Эксплуатация паротурбинных установок

Размещено на http://allbest.ru

Министерство образования и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

Иркутский государственный технический университет

Контрольная работа по дисциплине

Эксплуатация паротурбинных установок

Вопрос № 1. Персонал и организация его работы

Состав обслуживающего персонала котлотурбинного цеха и его количество определяются действующими нормативами и зависят от типа и мощности турбин, их компоновки, условий работы и степени автоматизации основного и вспомогательного оборудования.

Весь обслуживающий персонал цеха можно разделить на три группы: административно-технический, оперативный и ремонтный.

В обязанности административно-технического персонала входят:

поддержание на высоком техническом уровне основного и вспомогательного оборудования цеха

организация наладочных и исследовательских работ в цехе с целью дальнейшего совершенствования работы оборудования;

разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций, а также контроль за их выполнением и за выполнением правил технической эксплуатации электрических станций и сетей;

организация рационализаторской работы в цехе и внедрение рационализаторских предложений;

проведение цеховых противоаварийных и противопожарных тренировок;

организация ремонтных работ в цехе;

контроль за техническим снабжением цеха инструментом, материалами спецодеждой, спецпитанием и т. д.;

подготовка, аттестация и расстановка кадров эксплуатационного, а также ремонтного персонала, если последний подчинен администрации цеха;

ведение технической документации и отчетности, комплектация смен, составление графиков работы сменного персонала, составление графика отпусков.



Схема административного управления КТЦ с блоками мощностью 150-200 МВт

Задачами дежурного (оперативного) персонала являются:

обеспечение безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования цеха;

выполнение графика электрической и тепловой нагрузки с обеспечением заданных параметров отпускаемой тепловой и электрической энергии;

содержание в чистоте оборудования и своего рабочего места.

В обязанности ремонтного персонала входят:

качественное выполнение ремонта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;

соблюдение всех правил техники безопасности и противопожарной техники при проведении ремонтных работ.



Схема оперативного управления КТЦ с блоками мощностью 300 МВт для блоков 1- 4

В обязанности ремонтного персонала входят:

качественное выполнение ремонта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;

соблюдение всех правил техники безопасности и противопожарной техники при проведении ремонтных работ.

Виды инструкций: Важнейшей эксплуатационной инструкцией, действующей на всех электростанциях, являются ПТЭ, утвержденные министром энергетики и электрификации и обязательные для электростанций, электрических и тепловых сетей министерств и ведомств. В ПТЭ содержатся, основные нормативные материалы по организации эксплуатации и ремонта оборудования турбинных цехов. ПТЭ систематически пересматриваются и переиздаются с учетом накопившегося опыта эксплуатации. С выходом нового издания ПТЭ старые издания автоматически теряют свою силу.

На основании основных положений ПТЭ с учетом требований завода-изготовителя и рекомендаций головных исследовательских и наладочных организаций разрабатываются должностные, производственные и противоаварийные инструкции применительно к местным условиям эксплуатации. Инструкции разрабатываются руководством котлотурбинного цеха и утверждаются главным инженером станции. Эти инструкции являются более подробным изложением ПТЭ для каждой конкретной турбины, однако ни один из пунктов этих инструкций не должен противоречить соответствующим разделам ПТЭ. Знание ПТЭ является обязательным для всего обслуживающего и руководящего персонала станции.

Должностные инструкции определяют:

основные требования к работнику;

подчиненность;

зону обслуживания;

права и обязанности;

ответственность. Производственные инструкции определяют:

порядок приемки и сдачи смены;

порядок наблюдения, регулирования и обслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации;

последовательность операций по пуску и останову оборудования;

порядок ремонтов, осмотров и опробования резервного оборудования;

предельные допустимые нормы отклонения различных параметров (давления и температуры свежего пара давления в конденсаторе, в контрольной ступени, давления и температуры масла и т. д.).

Противоаварийные инструкции определяют:

аварийные режимы турбоустановки;

порядок ликвидации различных аварий.

Производственные и противоаварийные инструкции разрабатываются для каждой турбоустановки отдельно. В них должны быть учтены особенности конструкции каждого агрегата и местные условия. Должностные инструкции являются типовыми для всех электростанций и систем.

Подготовка эксплуатационного персонала: Особая роль в обеспечении безаварийной работы турбинной установки принадлежит системе подготовки эксплуатационного персонала, включающей в себя:

изучение ПТЭ и инструкций;

прохождение техминимума;

стажировку на рабочем месте;

экзамен;

испытательный срок работы.

Изучение ПТЭ и местных инструкций является основой подготовки эксплуатационного персонала. Эта работа проводится обучающимися самостоятельно и сопровождается ознакомлением с оборудованием по месту.

Прохождение техминимума представляет собой более высокую ступень обучения, чем простое изучение инструкций, так как в программе курсов техминимума предусматривается также изучение основ теории турбомашин, термодинамики, теории насосов и других технических дисциплин. Проведение занятий по техминимуму поручается наиболее квалифицированному инженерному персоналу.

Стажировка на рабочем месте является обязательной для всего обслуживающего персонала цеха вне зависимости от образования. После окончания стажировки обучающийся сдает экзамен специальной комиссии и только после этого допускается к самостоятельной работе. Результаты экзамена оформляются протоколом. Сдача экзамена на должностную квалификацию не освобождает от повторных проверок знаний, которые проводятся систематически по заранее разработанному графику.

В настоящее время значительное распространение получили технические способы обучения. К ним относятся обучение на специальных пультах и тренажерах, применение автоматических экзаменаторов, разработка объемных макетов оборудования и действующих моделей отдельных узлов и механизмов.

Весьма эффективным методом обучения является использование специальных тренажеров, имитирующих пульт управления. С помощью тренажеров оперативный персонал обучается основным операциям по пуску и останову основного и вспомогательного оборудования, а также ликвидации наиболее характерных аварийных ситуаций.

Противоаварийные тренировки: Противоаварийные тренировки являются эффективным средством обучения персонала на рабочих местах методам ликвидации аварий.

Проведение противоаварийных тренировок преследует цели:

1)проверку знания обслуживающим персоналом оборудования, тепловых схем, ПТЭ, производственных и противоаварийных инструкций;

2)развитие до автоматизма приемов ликвидации типичных аварий;

3) отработку навыков ликвидации крупных, редко возникающих аварий, с которыми обслуживающий персонал в практической работе еще не встречался;

4) психологическую подготовку оперативного персонала к работе в условиях аварийной ситуации.

Противоаварийные тренировки делятся на цеховые и общестанционные.

Цеховые тренировки проводятся под руководством начальника цеха и носят локальный характер, не касаясь оборудования других цехов.

Общестанционные тренировки проводятся под руководством главного инженера станции и охватывают по возможности весь эксплуатационный состав смены.

Тематика тренировок подбирается с учетом специфики и технического состояния оборудования, наиболее частых аварий и браков в работе, аварий ни станциях с аналогичным оборудованием. Тематика тренировок должна также учитывать местные метеорологические, гидрологические и сейсмические условия.

Руководители противоаварийных тренировок обязаны детально разработать программу организации и проведения тренировок. В программе должны быть предусмотрены режим работы оборудования, тепловая схема, варианты решения тренировочных задач, расстановка контролирующих лиц по рабочим местам, условные сигналы и порядок связи.

Противоаварийные тренировки дежурного персонала обычно проводятся с развешиванием на механизмы и аппаратуру плакатов: «Открыл», «Закрыл», «Включил», «Остановил» и т. д.

После проведения тренировки назначается разбор действий каждого участника тренировки и всей смены в целом. Лица, допустившие ошибки и неправильные действия во время тренировки, должны пройти дополнительный инструктаж, внеплановую тренировку или внеочередную проверку знаний. Если большинство участников тренировки получили неудовлетворительные оценки, тренировка по этой теме должна быть проведена вторично.

Вопрос № 2. Занос солями проточной части турбины. Контроль и меры борьбы с заносом

Необходимым условием надежной и экономичной работы паровых турбин является периодический контроль за возможным заносом солями их проточной части. Выпадение из пара твердых осадков может существенно исказить рабочий процесс расширения пара в турбине, поскольку все ступени, как занесенные, так и чистые, начинают работать в нерасчетном режиме. При этом в особо неблагоприятных условиях находится последняя занесенная солями ступень.

Занос солями каналов сопл и лопаток приводит к сужению их сечения и как следствие к увеличению давления на диски и диафрагмы ступеней. Увеличение перепада на рабочих лопатках и дисках вызывает перегрузку упорного подшипника паровой турбины.

Выпадение твердых осадков в каналах сопл и лопаток увеличивает шероховатость стенок каналов, вследствие чего возрастают профильные потери, особенно в головных ступенях. Занос солями лабиринтных уплотнений приводит к уменьшению размеров камер между гребешками и ухудшению эффективности работы этих элементов. При этом могут увеличиться утечки как через концевые, так и через диафрагменные уплотнения. Все это приводит к заметному ухудшению КПД турбины даже при незначительном солевом заносе.

Отложение солей в каналах сопл и рабочих лопаток уменьшает проходные сечения для пара, что при неизменном начальном давлении приводит к сокращению расхода пара и снижению мощности турбины. Кроме того, при значительном заносе проточной части приходится ограничивать нагрузку из-за опасности повреждения диафрагм и упорного подшипника турбины,

Соли в турбину попадают из котельного агрегата вместе с паром. Причиной солевого заноса могут быть чрезмерное напряжение зеркала испарения барабана котла неудовлетворительная работа сепараторных устройств котла, резкие набросы нагрузки, резкий подъем уровня воды, вспенивание воды на поверхности зеркала испарения, ухудшение водного режима.

Ухудшение водного режима установки является наиболее распространенной причиной солевого заноса современных блочных турбин. Оно может стать следствием недостаточной производительности и некачественной работы конденсатоочистки, гидравлической неплотности конденсатора, неудовлетворительного качества вторичного пара испарителей, коррозии пароводяного тракта, коррозии латунных трубок конденсатора и подогревателей низкого давления, первоначальной загрязненности парового тракта.

Соли, оседающие в проточной части турбины, можно разделить на растворимые в воде, нерастворимые или плохо растворимые. К первой группе относятся соединения натрия (Na₂CO₃, Na₂SO₄, NaCl, Na₃PO₄, NaHCO₃), сернокислый кальций (CaSO₄), фосфаты (Р₂О₅). К нерастворимым и плохо растворимым в воде солям относятся соединения меди (Cu₂O, CuO), железа (Fe₂O₃), кальция (CaСO₃, CaO), магния (MgO), алюминия (А1₂О₃), кремния (SiO₂).

Для турбин низкого и среднего давления характерным является занос растворимыми в воде солями. Эти соли попадают в проточную часть машины в основном за счет капельного уноса частиц жидкости с поверхности испарения.

С переходом на пар высоких параметров в составе солей, оседающих в турбине, увеличивается доля нерастворимых и слаборастворимых в воде соединений. Эти соединения попадают в турбину посредством молекулярного уноса, возникающего вследствие растворимости отдельных солей и окислов в сухом насыщенном паре высокого давления.

Анализ твердых отложений в проточной части турбины позволяет установить связь между составом выпадающего осадка и начальными параметрами пара. Если основным компонентом в отложениях турбин среднего давления были легко растворимые в воде соли натрия, то с переходом на давление пара 8,8 МПа (90 кгс/см²) основной составляющей в твердых осадках является окись кремния (SiO₂). В блоках с давлением пара 13,7 МПа (140 кгс/см²) наряду с кремниевой кислотой значительное место в твердых осадках занижает окись железа (Fе₂О₃), а в паре сверхкритических параметров появляются большие количества соединений меди. Эти соединения являются продуктом аммиачной коррозии латунных трубок конденсатора и подогревателей низкого давления. Занос турбины окислами меди особенно неприятен тем, что эти соединения выпадают в головной части турбины, где размеры сопл и лопаток малы и влияние отложений особенно велико.

Из числа водонерастворимых отложений своеобразной характеристикой обладают окислы железа. Растворимость их в паре уменьшается при снижении давления и увеличивается при снижении температуры. Так как в турбине снижение давления сопровождается уменьшением температуры, растворимость окислов железа в процессе расширения пара в турбине изменяется мало. Это приводит к равномерному распределению железоокисных отложений по всем ступеням турбины, работающим в области перегретого пара. Осаждение этих соединений наблюдается в основном на внутренней поверхности бандажа рабочих лопаток. Появление в осадках соединений алюминия свидетельствует о присосах сырой воды в конденсатор турбины.

Общим свойством водонерастворимых солей является способность чрезвычайно плотно соединяться с металлом турбины, что вызывает большие затруднения даже при механический очистке проточной части машины. Водорастворимые соли образуют более рыхлые соединения, которые сравнительно легко удаляются при механической очистке. Кроме того, в процессе частых пусков и остановов турбоагрегата происходит самопромывка проточной части турбины, и агрегат частично очищается от водорастворимых солей.

Для контроля за долевым заносом проточной части турбины не реже 1 раза в месяц должна проводиться проверка давления в контрольных ступенях турбины при близком к номинальному расходе пара через контролируемый отсек. Относительное повышение давления в контрольных ступенях (%) определяется по формуле

где р_зан и р_чист -- давление в одних и тех же контрольных ступенях при занесенной и чистой проточной части.

Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара не должно превышать 10%, если расчетное давление пара перед турбиной равно 3,43 МПа (35 кгс/см²) и выше, и 15%, если давление перед турбиной ниже 3,43 МПа (35 кгс/см²).

При этом абсолютное давление в контрольных ступенях турбины не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

В качестве контрольной ступени чаще всего выбирают первую нерегулируемую ступень и измеряют давление в камере регулирующей ступени. Это дает возможность контролировать все ступени после регулирующей, поскольку занос солями любой промежуточной ступени неизбежно вызовет повышение давления в камере регулирующего колеса. Однако по мере удаления занесенной ступени от места контрольного замера давления влияние заноса на показания контрольного манометра будет уменьшаться. Поэтому целесообразно иметь несколько контрольных точек для измерения давления в различных ступенях ЦВД и ЦСД. Это позволяет более точно определять размер и место заноса. Определение места заноса в. свою очередь дает возможность приблизительно оценить состав отложений и выбрать на основании этого способ очистки проточной части.

Одним из признаков заноса проточной части турбины солями и другими отложениями является увеличение температуры колодок упорного подшипника. При значительных заносах повышается также температура сливного масла из упорного подшипника.

Для поддержания на высоком уровне экономичности турбоагрегата необходима систематическая очистка проточной части турбин от отложений. В практике эксплуатации нашли применение четыре способа очистки проточной части турбин:

а) механический при остановленной и вскрытой турбине;

б) промывка горячей водой при вращении ротора турбины на валоповороте;

в) промывка влажным паром работающей турбины при отключении ее от сети;

г) промывка влажным парок под нагрузкой.

Все перечисленные способы могут сочетаться с химическими методами удаления отложений.

При текущих ремонтах, не связанных с вскрытием цилиндров, можно промывать проточную, часть горячим конденсатом, подаваемым в корпус турбины. Ротор турбины при этом должен вращаться от валоповорота. Горячий конденсат заливается до расточек уплотнений. При наличии отложений, состоящих из кремниевой кислоты, дается присадка едкого натра. Если лопатки выполнены из аустенитной стали, то в качестве присадки применяется тринатрийфосфат.

В настоящее время разработаны более совершенные способы очистки проточной части турбины-- промывка влажным паром работающей турбины. При таком способе эффективность промывки значительно возрастает из-за наличия такого важного фактора, как механическое воздействие струй влажного пара на элементы проточной части турбины. При промывке вращающейся турбины сопла и лопатки омываются потоком влажного пара, имеющего высокую скорость. Процесс растворения солей при этом идет весьма интенсивно. Высокая скорость пара также интенсифицирует химическую промывку проточной части при добавке в пар химических растворителей.

Промывка турбины при пониженной частоте вращения с отключением генератора от сети проводится, как правило, при химической очистке проточной части, так как малый расход пара позволяет создать подходящую концентрацию реагентов в паре при достаточно умеренном их расходе.

В качестве реагентов обычно применяются щелочи и гидразин-гидрат. Частота вращения, при которой работает турбина, составляет от 1800 до 2500 об/мин, Пар, поступающий в турбину, должен иметь температуру насыщения или слабую степень перегрева.

Самым распространенным в настоящее время методом промывки является промывка влажным паром под нагрузкой. В этом случае турбина не только не отключается от параллельной работы, но и несет часть нагрузки (до 25--30).

Промывка турбин влажным паром под нагрузкой применяется в настоящее время повсеместно независимо от типа турбины и параметров пара. При таком способе промывки наиболее эффективно вымываются водорастворимые соли

Длительность промывки определяется результатами химического анализа проб пара и воды, взятых в различных точках тепловой схемы.

При резком загрязнении конденсата в начальной стадии отмывки весь конденсат сбрасывается в циркуляционный водовод. При понижении солесодержания конденсата его направляют на очистку.

Режим промывки ведется до тех пора, пока солесодержание пара или конденсата после отмываемого участка не приблизится к солесодержанию пара на входе в этот отсек. Общее время промывки турбоагрегата в зависимости от конструкции турбины, характера заноса проточной части и режима промывки может составлять от 4 до 12 ч.

В настоящее время начинают получать распространение промывка проточной части комплексонами (трилон Б, ЭДТА). Высокая эффективность, малая токсичность и простота применения позволяют широко рекомендовать их для химических промывок турбин.. Технология введения этих реагентов в проточную часть турбины практически не отличается от изложенной выше. Разработка методов химической промывки и внедрение новых моющих средств позволяют вполне удовлетворительно решить проблему удаления водонерастворимых солей из проточной части турбин. Широкое внедрение этих методов в практику позволит улучшить экономические показатели современных мощных энергоблоков и увеличить надежность их работы.

Вопрос № 3. Маркировка, область применения и свойства турбинных масел

турбина зольность ремонт

Маркировка и области применения: Турбинное масло относится к высококачественным дистиллятным маслам, получаемым в процессе перегонки нефти. В системе смазки и регулирования применяются турбинные масла (ГОСТ 9972-74) следующих марок: Тп-22, Тп-30, Тп-46.

Помимо масел, выпускаемых согласно ГОСТ 9972-74, широкое распространение получают турбинные масла, выпускаемые по межреспубликанским техническим условиям (МРТУ). Это прежде всего сернистые масла с различными присадками, а также, масла малосернистых нефтей ферганского завода.

В настоящее время применяется буквенно-цифровая маркировка масел: цифра, характеризующая сорт масла, представляет собой кинематическую вязкость данного масла при температуре 50 °С, выраженную в сантистоксах. Индекс «п» означает, что масло эксплуатируется с присадками.

Стоимость масла находится в прямой зависимости от его марки, и чем выше вязкость масла, тем оно дешевле. Каждый сорт масла должен применяться строго по его назначению, и замена--одного масла другим не допускается. Это особенно касается основного энергетического оборудования электростанций.

Области применения различных масел определены следующим образом.

Туурбинное масло Тп-22 применяется для подшипников и системы регулирования турбогенераторов в малой, средней и большой, мощности с частотой вращения ротора 3000 об/мин. Оно применяется также для подшипников скольжения центробежных насосов с циркуляционной и кольцевой системой смазки. Турбинное масло Тп-30 применяется для турбогенераторов с частотой вращения ротора 1500 об/мин и для судовых турбинных установок. Турбинное масло Тп-46 используется для агрегатов, имеющих редукторы между турбиной и приводом.

Физико-химические свойства турбинных масел приведены в таблице.

Показатель	Турбинное масло (ГОСТ 9972-74)
	Тп-22	Тп-30	Тп-46
Вязкость кинематическая при 50 °С, сСт Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более Стабильность: а) Осадок после окисления, %, не более б) кислотное число после окисления, мг КОН на 1 г масла, не более Выход золы, %, не более Время деэмульсации, мин, не более Содержание водорастворимых кислот и щелочей Содержание механических примесей, %, не более Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже Температура застывания, °С, не выше Содержание воды Прозрачность при 0 °С Содержание серы, %, не более	20--23 0,05 0,005 0,1 0,005 3,0 Отсутствуют 186 --15 0,3	28--32 0,5 0,005 0,6 0,005 3,5 Отсутствуют 190 --10 Отсутствует Прозрачно 0,3	44--48 0,5 0,008 0,7 0,005 3,0 Отсутствуют 220 --10 0,3

Зависимость вязкости турбинного масла марок Тп-22, Тп-30, Тп-46 от температуры

Свойства турбинных масел: Турбинное масло должно отвечать нормам ГОСТ 9972-74 и отличаться высокой стабильностью своих свойств. Из основных свойств масла, характеризующих его эксплуатационные качества важнейшими являются следующие:

Вязкость или коэффициент "внутреннего трения, характеризует потери на трение в масляном слое. Вязкость является важнейшей характеристикой турбинного масла, по которой и проводится его маркировка.

От вязкости зависят такие важные в эксплуатационном отношении величины, как коэффициент теплоотдачи от масла к стенке, потеря мощности на трение в подшипниках, а также расход масла через маслопроводы, золотники, дозирующие шайбы.

Вязкость масла весьма сильно зависит от температуры причем эта зависимость более резко выражена у тяжелых масел. Это значит, что для сохранения вязкостных свойств турбинного масла необходимо эксплуатировать его в достаточно узком диапазоне температур. Правилами технической эксплуатации этот диапазон устанавливается в пределах 35--70°С. Эксплуатация турбоагрегатов при более низких или высоких температурах масла не допускается.

Опытами установлено, что удельная нагрузка, которую может выдержать подшипник скольжения, возрастает с увеличением вязкости масла. С повышением температуры уменьшается вязкость смазки и, следовательно, несущая способность подшипника, что в конечном счете может вызвать прекращение действия смазочного слоя и выплавление баббитовой заливки подшипника. Кроме того, при высоких температурах масло быстрее окисляется и стареет. При низких температурах из-за увеличения вязкости сокращается расход масла через дозирующие шайбы маслопроводов. В таких условиях количество масла, подаваемого в подшипник, уменьшится и подшипник будет работать с повышенным нагревом масла.

Вязкость масла зависит также и от давления. Приближенная зависимость вязкости минеральных масел от давления в интервале температур от 20 до 100 ⁰С представлена ниже.

Давление, МПа (кгс/см2) атмосферном давлении	Повышение вязкости, % исходной при
6,87 (70)	20--25
14,7 (150)	35--40
19,6 (200)	50--60
39,2 (400)	120--160
58,8 (600)	250--350

Как видно из таблицы, даже при существенном изменении давления вязкость масла меняется незначительно. Поэтому при малых отклонениях давления от расчетного значения этой зависимостью можно пренебречь.

Кислотное число -- пoказатель содержания кислот в масле. Кислотное число представляет собой количество миллиграммов, едкого кали, необходимого для нейтрализации 1 г масла.

В смазочных маслах, минерального происхождения содержатся главным образом нафтеновые кислоты. Нафтеновые кислоты, несмотря на слабовыраженные кислотные свойства, при соприкосновении с металлами, особенно цветными, вызывают коррозию последних, образуя металлические мыла, которые могут выпадать в виде осадка. Корродирующее действие масла, содержащего органические кислоты, зависит от их концентрации и относительной молекулярной массы чем ниже молекулярная масса органических кислот, тем они более агрессивны. Это относится и к кислотам неорганического происхождения.

Поэтому содержание низкомолекулярных кислот и щелочей в турбинном масле считается недопустимым. Эти кислоты и щелочи хорошо растворяются в воде, особенно горячей, и называются поэтому водорастворимыми. Наличие водорастворимых кислот и щелочей определяется реакцией водной вытяжки, которая для качественного масла должна быть нейтральной.

Стабильность масла характеризует сохранение его основных свойств в процессе длительной эксплуатации.

Для определения стабильности масло подвергают искусственному старению путем нагрева его с одновременной продувкой воздухом, после чего определяют процент осадка, кислотное число и содержание водорастворимых кислот.

Зольность масла -- количество неорганических примесей, остающихся после сжигания навески масла в тигле, выраженное в процентах к маслу, взятому для сжигания. Зольность чистого масла должна быть минимальной. Высокая зольность указывает на плохую очистку масла, т. е. на наличие в масле различных ролей и механических примесей. Повышенное содержание солей делает масло малоустойчивым к окислению. В маслах, содержащих антиокислительные присадки, допускается повышенная зольность.

Скорость деэмульсации является важнейшей эксплуатационной характеристикой турбинного масла.

Под скоростью деэмульсации понимается время в минутах, в течение которого полностью разрушается эмульсия, образовавшаяся при пропускании пара через масло в условиях испытания.

Свежее и хорошо очищенное масло плохо смешивается с водой. Вода быстро отделяется от такого масла и оседает на дне бака даже при непродолжительном времени пребывания масла в нем. При плохом качестве масла вода полностью не отделяется в маслобаке, а образует с маслом довольно стойкую эмульсию, которая продолжает циркулировать в маслосистеме. Наличие в масле водомасляной эмульсии изменяет вязкость масла и все его основные характеристики, вызывает. коррозию элементов масло- системы, приводит к образованию шлама. Смазывающие свойства масла резко ухудшаются, что может привести к повреждению подшипников. Процесс старения масла при наличии эмульсий еще более ускоряется.

Наиболее благоприятные условия для образования эмульсий создаются в масляных системах паровых турбин, поэтому к турбинным маслам предъявляются требования высокой деэмульсирующей способности, т. е. способности масла быстро и полностью отделяться от воды.

Температурой вспышки масла называется та температура, до которой необходимо нагреть масло, чтобы пары его образовали с воздухом смесь, способную воспламениться при поднесении к ней открытого огня.

Температура вспышки характеризует наличие в масле легких летучих углеводородов и испаряемость масла при его нагревании. Температура вспышки зависит от сорта и химического состава масла, причем с увеличением вязкости масла температура вспышки обычно увеличивается.

В процессе эксплуатации турбинного масла его температура вспышки понижается. Это объясняется испарением низкокипящих фракций и явлениями разложения масла. Резкое уменьшение температуры вспышки говорит об интенсивном разложении масла, вызванном местными перегревами его. Температура вспышки определяет также и пожароопасность масла, хотя более характерной величиной в этом отношении является температура самовоспламенения масла.

Температурой самовоспламенения масла называется такая температура, при достижении которой масло воспламеняется без поднесения к нему открытого огня. Эта температура для турбинных масел примерно вдвое выше, чем температура вспышки, и зависит в основном от тех же характеристик, что и температура вспышки.

Механические примеси--различные твердые вещества, находящиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии,

Масло может загрязняться механическими примесями в процессе хранения и транспортировки, а также в процессе эксплуатации. Особенно сильное загрязнение масла наблюдается при некачественной очистке маслопроводов и маслобака после монтажа и ремонтов. Находясь в масле во взвешенном состоянии, механические примеси вызывают усиленный износ трущихся деталей. Согласно ГОСТ механические примеси в турбинном масле должны отсутствовать.

Температура застывания масла является весьма важным показателем качества масла, позволяющим определить возможность работы масла при низких температурах. Потеря подвижности масла с понижением его температуры происходит вследствие выделения и кристаллизации растворенных в масле твердых углеводородов.

Температурой застывания масла называется та температура, при которой испытываемое масло в условиях опыта загустевает настолько, что при наклоне пробирки с маслом под углом 45° уровень масла остается неподвижным в течение 1 мин.

Прозрачность характеризует отсутствие в масле посторонних включений: механических загрязнений, воды, шлама. Прозрачность масла проверяется путем охлаждения пробы масла. Масло, охлажденное до 0°С, должно оставаться прозрачным.

Вопрос № 4. Неполадки в работе конденсатных насосов, их причины и способы устранения

Конденсатные насосы служат для откачки конденсата из конденсатора и подачи его через обессоливающую установку, систему регенерации низкого давления и пароструйный эжектор в деаэратор. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливаются два, три или даже четыре конденсатных насоса один из них является резервным и включается по системе АВР.

Основные неполадки в работе конденсатного насоса, их причины и способы устранения рассматриваются в таблице.

Неполадка в работе	Причина неполадка	Способ устранения
Срыв насоса	1) Недостаточная высота подпора	1) Увеличить уровень конденсата в конденсатосборнике
	2) Большое сопротивление всасывающей линии	2) Проверить положение задвижки на всасе. Открыть задвижку полностью
	3) Подсос воздуха через сальниковые уплотнения	3) Отрегулировать подачу воды на сальниковые уплотнения. Сменить сальниковую набивку
	4) Малая подача (запаривание)	4) Увеличить подачу через линию рециркуляции. Проверить работу автоматического клапана рециркуляции
	5) Высокая температура откачиваемого конденсата	5) Понизить температуру конденсата или увеличить высоту подпора
Снижение давления	1) Подсос Воздуха во всасывающей линии	1) Уплотнить сальники, корпус насоса, фланцевые соединения
и подачи насоса	2) Износ уплотнений рабочих колес	2) Отревизовать насос, заменить уплотнительные кольца
	3) Повреждение или засорение рабочих колес насоса	3) Очистить рабочие Колеса или заменить новыми
Вибрация агрегата	1) Нарушение центровки агрегата	1) Проверить центровку
	2) Задевание вращающихся, деталей за корпус	2) Отревизовать насос, устранить задевания
	3) Разбалансировка ротора.	3) Отбалансировать ротор на станке
	4) Увеличение зазоров в подшипниках	4) Отревизовать подшипники, установить нужные зазоры
Стуки и удары в насосе	1) Кавитация 2) Разрушение шарикового подшипника	1) Увеличить подпор, снизить температуру конденсата 2) Сменить подшипник
	3) Повреждения в проточной части насоса	3) Отремонтировать насос, сменить поврежденные детали
Нагрев.опорно-упорного подшипника	1) Увеличение осевого усилия вследствие износа уплотнений рабочих колес	1) Заменить, изношенные уплотнения
	2) Нарушение центровки агрегата	2) Проверить центровку
	3) Недостаточное количество масла в подшипнике. Загрязнение масла	3) Проверить уровень масла. Сделать доливку масла. Заменить грязное масло свежим
Перегрузка электродвигателя	1) Подача насоса больше паспортной	1) Уменьшить подачу насоса
	2) Задевания в проточной части	2) Отревизовать насос, устранить задевания
	3) Тугая набивка сальника	3) Ослабить затяжку грундбуксы.
	4) Износ уплотнений рабочих колес	4) Заменить изношенные уплотнения
	5) Заедания в шарикоподшипниках	5) Проверить и отрегулировать подшипники
Перегрев сальников насоса	1) Тугая набивка сальника 2) Недостаточное охлаждение 3) Плохое качество набивки	1) Ослабить затяжку сальника 2) Увеличить подачу воды на охлаждение сальника 3) Сменить сальниковую набивку
Повышенная протечка через сальник	1) Износ или неправильная установка набивки 2) Износ рубашки 3) Большое биение вала под сальником 4) Повышенное давление на линии подвода конденсата к сальнику	1) Сменить набивку 2) Отремонтировать или заменить рубашку 3) Проверить биение вала 4) Отрегулировать подачу конденсата

Задача

Определить значение радиальных зазоров между ротором и статором цилиндра турбины в вертикальной плоскости (,) - соответственно вверху и внизу во время пуска ее в работу, если:

1. Возник перепад температур между верхом и низом корпуса (>) разность температур постоянна по всей длине корпуса).

2. Произошел подъем оси корпуса относительно оси ротора Дh за счет разности вертикальных тепловых расширений опор корпуса и ротора;

3. Ротор всплыл на масляной пленке подшипников.

Радиальные зазоры до пуска турбины имели значения: вверху ,внизу . Температурный коэффициент расширения металла и всплытие ротора на масляной пленке подшипника Дм = 0,15 мм - для всех вариантов.



Наименование величин	Условн. обозн.	Размерность	Вариант
			1
Перепад темп-ур между верхом и низом корпуса		0С	30
Длина корпуса между опорами	L	м	4,6
Диаметр корпуса	D	м	1,73
Подъем оси корпуса относительно оси ротора	Дh	мм	0,3
Радиальные зазоры между ротором и статором до пуска:
вверху		мм	0,5
внизу		мм	1,1

1. Значение максимального прогиба корпуса при постоянстве по всей длине определяются по формуле:

= мм.

2. Значение изменения взаимного положения ротора и статочной части цилиндра в вертикальной плоскости Н подсчитывают путем сложения значений Д^max, Дh, Дм.

Н = Д^max + Дh + Дм = 0,578 + 0,3 + 0,15 = 1,028 мм.

3. Значения и подсчитывают путем сложения или вычитания (в зависимости от направления перемещения ротора и статора относительно друг друга значения Н со значениями и .

= + Н = 0,5 + 1,028 = 1,528 мм.

= ? Н = 1,2 ? 1,028 = 0,172 мм.

Размещено на Allbest.ru