паровые и газовые турбины для электростанций

стью открытых регулирующих клапанах (из шести), то пропускная способность котла исчерпывается при достижении начального номинального давления. Это позволяет исключить этап перевода турбины с текущего давления на номинальное и избежать опасностей, о которых говорилось выше. Встроенная задвижка котла полностью открывается, а его пусковой узел отключается. Дальнейший набор мощности

осуществляется открытием пятого регулирующего клапана. В результате в момент XII нагружение тур-

бины заканчивается при температуре пара перед цилиндрами, составляющей 520 °С. Отключают обогрев фланцевых соединений ЦВД и ЦСД-1. В

на номинальные значения (в момент XIII).

15.6.ОСОБЕННОСТИ ПУСКА ТУРБОУСТАНОВОК

СПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ

Основная особенность пуска ПТУ с противодавлением связана с отсутствием конденсатора. Это обстоятельство, с одной стороны, упрощает пуск ПТУ, но с другой — делает невозможным пуск обычными способами.

Действительно, при нормальной работе турбины с противодавлением отработавший пар поступает в коллектор, а оттуда — к потребителю. Это означает, что давление на выходе из турбины на этапе пуска должно быть бóльшим, чем давление в коллекторе питания потребителя, часто составляющее 1,5 МПа. Поэтому принципиально пуск ПТУ с противодавлением может осуществляться двумя способами.

Первый способ состоит в том, что при отключенном коллекторе противодавления турбину пускают с выпуском пара в атмосферу до тех пор, пока давление в ее выходном патрубке не поднимется выше давления в коллекторе противодавления. Тогда можно переключиться на коллектор противодавления. Такой способ связан с большими потерями пара и может использоваться только для турбоустановок малой мощности. Для современных мощных турбин с противодавлением такой способ пуска недопустим.

Второй способ состоит в том, что после прогрева паропровода от станционного коллектора до ГПЗ приступают к прогреву турбины «с хвоста». При этом способе ГПЗ и ее байпас закрывают, а регулирующие и стопорные клапаны, а также дренажи корпуса турбины и паропровода от турбины до ГПЗ открывают. Подачу пара в цилиндр производят из коллектора противодавления с постепенным открытием сначала байпасной задвижки на линии отбора, а потом после полного ее открытия — самой задвижки. При всех этих операциях ротор турбины должен вращаться валоповоротным устройством.

Такой способ прогрева турбины, регулирующих и стопорных клапанов хорош тем, что позволяет плавно прогреть эти элементы. Вместе с тем его ограниченные возможности по температуре в ряде случаев затрудняют последующий пуск турбины (температура металла оказывается малой для пара, поступающего в турбину). Поэтому в некоторых установках металлоемкий стопорный клапан часто прогревают свежим паром при закрытых регулирующих клапанах.

Приведение во вращение ротора турбин с противодавлением осуществляют байпасом ГПЗ. После разгона турбины и включения генератора в сеть принимают начальную нагрузку. При пуске турбина работает по электрическому графику до взятия нагрузки, равной 10—15 %. Только после этого включают регулятор давления и переводят турбину на работу по тепловому графику.

15.7.ОСОБЕННОСТИ ПУСКА ТУРБИН АЭС

15.7.1.П с овые схемы бло ов АЭС

Пусковые схемы двухконтурных АЭС обеспечивают пуск первого контура (это выполняет персонал реакторного отделения) и пуск второго контура (паротурбинного отделения). На рис. 15.11 показана упрощенная тепловая схема второго контура. АЭС имеет один коллектор свежего пара, на который работают отдельные парогенераторы ядерного реактора (обычно четыре — шесть). Из этого коллектора в нормальных условиях питаются две турбоустановки (на схеме изображена одна).

При пуске турбины после предварительного набора вакуума в конденсаторе часть пара сбрасывается в него через быстродействующую редукционную установку БРУ-К. Для питания деаэратора и эжекторов при пуске используется специальная быстродействующая редукционная установка БРУ-Д, подающая пар в коллектор собственных нужд. Схема снабжена дренажами, позволяющими прогреть главный паропровод до регулирующих клапанов, цилиндры турбины, паропровод к СПП.

Пуск турбины осуществляется при номинальных параметрах пара (рис. 15.12), поэтому температура его в ЦВД определяется только положением регулирующих клапанов, а в ЦСД — еще и расходом свежего пара на вторую ступень СПП.

Пусковая схема одноконтурных АЭС, кроме устройств, имеющихся и в двухконтурной АЭС, должна исключать попадание из турбины в машинный зал радиоактивного пара. Для этого на концевые уплотнения цилиндров, штоков стопорных и регулирующих клапанов, а также эжекторов подается «чистый» пар из специального испарителя,

Рис. 15.12. График-задание пуска турбины К-220-4,3 ХТЗ из

холодного состояния:

t , p — температура и давление пара перед стопорным клапа-

00

ном; t , p — то же перед турбиной; t — температура пара

1 1 2

перед ЦНД

питаемого конденсатом из деаэратора. При нормальном режиме работы пар для работы испарителя берется из отборов турбины, а в пусковых режимах — от редукционной установки БРУ-Д.

15.7.2. П с бло ов АЭС из холодно#о состояния

Рассмотрим в качестве примера пуск мощного энергоблока АЭС, выполненной по двухконтурной схеме, при температуре металла корпуса ЦВД турбины менее 80 °С. Пусковая схема второго контура показана на рис. 15.13.

При нормальном режиме работы пар, образующийся в парогенераторах 1 (на рис. 15.13 показан только один парогенератор), пройдя ГПЗ, поступает в ЦВД, а затем в СПП (показан только один корпус СПП). Сепарат из сепаратосборника 2 насосами 3 закачивается в деаэратор. Затем осуществляется промежуточный перегрев пара в двух ступенях, питаемых из первого отбора ЦВД и из паропровода свежего пара. Конденсат греющего пара из конденсатосборников 4 сбрасывается в

подогреватели высокого давления 5. Перегретый пар из СПП поступает в ЦНД (на схеме показаны только два ЦНД), на входе в которые установлены стопорные заслонки. Расширившись в ЦНД, пар конденсируется в конденсаторе, и отсюда конденсатными насосами первой ступени подъема 6 конденсат направляется через холодильники эжекторов к конденсатоочистке 7, а из нее — к конденсатным насосам второй ступени 8. Последние подают конденсат через систему регенерации низкого давления, питаемую паром ЦНД, в деаэратор. Из деаэратора питательный насос, приводимый конденсационной турбиной (показан один турбонасос), подает воду в парогенератор через систему регенерации высокого давления.

При нормальном режиме работы деаэраторы турбоустановки питаются паром из коллектора собственных нужд энергоблока, куда он подается из холодной нитки промежуточного перегрева (после

ЦВД). Эжекторы конденсационной установки, циркуляционной системы, уплотнений используют пар из разделительной линии деаэраторов. Приводные турбины питательных установок используют пар из горячей нитки промежуточного перегрева (за СПП). Как правило, нормальное питание этого оборудования от отборов турбины возможно только при нагрузках, бóльших определенного минимума: при меньших нагрузках давления в отборах значительно уменьшаются и требуется переход на посторонний источник пара бóльшего давления. Для этого используется быстродействующая редукционная установка собственных нужд энергоблока (БРУ-СН). Она уменьшает давление свежего пара до необходимого уровня, обеспечивая питание и деаэратора, и приводных турбин питательных насосов энергоблока из коллектора собственных нужд и даже подавая при необходимости пар в общестанционный коллектор для питания оборудования соседнего энергоблока.

Переходя к описанию пуска энергоблока, необходимо сразу же отметить, что он выполняется в значительной степени автоматически по программам, заложенным в ЭВМ. Поэтому, описывая ниже работу оборудования, мы, по сути дела, будем рассматривать, какие команды «отрабатывает» оборудование энергоблока под воздействием автоматических систем управления. При неработающих автоматических системах эти операции должен выполнять оператор энергоблока.

Перед пуском энергоблока из общестанционного коллектора собственных нужд в коллектор собственных нужд энергоблока подается пар. Он будет использоваться тем оборудованием энергоблока, которое в нормальных условиях питается от работающей турбины. Перед пуском энергоблока его деаэраторы заполняются обессоленной водой и

с помощью вспомогательных электронасосов (ВПЭН) организуется рециркуляция питательной воды через деаэратор. Подавая пар из коллектора собственных нужд в деаэратор, осуществляют деаэрацию питательной воды и заполнение ею барабана парогенератора. В дальнейшем уровень питательной воды в парогенераторе поддерживается специальным регулятором питания парогенератора (РПП), который изменяет расход питательной воды, подаваемой ВПЭН или турбопитательным насосом (ТПН).

Как обычно, пуск энергоблока начинается с пуска конденсационной установки, конденсатор которой в последующем будет принимать пар, вырабатываемый реакторной установкой и не идущий в турбину. Параллельно или до начала пуска конденсационной установки начинается пуск реакторной установки. Для этого разогревают первый контур сначала с помощью теплоты, выделяющейся за счет энергии остаточного тепловыделения твэлов и энергии потерь главных циркуляционных насосов, а затем и теплоты, подводимой нагревателями, установленными в компенсаторах объема. Далее производят пуск реактора. Во время всех этих процедур теплота через парогенератор передается во второй контур. Она используется для прогрева паропроводов свежего пара. Постепенное повышение давления в главных паропроводах до ГПЗ осуществляется по специальной программе воздействием на регулирующий клапан БРУ-К и

дренажи паропроводов. Прогрев паропроводов, как обычно, во избежание гидравлических ударов ведется по участкам. Прогрев участка от ГПЗ до регулирующих (или стопорно-регулирующих) клапанов осуществляется подачей пара через байпасы ГПЗ и сбросом образующегося конденсата через дренажи в расширительный бак. Паропроводы и расположенная на них арматура прогреваются с вполне определенной скоростью (паропроводы — со скоростью примерно 10 °С/мин, арматура — со скоростью 3 °С/мин) для того, чтобы избежать в них высоких температурных напряжений. Паропроводы и арматура считаются достаточно прогретыми, если их температура достигла 220—230 °С.

Далее осуществляется пуск в работу системы маслоснабжения. Последовательно проверяют работу всех насосов и автоматических блокировок их включения, уровни масла в главном и питающих (если они имеются) масляных баках. Затем при работающей системе смазки осуществляют пуск насосов системы гидростатического подъема роторов (основного и резервного), блокировок их двигателей и, наконец, ВПУ. Нормальная работа системы маслоснабжения должна обеспечивать требуемые значения определенных параметров, указанных в инструкции по обслуживанию: давления масла на

уровне оси турбины (более 0,12 МПа), перед валоповоротным устройством (около 0,07 МПа), в системе гидростатического подъема (около 10 МПа), предусмотренные давления масла под поршнями сервомоторов стопорных и регулирующих клапанов, в импульсных линиях и линиях управления сервомоторами.

Далее обычным образом проверяется работа системы защиты.

После прогрева паропроводов и арматуры, расположенной на них, и достижения давления в конденсаторе, равного 28—30 кПа, осуществляют толчок и разворот ротора турбины (рис. 15.14). Непосредственно перед толчком открывают дренажи на трубопроводах отборов, из ресиверов, расположенных за СПП, из паропроводов греющего пара СПП. К этому времени должна нормально работать система концевых уплотнений, ротор должен вращаться валоповоротным устройством. С помощью механизма управления турбиной (если пуск неавтоматический) сначала открывают стопорные заслонки ЦНД, а затем в ЦВД подается пар и ротор приводится во вращение. Поскольку мощные турбины блоков АЭС имеют дроссельное парораспределение, при котором пар подается по всей окружности первой ступени, то с точки зрения равномерности прогрева корпуса турбины абсолютно безразлично, каким органом (регулирующим, стопорным клапанами, ГПЗ или ее байпасом) подавать пар в турбину. Однако удобнее всего это, конечно, делать регулирующими клапанами.

–1

Частоту вращения ротора доводят до 600 мин , когда требуется примерно 15-минутная выдержка

Рис. 15.14. График-задание пуска мощной турбины двухкон-

турной АЭС из холодного состояния:

n — частота вращения; N — мощность; t — температура

пара за регулирующими клапанами; t — температура пара

1

перед ЦНД

для прогрева корпуса ЦВД и исключения большой разности температур по фланцу, а также прогрева роторов ЦНД для исключения появления в них высоких температурных напряжений, способствующих росту возможных дефектов и приближающих ротор к состоянию хрупкого разрушения. После выдержки частота вращения повышается до синхронной, турбина выводится на холостой ход, и в таком режиме осуществляется проверка тепломеханического состояния турбины. Измеряются следующие параметры: разность температур по толщине фланца корпуса ЦВД (она должна превосходить 70—80 °С), осевой сдвиг ротора, относительное расширение роторов, прогиб ротора ЦВД (он не должен превосходить 0,05 мм), разность температур верхней и нижней образующих корпуса ЦВД (она не должна превышать 50 °С), температура выходных патрубков ЦНД (она должна быть не более 70 °С), разность температур фланцев по сторонам корпусов (не должна превосходить 25—30 °С), температура баббитовой заливки опорных подшипников (не более 100 °С), температура масла на входе (40—45 °С) и на выходе (около 65 °С) подшипников, вибрация корпусов подшипников и некоторые другие параметры.

При работе турбины на холостом ходу осуществляют проверку автомата безопасности без повышения частоты вращения, а когда необходимо — с повышением частоты вращения.

Впроцессе разворота турбины выдерживается

всоответствии с графиком-заданием (рис. 15.14) температура пара перед проточными частями ЦВД и ЦНД. Для управления температурой перед ЦНД используют регулятор расхода свежего пара, идущего на вторую ступень СПП. К концу режима холостого хода давление в конденсаторе снижается до 10—14 кПа.

После проверки всех систем генератор синхронизируется с сетью, включается в сеть и сразу берется начальная нагрузка с тем, чтобы обеспечить охлаждение выходных патрубков ЦНД увеличенным расходом пара. Далее набор мощности осуществляется по графику. Во время набора мощности контролируются все перечисленные выше показатели надежной работы. По мере прогрева турбины закрывают дренажи.

С увеличением мощности турбины давления в ней повышаются, и на определенном этапе появляется возможность перевода питания деаэраторов, питательных насосов и другого оборудования с постороннего источника на пар от «собственной» турбины.

При нагрузке главной турбины около 40 % номинальной приводная турбина, работающая на паре из коллектора собственных нужд, переводится на питание паром после СПП. Температура пара за

СПП, как правило, на 60—70 °С выше, чем температура его в коллекторе собственных нужд. Поэтому во избежание появления высоких температурных напряжений в деталях приводной турбины перевод питания необходимо осуществлять достаточно медленно (в течение примерно 30 мин). При еще большей нагрузке (примерно 60—65 % номинальной) пар в коллектор собственных нужд начинает поступать от турбины, снабжая деаэраторы и связанные с ними устройства.

При нагрузке главной турбины более 50 % к ней подключается система регенерации высокого давления. После взятия полной нагрузки энергоблок переходит в режим нормальной эксплуатации.

15.8. ОСТАНОВКА ТУРБИНЫ И ЕЕ ПУСК ИЗ ГОРЯЧЕГО И НЕОСТЫВШЕГО СОСТОЯНИЙ

15.8.1. Явления, возни ающие в т рбине при снижении на#р з и и останов е

При снижении расхода пара через турбину в ее проточной части изменяются давление и температура. Наиболее сильное влияние на режим остановки турбины оказывает изменение температуры, особенно для неблочных турбин, а также для тех блочных турбин, снижение нагрузки которых осуществляется при номинальном давлении свежего пара. Если снижение нагрузки производить скольжением начального давления без изменения начальной температуры пара, то температура в

проточной части изменяется также мало.

Изменение температуры в проточной части турбины приводит к тем же явлениям, какие возни-

кают и при ее пуске: появляется н е с о вм е с т - н о с т ь т е п л о в ы х р а с ш и р е н и й от д е л ь н ы х д е т а л е й, а в них самих возникают т е м п е р а -

т у р н ы е н ап р я ж е н и я. Однако при остановке

турбины эти явления проявляются специфически, поэтому они требуют отдельного рассмотрения.

Наиболее опасным при остановке турбины является относительное сокращение ротора, основная причина которого — поступление в камеру регулирующей и последующих ступеней пара пониженной температуры. Ротор, омываемый паром по большой поверхности и с высокой интенсивностью, быстро охлаждается и сокращается. Корпус турбины, имеющий гораздо большую массу и экранированный во многих случаях обоймами, охлаждается хуже, поэтому отстает от ротора в своем сокращении.

Кроме того, при нормальной работе турбоагрегата значительная часть длины уплотнения омывается горячим паром (рис. 15.15, а), поступающим из камеры первой ступени ЦВД или ЦСД. При

Рис. 15.15. Изменение направления потоков пара в концевом

уплотнении ЦВД при остановке турбины:

а — работа под нагрузкой; б — то же на холостом ходу; в — то

же под вакуумом

уменьшении нагрузки эта часть уплотнения начинает обтекаться паром все более низкой температуры, а при отключении генератора турбины от сети (рис. 15.15, б) поверхность ротора начинает омываться относительно холодным паром (140—160 °С), поступающим из деаэратора. Если учесть, что длина передних концевых уплотнений ЦВД иногда составляет половину длины ротора, то даже небольшое охлаждение ротора приведет к его сильному сокращению. При неправильной технологии остановки сокращение передней части ротора может достигнуть недопустимого значения.

Главным способом уменьшения относительного сокращения ротора при разгружении и выбеге турбины является подача на уплотнения пара повышенной температуры.

Постепенное закрытие регулирующих клапанов приводит к неравномерному подводу пара по окружности камеры регулирующей ступени, а если клапаны неодинаково открыты, то пар, поступающий из сопл регулирующей ступени, будет иметь разную температуру. Это вызовет неравномерное охлаждение корпуса, его коробление и задевания ротора о неподвижные детали.

Весьма опасны и температурные напряжения, особенно в роторе и корпусе турбины, возникающие из-за быстрого охлаждения поверхностей этих деталей. Возникающие на поверхности детали напряжения являются растягивающими, и они более опасны, чем напряжения сжатия, появляющиеся при неравномерном нагреве, поскольку они в большей степени способствуют возникновению и развитию трещин.

15.8.2. Останов а т рбины в #орячий резерв

При остановке турбины в горячий резерв предполагается ее пуск после относительно короткого времени. Как правило, это остановки на ночь или на субботу и воскресенье.

При остановке турбины в горячий резерв необходимо сохранить ее температуру как можно более высокой, так как это не только сократит и облегчит последующий пуск турбины, но и уменьшит потери теплоты на нагрев ее деталей до номинальной температуры. С этой точки зрения наилучшим способом остановки турбины был бы мгновенный сброс нагрузки. В этом случае не происходило бы охлаждения турбины во время разгружения. Сброс любой нагрузки, особенно полной, является очень серьезным испытанием для турбины, поэтому как способ остановки он вообще неприемлем. Можно говорить об очень быстрой разгрузке турбоагрегата и отключении его от сети. Однако мощность многих турбоагрегатов в настоящее время настолько велика, что может составлять значительную долю мощности энергосистемы, в которой они работают. Быстрое исключение из работы значительной мощности в этом случае может привести к неустойчивости работы всей энергетической системы. Поэтому такой способ не применяется.

Для конденсационных турбоустановок неблочного типа, а также энергоблоков, работающих с постоянным начальным давлением свежего пара, разгружение турбины ведут путем постепенного закрытия регулирующих клапанов (с помощью механизма управления). В процессе разгружения необходимо в соответствии с местной инструкцией при уменьшении давления в отборах производить отключение сетевых подогревателей и ПВД, уменьшать число работающих конденсатных насосов.

В предусмотренный момент времени необходимо перевести уплотнения ЦВД и ЦСД на питание горячим паром. Особенно внимательно нужно следить за относительным сокращением ротора. Если, несмотря на все принимаемые меры, сокращение ротора приближается к опасному пределу, необходимо прекратить разгружение, а возможно, даже увеличить нагрузку.

При уменьшении расхода пара в конденсатор на определенном этапе должен включаться в работу

клапан рециркуляции, направляющий часть конденсата обратно в конденсатор. Следует убедиться, что этот клапан действительно вступил в работу.

Снижение нагрузки обычно ведут до 15—20 % номинальной, после чего воздействием на кнопку выключения прекращают подачу пара в турбину. С этого момента турбина вращается генератором с частотой электрической сети, т.е. генератор работает в режиме двигателя. При этом происходит разогрев турбины вследствие потерь трения ротора о пар. Поэтому в короткое время, указанное в инструкции (обычно это несколько минут), необходимо убедиться, что стопорные, регулирующие и обратные клапаны на линиях отборов закрылись, а ваттметр показывает отрицательную мощность (потребление мощности из сети). После этого можно отключить генератор от сети. Может оказаться, что из-за недостаточной плотности клапанов, их зависания или других причин в турбину поступает пар.

Отключать турбогенератор в этом случае от сети запрещается, поскольку поступающего количества пара может оказаться достаточно для ее разгона. Необходимо предварительно полностью закрыть ГПЗ и ее байпас, убедиться, что пар в турбину не поступает, и только после этого отключить генератор от сети.

Остановку в горячий резерв блочных турбоустановок можно производить более рационально, уменьшая нагрузку турбины скольжением (понижением) начального давления, но сохраняя температуру свежего пара номинальной. При этом регулирующие клапаны турбины (или их часть) должны быть полностью открыты.

Перед открытием регулирующих клапанов отключают регуляторы подачи топлива и воздуха в котел блока. В процессе открытия клапанов нагрузка турбины практически не изменяется, так как она определяется зафиксированным режимом котла. Температура пара перед турбиной может, однако, несколько возрасти за счет уменьшения дросселирования пара в регулирующих клапанах. Необходимо следить за температурой свежего пара и при надобности воздействовать на нее впрысками конденсата в паропровод или регулированием подачи топлива и воздуха в котел.

При уменьшении нагрузки снижается температура пара за промежуточным пароперегревателем. Однако это понижение не должно быть больше 20—25 °С. Дальнейшее разгружение блочной турбины ведется постепенным уменьшением подачи топлива в котел, вследствие чего уменьшается давление свежего пара перед турбиной.

В блочной установке ряд ее элементов питается паром из отборов турбины. Поэтому на определенном этапе остановки, когда возможности турбины для этого исчерпываются, необходимо переходить на питание паром от других источников. Это отно-

15.8.4. Останов а т рбины с охлаждением

Остановка турбины с охлаждением (расхолаживанием) производится в тех случаях, когда предусматриваются работы, которые не могут быть проведены на горячей турбине. К таким работам относятся текущие и капитальные ремонты, при проведении которых необходимо вскрывать цилиндры. Прекращение вращения ротора турбины валоповоротным устройством, подача масла к подшипникам и снятие изоляции допускаются как по техническим причинам, так и по соображениям техники безопасности при температуре турбины ниже 200 °С.

Если производить остановку ранее описанным способом с сохранением постоянной температуры горячих частей турбины, то, поскольку современные турбины остывают со скоростью 60—70 °С в сутки, потребовалось бы 6—7 сут для остывания до допустимой температуры. Необходимость в полном остывании возникает не только при капитальных, но и при частичных ремонтах системы маслоснабжения, подшипников, паровпускных частей турбины, одним словом, тогда, когда подача масла на подшипники или вращение ротора валоповоротным устройством не могут быть прекращены или когда этого требует техника безопасности.

Основная идея проведения остановки блочной турбины с расхолаживанием состоит в том, что турбина постепенно охлаждается протекающим через нее паром понижающейся температуры; при этом также уменьшают начальное давление пара. Основная трудность в осуществлении режима расхолаживания состоит в том, что не все котлы могут выдавать пар требуемых параметров. Выше отмечалось, что для исключения попадания в турбину влажного пара (это вызовет резкое понижение температуры металла турбины) необходимо иметь перегрев его по отношению к температуре насыщения. Поэтому вместе со снижением температуры пара следует снижать и его давление. Эта операция сравнительно просто осуществляется на блоке с барабанным котлом. Весь тракт прямоточного котла, как уже упоминалось, должен работать под давлением, которое не может быть сильно снижено по соображениям его надежности, поэтому на блоках с такими котлами возможно лишь ограниченное снижение температуры пара. В некоторых случаях расхолаживание турбины ведут путем прикрытия регулирующих клапанов при поддержании номинальных параметров пара, но при снижении паропроизводительности котла.

При остановке турбины с расхолаживанием в результате постепенного охлаждения со скоростью 0,5—0,7 °С/мин удается довести температуру турбины за 5—7 ч до 360—370 °С. Все рассмотренные выше операции по остановке оборудования блока остаются прежними. Продолжительность естествен-

ного остывания турбины после разгружения турбины с расхолаживанием еще до температуры 150— 180 °С составляет дополнительно 5—7 сут. Поэтому постоянно ведутся поиски рациональных, относительно быстрых способов расхолаживания турбин с тем, чтобы сократить до минимума период от отключения генератора от сети до начала ремонта.

15.8.5. Аварийная останов а т рбоа#ре#ата

При возникновении на турбоагрегате аварийного положения дежурный персонал должен действовать

всоответствии с противоаварийной инструкцией, в которой содержится перечень основных аварийных ситуаций и приведены меры по их ликвидации.

При ликвидации аварийных положений дежурный персонал должен особенно внимательно наблюдать за основными показателями работы турбины, к которым относятся: частота вращения, электрическая мощность, параметры свежего пара и пара промежуточного перегрева, вакуум в конденсаторе, уровень вибрации турбоагрегата, осевое положение ротора и положение роторов относительно соответствующих корпусов, давление масла

всистемах регулирования и смазки, уровень масла

вмасляном баке, температура масла на входе в подшипники и выходе из них.

Аварийная остановка турбоагрегата производится путем немедленного прекращения подачи пара в турбину. При этом различают аварийную

котором в выходную часть турбины и конденсатор впускают атмосферный воздух через специальную электрозадвижку (см. поз. 15 на рис. 15.2).

При срыве вакуума плотность среды в ЦНД резко возрастает, и это приводит к быстрому замедлению частоты вращения ротора при прекращении подачи пара и отключении генератора от сети. При срыве вакуума динамические напряжения в рабочих лопатках возрастают в несколько раз, поэтому регулярные остановки с использованием срыва вакуума ведут к накоплению в них повреждений. Кроме того, при срыве вакуума происходит разогрев выходного патрубка и появляется возможность расцентровок и вибрации. Поэтому использование срыва вакуума допустимо лишь в аварийных ситуациях, действительно требующих этого.

Срыв вакуума необходим и при увеличении частоты вращения сверх допустимой, при гидравлическом ударе, при котором может произойти выплавление заливки колодок упорного подшипника, при резком осевом сдвиге ротора, при чрезмерном относительном удлинении роторов, при появлении искр из концевых уплотнений, свидетельствующих о сильных задеваниях, при которых может произойти прогиб ротора.

Внезапное понижение уровня масла в баке при невозможности его восстановления требует быстрой остановки во избежание срыва масляных насосов и нарушения маслоснабжения. Срочные меры по остановке ротора следует предпринять при возникновении пожара или его серьезной угрозе.

При аварийной остановке со срывом вакуума необходимо прекратить доступ пара в турбину с помощью кнопки выключения и потребовать остановки котла (при блочной схеме турбоустановки). При этом пар, вырабатываемый некоторое время котлом, в силу его большой аккумулирующей способности нельзя сбрасывать в конденсатор через БРОУ. Его выпускают в атмосферу через предохранительные клапаны паропроводов. Далее необходимо убедиться в том, что турбина надежно отключена от паропроводов и не вырабатывает мощности; только после этого можно отключить генератор от сети. Затем открывают задвижку срыва вакуума и отключают эжектор.

Далее, если ГПЗ и ее байпас не закрыты, то их следует закрыть, для того чтобы случайные неправильные действия персонала или неполадки в системе регулирования не привели к открытию регулирующих клапанов и разгону турбины. Необходимо обеспечить нормальную работу системы смазки (проверить включение пусковых или резервных масляных насосов), конденсатных насосов (включить рециркуляцию в конденсатор), деаэратора (перевести его на работу паром от постороннего источника). Дальнейшая остановка ведется обычным способом.

При возникновении аварийного положения, не предусмотренного противоаварийной инструкцией, персонал должен действовать быстро, но продуманно. Прежде всего надо уяснить, что же произошло. Для этого необходимо быстро собрать всю возможную информацию, имеющую отношение к аварии, и мысленно представить себе процесс развития аварии. Это позволит предположить причину возникновения аварии. Очень большую пользу при этом оказывает знание конкретной турбины, ее особенностей и истории эксплуатации. Конечно, все это надо делать быстро, иногда в считанные секунды. Приняв решение, необходимо приступить к ликвидации сначала последствий, а затем причин аварии.

15.8.6. Остывание т рбины и элементов бло а при останов е в #орячий резерв

После полного выбега ротора и включения в работу ВПУ начинается процесс естественного остывания турбины и других элементов турбоустановки. В период остывания прекращение вращения ротора и подачи масла на подшипники турбины не

допускаются. Обычно в течение первых 8 ч ротор вращается ВПУ при действующем гидроподъеме непрерывно, а в дальнейшем ротор периодически (с увеличивающимся периодом) поворачивают на 180°. Прекращение вращения ротора недопустимо из-за его неравномерного остывания и появления теплового прогиба. Подача масла к подшипникам необходима, во-первых, для уменьшения трения в подшипниках при вращении ротора ВПУ и, во-вто- рых, для снятия теплоты, аккумулированной в турбине при ее работе и притекающей к подшипникам при ее остановке.

При остывании хорошо изолированной турбины интенсивность теплообмена между окружающим воздухом и турбиной очень мала. Поэтому опасные температурные напряжения в ее деталях не появляются. Наибольшую опасность представляют временные деформации корпуса турбины, возникающие вследствие неравномерного остывания.

Наиболее серьезные последствия связаны с появлением разности температур между верхней и нижней образующими корпуса. Это приводит к выгибу корпуса стрелой вверх. Разность температур возникает из-за недостаточности или некачественности изоляции низа корпуса, более интенсивного отвода теплоты от низа корпуса, в том числе по патрубкам отборов, негерметичности обшивки турбины.

15.8.7. Уход за остановленной т рбиной

За остановленной турбиной необходим тщательный уход. Наибольшую опасность для остановленной турбины и некоторых других элементов турбоустановки представляет с тоя н оч н а я ко р р о з и я.

Основной причиной коррозии является одновременное присутствие влаги и воздуха, поэтому при остановке турбины должны быть приняты меры для исключения их одновременного попадания в нее. Для этого паропровод, подводящий пар к турбине, снабжается специальным вентилем обеспаривания, который сообщает паропровод с атмосферой сразу же после остановки турбины. Камера регулирующей ступени турбины, камеры отборов, паровые коробки регулирующих клапанов, перепускные трубы (от стопорных клапанов к регулирующим) также должны быть сообщены с атмосферой во избежание скопления конденсата, который может испаряться и через неплотности арматуры попадать в турбину.

При остановке турбины в длительный резерв принимаются дополнительные меры. Турбина с помощью заглушек надежно отключается от всех паропроводов, по которым в нее может проникнуть пар: от паропроводов свежего пара, паропроводов