Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

• 1. ПГУ-800 КИРИШСКОЙ ГРЭС
• 1.1 Общие сведения о ПГУ-800
• 1.2 Устройство и принцип работы ПГУ-800
• 1.3 Турбогенераторы ПГУ. Требования к турбогенераторам
• 2. РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ РАЗДЕЛ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И КПД ТУРБОГЕНЕРАТОРА
• 2.1 Потери холостого хода
• 2.2 Потери короткого замыкания
• 2.3 Потери на возбуждение турбогенератора
• 2.4 Механические потери
• 2.5 Сумма потерь и КПД при номинальной нагрузке
• 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
• 3.1 Общие понятия эксплуатации
• 3.2 Распределение обязанностей по техническому обслуживанию в нормальных режимах
• 3.3 Плановый останов и аварийное отключение турбогенератора
• 3.4 Причины неполадок и вывода в ремонт
• 3.5 Основные причины аварий турбогенераторов
• 3.6 Испытания и проверка параметров турбогенератора
• 3.7 Транспортировка турбогенератора
• 4. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ
• 4.1 Аварийные режимы турбогенератора и применяемая защита
• 4.2 Основные защиты турбогенератора
• 4.3 Схема и принцип действия дифференциальной защиты
• 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
• 5.1 Смета на стоимость основного оборудования для обслуживания турбогенераторов на ПГУ 800 Киришской ГРЭС
• 5.2 Расчет амортизационных отчислений
• 5.3 Расчёт фонда оплаты труда
• 5.4 Смета на обслуживание турбогенераторов на ПГУ 800 Киришской ГРЭС
• 6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЕ ТРУДА
• 6.1 Мероприятия, обеспечивающие взрыва- пожаро безопасность при эксплуатации и ремонте
• 6.2 Мероприятия по обеспечению охраны труда и безопасности работ при эксплуатации турбогенераторов
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК



ВВЕДЕНИЕ

Энергетика России -- отрасль российской экономики. Традиционной, исторически самой значимой отраслью является топливная энергетика. В 20-30-х годах XX векановый толчок энергетическому развитию СССР дало масштабное строительство районных тепловых и гидроэлектростанций в рамках ГОЭЛРО. В пятидесятые годы прошлого столетия прогресс в энергетической области был связан с научными разработками в области атомной энергии и строительством атомных электростанций. В последующиегоды происходило освоение гидропотенциала сибирских рек и ископаемых ресурсов Западной Сибири.

Значение электроэнергетики в экономике России, так же как и её общественной жизни трудно переоценить -- это основа всей современной жизни.

Производство электроэнергии в России всегда находилось на высоком уровне. Однако в периодс 90-х до 1998 годав стране наблюдался стремительный спад производства. Но начиная с 1998 года потребление электроэнергиипостоянно растёт, в частности в 2007 году выработка всеми станциями единой энергосистемы составила 997,3 млрд кВт-ч (1 082 млрд кВт ч в 1990 году), в 2017 году составило 1,091 трлн кВт-ч, что на 0,1% выше уровня 2016 года [10]

На рисунке 1 показан временной график производства электроэнергии в России млрд в кВт?ч



Рисунок 1 - Динамика производства электроэнергии в России в 1992-- 2008 годах, в млрд кВт час

В 2003 году в России был начат процесс реформирования «ЕЭС России». Основными вехами реформирования электроэнергетики стали завершение формирования новых субъектов рынка, переход к новым правилам функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии, принятие решения об ускорении темпов либерализации, размещение на фондовом рынке акций генерирующих компаний. Осуществлена государственная регистрация семи оптовых генерирующих компаний (ОГК) и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК). В отдельную Федеральную сетевую компанию (ФСК ЕЭС), контролируемую государством, выделена основная часть магистральных и распределительных сетей. турбогенератор обслуживание водородное охлаждение

Техническое развитие классической электроэнергетики России связывается введением в энергосистему более эффективных и маневренных парогазовых установок, в том числе и в составе теплоцентралей.

Актуальность темы моего дипломного проекта очевидна.

Основная цель проекта: раскрыть тему эксплуатации турбогенераторов с водородным охлаждением на ПГУ-800 ОГК -2 Киришской ГРЭС.

Для этого следует решить следующие задачи:

? Представить ПГУ-800 ОГК -2 Киришской ГРЭС;

? Описать содержание технической эксплуатации турбогенераторов;

? Провести технический и экономический расчеты заданного планв;

? Решить вопросы охраны труда.



1. ПГУ-800 Киришской ГРЭС

1.1 Общие сведения о ПГУ-800

ПГУ-800 - это парогазовая установка мощностью 800 МВт.ПГУ-800 Киришская ГРЭС - самый мощный парогазовый блок ПГУ-800 на территории РФ.

Проект ПГУ-800, реализованный на Киришской ГРЭС, является уникальным и не имеет аналогов в России. Впервые в истории отечественной электроэнергетики проведена масштабная модернизация (а не новое строительство) существующего энергоблока с значительным увеличением мощности и коэффициента полезного действия. Он был осуществлен за счет модернизации энергоблока №6 введённого в эксплуатацию в 1975 году путем надстройки к существующей паровой турбине мощностью 300 МВт двух самых современных газовых турбин, мощностью по 279 МВт (производства Siemens) с двумя котлами-утилизаторами.

Основные технологические и инновационные решения, реализованные при проектировании, строительстве, монтаже и эксплуатации нового парогазового энергоблока:

? Энергоблок ПГУ-800 построен по схеме «дубль-блок», т.е. включает в себя две газотурбинные установки (Siemens) с котлами-утилизаторами и одну паровую турбину;

? Разработана новая принципиальная тепловая схема для работы двух новых газотурбинных установок, котлов-утилизаторов и существующей паровой турбиной в составе ПГУ;

? На основе разработанной новой схемы ПГУ определены технические требования к основному и вспомогательному оборудованию;

? ОАО «ЭМАльянс» спроектировало и изготовило 2 новых, в тоже время уникальных, котла-утилизатора. Котлы-утилизаторы - трехконтурные, с промежуточным перегревом, с естественной циркуляцией в испарительных поверхностях. Компоновка котлов-утилизаторов - горизонтальная;

? ОАО «Силовые машины» провело модернизацию (проектирование и изготовление) существующей паровой турбины К-300-240 блока №6 на базе парогазовой технологии, не имеющей аналогов в российской энергетике;

? На вспомогательном оборудовании парогазового энергоблока разработаны и внедрены отечественные технологии автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

? В результате реализации проекта ПГУ-800 КПД энергоблока №6 увеличился с 38% до 55%, а УРУТ уменьшился с 324 г/кВтч до 221,5 г/кВтч (при работе на номинальном режиме).

Ввод ПГУ-800 Киришской ГРЭС является самым крупным вводом генерирующего оборудования, работающего единым блоком, за последние 30 лет. При этом он стал самым мощным парогазовым энергоблоком в России. С вводом в эксплуатацию ПГУ-800 общая установленная мощность Киришской ГРЭС возросла до порядка 2,6 ГВт (электрическая).

05.05.2016 завершена средняя инспеция ПГУ-800 Киришской ГРЭС, которая стала пилотной для всех газовых турбин зарубежного производства ОГК-2.

ПГУ-800 Киришской ГРЭС ориентирована на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада.

Сегодня Киришская ГРЭС является крупнейшей тепловой электростанцией Северо-Запада и важнейшим элементом энергосистемы региона.

Главная особенность ПГУ-800 обусловлена изменяющимися в процессе работы турбогенератора и его охлаждения, выдвигаемыми требованиями к обеспечению функционирования, сокращению энергопотребления, а также уменьшению стоимости изготовления, ремонта и эксплуатации, на поддержание надежности работы высокотехнологичного оборудования, сохранения его технико-экономических характеристик.

1.2 Устройство и принцип работы ПГУ-800

Парогазовая установка состоит из паровой турбины К-245-13,3 мощностью 240 МВт, двух самых современных газовых турбин SGT5-4000F - каждая мощностью по 279 МВт (производства Siemens), с двумя новейшими котлами-утилизаторами П-132 (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 -Установка ПГУ -800Киришской ГРЭС

Проектным видом топлива являлся мазут, впоследствии энергетические и водогрейные котлы были переведены на сжигание природного газа. В настоящий момент мазут является резервным и растопочным топливом.

Оборудование Киришской ГРЭС приспособлено к быстрому набору нагрузки в период дефицита мощности в системе, а также к ее быстрому сбросу в периоды системного избытка мощности, что позволяет станции принимать участие в системном регулирования.

На рисунке 1.2 показано принцип работы парогазовой установки.

Рисунок 1.2 -Устройство ПГУ -800Киришской ГРЭС

Рисунок 1.3 -Парогазовый цикл ПГУ

В состав ПГУ 800 входят:

1. Модернизированная турбина 6-го энергоблока,

2. Две газовые турбины,

3. Два котла-утилизатора,

4. 3 турбогенератора.

Газовая турбина и паровая находятся на одном валу. При данной схеме газовая турбина может работать без паровой, а наоборот нет.

Преимущества парогазового цикла заключаются в повышении КПД, который составляет 54%, а не 35% как у обычного паросилового блока.

Высокие показатели достигаются за счет двойного использования энергии сжигаемого газа. Рассмотрим, как это происходит. При горении топлива в топливном блоке образуются раскалённые газы, они приводят в действие газовую турбину. Это первый цикл работы с выдачей 279 МВт мощности с каждой газотурбинной установки, затем отработанные газы используются ещё раз. Они поступают в котёл-утилизатор и нагревают пар, который направляют в силовую модернизированную турбину с выдачей мощности 240 МВт, это второй цикл работы ПГУ.

При такой схеме достигается значительная экономия топлива, повышение КПД, улучшение экологических и технических характеристик технологического цикла производства электроэнергии.

1.3 Турбогенераторы ПГУ. Требования к турбогенераторам

На ПГУ Киришской ГРЭС работают 3 турбогенератора с водородно-водяным охлаждением. В силу высокой ответственности работы ПГУ

(необходимость быстрого набора нагрузки в период дефицита мощности в системе), все машины установки должны отвечать жестким требованиям.

Направление вращения турбогенераторов должно соответствовать турбине и указываться на машине или на ее маркировочной табличке.

Обмотка статора турбогенератора должна иметь не менее шести выводов. Нулевые выводы должны быть снабжены защитными кожухами, обеспечивающими безопасное обслуживание генератора. Линейные выводы должны быть приспособлены для присоединения токопровода.

Турбогенераторы должны выдерживать без повреждения внезапные короткие замыкания любого вида на выводах обмотки статора при номинальной нагрузке и напряжении, равном 1,05 номинального, при условии, что максимальный ток в фазе ограничен внешними средствами и не превосходит максимальный ток в фазе при внезапном трехфазном коротком замыкании в соответствии с ГОСТ 533 и ГОСТ 183.Контроль вибрации опор ротора турбогенератора осуществляется штатной системойвиброконтролявалопровода турбоагрегата, поставляемой турбинным заводом. На крышке подшипников, поставляемых заводом-изготовителем турбогенератора, предусматриваются посадочные места для установки измерительных преобразователей по согласованию с турбинным заводом.

Нормы вибрации сердечника, корпуса, лобовых частей обмотки статора, контактных колец ротора установлены в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов. Турбогенератор должен сохранять работоспособность после кратковременных воздействий внешних механических факторов.

В машине должны быть предусмотрены меры, препятствующие протеканию подшипниковых токов и замыканию их на землю. Изоляция от подшипниковых токов должна контролироваться в процессе работы машины. В качестве уплотняющего масла в уплотнениях вала и смазочного масла в подшипниках должно применяться турбинное масло. В системах маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора с водородным

охлаждением должно предусматриваться кратковременное резервирование

подачи масла при перерывах его поступления и для обеспечения аварийного останова без тяжелых последствий при прекращении поступления масла от источников основного маслоснабжения. Вся установка должно иметь смотровые окна для наблюдения за струей выходящего масла и устройства для установки температурного индикатора. В системах охлаждения и смазки турбогенераторов должны быть предусмотрены автоматические регуляторы температуры охлаждающего газа, дистиллята, масла на подшипнике и уплотнения в допустимом интервале. Около смотровых окон должны быть предусмотрены места для установки светильников. В подшипниках и уплотнениях вала турбогенератора должны быть установлены устройства для дистанционного измерения температуры вкладышей. В подшипниках турбогенераторов мощностью 60 МВт и более должна быть предусмотрена возможность установки устройств для дистанционного измерения вибрации и постоянного контроля изоляции.

Турбогенераторы ТВВ должны иметь возможность присоединения газоанализаторов для контроля за утечкой водорода в картеры подшипников и сливные маслопроводы уплотнений вала (с воздушной стороны), а также патрубков для подачи инертного газа

Сопротивление изоляции обмоток статора турбогенератора относительно корпуса и между обмотками при температуре от плюс 10 °С до плюс 30 °С должно быть не ниже 10 МОм на каждый киловольт номинального напряжения обмотки (при водяном охлаждении - после продувки и осушки обмотки воздухом).Для более высоких температур допускаемое сопротивление изоляции не должно быть менее 0,5 МОм.

Турбогенераторы в нормальных условиях эксплуатации должны включаться в сеть методом точной синхронизации. Основные параметры турбогенератора и данные охлаждающих сред должны быть указаны в ТУ на данный тип машин и удовлетворять требованиям ГОСТ533

Изготовитель должен указать давление водорода в корпусе, при котором

машина выдает номинальную мощность.Номинальное избыточное давление водорода в корпусе должно быть не менее 50 кПа. Температура первичных охлаждающих сред (хладагентов) турбогенераторов должна соответствовать требованиям ГОСТ 533 и ГОСТ 183.

Для турбогенераторов с жидкостным охлаждением обмотки статора должна быть предусмотрена возможность контроля нагревов обмотки в каждой параллельной ветви охлаждающей жидкости и контроля температуры сердечника статора не менее чем в шести точках.Число температурных датчиков, предназначенных для измерения температуры охлаждающей жидкости на входе в машину, должно быть не менее двух.В машинах с непосредственным охлаждением обмотки статора температура хладагента на выходе из обмотки должна измеряться, по крайней мере, тремя температурными датчиками, при этом сами датчики должны быть в непосредственном контакте с хладагентом.

Турбогенератор, должен соответствовать государственным стандартам (таблица 1.1), которые определяют шкалу мощностей, электрические параметры, предельно допустимые температуры активных частей и методы их измерения, основные параметры охлаждающих сред, требования к основным конструктивным деталям, комплектацию запасными частями, методы испытаний и т.д.

Таблица 1.1, Основные государственные стандарты, натурбогенераторы

ГОСТ -183-74	Машины электрические. Общие технические требования
ГОСТ -10683-73	Номинальные частоты вращения и допускаемые отклонения.
ГОСТ -10169-77	Машины электрические синхронные трехфазные. Методы испытаний
ГОСТ -13267-73	Машины электрические и непосредственно соединяемые с ними неэлектрические. Высоты оси вращения. Размеры.
ГОСТ -27471-87	Машины электрические вращающиеся. Термины и определения
ГОСТ -12139-74	Машины электрические вращающиеся мощностью до 10000 кВт Ряды номинальных мощностей
ГОСТ -28173-89Э	Машины электрические вращающиеся .Номинальные данные и рабочие характеристики
ГОСТ -26772-85	Машины электрические вращающиеся. Обозначение выводов и направления вращения
ГОСТ -11828-86	Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний
ГОСТ -11929-87	Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний Определение уровня шума
ГОСТ -25941-83	Машины электрические вращающиеся. Методы определения потерь и коэффициента полезного действия
ГОСТ -10179-59	Машины электрические вращающиеся коллекторные. Методы испытаний
ГОСТ -19484-87	Машины электрические вращающиеся. Классификации степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся эл. машин
ГОСТ -533-2000	Генераторы электрические паротурбинные двухполюсные (турбогенераторы). Технические требования
ГОСТ -21558-88	Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия
ГОСТ -8865-93	Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация.
ГОСТ-15543.1-89	Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическимвнешним воздействующим факторам
ГОСТ -17516.1-90	Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам.
ГОСТ -25364-97	Агрегаты шаротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений

Для нормальной работы турбогенераторов требуется поставка вспомогательных систем. Перечни основного оборудования вспомогательных систем должны быть указаны в приложениях кТУ на конкретные типы машин и удовлетворять требованиям ГОСТ 533.

Показатели надежности и долговечности турбогенераторов устанавливаются в технических условиях на машины конкретных типов и должны быть не ниже приведенных в таблице 1.2 при которых обеспечиваются номинальная полная мощность, напряжение и коэффициент мощности при номинальных частоте и давлении водорода (для машин с водородным охлаждением), и температуре обмотки возбуждения, соответствующей температуре первичной охлаждающей среды для вышеуказанных условий нагрузки при максимальной температуре конечной охлаждающей среды, указанной в нормативном документе на машину.

Таблица 1.2 -- Показатели надежности

Наименование показателя	Среднее значение показателя для турбогенераторов мощностью
	до 350 МВт	более 350 МВт
Коэффициент готовности	0,996	0,995
Наработка на отказ, ч	22000	18000
Ресурс между капитальными ремонтами, лет	8	5
Полный назначенный срок службы, лет	40	40



2. РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ РАЗДЕЛ Определение потерь и КПД турбогенератора

Расчет потерь в турбогенераторе производится с целью определения

КПД машины и нагрева ее активных частей. Потери в турбогенераторе принято разделять на электромагнитные и механические. Механические потери возникают вследствие трения вращающегося ротора о газ, заполняющий корпус машины, трения в подшипниках и потерь на вентиляцию. Электромагнитные потери разделяются на основные и добавочные. К основным относятся потери в активной стали, вызванные перемагничиванием сердечника статора основным потоком, и потери в обмотках. К добавочным относятся потери, вызванные полями рассеяния.

Полные электромагнитные потери в машине при номинальной нагрузке определяются как сумма электромагнитных потерь холостого хода и короткого замыкания. Исключение составляют потери на возбуждение, которые рассчитываются по току возбуждения при номинальной нагрузке..

2.1 Потери холостого хода

Основные электромагнитные потери холостого хода определяются в спинке сердечника статора и его зубцах.Расчет потерь проведем по удельным потерям q_a.

Потери в спинке (кВт):

(2.1)

1.3•1.6•0.8•1.4²•82100•10^-3 = 268 кВт

Потери в зубцах (кВт)

Q_cz=(2.2)

Q_cz=1.5•0.8•1.71²•26210•10^-3=92 кВт

Добавочные потери холостого хода ориентировочно оценим по приближенной зависимости:

Q_d0 (2.3)

Q_d035•0.913²•1.66³•5.34/2^1.5=252 кВт

Сумма потерь холостого хода

Q_c= (2.4)

Q_c=268+92+252=612 кВт

2.2 Потери короткого замыкания

Основными электромагнитными потерями в режиме короткого замыкания считаются электрические потери в меди проводников статора всех трех фаз:

Q_м= (2.5)

Q_м= 3•10870²•0.0026•10^-3=922 кВт

Добавочные потери в проводниках обмотки статора связаны с поперечным полем рассеяния в пазу, возбуждаемого током статора. Средний коэффициент добавочных потерь, или коэффициент Фильда, которые представляет собой отношение суммарных потерь в меди к основным.

k_ф(2.6)

где: коэффициент k_ф.с- для случая, когда в пазу уложены только сплошные проводники, полагаем что по каждому элементарному проводнику протекает один и тот же рабочий ток.

(2.7)

их число: m'=

где: а_м.п /а_{м. с} -- отношение высоты полого к высоте сплошного проводника;

тс -- число сплошных проводников по высоте в реальном стержне:

m_c= (2.8)

Коэффициент k_ф.пдля случая, когда в пазу находятся только полые проводники:

k_фп (2.9)

Число проводников по высоте:

M”=(2.10)

Где: m_n-- число полых проводников по высоте в реальном стержне;

m_n= m_г /n₁

Проведём расчет с учетом сделанных оговорок относительно распределения тока по элементарным проводникам:

m'=(2.11)

m'=18•(3+5/2)/3=33

m_c=(2.12)

m_c

m''=

m''= 6(1+3•2/5)= 13.2

m_п=(2.12.1)

m_п12/26

(2.13)

из справочной таблицы:Характеристики полых проводов прямоугольного сечения марки ПСДП по ГОСТ 16774--78:

k_м= 0.76 f_к=0.962

= 1.224

k_фп

k_фп

=1.995



k_ф (3•1.224+1.995)/(3+1)

Добавочные потери в меди проводниковобмотки статора:

Q_мф= ; Q_мф= (1,38--1)•922кВт.

Добавочные потери в активной зоне машины:

Q_кк= ; Q_кк=50•1.751²•1.66²/2=211 кВт

Добавочные потери в активной зоне машины:

Q_кz, =

Q_кz, =28•1,751²•1,66³•5,34/2²

Суммарные потери короткого замыкания:

Q_кУ, (2.14)

Q_кУ, 922+ 350+ 211 + 524

2.3 Потери на возбуждение турбогенератора

Потери на возбуждение

Q_в, =(2.15)



Где: = 2 В -- падение напряжения под щетками на контактных кольцах.

Q_в, ==(3800²•0,0992+ 3800•2) •10^-3

Если турбогенератор имеет возбудитель, непосредственно присоединенный к валу, то при расчете к. п. д. турбогенератора должен быть также учтен к. п. д. возбудителя. В этом случае потери на возбуждение:

Q_В? =(2.16)

.

2.4 Механические потери

К механическим потерям относятся потери на трение в подшипниках, на трение вращающейся бочки ротора о газ (воздух или водород) и на вентиляцию.

Масса ротора (в килограммах), которая может быть приближенно

G_рот = (2.17)

G_рот =1,4р?1520²•5340•7,85/(4-10⁶) =106490 кВт

Где: плотность материала поковки = 7,85-10^-6 кг/мм²

Потери в двухподшипниках [1]:

Q_m,=(2.18)

Q_m,= 266 кВт

Потери на трение бочки ротора и бандажей о воздух:

Q₂= _.(2.19)

Q₂= 57,3•1,52⁴• (5,34+ 0,25)/2³ =214 кВт

При давлении водорода в корпусе в Н раз выше атмосферного потери на трение:Q_2H=кВтгде: Н=4

Потери на вентиляцию:

Q= Q_с + Q_kz + Q_в + Q₂( 2.20)

Q= Q_с + Q_kz + Q_в + Q₂ =612+ 211 + 524+ 1516+ 86=2949 кВт

Где: и =17,5^oC

и_вен, = 2^oC

C=2

L =1,1•4м³/с

h_BH,= =2400Па

Для пропеллерного вентилятора: ?_вн= 0.5о. е.

Q_H, = 43,2•2400

Q_mУ, = = 226 + 86 + 207=519кВт

2.5 Сумма потерь и КПД при номинальной нагрузке

Сумма потерь при номинальной нагрузке

Q_У, =. ( 2.21)

Q_У, = = 612+ 2007+ 1516+ 519= 4654кВт

Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке (%)

. ( 2.22)

=

В таблице 2.1 выполнен расчет зависимости КПД от загрузки генератора, где коэффициентом загрузки является относительное значение мощности на выходе генератора:

( 2.20)

Таблица 2-. Зависимость КПД от нагрузки длятурбогенератора 320 МВт, р= 2

Р*=Р/Рном	1/4	2/4	3/4	4/4	5/4
Qc, кВт	612	612	612	612	612
QmУ, кВт	519	519	519	519	519
QкУ, кВт	125	502	1129	2007	3136
Qв?, кВт	387	647	1056	1516	2105
QУ, кВт	1637	2280	3296	4654	6372
P, кВт	80000	160000	240000	320000	400000
з, %	98	98.59	98.64	98.57	98.43

Рисунок 2.1Зависимость КПД турбогенератора от нагрузки

Выводы: В активных частях турбогенератора теряется часть энергии - потери, график изменения КПД генератора при изменении нагрузки показывает, что при низкой нагрузке, менее 25% от номинальной мощности, эксплуатировать турбогенератор, очень не выгодно.



3. Техническая эксплуатация турбогенераторов с водородным охлаждением

3.1 Общие понятия эксплуатации

Система эксплуатации - совокупность изделий, средств эксплуатации, исполнителей и устанавливающей правила их взаимодействия документации, необходимых и достаточных для выполнения задачи эксплуатации.

Условия эксплуатации - совокупность факторов действующих на изделие при его эксплуатации.

Эксплуатация - стадия жизненного цикла изделия на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество. Эксплуатация изделия включает в себя в общем случае использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт.

Техническая эксплуатация - часть эксплуатации, включающая транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт изделия.

Плановая техническая эксплуатация - включает в себя очистку, проверку, регулировку, смазку и при необходимости замену недолговечных, легкосъемных деталей (щеток, контактов, пружин и т. д.).

Ввод в эксплуатацию - событие фиксирующее готовность изделия к использованию по назначению и документально оформленное в установленном порядке.

Начало эксплуатации - момент ввода изделия в эксплуатацию.

Снятие с эксплуатации - событие фиксирующее невозможность или нецелесообразность дальнейшего использования по назначению и ремонта изделия и документально оформленное в установленном порядке.

Конец эксплуатации - момент снятия с эксплуатации

Техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности изделия при его использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

Допуск на обслуживание

К самостоятельным работам по обслуживанию турбогенераторов допускаются лица, соответствующие требованиям действующих на электростанциях ГОСТ 12Д004-90 , обученные и инструктированные согласно ГОСТ 12.0.004 и ПОТ Р М-012-2000

Все работающие должны соблюдать Правила внутреннего распорядка по режиму электростанции.

Все работающие должны быть аттестованы по технике безопасности производства работ по действующим Правилам и Положениям, а также на знание Правил технической эксплуатации и производственным инструкциям. Лица, нарушающие инструкции, привлекаются к ответственности согласно правилам внутреннего трудового распорядка предприятия.

3.2 Распределение обязанностей по техническому обслуживанию в нормальных режимах

Обслуживание таких электроустановок как турбогенератор не просто комплекс работ и операций, а, скорее, комплексное обслуживание его основных частей, которое выполняется разными подразделениями электростанции.

Обслуживание генераторов во время эксплуатации на ОГК-2 Киришской ГРЭС возлагается на персонал цехов: электрического, котлотурбинного, химического и ЦТАИ.

На электрический цех возлагается:

- осмотр генератора НСЭ (1 раз в см.) и мастером по ремонту (раз в неделю);

- контроль изоляции цепей возбуждения (2 раза в смену) - НСЭ;

- проверка изоляции подшипников (не реже 1 раза в месяц) - персонал ЭТЛ;

- уход за системами возбуждения - НСЭ;

- осмотр и техническое обслуживание щеточно-контактного аппарата (замена щеток, обдув) НСЭ;

- обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей);

- перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и обратно, а также продувка турбогенератора свежим водородом - НСЭ,;

- подготовка к пуску, пуск, останов и обеспечение эксплуатации генератора и системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газохладителей);

- поддержание заданных чистоты и давления водорода в генераторе

На персонал КТЦ возлагается:

- контроль за нагревом всех подшипников генератора и возбудителя;

- контроль и регулировка температуры охлаждающей воды газоохладителей;

- контроль за температурой вкладышей уплотнений вала генератора и масла на линии слива с них;

- контроль за температурой меди и стали статора генератора;

- контроль за давлением и чистотой водорода, перепадом давлений «масло - водород»; контроль за содержанием водорода в картерах и токопроводах генератора по показаниям газоанализаторов;

- контроль за вибрационным состоянием подшипников турбины, генератора и возбудителя;

- периодическое прослушивание подшипниковых узлов;

- надзор за работой и обслуживание системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла) и масляных уплотнений;

- надзор за работой распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей;

- внешний контроль за работой щеток на контактных кольцах и коллекторе возбудителя без производства каких-либо работ на них;

- содержание в чистоте выступающих краев изоляционных прокладок под основанием подшипников генератора и возбудителя и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замкнули их;

- подготовка к пуску, пуск, останов, обеспечение эксплуатации системы маслоснабжения уплотнений вала генератора.

На персонал химического цеха возлагается:

Химический анализ газов в корпусе генератора, а также в подшипниках, токопроводах и в маслобаке при работе генератора, а также при замене охлаждающей среды.

На персонал ЦТАИ возлагается

Техническое обслуживание и ремонт газоанализаторов, манометров, дифференциальных манометров, логометров и других приборов контроля, сигнализации и защит.

3.3 Плановый останов и аварийное отключение турбогенератора

При плановом останове турбины известны время и цель. Время и причины аварийного останова турбины, заранее неизвестны. Останов турбины производят в основном двумя способами: безрасхолаживания и с расхолаживанием. «Правила технической эксплуатации» не предписывают единых жестких требований к режимам останова, так как каждая установка, имеет свои особенности. Общими требованиями являются проверка исправности и опробование резервных и аварийных масляных насосов, а также стопорного клапана.

При останове турбины без расхолаживания важно так подобрать режим, чтобы возможно дольше сохранить ее в горячем состоянии. Например, при останове блока мощностью 300МВт сначала производят плавную разгрузку до 150 МВт. На этом режиме блок еще работает устойчиво (по условиям работы питательного турбонасоса). Затем котел гасят, в течение 1--2 мин турбину разгружают до 90--100 МВт и отключают. При этом давление в котле сохраняется близким к номинальному и блок находится в состоянии «горячего резерва».

При нулевом расходе пара цилиндры среднего и низкого давления быстро разогреваются до недопустимых температур, если электрогенератор не отключен от сети и ротор вращается на холостом ходу. Потери на вентиляцию преобразуются в теплоту, которая разогревает турбину. Поэтому работа на безпаровом режиме не должна превышать 10…20 мин. Из этого состояния можно наиболее быстро выйти на исходную нагрузку.

При останове турбины с расхолаживанием следует поддерживать температуру пара не менее чем на 50°С больше, чем температура насыщения при данном давлении. Это условие необходимо, чтобы в турбину не попал влажный пар. Начиная с определенного давления, система автоматики перестает работать и далее температуру свежего пара снижают с помощью ручного управления. Из-за трудности ручного управления на этом этапе допускается поочередное изменение паропроизводительности, температуры и давления свежего пара. Одновременное снижение паропроизводительности, давления и температуры свежего пара возможно в конце расхолаживания при сепараторном режиме. Расхолаживание можно вести без перевода котла на сепараторный режим, т. е. на прямоточном режиме, как это делается на блоках 300 МВт. При постоянных параметрах свежего пара блок разгружают примерно наполовину. Затем закрывают встроенные задвижки котла и полностью открывают регулирующие клапаны турбины при необходимом снижении температуры и давления пара. Далее при постоянных температуре и давлении паро-производительность котла уменьшают до растопочной. На последнем этапе часть пара через БРОУ сбрасывают в конденсатор турбины, и расход пара через турбину уменьшается. Для прекращения подачи пара в турбину закрывают стопорный кран и отключают электрогенератор. При этом остается подача пара на уплотнения и запускается резервный масляный насос.

При выбеге ротора турбины ее необходимо «прослушивать». В это время ротор вращается по инерции, пар не шумит внутри турбины, поэтому и хорошо прослушиваются посторонние звуки. С момента прекращения подачи пара в проточную часть до полной остановки ротора проходит определенное для каждой турбины время. Согласно «Правилам технической эксплуатации» время выбега ротора определяют при всех остановах турбины. Через 200…300 ч эксплуатации на исправной турбине проводят специальные испытания, во время которых снимают график выбега ротора при ее останове с нормальным вакуумом в конденсатотборе. Этот график показывает зависимость частоты вращения ротора от времени с момента закрытия стопорного клапана до момента полной остановки ротора. Такой график имеется у машиниста турбины. При изменении состояния турбины (увеличении трения в подшипниках или редукторах, задеваниях) время выбега заметно, уменьшается. Задевания легко определяют на слух во время выбега ротора. Появление неплотностей в стопорной или регулирующих клапанах и запорной арматуре отборов также увеличивает время выбега ротора. Об отклонении времени выбега более чем на 2--3 мин от контрольного ставят в известность дежурного инженера станции и руководство цеха. Для разных турбин время выбега колеблется от 20 до 30 мин.

После снижения частоты вращения ротора до 400--500 об/мин, уменьшая подачу пара в конденсатор, чтобы к моменту остановки ротора в нем установилось атмосферное давление, одновременно уменьшают подачу пара на эжекторы: Сразу после остановки ротора включают валоповоротное устройство, время работы которого для каждой турбины оговорено инструкцией и обычно составляет несколько часов. В это время масло на смазывание подшипников подается от резервного масляного насоса.

Конденсатные насосы останавливают после прекращения подачи пара в турбину. Через 1 ч после полного останова турбины можно остановить циркуляционные насосы. Заключительной операцией является закрытие всех запорных органов паропровода. Паропровод, подводящий пар к турбине, отключают от паровой магистрали и соединяют с атмосферой. При останове турбины необходимо следить за разницей температур между верхом и низом ее корпуса, фланцами и шпильками, наружными и внутренними стенками стопорных клапанов и паропроводов.

К плановому останову относят также режим останова, близкий к аварийному, при испытаниях на мгновенный сброс нагрузки для проверки системы регулирования. Программа этих испытаний утверждается главным инженером станции, а подготовка и сами испытания ведутся в присутствии начальника цеха или его заместителя. Оброс нагрузки проводят, начиная с 50% от номинальной, а затем с 75 и со 100%. При этом температура и давление пара не должны отличаться от нормальных более чем на 5%. Есл;и после отключения генератора от сети срабатывает автомат безопасности, испытания прерывают для наладки системы регулирования. При нормальной работе системы регулирования турбогенератор удерживается на холостом ходу при сбросе любой нагрузки.

При возникновении аварийных ситуаций, если не сработала одна из защит, персонал обязан прекратить доступ пара в турбину командой с дистанционного щита управления или нажатием кнопки автомата безопасности на корпусе переднего подшипника. Приэтом необходимо убедиться, что стопорный и регулирующий клапаны закрылись, и подать на главный щит управления сигнал «Машина в опасности». «Правилами технической эксплуатации» предусмотрены следующие основные причины останова:

- частота вращения ротора выше уровня, при котором срабатывает автомат безопасности;

- недопустимо большие осевой сдвиг или относительное перемещение ротора турбины;

- резкие отклонения температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева от установленных верхних и нижних предельных значений;

- слышимые необычные звуки и шумы внутри турбины;

- появление искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

- внезапная сильная вибрация турбоагрегата;

- появление признаков гидравлических ударов в паропроводахсвежего пара или турбине;

- разрыв или трещины в паропроводах свежего пара, пара промежуточного перегрева или отбора, трубопроводах основного конденсата и питательной воды, маслопроводах, коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в корпусах клапанов и распределительных коробках;

- воспламенение масла на турбине и невозможность немедленной ликвидации пожара имеющимися средствами;

- уменьшение разности давлений между маслом и водородом ниже предельного значения;

- недопустимое снижение давления масла в системе смазки турбины или его уровня в масляном баке, а также недопустимое повышение температуры масла на сливе из любого подшипника или на любой из колодок упорного подшипника;

- снижение вакуума в конденсаторе до аварийного. После закрытия стопорного клапана отключают от сети генератор и перекрывают доступ пара к стопорному клапану и отборам турбины.

Для этого закрывают главные паровые задвижки на паропроводах регулируемых отборов. Время работы на беспаровом режиме строго ограничено.

Часто немедленный останов турбины не требуется. Решение о времени останова принимает главный инженер электростанции.

3.4 Причины неполадок и вывода в ремонт

Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

Постановка на ремонт означает вывод объекта из эксплуатации и передачу его ремонтному персоналу

Причинами нарушений в работе статоров являются:

неправильные действия персонала (редко),

дефекты сборочных единиц (выводов обмоток, стержней обмоток и соединительных шин, систем охлаждения обмоток, систем крепления обмоток, сердечников.

Нарушения герметичности системы водяного охлаждения обмотки статора приводили к следующим наиболее типичным последствиям:пробой изоляции на землю,межфазное короткое замыкание,течи дистиллята,утечка водородаи другое (расплавление контактных соединений, снижение сопротивления изоляции и т.п.)



3.5 Основные причины аварий турбогенераторов

Все случаи появления многофазных и однофазных к.з. в генераторе, на ошиновке его выводов или токопроводов, на трансформаторе, работающем в блоке с генератором, или на части присоединения генератора к источнику питания с.н.; перегрузки по токам статора и ротора при авариях, вызванных появлением дефицита мощности в энергосистеме, нарушения в работе системы охлаждения, которые не могут быть ликвидированы во время работы генератора и приводят к недопустимым перегревам обмоток ротора и статора; появление недопустимых вибраций, дыма и огня у генератора, механической неисправности элементов конструкции генераторов и возбудителей, угрожающих целости. Турбогенератор в аварийном режиме автоматически отключается от сети соответствующей защитой либо должен быть разгружен и отключен от сети персоналом электростанции.

Перегрузки в аварийных режимах турбогенераторов по току статора допускаются по ПТЭ кратковременно только при аварийных отключениях генерирующей мощности в энергетической системе в соответствии с таблицей допустимой кратности и продолжительности перегрузки турбогенераторов по току статора в аварийных режимах. Кратности перегрузок отнесены к длительно допустимому току статора при рабочих значениях температуры и давления охлаждающих агентов системы охлаждения при номинальном напряжении и cos . Контроль перегрузки по току статора ведется по одному из трех амперметров в цепи статора, имеющему шкалу, рассчитанную на двойной номинальный ток генератора.Устранение перегрузки обмоток статора генераторов достигается ручной регулировкой перераспределения нагрузок между ними или ограничением потребления активной мощности потребителями. Уменьшение тока ротора производится снижением тока возбуждения генератора до допустимого значения вручную или защитой от перегрузки ротора.

В случаях коротких замыканий в генераторе и внешней сети и при отключении части генераторов станции со значительным набросом мощности на оставшиеся в работе машины возникают значительные электродинамические усилия, колебания напряжения и частоты, изменяются частоты вращения машин.Для генераторов представляют наибольшую опасность междуфазные к.з. внутри корпуса статора или на выводах обмотки статора, так как в первый момент междуфазного к.з. токи увеличиваются в несколько раз по сравнению с токами нормального режима за счет резкого уменьшения реактивных сопротивлений синхронной машины от значения синхронного реактивного сопротивления до значений сверхпереходного и переходного сопротивлений.Опасно также действие электродинамических усилий, пропорциональных квадрату тока, на лобовые части обмотки статора.Механические нагрузки, возникающие при внезапномк.з., опасны также для вала, станины и фундаментальных болтов, поскольку значение крутящего момента определяется значениями сверхпереходных сопротивлений генератора и оказывается в десять раз больше номинального.

Повышенная вибрация турбогенераторов может быть вызвана дефектами сборки, исполнения, конструкции или повреждением какого-либо элемента генератора, а также неправильной эксплуатацией. Причины появления повышенной вибрации могут быть обусловлены механическими неисправностями или электромагнитными процессами.Вибрация может возникнуть вследствие таких причин, как неправильная центровка вала турбогенератора, разбалансировка роторов турбины и генератора, дефекты соединительных муфт, неравномерность вращающихся по окружности элементов роторов по массе (наличие малых и больших зубцов), а также совпадение собственных частот колебания отдельных узлов (торцевых щитов, элементов корпуса и т.д.) с частотой возмущающих сил-50 и 100 Гц.К причинам вибрации вследствие электромагнитных процессов в генераторе относятся колебания сердечника статора из-за неравномерности магнитного потока по окружности ротора и неравномерности зазора между ротором и статором, витковые замыкания обмотки ротора, несимметричная нагрузка фаз обмотки статора, двойные замыкания обмотки ротора на корпус и т.д.Повышенная вибрация приводит к ослаблению прессовки стали статора, ухудшению газоплотности статора генераторов с водородным охлаждением, к нарушению плотности соединений у машин с водяным охлаждением, к постепенному разрушению подшипников, масляных уплотнений вала, фундаментов и вспомогательного оборудования, ухудшает работу щеточного аппарата и оказывает неприятное физиологическое действие на персонал.

Вибрация (двойная амплитуда) подшипников турбогенераторов и возбудителей в вертикальном, поперечном и осевом направлениях по ПТЭ недолжна превышать 50 мкм для машин с номинальной частотой вращения 1500 об/мин и 30 мкм для машин с номинальной частотой вращения 3000 об/мин. Допустимая вибрация контактных колец составляет 200 мкм.В эксплуатации необходимо обращать особое внимание на внезапные изменения значений или изменение характера вибрации работающего агрегата. При внезапном повышении вибрации следует немедленно выяснить причину этого явления. В первую очередь необходимо проверить симметричность нагрузок по фазам, состояние изоляции обмотки ротора на корпус, отсутствие влияния изменения тока ротора на вибрацию (отсутствие витковых замыканий в роторе). Наличие витковых замыканий в роторе вызывает тепловой небаланс ротора, что приводит к упругому прогибу ротора и появлению вибрации агрегата.

Наибольшие значения вибрации и их разрушающие последствия могут иметь место при совпадении собственных частот колебаний сердечника с частотой 100 Гц, что говорит о недостаточной жесткости сердечника. Опыт эксплуатации показал необходимость нормирования допустимой вибрации контактных колец турбогенераторов, поэтому ПТЭ рекомендуют измерять вибрацию контактных колец до и после каждого ремонта с выемкой ротора.

Замыкание на землю в цепях возбуждения генератора представляет опасность для машины в том случае, если произошел пробой изоляции обмотки ротора на корпус. В зависимости от конструкции генератора введенная при этом защита от второго замыкания в обмотке ротора должна действовать на сигнал или отключение.До вывода генератора в ремонт персонал обязан контролировать значение сопротивления изоляции обмотки ротора четыре раза в смену. Турбогенераторы при появлении «земли» в цепи возбуждения рекомендуется переводить на резервное возбуждение и если «земля» не исчезла, отключить от сети.Признаком появления второго замыкания в обмотке ротора является появление возрастающей с нагрузкой ротора вибрации.Турбогенератор должен немедленно отключаться от сети при аварийно нарастающей вибрации. Во всех остальных случаях решение о возможности работы агрегата с повышенной вибрацией принимает главный инженер электростанции.

3.6 Испытания и проверка параметров турбогенератора

Для обоснованного нормирования работы паротурбинных установок необходимо иметь достоверные данные по их тепловым характеристикам. Такие характеристики могут быть получены на основании данных испытания турбогенераторов. Поэтому на электростанциях периодически производят испытания паровых турбин и вспомогательного оборудования.

Основной задачей испытания турбогенератора является получение зависимостей, необходимых для нормирования расхода тепла турбогенератором на выработку электроэнергии. Для этого необходимо определить весовой расход пара через турбину в зависимости от мощности на клеммах генератора и величину теплоиспользования пара для разных режимов работы.

Проведению испытаний предшествует составление программы испытания, в которой указывается объем испытания и устанавливаются режимы работы турбогенератора. Программа испытания утверждается главным инженером электростанции.

После составления программы испытания составляют список подготовительных работ, в котором перечисляются все работы, предшествующие испытанию. К списку работ прилагается тепловая схема турбоустановки при испытании, на которой указывают места подключения измерительных приборов.

Достоверность результатов, полученных при испытании, зависит, главным образом, от точности измерения параметров и расходов пара и воды. Точность же измерений зависит не только от класса точности приборов, применяемых при испытании, но и от правильного выбора места подключения каждого прибора. Поэтому при подготовке к испытанию турбины и вспомогательного оборудования необходимо тщательно проработать вопрос о применяемых измерительных приборах и местах измерений.

3.7 Транспортировка турбогенератора

Турбогенераторы для электростанций зачастую поставляются в состоянии высокой заводской готовности. Для их перевозки необходимо использовать специальный тип подвижного состава: тягачи и низкорамные тралы (нередко полуприцепы модульного типа). Модульные тяжеловозы - это полуприцепы особого типа, сконструированные из множества отдельных блоков, или модулей, присоединяемых друг к другу для образования конструкции практически неограниченной длины и грузоподъемности.При этом предъявляются особые требования к конструкции модульного тяжеловоза с тем, чтобы тормозные усилия между его звеньями (блоками) распределялись без риска «складывания» всего полуприцепа трала в местах соединения отдельных модулей. Полуприцепы тралы такого типа применяются для доставки грузов особо большого веса, вплоть до нескольких сотен тонн.необходимо для составления оптимального маршрута движения, в обход эстакад, путепроводов, линий электропередач и прочих элементов дорожной инфраструктуры, которые может задеть и повредить турбогенератор. В общем случае, не допускается движение транспортного средства с груженым полуприцепом по дорогам со скоростью свыше 60 км/ч, а по мостовым сооружениям - 15 км/ч. Обычно транспортировка груженного полуприцепа осуществляется со скоростью, не превышающей 8-12 км/ч.

Недопустима перевозка турбогенератора по населенным пунктам. По возможности из маршрута исключаются участки дороги с крутым уклоном, и участков с сильным боковым ветром.

Полуприцепы тралы модульного типа допускаются к перевозке, только если отвечают всем техническим требованиям и регламентам. В частности к тормозной системе. Особое внимание уделяется вопросам проведения погрузо-разгрузочных работ и крепления турбогенератора на полуприцепе. Необходимо провести предварительные расчеты схем погрузки/разгрузки с учетом требований техники безопасности. Крепежные приспособления подвергаются дополнительным расчетам на прочность и надежность. Погрузка турбогенератора на полуприцеп трал, как правило, проводится кранами портального типа.Перевозка турбогенератора, как и любого другого тяжеловесного груза, осуществляется на разрешительной основе. Перевозчик обязан согласовать маршрут модульного тяжеловоза с балансодержателями придорожной инфраструктуры и получить разрешения на перевозку от Министерства транспорта РФ (при международных перевозках), управлений местными и федеральными автодорогами



4. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Аварийные режимы турбогенератора и применяемая защита

Аварийные режимы работы турбины характеризуются опасным изменением состояния турбоагрегата и возникновением ситуаций, которые могут привести к повреждению отдельных элементов турбинной установки. При возникновении аварийного режима турбина останавливается или незамедлительно выполняются операции по предупреждению опасного развития ситуации.Особую опасность представляют случаи разгона турбины, когда резко (пропорционально квадрату скорости вращения) возрастают напряжения от центробежных сил в деталях ротора, а также ситуации, при которых могут возникнуть повреждения элементов турбины и сильные задевания в проточной части. Причинами таких повреждений могут быть гидравлические удары в турбине, а также аварийные режимы, характеризующиеся внезапным появлением сильной вибрации, недопустимыми величинами осевого сдвига и относительного изменения длины ротора, прослушиванием ударов в проточной части. В этих случаях требуется немедленный останов турбины с ускоренным торможением ротора, что достигается за счет срыва вакуума в конденсаторе. Останов со срывом вакуума необходим также при аварийном нарушении режима работы системы смазки, когда появляется опасность возникновения сухого трения вала в подшипниках и их выплавления.Необходимость срыва вакуума при останове турбины определяется местной инструкцией в соответствии с указанием завода-изготовителя.