4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения раз­вития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском тур­бины из холодного состояния.

Появление значительных неплотностей в маслопрово­дах, разрушение узлов и механизмов турбины, генерато­ра, питательных насосов, связанных с общей системой маслоснабжения турбоагрегата, приводит к сильным (фонта­нирующим) течам масла, что, в свою очередь, может выз­вать пожар в машинном зале электростанции. Развившийся пожар с горением масла имеющимися у эксплуатационного персонала средствами потушить достаточно трудно из-за очень высокой температуры пламени и выделения боль­шого количества ядовитых продуктов сгорания. Часто та­кие пожары приводят к разрушению строительных кон­струкций и полному выходу из строя нескольких турбоаг­регатов.

Для предотвращения развития пожара в турбинных цехах турбоагрегаты мощностью 250 МВт и выше осна­щаются специальной системой предотвращения развития горения масла. В системе объединены эксплуатационные

мероприятия по уменьшению пожарной опасности турбоагрегатов при аварийном выбросе большого количества нефтяного турбинного масла. Эти мероприятия включают в себя действия как защит и блокировок, так и персонала.

При воспламенении масла на турбоагрегате и невоз­можности ликвидации очага горения имеющимися сред­ствами персонал вводит систему в действие, что приводит к автоматическому отключению турбины, генератора, сры­ву вакуума, останову рабочих насосов смазки и введению запретов на включение резервных и аварийных насосов смазки и насосов системы регулирования.

Электрическая схема системы предотвращения загора­ния масла должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния при вращении ротора валоповоротным устройством. После проверки системы все технологические защиты и блокировки приводятся в рабочее состояние.

4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях си­стемы смазки, регулирования и уплотнений генерато­ра, ошибочное переключение которой может привес­ти к останову или повреждению оборудования, долж­на быть опломбирована в рабочем положении.

Маслосистемы турбоагрегатов включают некоторое количество запорной арматуры. Эта арматура не является оперативной и при работе турбоагрегата постоянно нахо­дится в определенном положении. Например, задвижки до и после маслоохладителей должны быть открыты, а зак­рываются при выводе аппарата в ремонт. Задвижки на линии откачки масла из главного маслобака в маслоаппаратную должны быть постоянно закрыты.

Был зарегистрирован ряд случаев, приведших к серь­езным авариям с подплавлением подшипников турбоагрегата из-за прекращения или резкого уменьшения поступления масла на смазку, при закрытии задвижек из-за ошибочных действий обслуживающего персонала при оперативных переключениях.

Рассматриваемое требование ПТЭ является одной из мер, направленных на предотвращение ошибочных переключе­ний в схемах маслосистем турбины и генератора. Махови­ки задвижек или вентилей на маслопроводах фиксируются в рабочем положении, открытом или закрытом по режиму, и опломбируются. Опломбирование выполняется таким об­разом, чтобы переключение арматуры невозможно было провести без нарушения целостности пломбы. Тем самым исключается возможность свободного пользования этой ар­матурой. Опломбирование часто применяется в сочетании с запиранием арматуры на замок.

Положение опломбированной арматуры фиксируется в оперативной документации начальником смены или старшим машинистом. У них же хранятся ключи от зам­ков, на которые запирается арматура. Сохранность пломб проверяется машинистом или обходчиком при приемке смены.

4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа тур­бины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

Экономичность и надежность работы турбины во многом определяется давлением в конденсаторе (вакуу­мом) . Значение давления (глубина вакуума) зависит от ряда факторов: чистоты трубной системы и трубных досок конденсаторов, присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки, расходов охлаждающей воды и ее темпе­ратуры, работы воздухоотсасывающих устройств.

В общем случае для конкретной турбины чем меньше давление в конденсаторе, тем выше мощность и КПД при неизменном расходе пара на турбину. Повышение давле­ния в конденсаторе снижает надежность работы турбины (кроме ухудшения экономичности). Дело в том, что при по­вышении давления растет температура выхлопных частей турбины, а это может привести к значительному вертикаль­ному перемещению точки опоры ротора низкого давления, нарушению центровки валопровода турбины и недопусти­мым относительным перемещениям ротора низкого давле­ния. Для предотвращения аварий, вызванных значительным повышением давления в конденсаторе, турбоагрегаты оснащаются автоматической защитой, отключающей тур­бину при ухудшении вакуума до определенного значения, указываемого заводом — изготовителем турбины.

Уменьшение давления в конденсаторе при данной тем­пературе воды связано с увеличением пропуска циркуля­ционной воды и расхода энергии на привод циркуляцион­ных насосов. Важно, чтобы прирост мощности турбины из-за углубления вакуума был больше прироста расхода энергии на насосы. Для данного режима работы турбоус­тановки существует оптимальный расход охлаждающей воды, при определении которого учитываются изменения затрат электроэнергии на привод циркуляционных насо­сов и выработки электроэнергии турбоагрегатом при со­ответствующих изменениях давления в конденсаторе (ва­куума). Оптимальное количество охлаждающей воды за­висит от нагрузки турбоагрегата (расхода пара в конден­сатор) и температуры охлаждающей воды.

Оптимальный расход охлаждающей воды определяет­ся для каждой конкретной электростанции с учетом раз­личия в системах циркуляционного водоснабжения и ха­рактера нагрузки турбоагрегатов. Для схем водоснабже­ния с центральной береговой насосной и магистральными водоводами наиболее часто применяется способ регулирования расхода охлаждающей воды изменением числа одновременно работающих циркуляционных насосов. Для блочных схем водоснабжения оптимальное регулирование достигается за счет изменения угла разворота рабочих лопастей циркуляционных насосов типа ОП. Применяют­ся также электроприводы с регулируемой частотой вращения, что обеспечивает высокую экономичность.

Температурный напор в конденсаторе определяется как разность температуры насыщения при давлении на входе в конденсатор и температуры выходящей из конденсато­ра охлаждающей воды. Температурный напор характе­ризует чистоту поверхности охлаждения: чем чище по­верхность, тем меньше температурный напор и тем более глубокий вакуум может быть достигнут при прочих рав­ных условиях. Температурный напор в конденсаторах регламентируется нормативными характеристиками кон­денсационных установок паровых турбин различного типа.

Одной из важных задач обеспечения надежности экс­плуатации является поддержание требуемого качества кон­денсата. В ПТЭ определяются допустимые нормы солесодержания (общая жесткость) и концентрации кислорода в конденсате (пункты 4.8.31 и 4.8.32). Источником загрязне­ния конденсата солями могут явиться неплотности труб­ной системы конденсаторов. Кислород может поглощать­ся конденсатом в случае присосов воздуха при неплотно­сти находящегося под вакуумом тракта от конденсатосборника до конденсатных насосов либо попадать в кон­денсат с паром при значительных присосах воздуха в ва­куумную систему и неудовлетворительной деаэрирующей способности конденсатора.