Balakovskaya - Системы ТО

41

заказаны блоки паропроводов. В очередной ППР с перегрузко й топлива была произведена реконструкция в пом. А-820. Виброизмерения после пуска энергоблока показали, что амп литуда вибрации главных паропроводов стала менее 0,25 мм.

Заброс влаги из главных паропроводов в турбину при пуске

Ротор высокого давления турбин К-1000-60/1500-1(2) обладает высокой динамической чувствительностью к внешним возму щениям со стороны паровпуска. Его повышенную восприимчивость к з абросам влаги обуславливают конструктивные особенности.

У сварнокованого ротора высокого давления турбин К-1000-60/1500- 1(2) ХТГЗ диаметр барабана в 1,5 раза, общая длина в 1,2 раза, диаметр первых лабиринтовых уплотнений в 2 раза больше, че м у цельнокованого ротора высокого давления турбин К-1000-60/3000 ЛМЗ.

Прогрев паропроводов подвода пара к турбине сопровождае тся образованием большого количества конденсата. Помимо относительно небольшого количества влаги (0,1-0,5%), поступающ ей с паром из парогенератора, в процессе его дросселирования в паропроводах может дополнительно образовываться до 1% конденсата. При определенных условиях в отдельных участк ах главных паропроводов может накапливаться конденсат с последующим его выбросом.

Места скопления конденсата в главных паропроводах в ходе разогрева:

участки основных магистралей Ду 600 перед местными сужениями (БЗОКи при закрытых байпасах, обратные клапаны за БЗОК, полуколлекторы Ду 500 перемычек БРУ-К и БРУ-СН; ГПЗ); нижние зоны основных магистралей, где конденсат не успева ет

дренироваться через постоянно действующие дренажи; корпусы и входные патрубки Ду 300 закрытых БРУ-СН; локальные контруклоны части горизонтальных участков за вертикальными. (Они практически неизбежны при сегодняшних допусках на изготовление гнутых отводов и недостаточном внимании монтажных организаций к точност и выдерживания проектных уклонов).

При номинальном режиме работы блока скорость пара в основ ных магистралях (~ 50 м/с) в 10-20 раз превышает расчетную скорость начала срыва водяной пленки, что обеспечивает захват паро м и удаление конденсата даже при отсутствии дренирования. Да нные экспериментального контроля на блоках N 1 ЮУ АЭС и ЗАЭС подтверждают это. В этом случае проектные постоянно дейст вующие дренажи с ограничительными шайбами ф5 выполняют вспомогательные функции, и, возможно, могут быть полность ю отключены.

Для предотвращения попадания влаги на ротор ЦВД из главны х паропроводов в процессе пуска турбины стало необходимым выполнение таких мероприятий:

устранение контруклонов на трубопроводах свежего пара регулировкой опор, осуществление контроля за состоянием опорно-подвесной системы паропроводов; обеспечение проходимости дренажей главных паропроводов , определение их работоспособности;

соблюдение мероприятий режимного характера, а именно: -предварительно продувать основные магистрали через дренажи до и после ГПЗ и перемычек через БРУ-К или БРУ-СН не менее 30 минут; -разворот турбины производить при тепловой нагрузке ЯППУ не менее 30% (для обеспечения выноса возможных скоплений конденсата) и закрытых БЗОК неработающих петель;

42

-в ходе разворота турбины не включать ГЦН и не открывать БЗОК; -отключать турбину закрытием СРК при

отключении любого ГЦН во время разворота турбины.

Но даже соблюдение этих мер не гарантирует исключение опа сных для турбин режимов, связанных с попаданием влаги в проточ ную часть. В сентябре 1994 года при пусках турбоагрегатов К-1000-60/ 1500-1(2) энергоблоков 1 Калининской АЭС и N 3 Балаковской АЭС снова произошел заброс влаги в ЦВД с последующим прогибом РВД и ревизией подшипников.

20.09.94 в 17 часов 47 минут при пуске из горячего состояния ТГ N 3 Бал.АЭС был остановлен через 12 минут после включения в сеть из-за внезапного роста вибрации подшипников 1,2,3 до 5-8 мм/сек. На выбеге был зафиксирован рост температуры баббита подшип ника N 2 до 98 î Ñ.

После останова ротора при работе на ВПУ отмечен эксцентри ситет ротора ВД по штатному прибору более 0,4 мм при нормативном 0,05 мм. Через 10 часов работы на ВПУ прогиб ротора устранился, эксцентриситет ротора составил 0,015 мм.

Обследование состояния и проверка на проходимость дрена жных трубопроводов ЦВД подтвердили их работоспособность.

Была выполнена ревизия подшипников N 2, 3. При вскрытии подшипника N 2 был обнаружен незначительный наклеп баббит а вкладышей подшипника из-за вибрации и натяг баббита на ни жней половине подшипника из-за нарушения условия смазки, связа нного с расцентровкой роторов высокого и низкого давления (РВД-Р НД1). Расцентровка роторов из-за деформации фундамента с момен та последнего ремонта в 1993 г. составила 0,75 мм по радиусу и 0,2 мм по торцу муфты.

Проведенное расследование причиной резкого повышения в ибрации подшипников назвало:

1.Нарушение условий смазки подшипников N 2, 3 из-за расцентровок.

2.Скопление влаги в перепускных трубах ЦВД и

последующий вынос ее в проточную часть при нагружении турбины в условиях повышенной расцентровки роторов.

В отчете об этом нарушении отмечались недостаточная эффективность системы дренирования и прогрева паропров одов и перепускных труб турбоустановки и недостаток контроля р ежимов дренирования и прогрева при пуске турбины по температуре металла паропроводов свежего пара, СРК, перепускных пароп роводов и паровпуска ЦВД.

В целях предотвращения впредь захолаживания ЦВД при пуск е турбины были выполнены следующие мероприятия:

1.Заменен штуцер подключения коллектора дренажей перепускных труб ЦВД в 1 отбор на Ду 50.

2.На дренажных трубопроводах определены и освобождены от теплоизоляции участки, предназначенные для контроля

работоспособности на ощупь по месту.

3.Разработана и выдана на рабочие места «Технологическая карта контроля состояния дренажей турбины перед пуском» .

4.Введен порядок выполнения операций с дренажами по бланку переключений.

5.Разработано и реализовано на всех энергоблоках Балаковской АЭС техническое решение «О реконструкции дренажей паропроводов свежего пара турбоустановки Ê-1000-

60/1500-2».

43

Реконструкция

дренажей паропроводов свежего пара

Накопителем конденсата в схеме подачи пара на турбину явл яется участок паропроводов за ГПЗ длиной 18 м, в конце которого им еется подъемный участок к СРК - 3 м. Стендовые исследования, проведенные Всероссийским теплотехническим институтом , подтвердили возможность и показали механизм накопления влаги на участке паропроводов за ГПЗ.

При существенном увеличении расхода пара - во время повыш ения частоты вращения турбины до холостого хода или взятия нач альной нагрузки, скопившийся конденсат выбрасывается в проточн ую часть турбины.

В ходе реконструкции схемы дренажей паропроводов свежег о пара: 1. Выполнено раздельное дренирование трубопроводов после СРК 1, 2 и СРК 3, 4 с увеличением диаметра общих дренажных трубопроводов до Ду 50.

2. Смонтированы дополнительные дренажи Ду 32 перед СРК с установкой штуцеров на горизонтальных участках и подключением дренажных трубопроводов к существовавшему коллектору Ду 80 продувок свежего пара в расширительный бак.

3. Смонтированы штуцеры, запорные вентили и установлены по месту показывающие манометры со шкалой до 100 кгс/см 2 на участке между арматурой и дроссельной шайбой на трубопроводах дренажей и продувок свежего пара - после RT10S02, SH24S12 для контроля режима дренирования паропроводов.

45

Цели обучения

1.Указать состав системы паропроводов собственных нужд, перечислить потребителей системы RQ.

2.Объяснить работу редукционных установок.

3.Привести конструкцию предохранительного клапана, назва ть его технические характеристики.

4.Изложить принцип действия импульсно-предохранительног о устройства.

5.Указать назначение и состав системы расхолаживания RR.

6.Описать назначение и устройство технологического конде нсатора.

7.Назвать технические характеристики и приемы эксплуатац ии технологического конденсатора.

8.Распознать неисправности технологического конденсато ра.

Объяснить назначение, устройство и эксплуатацию систем паропроводов собственных нужд RQ и расхолаживания RR.

46

Система паропроводов собственных нужд RQ

Назначение, состав

Система паропроводов собственных нужд RQ предназначена дл я снабжения паром потребителей, которыми являются:

два деаэратора; два пиковых бойлера;

уплотнения ЦВД и ЦНД; эжектора турбоагрегата (эжектор уплотнений, три основных

эжектора, три пусковых эжектора, четыре эжектора цирксистемы); два турбопривода питательных насосов;

уплотнения турбоприводов питательных насосов; эжектора турбоприводов питательных насосов (по одному основному эжектору, эжектору уплотнений и пусковому эжектору на каждом турбоприводе); три паро-эжекторные машины;

сепараторы-пароперегреватели (отбор на сушку); в реакторном отделении - ванны дезактивации приводов СУЗ,

деаэратор подпитки первого контура, деаэратор борного регулирования.

Имеются три источника пара коллектора собственных нужд ( КСН) в зависимости от режима работы энергоблока:

пуско-резервная котельная; БРУ-СН; третий отбор турбоагрегата.

В состав системы RQ входят: два БРУ-СН; сепаратор влаги;

редукционная установка РОУ-14/6; редукционная установка РОУ-14/3; десять предохранительных клапанов;

трубопроводы, арматура, средства измерений и автоматики.

БРУ-СН обеспечивают подачу пара в КСН при пуске блока, сбро сах нагрузки, давлении пара в третьем отборе менее 8 кгс/см2, а также отвод пара при расхолаживании блока.

Сепаратор влаги предназначен для сепарации пара при пита нии КСН от третьего отбора. Пар подается к потребителям, а влаг а отводиться в расширитель дренажей машзала. Сепаратор вла ги представляет собой участок трубопровода увеличенного д иаметра (1020 мм), высотой 1500 мм. Сепарация осуществляется за счет расширения потока пара, снижения скорости и изменения направления на 90 градусов.

Редукционные установки РОУ-14/6 и РОУ-14/3 обеспечивают подачу пара к потребителям более низких давлений - соответственн о 6 и 3 кгс/см2.

Редукционные установки.

В схемах энергоблоков для редуцирования давления и сниже ния температуры пара до заданных параметров применяются редукционно-охладительные установки (РОУ). В редукционны х установках (РУ) производится только снижение давления па ра с частичным снижением температуры за счет дросселировани я.

Пар по трубопроводу через запорную задвижку (1) поступает к регулирующему клапану (2), где и происходит редуцирование давления. Установка снабжена автоматическим регуляторо м давления.

Этот регулятор поддерживает заданное давление редуциро ванного пара с точностью ±0,5 кгс/см2. Снижение давления осуществляется в регулирующем клапане с помощью золотника, соединенного с

АЭС нужд собственных паропроводов Схема

ХимВодо- Очистка

47

ÁÐÓ-ÑÍ

энергоблока нужд собственных коллектора Схема

Третий

отбор

турбоагрегата

Предохранительные

клапаны

é

Потребители

реакторного

отделения

Турбоприводы питательных Деаэраторы насосов

è

Сепаратор влаги

Пиковые

бойлеры

ê

Паро-эжекторные машины

Эжекторы

турбоагрегата

Пускорезервная котельная

48

50

6

5

4

2

1

3

1-корпус с приварными седлами

2-крышка с бугелем

3-затвор

4-шпиндель

5-узел сальникового уплотнения шпинделя

6-приводная головка