2.9 Методы ускорения пусков турбины

1. Обогрев фланцев и шпилек паром:

Время пуска турбины определяется допустимыми скоростями прогрева их наиболее толстостенных элементов (фланцев ЦВД и ЦСД). Обогрев фланцев снаружи позволяет снизить разность температур между стенкой цилиндра и фланцем. Одновременно с фланцами прогревают шпильки через сквозные отверстия в них. Для этого используют пар из камеры регулирующей ступени или из пространства между внешним и внутренним корпусами ЦВД (при двустенной конструкции). В установках с промперегревом используют пар из линии пром­перегрева

2. Применение новой пусковой документации: пусковых ведомостей, сетевых графиков пуска и др.

3. Автоматизация пусковых операций.

При ручном управлении пуском обслуживающий персонал не может провести все пусковые операции с максимально допустимыми разностями температур и скоростями прогрева. Следовательно, время пуска затягивается. Автоматизация пуска сокращает время пусковых операций на 20–25%.

2.10 Останов паровых турбин

Останов бывает нормальный (плановый) и аварийный.

2.10.1 Нормальный останов

Перед нормальным остановом проверяют работу вспомогательных маслонасо­сов, ход стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД и исправность при­водов БРОУ и РОУ. Разгрузка турбины неблочного типа и турбины, работаю­щей в блоке с прямоточными котлами, производится прикрытием регулирующих клапанов при постоянных параметрах пара.

Разгрузка турбин с барабанными котлами может производиться на скользящих параметрах пара при постоянном расходе. Снижение нагрузки производится, обычно, ступенями с выдержкой во времени на промежуточных нагрузках. При разгрузке необходимо следить за надежностью работы турбины:

1. относительным удлинением роторов;

2. за разностью температур верха и низа цилиндра;

3. за разностью температуры фланцев и шпилек;

4. за вибрационным состоянием турбоагрегата;

5. за уровнем конденсата в конденсаторе;

6. за работой системы подачи пара в уплотнения;

7. за температурой масла на сливе из подшипников.

При определенном снижении нагрузки необходимо:

1. включить систему рециркуляции основного конденсата;

2. переключить деаэратор на посторонний источник питания;

3. отключить испарительную установку;

4. постепенно отключить ПНД, и ПВД начиная с верхнего.

2.10.2 Аварийный останов

Аварийный останов производится при повреждении отдельных элементов турбоагрегата или при угрозе такого повреждения. Он производится без подготовительных операций путем срабатывания автомата безопасности и последующего отклю­чения генератора от сети. Различают два способа аварийного останова турбины: без срыва вакуума и со срывом вакуума.

2.10.2.1 Аварийный останов со срывом вакуума

Срыв вакуума производится подачей воздуха в конденсатор через специальный клапан. Цель срыва вакуума: уменьшение времени выбега ротора за счет увели­чения потерь на трение и вентиляцию. При нормальном останове после закрытия клапанов ротор вращается 25-30 мин., так как после прекращения подачи пара во всех цилиндрах – разрежение.

При подаче воздуха в конденсатор увеличивается тормозящий момент и время останова ротора сокращается более, чем в 2 раза. Однако подача холодного воздуха вызывает резкое охлаждение ротора и внутренней поверхности цилин­дра, что для турбины высоких параметров нежелательно, поэтому такой останов применяется только тогда, когда вращение ротора может способствовать разви­тию аварии, то есть в следующих случаях:

1 при увеличении частоты вращения ротора турбины сверх 10-12 % нор­мальной

2 при внезапном возникновении сильной вибрации турбины.

3 при появлении в проточной части ударов и явно слышимого металличе­ского звука.

4 при появлении искрения из концевых уплотнений.

5 при резком повышении температуры масла до 75⁰С или появлении дыма из подшипников турбины или генератора.

6 при воспламенении масла на турбоагрегате и невозможности быстро потушить пожар силами обслуживающего персонала.

7 при недопустимом осевом сдвиге ротора.

8. при недопустимых относительных удлиннениях ротора;

9 при недопустимом падении давления масла в системе смазки.

10 при недопустимом снижении уровня масла в баке.

11 при гидравлическом ударе, основными признаками которого являются:

–резкое падение температуры свежего пара

–металлический шум и удары в турбине

–увеличение вибрации турбины

–гидравлические удары в паропроводах свежего пара или промперегрева

–появления влажного пара из фланцев регулирующих клапанов

12 при разрыве паропроводов свежего пара и промперегрева, а также паропровода отбора до запорной задвижки по ходу пара.