия воздуха в системе необходи­ мо при пусках турбин в течение 15—20 мин производить прокачку масла при сниженном (до 25—30% от рабо­ чего) давлении. В случае возникновения опасной вибра­ ции, пульсации давления масла и гидравлических уда­ ров, угрожающих плотности маслосистемы, турбина должна быть аварийно остановлена, причины же нару­ шений в работе маслосистемы выявлены и устранены. Необходимо проводить мероприятия по уменьшению со­ держания воздуха в масле (§4-4).

Масляные пожары наносят большой материальный ущерб, выводят из строя блочные и центральные щиты управления, повреждают электродвигатели, уничтожают кабельные связи блока (до 200 км!), повреждают строи­ тельные конструкции машинного зала (колонны, фермы, перекрытия, площадки, лестницы, этажерки), приносят большие убытки, связанные с простоем энергетического оборудования в ремонте и недовыработкой электроэнер­ гии [Л. 144].

Пожары масляной системы протекают настолько бы­ стротечно, что их нельзя ликвидировать лишь примене­ нием средств пожаротушения. Радикально решается про­ блема пожарной безопасности применением огнестойких и негорючих заменителей нефтяного масла как в системе

106

Вода и водяной пар не только негорючи, но являются одновременно и рабочими телами паротурбинной уста­ новки, что должно привести к упрощению энергетиче­ ского блока в целом, упрощению схемы питания системы регулирования рабочей жидкостью; вода и пар очень удобны в эксплуатации, дешевы, не требуют специально­ го наблюдения за утечками, восполняющимися незави­ симо от нужд системы регулирования и смазки турбины. В настоящее время разработаны и внедрены эффектив­ ные системы водяного регулирования турбин, позволив­ шие существенным образом уменьшить пожароопасность агрегата [Л. 17]. Решаются вопросы и относительно при­ менения пара для регулирования. Однако замена нефтя­ ного масла на воду или пар в системе смазки турбин сопряжена с определенными трудностями. Уже изве­ стны образцы паровых турбин, подшипники которых работают на водяной смазке [Л. 160]. Паровые же подшипники пока не вышли из стадии лабораторного эксперимента. Таким образом, при внедрении воды (или пара) в системе регулирования пока приходится сохра­ нять нефтяное масло в системе смазки, что не может являться радикальным решением вопроса о пожарной безопасности.

Второй путь решения поставленной задачи связан с применением огнестойких синтетических смазочных жидкостей и для регулирования, и для смазки подшип­ ников турбин. С 60-х годов начинается применение огнестойких масел в энергетике Франции и США, про­ изводится проверка работы подшипников, основных узлов системы смазки и элементов регулирования на синтетических жидкостях. К настоящему времени уже накоплен большой положительный опыт применения таких огнестойких заменителей нефтяного масла [Л. 18].

В Советском Союзе первое синтетическое огнестойкое масло (иввиоль-1) было разработано во ВТИ в 1958 г. Оно успешно прош­ ло испытания на турбоагрегате небольшой мощности (17 МВт) в те­ чение 5 000 ч. Однако широкому внедрению этого масла воспрепят­ ствовала его токсичность. Для устранения этого недостатка во ВТИ был создан новый тип масла (иввиоль-2), токсичность которого бы­

107

ла снижена в 7 раз по сравнению с иввнолем-1. Однако стоимость иввиоля-2 значительно (в 20—30 раз) превышала стоимость нефтя­ ного масла, что явилось основным затруднением при использовании

вмощных турбомашинах, где требуется большое количество масла.

В1962 г. во ВТИ было разработано новое огнестойкое масло ивви- оль-3, обладающее весьма малой токсичностью. Температура само­ воспламенения его превысила 720 °С. Испытания нового масла на

склонность к выделению осадка и образованию агрессивных водо­ растворимых кислот) значительно превосходит нефтяное турбинное масло. Системы регулирования и смазки турбоагрегата на иввиоле-3 работали без каких-либо замечаний в течение 12 000 ч и после окон­ чания испытаний не потребовали очистки '[Л. 47]. В настоящее время это масло нашло широкое применение в системах регулирования паровых турбин мощностью 300, 500 и 800 МВт '(ЛМЗ). Наконец, в 1969 г. во ВТИ было разработано нетоксичное огнестойкое масло типа ОМТИ (огнестойкое масло теплотехнического института), кото­ рое успешно эксплуатируется на той же турбине Р-16, на которой испытывалось масло типа иввиоль-3 *.

Стендовые испытания показали (Л. 56, 59], что опорные и упор­ ные подшипники турбины К-800-240-2 ЛМЗ удовлетворительно ра­

нагрузки, воспринимаемые этими подшипниками, при работе на огнестойком масле оказались не ниже, чем при работе на нефтяном масле.

Ииввиоль-3 обладает повышенной динамической вязкостью (на 30% больше, чем у нефтяного масла марки 22) и повышенной плотностью (тоже на 30% больше). Поэтому при одинаковых усло­ виях эксперимента замена нефтяного масла огнестойким приводит к увеличению потерь мощности на трение и повышенному нагреву баббитовой заливки (до 100 °С) верхнего вкладыша опорного под­ шипника с овальной расточкой. Стендовые испытания показали, од­ нако, что существует такая возможность выбора оптимальных зна­ чений удельных нагрузок, расхода и температуры огнестойкого мас­ ла, при реализации которой достигается значительное снижение по­ терь мощности на трение и нормальное состояние баббитовой за­ ливки. Для крупногабаритных подшипников ( 0 435—500 мм) опти­ мальный расход иввиоля-3 оказался приблизительно в 2 раза меньше оптимального расхода нефтяного масла.

Для огнестойкого масла, разработанного ВТИ '(типа иввиоль-3, ОМТИ), характерно возникновение повышенных толщин смазочной пленки. Например, при аварийном выбеге ротора турбины и останов­ ленных масляных насосах, когда масло к подшипникам в ограни­ ченном количестве поступает из индивидуальных бачков через дози­

ные подшипники удовлетворительно работают на иввиоле-3 и ОМТИ

108

Огнестойкие масла ВТИ обладают полирующим действием. Коэффи­ циенты трения покоя и трения скольжения сопряженной пары «стальной вал — баббит» при смазывании огнестойкими маслами оказываются несколько ниже, чем при смазывании нефтяным мас­ лом. Критическая температура, характеризующая термическую стой­ кость огнестойких масел при граничном трении стальных поверхно­ стей, оказалась на 90—Г20 °С выше, чем для масла ТСп-22. Кроме того, огнестойкие масла обладают свойством раньше переходить от граничного трения к полужидкостному, а от последнего — к чисто жидкостному.

Таким образом, экспериментальные исследования показали боль­ шую перспективность применения огнестойких масел ВТИ для смаз­ ки подшипников мощных турбомашин, возможность не только повы­ сить пожарную безопасность, но одновременно и надежность работы подшипниковых узлов.

2-5. МАСЛООХЛАДИТЕЛИ

По конструктивным признакам маслоохладители для паровых турбин можно подразделить на кожухотрубные (гладкотрубные, ребристо-трубные, с турбулизаторами), пластинчатые и специальные (змеевиковые, витые идр.).

Наиболее широко распространены кожухотрубные многоходовые маслоохладители с кольцевыми или сег­ ментными перегородками, обеспечивающими веерное или зигзагообразное течение масла, близкое по харак­ теру к поперечному обтеканию труб в шахматном пучке

(рис. 2-7,а, б).

Наличие технологических зазоров между корпусом и перегородками вызывает холостые перетечки масла и значительно влияет на тепловые и гидродинамические характеристики маслоохладителей. Значительные по ве­ личине протечки масла (20—30%) могут быть вызваны относительно небольшими, на первый взгляд несущест­ венными неплотностями. Например, в маслоохладителе типа МП-37 через зазоры 1 мм (при диаметре корпуса 300 мм) проходит до 33% масла, поступающего в масло­ охладитель [Л. 5]. Между тем на практике указанные зазоры доходили до 7—14 мм [Л. 13]. При наличии про­ течки снижаются доля масла, проходящего через труб­ ный пучок, скорость потока и коэффициент теплопереда­ чи. При параллельном включении маслоохладителей холостые перетечки в одном из них отрицательно сказы­ ваются также и на работе остальных маслоохладителей турбины, так как из-за неплотностей уменьшается коэф­ фициент гидравлического сопротивления маслоохлади­ теля, а это приводит к увеличению расхода через не­ плотный маслоохладитель и к соответствующему, иногда

109