- закрытие арматуры на впускных и выпускных штуцерах;
- отсоединение трубопроводов подвода и отвода воздуха от котла;
- снятие заглушек на входном и выходном трубопроводах;
- начало растопки котла в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
9.7.2. Для вывода котла КВГМ-180 из консервации при использовании автономного контура операции следующие:
- отключение вентиляторов;
- закрытие арматуры (установка заглушек) на впускных и выпускных штуцерах;
- отсоединение воздухопроводов от котла;
- снятие заглушек на входном и выходном трубопроводах;
- заполнение котла водой согласно инструкции по эксплуатации;
- заполнение автономного контура водой открытием воздушников контура, закрытием дренажей, приоткрыванием задвижки к контуру от входного и выходного трубопроводов котла;
- полное открытие задвижки питания контура после его заполнения;
- растопка котла согласно инструкции по эксплуатации;
- регулировка температуры и давления воды в автономном контуре на различных нагрузках котла в соответствии с температурой и давлением в сетевых трубопроводах.
Раздел III. Консервация турбогенераторов при нахождении
их в резерве или длительном простое
Раздел III настоящих Указаний распространяется на турбогенераторы всех типов, а также на сочлененные с ними возбудители и вспомогательные системы.
Указания разработаны для персонала электростанций и устанавливают объем и порядок работ, рекомендуемых при выполнении текущего технического обслуживания турбогенераторов при простоях в резерве в течение 30 суток и более, а также при подготовке и проведении консервации турбогенераторов при выводе их из работы на длительный период.
Объем выполняемых работ в зависимости от продолжительности простоев в резерве может отличаться от рекомендуемого и приниматься с учетом местных условий работы оборудования станции.
1. Общие положения
1.1. В практике эксплуатации оборудования электростанций возникает необходимость останова части турбоагрегатов в резерв. Длительность простоя энергоблоков в зависимости от режимов работы энергосистемы может составлять от нескольких суток до полугода и более. В этих условиях при неправильном обслуживании оборудования ухудшается его техническое состояние, что в последующем может повлечь серьезные повреждения и необходимость отключения турбогенератора от сети сразу после пуска или задержку включения в сеть и вывод в ремонт.
Наиболее характерные повреждения узлов и систем турбогенератора, обусловленные длительными простоями, приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Влияние длительных простоев на техническое состояние
турбогенераторов
| Узлы турбогенератора, наиболее подверженные влиянию длительных простоев | Характер повреждения в результате простоев | Сопутствующие факторы |
| 1 | 2 | 3 |
| Статор | ||
| Изоляция обмотки статора | Увлажнение изоляции | Длительные простои, увеличение влажности газа, прекращение работы системы осушки, конденсация влаги |
| Узлы турбогенератора, наиболее подверженные влиянию длительных простоев | Характер повреждения в результате простоев | Сопутствующие факторы |
| Обмотка статора турбогенераторов с водяным охлаждением | Течи воды в обмотке статора, закупорка элементарных проводников | Повышенное содержание О2 в дистилляте, коррозионные процессы меди |
| Щиты, вывода | Нарушение газоплотности | Сезонные колебания температуры в машинном зале, неравномерное линейное расширение элементов конструкции. Ухудшение свойств уплотняющей резины |
| Ротор | ||
| Изоляция обмотки ротора | Увлажнение изоляции | Длительные простои, увеличение влажности газа, прекращение работы системы осушки, конденсация влаги |
| Бандажные кольца | Растрескивание, коррозионные повреждения | То же |
| Вал | Коррозия шейки вала | Обводнение масла |
| Уплотнения вала | Срабатывание баббита вкладыша | Длительная работа на валоповороте, обводнение масла, коррозия металла, накопление шлама в демпферном баке |
| Газоохладители | Засорение, образование воздушных пробок, коррозия | Длительные простои, оста– нов насосов охлаждения, прекращение циркуляции охлаждающей воды |
| Контактные кольца турбогенератора, щеточно-контактный аппарат | Перегрев щеток, искрение (после пуска) | Изменение свойств политуры, коррозия контактных колец |
| Опорные подшипники, изоляция вала | Коррозия шеек вала, ухудшение изоляции | Обводнение масла, загрязнение изоляции |
1.2. Назначение специальных профилактических мер - предотвращения повреждений, возникающих в результате простоев от 4 – 7 до 30 суток и более. При простоях энергоблоков от 3 мес. до года и более выполняют консервацию турбогенераторов и их вспомогательных систем.
1.3. Рекомендуемые ниже мероприятия зависят от особенностей конструкции турбогенератора, а также от того, на какой срок он выводится из работы, какова степень его готовности к повторному пуску, в каких температурных условиях он будет находиться в зимнее время и др.
1.4. При подготовке и проведении консервации и расконсервации соблюдаются требования [22, 23 – 30].
2. Обслуживание турбогенераторов при простоях в резерве
2.1. Работы, выполняемые при простоях турбогенераторов
в резерве до 30 суток
При простоях в резерве до 30 суток рекомендуется детальное изучение сведений по консервации, с последующими подготовкой и выполнением для достижения наибольшего эффекта следующих мероприятий:
2.1.1. Выполнением всех работ по обслуживанию турбогенераторов в соответствии с действующей документацией [20], заводскими и местными инструкциями по эксплуатации турбогенераторов и их вспомогательных систем.
2.1.2. Поддержанием высокой степени готовности к пуску и включению в сеть турбогенераторов при нахождении их в этот период в резерве.
2.1.3. Возможностью сохранения турбогенераторов с водородным охлаждением заполненными водородом с нормально работающими системами маслоснабжения подшипников и уплотнений вала, регуляторами, контрольно–измерительными приборами, без проведения ремонтных работ, связанных со вскрытием корпуса или подшипников.
Снижением избыточного давления водорода в корпусе статора до величины, обеспечивающей надежную работу масляных уплотнений.
2.1.4. Поддержанием относительной влажности водорода (азота или воздуха, если турбогенератор переведен на воздух) в корпусе генератора в период простоя на уровне не более 50 % при температуре 30°С и ниже без конденсации влаги для предотвращения увлажнения изоляции обмоток. Выдержкой температуры точки росы газа ниже температуры воды в газоохладителях и цепях охлаждения генератора не менее чем на 5°С.
2.1.5. Поддержанием низкой относительной влажности охлаждающего газа в корпусе работающего турбогенератора системой осушки, работающей на принципе вымораживания (конденсации) влаги, содержащейся в охлаждающем газе.
Проведением подпитки генератора сухим водородом, прошедшим осушку в агрегатах осушки водорода электролизерных установок, для ограничения поступления влаги с водородом, используемым для восполнения естественных утечек и поддержания необходимого давления в корпусе.
Масло, сливающееся в сторону водорода при работе масляных уплотнений – другой источник попадания влаги в корпус турбогенератора. Зависимость количества выделяющейся из масла влаги от влагосодержания масла и интенсивности испарения из него воды. Сокращение количества масла, сливающегося в сторону водорода за счет уменьшения перепада давлений «уплотняющее масло – водород» - одна из задач по снижению влажности в корпусе остановленного генератора и обводнения масла.
2.1.6. Подогревом газа в корпусе статора, особенно в зимний период, при снижении температуры в машинном зале ниже точки росы газа, находящегося в корпусе остановленного турбогенератора, для предотвращения конденсации влаги на холодных частях турбогенератора.
Подогревом газа на турбогенераторах с водородно-водяным охлаждением (ТВВ, ТГВ-2М и др.), находящихся под давлением водорода или азота, циркуляцией через обмотку статора дистиллята с температурой 50 - 60°С.
Установкой нагревательного элемента (подогревателя) в существующую штатную систему осушки газа турбогенератора для подогрева газа, а также его осушки в статорах остановленных в резерв турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением (ТВ, ТВФ, ТВВ, ТГВ) (Приложение 7).
Осуществлением при предлагаемом способе циркуляции газа по контуру «трубопровод системы осушки - корпус статора» за счет нагрева газа нагревательным элементом.
Выбором тепловой мощности электрических нагревателей из обеспечения прохождения всего объема газа в турбогенераторе через осушитель за 3 - 4 ч.
2.1.7. Подогревом воздуха циркуляцией через обмотку и сердечник статора дистиллята с температурой 50 - 60°С, а также включением в работу системы вентиляции на остановленных в резерв турбогенераторах с полным водяным охлаждением (ТЗВ).
Отсутствием конденсации влаги и увлажнения изоляции обмоток статора и ротора на весь период простоя.
2.1.8. Принятием всех мер для поддержания влажности воздуха в корпусе статора ниже нормируемой величины на турбогенераторах с воздушным охлаждением после останова в резерв: включением предусмотренных для этой цели электроподогревателей и периодическим включением в работу системы наддува (осушки).