Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Аварийные переключения, как правило, производятся в ограниченном временном интервале и требуют от персонала четкости, самостоятельности и ответственности при их выполнении.




Читайте также:
  1. Аварийные радиобуи
  2. Адаптация персонала
  3. Адаптация персонала на предприятиях тур. отрасли
  4. Адаптация персонала, ее направления. Технология управления адаптацией.
  5. Адаптация персонала.
  6. Адаптация персонала.
  7. Адаптация персонала: формы, виды, социально- психологические проблемы
  8. Административной ответственности
  9. Анализ использования персонала предприятия

 

29.Какие основания возникают для производства аварийных переключений.

Сработке защит работающего оборудования;

Отклонении параметров работающего оборудования за пределы нормальных эксплуатационных значений, требующих вмешательства оперативного персонала (в том числе в случаях отсутствия либо отказа защит, блокировок и автоматики), согласно эксплуатационных инструкций;

Потере контроля за параметрами работающего оборудования;

 

30.Указать основные цели аварийных переключений.

Локализация и предотвращение развития аварийной ситуации;

Устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, затронутого аварией;

Обеспечение нормальной работы основного оборудования, не затронутого аварией, а также оборудования и систем, обеспечивающих соблюдение пределов безопасной эксплуатации энергоблоков;

 

31.Что содержит типовой бланк переключений.

Объект переключений;

Вид переключения;

Исходные условия;

Сведения о персонале, выполняющем переключения, а также осуществляющего контроль за ходом выполнения переключений и несущего за них ответственность;

Последовательность производства переключений;

Операции в цепях защит, блокировок, автоматики и сигнализации, включая их цепи питания;

Контрольные операции;

Положение запорной и регулирующей арматуры после переключений.

Каждый бланк переключения типовой имеет свой номер-шифр, на основе которого производится быстрый поиск и определение правильности выбора БПТ при поиске например: бланк переключения типовой №03.RM.01, где:

Номер блока ( для спецкорпуса - СК, и т.д.);

RM - система, на которой производятся переключения (по принадлежности);

Порядковый номер бланка в списке типовых переключений для данной системы.

 

32.В каких случаях запрещаются работы по бланку переключений.



Нет возможности выполнения операции согласно данного БП;

БП имеет ошибки, которые могут привести к возникновению аварийной ситуации, аварии или угрозе жизни людей;

Имеются отличия БП (компьютерная форма) от БПТ;

Хотя бы один из шагов противоречит действительному положению оборудования и нет возможности привести его к указанному в БП.

 

33.Дать общую характеристику основному режиму работы турбины.

Основной режим работы турбины является стационарным режимом. В данном режиме турбина работает на номинальной мощности.

Номинальной мощностью турбины называется максимальная электрическая мощность, развиваемая на клеммах электрического генератора продолжительное время при полностью включенных отборах турбины и номинальных значениях параметров.

То, что именно этот режим является основным, обусловлено следующими обстоятельствами:

Необходимостью обеспечения максимальной экономичности работы энергоблока.

Основным показателем экономичности работы турбин (энергоблоков) АЭС служит удельный расход тепла на 1 кВт час выработанной электроэнергии. Его минимальное значение ( а значит – максимальное значение экономичности ) имеет место как раз при работе на номинальной мощности. В частности, для турбины К-1000-60/1500-2 ( ЗАЭС ) на этом режиме удельный расход тепла составляет 10 237 кДж/ кВт час; обратная этой величина другого важного показателя экономичности – абсолютного электрического КПД ( брутто ) – составляет при этом 35,17%.



Работа в данном режиме позволяет повысить окупаемость затрат на капитальное строительство и снизить себестоимость 1 кВт час электроэнергии.

Еще раз необходимо вспомнить, что паровая турбина является однорежимным двигателем, и наиболее экономичным для нее расчетным режимом является именно режим работы на номинальной мощности.

Необходимость обеспечения надежности работы энергоблока, и прежде всего – потенциально ядерноопасной ЯППУ.

Мощность, на которой работает турбина ( а точнее – величина расхода пара через турбину, соответствующая данной мощности ), существенно влияет на надежность не только ЯППУ, но и самой турбины и всего паротурбинного оборудования. Необходимо обратить внимание на неоднозначность отдельных сторон этого влияния ( например, уменьшение мощности турбины снижает величину механичеких напряжений в проточной части, уменьшает величину осевой нагрузки на ротор, т.е. – повышает надежность; однако, в то же время, как будет видно из материала следующей лекции, посвященной особым режимам работы турбины, отрицательно влияет на надежность последней ступени турбины, ее выхлопного патрубка и т.д.). Несмотря на это, можно в общем случае уверенно считать, что отклонение от режима работы на номинальной мощности ведет к снижению надежности оборудования.

 

 

34.Указать и раскрыть особенности основного режима работы турбин АЭС.

Стационарность.

Это означает, что все процессы, протекающие в турбине, носят установившийся характер. Практически это выражается в том, что параметры рабочего тела и показатели состояния турбины не изменяются в течение времени работы, или изменяются, но медленно и в определенных узких пределах, т. е. – колеблются возле номинальных значений.

Оптимальность.

Данный режим является расчетным; расчитывается он как наиболее экономичный. Любые отклонения от режима приводят к недовыработке электрической мощности, т.е. потерям энергии. Отступления от режима, нарушения его приводят также, как правило, к снижению надежности.

Близость параметров и показателей к предельным.

Эта особенность объясняет сказанное выше в отношении надежности. В данном режиме турбина является в максимальной степени нагруженной в отношении как паровых ( вследствие максимального расхода пара через полностью открытые регулирующие клапаны ), так и механических ( вследствие большой скорости вращения и наличия нагрузки со стороны генератора ) усилий.Кроме того, тепловая деформация деталей турбины также максимальна, вследствие максимальной емпературы прогрева. Расчетные механические усилия имеют максимальную величину.

Поэтому параметры пара и показатели состояния турбины на данном режиме имеют строго ограниченные пределы, выход за которые чреват не только снижением надежности, но и опасностью возникновения аварийных ситуаций.

При этом нужно учитывать, что значения параметров и показателей, как правило, имееют верхний и нижний пределы, которые в одинаковой степени нельзя переступать. Так, например, увеличение расхода пара через турбину ведет к перегрузу турбины ( а отсюда – к увеличению изгибных напряжений, вибрации и т.п.); в то же время, снижение расхода пара ведет к резкому ухудшению работы последних ступеней ЦНД ( нагрев, вибрация и т.д.).

Работа блока в составе энергосистемы.

Данная особенность проявляется во взаимном влиянии работы турбины на функционирование энергосистемы и наоборот. На надежность турбины это влияет в основном отрицательно, так как добавляются внешние воздействия со сороны энергосистемы ( изменения нагрузки, частоты ), в том числе – аварийные ( отключения генератора, короткие замыкани ).

С другой стороны, это требует повышения ответственности эксплуатационного персонала, так как любые остановы турбины ( даже из-за ложных срабатываний автоматики или ошибочнвх действий оперативного персонала ) не только нарушают работу энергосистемы, но и могут вызвать в отдельных случаях начало каскадной аварии в ней.

Первичное управление турбиной и вляние на ЯППУ.

Реализуемый на АЭС принцип первичного управления турбиной означает, что турбина является источником возмущений для ЯППУ – как своих собственных, так и идущих со стороны энергосистемы.

Связь турбины ( ее режима работы ) с ЯППУ имеет место, вообще-то, на всех эксплуатационных режимах. Однако, в данном случае, она: во-первых, усложняется;.во-вторых, усиливается; в-третьих, становится более ответственной.

Автоматический режим работы.

В рассматриваемом случае турбина работает в автоматическом режиме, т.е. с включенными всеми регуляторами, блокировками, защитами, автоматикой резерва. Автоматика турбины функционирует в составе общей АСУ ТП энергоблока.

Однако автоматический режим работы турбины вовсе не означает, что она управляется « на автопилоте», а оперативный персонал просто выполняет роль дублера автоматики или контролирующего органа.

Прежде всего, именно он осуществляет выбор режима автоматического регулирования, исходя из конкретных условий, а так же возможностей каждого режима.

 

35.Как изменение начального давления пара влияет на работу турбины.

Изменение начального давления пара связано или с изменениями в режиме работы ЯППУ (ПГ ), или с изменеиями в режиме работы сопел 1-ой ступени ЦВД ( например, уменьшение их проходного сечения вследствие солевых заносов и отложений ).

Изменение начального давления пара приводит к изменению расхода пара и одновременно – величины располагаемого теплоперепада, что в конечном итоге ведет к изменению внутренней и электрической мощности турбины.

Для конденсационных турбин, изменение расхода пара прямо пропорционально изменению начального давления.

При увеличении начального давления ( больше номинального значения) все ступени турбины оказываются перегруженными, особенно – последняя. Основная опасность при этом заключается в возрастании величины изгибающего момента, действующего на рабочие лопатки, диски рабочих колес и диафрагмы.

Если весь процесс расширения пара или значительная его часть происходит ниже линии насыщения на диаграмме I-s (линии сухости), что как раз имеет место во влажнопаровых турбинах АЭС, то при постоянной начальной сухости увеличение начального давления означает снижение КПД турбины в связи с увеличением средней влажности пара ( для турбин ТЭС – наоборот ).

Для турбин и ТЭС и АЭС рост величины начального давления пара перед турбиной ведет к росту внутренней мощности турбины.

Гораздо большие неприятности приносит снижение начального давления пара перед турбиной. Если при этом регулирующие клапаны открыты полностью, то турбина неможет быть нагружена до номинальной мощности.

В случае долговременной работы на начальном давлении пара, ниже номинального,иногда даже целесообразно удалить часть первой ступени для увеличения давления перед остальными ступенями турбины.В этом случае расход пара достигнет номинального, и мощность турбины будет снижена только за счет уменьшения величины теплоперепада.

Некоторые турбины дополнительно снабжаются паровым клапаном, позволяющим увеличить расход пара через турбину при работе с пониженным начальным давлением.

 

36.Как изменение начальной температуры пара влияет на работу турбины.

При увеличении температуры пара перед турбиной расход пара через турбину уменьшается, а при уменьшении – возрастает. Это связано с изменением величины удельного объема пара ( чем меньше температура, тем меньше удельный объем пара, или больше его плотность ).

В то же время величина располагаемого теплоперепада турбины изменяется прямо пропорционально изменению температуры пара. Так как последнее ( изменение теплоперепада вследствие изменения температуры ) будет сказываться сильнее, то следовательно, в общем можно сказать, что с уменьшением температуры пара перед турбиной ее мощность уменьшается .

 

При рассмотрении вопроса о допустимости работы турбины с повышенной температурой входного пара необходимо учитывать ухудшение механических свойств сталей при возрастании температуры. В турбинах, работающих на высоких параметрах пара, возникает такое опасное явление, как ползучесть металла ( т.е. – появление остаточных деформаций ). Для влажнопаровых турбин АЭС эта проблема не является настолько актуальной.

Как уже говорилось, уменьшение начальной температуры приводит к уменьшению мощности турбины, однако при этом:

возрастут механические напряжения, особенно на последней ступени турбины (вследствие увеличения массового расхода);

увеличится влажность (и, следовательно, эрозионный износ элементов проточной части);

возрастет реактивность (а, следовательно, осевые усилия на ротор).

 

37.Как изменение начальной влажности пара влияет на работу турбины.

Во влажнопаровых турбинах АЭС, у которых давление и температура пара ( в том числе – и начальные ) однозначно связаны между собой, вместо температуры пара вторым важным параметром после начального давления выступает прежде всего влажность пара. Она оказывает сильное влияние и на экономичность работы турбины, и на ее надежность.

Увеличение начальной влажности пара перед турбиной ведет к снижению мощности, КПД и надежности ( прежде всего – эрозионной ) турбины. В частности, увеличение начальной влажности уменьшает величину внутреннего КПД от 0,2…0,4 до 1 %.

 

38.Как изменение конечного давления пара влияет на работу турбины.

Большое влияние на экономичность работы ТА, ПТУ и всей АЭУ оказывает конечное давление пара после турбины (ЦНД), измеряемое по давлению в конденсаторе.

Повышение величины абсолютного давления в конденсаторе на 1 КПа может вызвать снижение КПД установки на 1,5…2 %.

Как известно, давление в конденсаторе может изменяться вследствие многих причин.

Изменение величины конечного давления сказывается прежде всего на работе последней ступени.

Увеличение величины абсолютного давления в конденсаторе (т.е. конечного давления пара) ведет к снижению экономичности турбины и установки. Снижение этой величины (РК) такой однозначностью по отношению к величине КПД не обладает, что связано со следующими обстоятельствами:

существует предел роста внутренней мощности турбины при снижении величины абсолютного давления в конденсаторе до определенной величины давления (т.н. предельный вакуум), обусловленный ограниченной расширительной способностью косого среза турбинных решеток.

Уменьшение давления в конденсаторе приводит к росту скорости выхода пара из последней ступени турбины, а следовательно – и величине потери с выходной скоростью (выходной кинетической энергией), т.е. – к снижению КПД. Величина потерь с выходной скоростью ограничена значением 40 КДж/кг, чему соответствует скорость выхода пара порядка 200...230 м/с.

Необходимо отметить, что изменение конечного давления пара в значительной степени влияет на надежность ТА, особенно – последней ступени. Так, при увеличении давления в конденсаторе:

уменьшается объемный пропуск пара (при неизменном массовом расходе), что существенно повышает нестационарность характера течения пара в последней ступени и ведет к росту динамических нагрузок (вибрации);;

растет температура ступени и выхлопного патрубка (отсюда –их деформация, потеря плотности, расцентровка ТА, вибрация);

3)Возрастает вероятность нарушения плотности конденсатора (как водяной, так и воздушной);

Уменьшение давления в конденсаторе ухудшает условия работы конденсатных насосов.

Изменение давления в конденсаторе приводит к изменению величины осевых усилий на упорный подшипник.

 

39.Как изменение параметров пара промперегрева влияет на работу турбины.

Параметры пара промежуточного перегрева (давление и температура пара после СПП) зависят от режима работы СПП.

Снижение давления и температуры пара промперегрева свидетельствуют о неполадках в работе СПП; они ведут к снижению экономичности вследствие снижения мощности ЦНД.

Относительное снижение КПД за счет уменьшения давления пара промперегрева составляет: для турбины К-220-44 - 0,13%; для турбины К-1000-60/1500 – 0,15%.

 

40.Что входит в общие обязанности оперативного персонала, обслуживающего ТА.

1) Контроль за основными параметрами установки;

2) Контроль за работой САУР и З и местных автоматических систем;

3) Контроль за работой отдельных систем, механизмов и узлов;

4) Проверка и опробывание элементов защиты, аварийной сигнализации и автоматики включения резерва согласно установленному графику;

5) Опробывание резервного оборудования;

6) Периодическая смазка узлов, не обеспеченных централизованной смазкой;

7) Периодическая запись показаний приборов (КИП) в суточную ведомость (оперативную документацию);

8) Ведение вахтенного журнала, журнала оперативных переключений, журнала дефектов оборудования;

9) Поддержание санитарного состояния на своем рабочем месте, контроль за соблюдением правил техники безопасности;

10) Выполнение в случае необходимости, а также по командам вышестоящего оперативного звена переключений и операций по изменению электрической нагрузки и режима работы оборудования.

 

41.Указать классификацию особых режимов работы турбины.

Особыми режимами работы турбины (ТА) будем называть все неаварийные режимы эксплуатации, отличные от номинального (основного) режима.

Условно их можно разделить на две большие группы:

стационарные (установившиеся) особые режимы

нестационарные (переменные).

К первой группе относятся режимы: с малым (меньше номинального) расходом пара (режимы работы на частичных нагрузках, режим холостого хода); с большим (больше номинального) расходом пара (форсированные режимы); беспаровой (моторный режим).

Ко второй группе относятся режимы, связанные с изменением мощности турбины в ту или иную сторону (переходные режимы), а также режимы сброса электрической нагрузки.

Эксплуатационный режим собственных нужд относится к группе особых режимов работы на частичных нагрузках, а режимы работы с частично отключенным оборудованием могут относиться как к этой группе, так и - к форсированным режимам (например, при отключенном ПВД).

 

42.Какие общие отличительные черты имеют все особые режимы работы турбины.

Основной общей отличительной чертой всех особых режимов является то, что они - неэкономичны. Это вытекает уже из известного свойства паровой турбины как теплового двигателя, а именно: паровая турбина имеет максимальный КПД только на одном, расчетном режиме - режиме номинальной мощности (в номинальном режиме).

Из того факта, что особые режимы не соответствуют основному расчетному (номинальному) режиму можно сделать также предварительный вывод и о том, что они (конечно, в различной степени) неблагоприятны и с точки зрения надежности.

Однако сразу же необходимо отметить одно важное обстоятельство: несмотря на внешнюю кажущуюся очевидность того факта, например, что при работе на режимах частичной нагрузок (т.е. - на малых мощностях) надежность турбины должна быть выше, эта «очевидность» обманчива. На самом деле, как мы убедимся в дальнейшем, именно режимы работы на частичных нагрузках являются самыми неблагоприятными для турбины с точки зрения ее надежности (причем, чем меньше расход пара на турбину, тем «хуже» для нее).

Поэтому необходимо четко представлять физическую сторону явлений для того, чтобы делать правильные для эксплуатации выводы.

Все особые режимы являются обусловленными задачами эксплуатации, а зачастую - и вынужденными. Это значит, что они выполняются или вследствие команд диспетчерского пункта энергосистемы (которые, в свою очередь, связаны с какими-то вынужденными обстоятельствами), или по причине необходимости выполнения определенных операций (проверок), или в результате нарушений структуры ПТУ (например, аварийное отключение каких-либо элементов ПТУ) и т.д.

Все особые режимы работы турбины, таким образом, в общем являются неблагоприятными для турбины и нежелательными с точки зрения ее эксплуатации. Поэтому практически все они ограничены по длительности соответствующими документами.

 

43.Указать особенности режима работы турбины при малых объемных расходах пара.

 

 

Изменение давления пара перед группой ступеней (перед турбиной) пропорционально изменению расхода пара.

Определяющим является не сколько массовый, сколько - объемный расход пара (объемный пропуск пара), величина которого зависит не только от положения регулирующего клапана РК, но и от давления в конденсаторе (которое влияет на величину удельного объема пара).

Величина располагаемого теплоперепада ступени (отсека, турбины) изменяется прямо пропорционально изменению квадрата объемного расхода.

Наиболее ощутимое изменение теплоперепада при изменении расхода пара происходит на последней ступени турбины, которая первой «чувствует» изменение расхода. Это связано с тем, что на последней ступени сильнее всего изменяется противодавление.

Отсюда следует важный вывод: при анализе работы турбины на режимах с объемным расходом пара, отличном от номинального, прежде всего необходимо рассматривать работу именно последней ступени. Это тем более важно, что последняя ступень турбины является наиболее напряженной по условиям работы и наиболее сложной по расчету и конструктивному исполнению.

Физические особенности работы последней ступени турбины при малых расходах пара. Последняя ступень турбины в силу своего расположения первой «почувствует» не только изменение массового расхода, но и - изменение давления в конденсаторе (причин которого - множество). Таким образом, последняя ступень наиболее чувствительна к изменению объемного расхода пара. А он влияет на величину располагаемого (а следовательно - и внутреннего) теплоперепада.

Как известно, последняя ступень турбины имеет самые большие геометрические размеры в радиальном направлении. Поэтому изменением параметров пара по радиусу пренебрегать нельзя. Несмотря на использование таких конструкторских приемов, как закрутка (в том числе - «обратная») и тангенциальный наклон рабочих лопаток, эти изменения довольно значительны, что приводит к изменению пространственной геометрии потока. В этой связи особенно важную роль играет изменение реактивности в каждом сечении ступени.

В общем случае реактивность ступени при уменьшении объемного расхода уменьшается. Причем, чем меньше величина начальной степени реактивности (а это, как известно, имеет место у корня рабочих лопаток, т.е. в нижней части осевого зазора ступени), тем сильнее изменяется величина реактивности.

Уменьшение реактивности практически выражается в затормаживании парового потока (в связи с уменьшением величины давления в осевом зазоре). Это в наибольшей степени выражено у корня лопатки, что приводит к перестройке парового потока: линии тока «отжимаются» к периферийной зоне, т.е. поднимаются в меридиональном направлении, что изображено на рис.2. «Полезная» площадь рабочей лопатки т.о. уменьшится, и «работать» будет только верхняя, периферийная часть лопатки, расход через которую увеличится. В корневой и периферийной зонах осевого зазора образуются вихри, вращающиеся вокруг оси ротора со скоростью, почти равной окружной скорости рабочего колеса.

По мере уменьшения объемного расхода пара такая же картина течения потока начнет иметь место поочередно на всех ступенях по направлению к первой, т.е. распространяясь в «нос» турбины. Необходимо повторить, что эксплуатационными причинами всех этих описанных выше процессов могут быть:

а) уменьшение массового расхода пара вследствие прикрытия регулирующего клапана;

б) рост давления в конденсаторе (что приводит к снижению удельного объема пара, или, по-другому, к росту его плотности);

в) совместное действие обоих факторов (а и б).

 

44.Как влияет режим работы турбины при малых объемных расходах пара на экономичность и надежность турбины.

Влияние уменьшения объемного расхода на экономичность турбины. Так как процессы, рассмотренные выше, имеют место последовательно, начиная с последней ступени, то прежде всего рассмотрим, как они влияют на работу этой ступени.

Уже из наличия самого факта уменьшения теплоперепада на ступень и уменьшения количества пара, поступающего на нее в единицу времени, ясно, что мощность ступени при снижении расхода, или увеличении давления в конденсаторе, или того и другого вместе (т.е. – при снижении величины объемного расхода) должна снизиться.

Кроме того, снижение экономичности ступени произойдет и вследствие того, что при этом будет «работать» не вся поверхность рабочих лопаток ступени, а только ее периферийная часть (которая тем меньше, чем больше снижение объемного расхода) – в силу отмеченного выше «подъема» потока пара от корня к периферии рабочей лопатки.

Изменение КПД ступени можно оценить, построив графики зависимостей , один из которых изображен на рис.3.

При снижении величины теплоперепада (за счет уменьшения объемного расхода) оптимальное отношение скоростей нарушается, а именно –возрастает, и рабочая точка А переходит в правую часть кривой, т.е. – в режим с пониженным КПД. При определенном для данного сечения отношении скоростей окружной КПД становится равным нулю, т.е. полезная мощность перестает вырабатываться.

Следует отметить, что в данном случае величина отношения скоростей изменилась только из-за уменьшения величины фиктивной скорости, т.е. – за счет уменьшения величины располагаемого теплоперепада. При дальнейшем его снижении ступень может перейти в режим потребления мощности (т.е. КПД станет отрицательным).

На что же расходуется энергия парового потока и куда девается мощность?

Точка В на рис.3 соответствует режиму, при котором кинематика скоростей такова, что пар проходит «сквозь» рабочую решетку, не оказывая на лопатки силового воздействия. Ротор в этом случае вращается остальными ступенями, находящимися в работе, а данная ступень как бы «выключается из работы».

Режиму работы ступени с отрицательным КПД (когда рабочая точка на рис.3 располагается правее т.В) соответствует ситуация, когда ступень потребляет мощность, вырабатываемую другими ступенями, затрачивая на ее на вращение пара, находящегося в межлопаточном пространстве. Такой режим работы ступени (в этом случае она работает как компрессор) называется вентиляционным, а потери энергии – вентиляционными потерями.

Увеличение плотности пара из-за повышения давления в конденсаторе увеличивает затраты энергии на вентиляцию такого пара, а кроме того, увеличиваются силы трения диска и лопаток о пар и, соответственно, потери на трение. Кстати, последнее обстоятельство используют в аварийных случаях для быстрой остановки ротора (останов со срывом вакуума).

При каких значениях объемного расхода начинаются отмеченные выше явления?

Испытания модельных образцов последней ступени тихоходной турбины ХТЗ прказали, что существенное изменение характера течения потока пара начинается при уменьщении величины объемного расхода пара до 0,41, а при значении 0,24 происходит отрыв потока от прикорневой зоны. Режим работы с нулевым КПД наблюдался при значении величины объемного расхода пара около 0,32. По мере снижения величины объемного расхода пара ступени турбины последовательно, одна за другой, переходят в режим сначала нулевой, а затем и отрицательной мощности.

При работе турбины в режиме холостого хода, что соответствует величине массового расхода пара примерно 0,05-0,1 номинального, первые ступени ЦНД работают в режиме выработки мощности, промежуточные ступени – в режиме нулевого КПД (холостом), а последние – в режиме поглощения мощности (вентиляционном).

 

.Влияние малорасходных режимов на надежность турбины. Неприятности, связанные с работой турбины на режимах с малым расходом пара, не ограничиваются снижением ее экономичности. Гораздо важнее оказывается тот факт, что при этом существенно снижается и надежность турбины. И опять, в первую очередь, речь должна идти о последней ступени. Снижение надежности происходит вследствие двух основных причин:

Роста температуры (нагрева) ступени;

Появления (усиления) вибрации.

Первая причина обусловлена трением рабочего колеса о пар при вентилировании его в ступени и ухудшением условий ее охлаждения (из-за уменьшения расхода проходящего через нее пара). Особенно резко ора проявляется при повышении давления в конденсаторе из-за возрастания при этом плотности и температуры пара. Помимо вредного воздействия при этом на саму ступень, это приводит к быстрому нагреву (до 1000С и более) тонкостенного выхлопного патрубка турбины, что, в свою очередь, опасно для него и чревато расцентровкой всего ТА.

Вторая причина обусловлена нарушением однородности течения пара при уменьшении объемного расхода и распределения параметров по радиусу, а также возникновением вихрей в прикорневой и периферийной зонах. Пульсации параметров приводят к появлению опасных вибраций.

Снижение расхода пара через турбину приводит к снижению его давления, а следовательно, и температуры. Так, для турбин АЭС с начальным давлением 6,5 МПа в диапазоне нагрузок от 100% до 30% (регулировочный диапазон) снижение температуры пара составляет примерно 700С. Это приводит к появлению температурных напряжений и деформаций.

Наконец, необходтмо постоянно иметь в виду то обстоятельство, что любое изменение режима работы турбины, связанное с изменением положения РК, обязательно отражается на условиях работы ЯППУ.

 

45.Указать особенности режима работы турбины на частичных нагрузках.

Такими режимами являются стационарные режимы работы ТА, при которых его мощность ниже номинальной. При этом энергоблок может работать как в составе энергосистемы, так и будучи отключенным от нее. В последнем случае выполняется т.н. режим собственных нужд энергоблока.

Режимы работы на частичных нагрузках выполняются или по команде диспетчера, или в силу технологической необходимости (наличие ограничений по работе обрудования, увеличение вибрации и т.п.).

Выполняются эти режимы изменением положения (прикрытием) РК, что приводит к уменьшению и массового, и объемного расхода. В силу сказанного выше, турбина работает неэкономично и с пониженной надежностью. По данным модельных и натурных испытаний современных мощных паровых турбин уже при снижении объемного расхода до 0,4-0,5 от номинального последние ступени переходят в режим вентиляции. Если при этом величина абсолютного давления в конденсаторе возрастет (например, из-за роста температуры охлаждающей циркуляционной воды в летнее время), то переход последней ступени в режим вентиляции начинается уже при снижении мощности до (70-75)% от номинальной.

Аналогичные режимы имеют место при пуске ТА на участке его нагружения до (50-70)% от номинальной мощности, причем продолжительность их достигает нескольких часов.

Длительная работа последних ступеней на таких режимах нежелательна.

В режиме собственных нужд мощность ТА составляет всего (7-10)% от номинальной, т.е. величина объемного расхода пара очень мала, со всеми вытекающими отсюда последствиями. Поэтому вводится ограничение на длительность этого режима - а именно, 40 мин после сброса нагрузки.

 

46.Указать особенности режима холостого хода турбины.

Как известно, это режим, когда ТА не отдает никакой полезной мощности, а тратит производимую мощность только на вращение ротора (преодоление механических потерь).

В этом режиме КПД равен нулю, а массовый расход пара не превышает (5-10)% от номинального.

Этот режим имеет место при пуске ТА (перед синхронизацией и включением в сеть ЭГ), а так же в тех случаях, когда есть необходимость (и возможность) быстро нагрузить ТА (например, после устранения причин отключения ЭГ).

На режиме холостого хода существенно растут динамические напряжения в рабочих лопатках и повышается температура выхлопной части турбины. Этот режим крайне нежелателен с точки зрения надежности.

Однако, в то же время, он является неотъемлемой составной частью процесса эксплуатации ТА, важнейшей технологической операцией, в ходе которой выполняется целый ряд необходимых (и требующих на это время) проверок. Поэтому допускается работа в режиме холостого хода в течение не менее 15 мин после сброса электрической нагрузки, а также не менее 20 часов при пуске после монтажа и капитального ремонта для испытания электрического оборудования.

Примечание: В большинстве случаев длительность режима холостого хода не ограничивается инструкциями, однако указывается на то, что увеличение его продолжительности нежелательно.

Кроме ограничения по длительности, режимы работы турбины с малым расходом пара имеют следующие эксплуатационные особенности:

При их выполнении особое внимание должно быть обращено на работу конденсационной установки, так как несанкционированный рост давления в конденсаторе приводит к еще большему снижению объемного расхода пара и усугублению отрицательного влияния на надежность ТА. Существуют вполне конкретные требования и ограничения по величине давления в конденсаторе при малых нагрузках. Так, работа ТА в режимах от холостого хода до 30% номинальной мощности допускается при величине давления в конденсаторе от 6,7 до 9,8 КПа.

Переход на частичные нагрузки и работу на них следует проводить с соблюдением тех же критериев тепломеханического состояния, что и при пусках. При этом допустимая величина разности температур по ширине фланцев горизонтального разъема ЦВД должна приниматься меньшей, чем при нагружениях турбины, поскольку на внутренних волокнах фланцев возникают напряжения растяжения, могущие привести к пропариванию фланцев.

Прерход на режим частичных нагрузок должен сопровождаться усилением контроля за температурным режимом выхлопных патрубков турбины и вибрационным состоянием ТА.

 

47.Указать особенности моторного режима турбины.

Это режим, при котором вращение ротора турбины осуществляется генератором, потребляющим электроэнергию из внешней сети (энергосистемы), т.е. работающим в режиме электродвигателя («мотора»). При этом пар на турбину не поступает (пароподводящие клапаны и клапаны отборов закрыты), а ротор турбины вращается с частотой, соответствующей частоте сети (т.е. - с номинальной).

В моноблочных установках такой режим имеет место в случае срабатывания аварийной защиты турбины (без отключения генератора от сети), а также - при нормальном останове турбины.

В дубль-блочных установках такой режим наблюдается при работе одного из ТА в «горячем» (вращающемся) резерве.

Моторный режим работы турбины является с точки зрения надежности турбины нежелательным, так как приводит к сильному нагреву вследствие больших вентиляционных потерь. Поэтому существует ограничение по времени работы турбины в таком режиме, которое составляет примерно 4 мин. При необходимости более длительной работы в таком режиме (например, при использовании турбины в «горячем» резерве) в проточную часть турбины для ее охлаждения по специальной схеме подается низкопотенциальный пар (т.е. фактически такой режим уже не является чисто моторным).

При нормальном останове турбины переход на моторный режим является обязательным, так как позволяет произвести проверку плотности закрытия паровых клапанов.

 

48.Указать особенности переходных (нестационарных) режимов работы турбины.

Переходными режимами работы турбины называются нормальные (неаварийные) режимы ее работы, на протяжении всего времени протекания которых непрерывно происходит изменение состояния турбины и параметров пара.

К ним относятся режимы: пуска, останова и изменения мощности турбины.Все эти режимы связаны с изменением положения РК.

Переходные режимы можно охарактеризовать и как переход турбины из одного стационарного состояния в другое.

Все переходные режимы сопровождаются изменением тепломеханического состояния турбины, так как связаны с изменением температуры пара, поступающего в проточную часть турбины.

Кроме того, они сопровождаются изменением статических и динамических механических нагрузок на детали турбины.

Величина этих изменений зависит от разницы между начальным и конечным состоянием турбины, от времени и скорости изменения режима.

Необходимо еще раз напомнить, что все изменения режима работы турбины (и характеристики этого изменения) напрямую влияют на состояние ЯППУ и ЯР. Поэтому реализовать переходные режимы необходимо с обязательным учетом этого обстоятельства.

Кроме того, на маневренные качества турбины, т.е. на ее способность с нужной скоростью реализовывать переходные режимы, влияют свойства самой турбины, обусловленные особенностями ее конструкции и условиями протекания ее рабочего процесса (прежде всего - параметрами пара). Как известно из ранее изложенного материала, турбины АЭС, вследствие невысоких значений начальных параметров пара (из-за конструктивных особенностей активных зон ВВЭР), отличаются большими расходами пара, наличием значительных паровых объемов (особенно ресиверов СПП). Это, а также влажность пара, характерная для турбин АЭС, также значительно снижают их маневренность по сравнению с турбинами ТЭС (а тем более - ГЭС). Влажность пара влияет в том смысле, что благодаря ей теплообмен между паром и поверхностью деталей проточной части турбины отличается значительной интенсивностью (коэффициент теплоотдачи от пара поверхностям для влажного пара на порядок выше, чем у перегретого).

Одним из показателей маневренности турбины является т.н. «преемистость». Ее можно определить как отношение площади под кривой АВ к площади прямоугольника АВСД (рис.1).Последняя есть ни что иное как количество электроэнергии, которую выработала бы турбина за время, равное времени переходного режима, если бы изменение мощности (переход, например, с мощности N1 на мощность N2) произошло мгновенно.

 

49.Указать классификацию и общую характеристику остановов.

Различают: нормальный (плановый ) останов и аварийный останов турбины. Первый производится в плановом порядке (при выводе блока в плановый ремонт ), с проведением всех подготовительных работ и в соответствии с инструкциями по нормальному останову.

Аварийный останов турбины производится при возникновении аварийных ситуаций или вследствие срабатывания автоматической защиты турбины, или - путем воздействия со стороны оперативного персонала ( дистанционный останов соответствующим ключом с БЩУ или защитными устройствами на местном посту управления турбиной в маш.зале ).

Одной из разновидностей аварийного останова является аварийный останов со срывом вакуума, который отличается большей скоростью. Подробнее различные виды остановов будут рассмотрены в процессе лекции.

Физической особенностью останова турбины является то, что он, как и пуск, связан с изменением тепломеханического состояния турбины и ее элементов.

В отличие от режима пуска останов не ведет непосредственно к срыву графика электрических нагрузок, однако неправильные действия при останове могут увеличить продолжительность ремонта и отодвинуть сроки последующего пуска турбины и энергоблока.

Необходимо учитывать психологическую особенность останова ( непроизвольное снижение ответственности и внимания оперативного персонала ), которая может ( и опыт эксплуатации любого оборудования это подтверждает ) привести к тяжелым последствиям. Поэтому перед и в период осуществления останова необходимо предпринимать дополнительные меры по нейтрализации негативных сторон этой особенности.

 

50.Указать физические особенности нормального останова турбины.

В процессе останова производится вначале постепенное прикрытие РК ( разгружение турбины ), а затем - его быстрое закрытие. Это, естественно, сопровождается снижением параметров ( давления и температуры ) пара, поступающего в проточную часть турбины. Температура пара становится ниже температуры поверхностей деталей проточной части, вследствие чего между ними активизируется конвективный теплообмен, т.е., иначе говоря, охлаждение горячих деталей более холодным паром через поверхность деталей.

При этом, аналогично как и при рассмотренном ранее пуске, происходит изменение тепломеханического состояния турбины и ее элементов, однако - с «обратным знаком» (происходит укорочение роторов и корпусов, меняется знак температурных напряжений). На слайде показаны графики, показывающие изменение отдельных важных параметров тепломеханического состояния турбины.

Необходимо иметь в виду, что возникающие при останове тепловые деформации и температурные напряжения по величине не меньше, чем при пуске (при одинаковой разности температур пара и поверхностей деталей), а, следовательно, останов является не менее напряженным режимом с точки зрения надежности турбины, чем ее пуск. В некоторых случаях возникает даже более опасная ситуация, чем при пуске. В частности, это касается относительных расширений роторов и корпусов, т.к. величина осевых зазоров между рабочим венцом и предшествующей (по ходу пара) диафрагмой - меньше, чем между рабочим венцом и диафрагмой следующей ступени.

 

51.Указать этапы нормального останова турбины и их содержание.

Нормальный останов можно технологически разделить на три этапа:

1) разгружение турбины;

2) отключение турбины;

3) выбег ротора турбины.

 

52.Как осуществляется разгружение турбины при нормальном

останове, что при этом контролируется.

Производится ступенчато, путем постепенного прикрытия РК (это осуществляет САУР и З ТА, которая прикрывает РК, стремясь поддержать частоту вращения ротора, возрастающую при дискретном снижении электрической нагрузки ЭГ).

 

Разгружение производится до мощности (2-3)%Nн. В процессе снижения нагрузки производятся соответствующие переключения технических средств:

1) выключается система рециркуляции ЭКН

2) деаэратор переключается на более высокопотенциальный отбор

3) отключается испарительная установка

4) отключаются ПВД и ПНД (начиная с ближайшего к ПГ)

5) выводятся из действия турбины ПТН (предварительно - пускаются ЭПН)

6) открываются байпасы ГПЗ и закрываются ГПЗ

7) включаются в работу БРУ-К (при N=30%Nн)

 

При разгружении турбины необходимо следить за:

1) относительным укорочением роторов

2) разностью температур верха и низа цилиндров

3) разностью температур фланца и шпилек

4) вибрационным состоянием ТА

5) уровнем конденсата

6) работой системы подачи пара на уплотнения

7) параметрами системы смазки (давлением масла, его температурой до и после подшипников, температурой вкладышей и баббита)

Другими словами, при разгружении турбины во время останова необходимо контролировать (не менее тщательно) те же параметры, что и при ее пуске.

 

53.Как осуществляется отключение турбины при нормальном останове, что при этом контролируется.

Отключение турбины. Производится после того, как ТА разгрузится до N=(2…3)%Nн.

Отключение производится с местного поста (машзала) путем воздействия на элементы защиты - электромагнитные выключатели турбины (К-1000-60/3000, К-220-44) или защитные устройства (К-1000-60/1500-1,2). При этом турбина не только отсекается от ПГ по пару, но - закрываются все клапаны, через которые пар может попасть в турбину (СК и РК ЦВД и ЦНД, клапаны по греющему пару СПП, отсечные клапаны нерегулируемых отборов).

При этом ЭГ не отключается и переходит в моторный режим, о котором рассказывалось на одной из предыдущих лекций.

Отключать ЭГ можно только после проверки полного закрытия паровых клапанов, свидетельством чему является переход ЭГ в моторный режим (внешне это выражается в том, что мегаваттметр на БЩУ показывает отрицательную мощность; уже не турбина из-за отсутствия пара вращает якорь ЭГ, а наоборот - ЭГ, «превратившийся» в электродвигатель и потребляющий электрическую мощность из внешней сети, вращает ротор турбины). Общее время от прекращения подачи пара в турбину до отключения ЭГ составляет примерно не более 4-х минут.

 

54.Как происходит выбег ротора турбины при нормальном останове, что при этом контролируется.

Выбег ротора турбины. Ротор отключенной по пару турбины после незначительного заброса частоты вращения (связанного с исчезновением нагрузки, разницей скоростей отключения ЭГ и закрытия паровых клапанов, действием скручивающих сил) начинает тормозить свое вращение, т.е. начинается выбег ротора турбины. Время от начала торможения ротора турбины (практически - от момента закрытия паровых клапанов) до его полной остановки) называется временем выбега. У современных мощных турбин АЭС его величина достигает 55…60 мин.

Во время выбега ротора турбины необходимо:

1) тщательно следить за работой масляной системы

2) закрыть байпасы ГПЗ

3) прослушать турбину на малых оборотах (в районе концевых уплотнений)

4) проконтролировать включение ВПУ

5) снять кривую выбега.

Следует обратить внимание на следующие важные обстоятельства:

Чрезвычайно важной, необходимой и ответственной является такая операция, как включение и работа ВПУ. На современных турбинах ВПУ включается автоматически при снижении числа оборотов ротора турбины до определенного значения. Во избежания теплового прогиба ротора ВПУ должно работать все время вплоть до полного остывания турбины (сначала - до 1000С - постоянно, а затем - периодически через 20 мин на пол-оборота ротора).

Очень важно контролировать работу системы смазки подшипников, т.к. при снижении частоты вращения ротора до примерно 400…500 об/мин теряет работоспособность масляный слой в подшипниках и они переходят в режим полусухого трения.

Отдельно следует остановиться на вопросе о построении, виде, смысле, использовании кривой выбега.

 

55.Кривая выбега турбины ( определение, построение, характеристика участков ) и ее использование.

Кривой выбега называется графическая зависимость между частотой вращения ротора турбины и временем с момента закрытия паровых клапанов и отключения ЭГ от сети. Снимается кривая выбега путем замера частоты вращения (по показаниям тахометра) через каждые 20 с (с помощью секундомера).

Вид кривой выбега показан на слайде (рис.2). Как видно из графика, кривая выбега имеет три характерных участка: на первом (от момента τ1 до момента τ2 ) частота вращения падает довольно быстро вследствие значительных вентиляционных потерь; второй участок ( в промежутке τ2 - τ3 ) характеризуется значительно более медленным снижением частоты вращения, которое происходит за счет инерционности ротора; на третьем участке ( в промежутке τ3 - τ4 ) частота вращения ротора вновь резко падает вследствие увеличения потерь на трение в подшипниках валопровода ( из-за разрушения масляной пленки ).

Конфигурация кривой выбега позволяет определить минимальную частоту вращения, до при которой исчезает жидкостное трение в подшипниках ( на этой частоте и следует вести прогрев турбины после толчка ротора паром без опасности вызвать износ баббитовой заливки подшипников ).

Снятая во время текущего останова кривая выбега сравнивается с эталонной ( снятой при пуске турбины в эксплуатацию шли после капитального ремонта ). Это дает возможность косвенно учесть состояние подшипников и парозапорных органов турбины. Так, уменьшение времени выбега ( на рис. соответствует промежутку времени τ1 - τ4 ) свидетельствует об ухудшении работы подшипников ( шли даже - о задеваниях в уплотнениях ), а увеличение - о неплотности закрытия паровпускных клапанов.

Необходимо отметить, что все кривые выбега снимаются при таком же вакууме в конденсаторе, который был при снятии эталонной кривой, поскольку величина вентиляционных потерь при вращении ротора зависит от плотности пара в проточной части ( а она, в свою очередь, от вакуума в конденсаторе ).

 

56.В каких случаях турбину необходимо аварийно остановить без срыва вакуума в главных конденсаторах.

1) Производится в следующих случаях:

2) при резких отклонениях температуры свежего пара и пара промперегрева от установленных нижних и верхних предельных значений;

3) при падении вакуума ниже допустимого значения;

4) при разрыве атмосферных диафрагм ЦНД;

5) при уменьшении перепада давления « масло-водород » в системе уплотнений генератора ниже предельного значения;

6) при работе ТА в беспаровом ( моторном ) режиме сверх установленного времени;

7) при появлении дыма из ЭГ шли возбудителя;

8) при возникновении неустранимой течи масла шли огнестойкой жидкости;

9) при выходе из строя ЭЧ САУРиЗ.

 

57.В каких случаях турбину необходимо аварийно остановить со срывом вакуума в главных конденсаторах.

Аварийный останов со срывом вакуума должен производиться ( согласно ПТЭ ) в следующих случаях:

1) при увеличении частоты вращения на (10…12)% сверх номинальной;

2) при внезапном возникновении сильной вибрации;

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

4) при появлении искр из концевых уплотнений;

5) при резком повышении температуры масла до 750С или появлении дыма из подшипников турбины, ЭГ или торцевых уплотнений ЭГ;

6) при воспламенении масла на ТА и невозможности быстро потушить пожар силами обслуживающего персонала;

7) при недопустимом осевом сдвиге ротора;

8) при недопустимых относительных изменениях длины ротора;

9) при недопустимом падении давлении масла на смазку;

10) при недопустимом падении уровня масла в маслобаке;

11) при гидравлическом ударе, основными признаками которого являются:

12) резкое падение температуры свежего пара;

13) металлический шум и удары в турбине;

14) увеличение вибрации турбины;

15) гидравлические удары в паропроводах.

16) ( турбина должна быть остановлена при наличии хотя бы одного из этих признаков )

17) при разрыве паропроводов свежего пара или промперегрева, а также паропровода до запорной задвижки по ходу пара.

 

58.Указать, как выполняется аварийный останов турбины со срывом вакуум и его особенность.

 

Срыв вакуума ( резкое увеличение давления в конденсаторе ) осуществляется путем открытия специального клапана ( прокола мембраны ) с последующим выводом из действия рабочих эжекторов системы отсоса паровоздушной смеси из конденсатора.

Цель этой операции - уменьшение времени выбега ротора за счет резкого увеличения потерь на трение ( ротора о пар ) и вентиляцию. При этом время выбега ротора сокращается в два и более раз.

Недостаток этого метода: подача холодного воздуха вызывает резкое охлаждение ротора и остальных деталей проточной части, т.к. коэффициент теплоотдачи у плотного воздуха выше, чем у пара с давлением 0,04…0,05 кг/см2.Такое охлаждение нежелательно, особенно, для мощных турбин.

Поэтому такой вид останова нежелателен; он используется только в крайних случаях - если вращение ротора ( или - увеличение времени этого вращения ) может способствовать развитию аварии.

В блочных установках при останове турбины со срывом вакуума сброс пара через БРУ-К в конденсатор не допускается. В этом случае для снижения давления в паропроводах дожну быть дистанционно подорваны предохранительные клапаны на линиях свежего пара и промперегрева.

ЭГ должен быть отключен от сети сразу же после закрытия СК.

 

59.Указать, как выполняется естественное расхолаживание турбины и его особенность.

Осуществляется тогда, когда время остывания турбины нерегламентировано. При этом на все время, пока работает БРУ-К, поддерживается вакуум в конденсаторе и подается пар на концевые уплотнения турбины для предотвращения попадания холодного воздуха и резкого охлаждения ротора и цилиндра изнутри.

После прекращения работы БРУ-К отключаются воздухоотсасывающие устройства, а после исчезновения вакуума прекращается подача пара на концевые уплотнения турбины, останавливаются конденсатные насосы, а после снижения температуры выхлопных патрубков турбины до 550С - циркуляционные насосы охлаждения. Масляный насос системы смазки (насосы гидроподъема) должен работать до полного остывания ТА. Необходимо также уменьшить расход воды на охлаждение ЭГ для того, чтобы не вызвать резкого охлаждения его статора и ротора.

 

60.Указать, как выполняется принудительное расхолаживание турбины и его особенность.

Производится при останове мощных турбин ТЭС для ремонта. При этом производится форсированное охлаждение ТА для того, чтобы быстрее приступить к ремонтным работам и сократить время простоя. Это актуально для мощных турбин ТЭС, работающих на высоких параметрах ( так, турбина К-300-240, имеющая температуру свежего пара более 5000С остывает примерно 6…7 суток ).

Применяют следующие способы принудительного расхолаживания:

Расхолаживание собственным паром путем снижения его расхода и температуры.

При этом происходит наиболее интенсивное расхолаживание, т.к. пропуск значительного количества пара с постепенно снижающейся температурой вызывает форсированное охлаждение турбины. Это осуществляется уже в период снижения нагрузки (после 60% от номинальной) путем перевода котлов в режим снижения тепловой их нагрузки и включения впрысков. При этом одновременно расхолаживаются фланцы и шпильки (путем подачи в их систему обогрева холодного пара ) и греется ротор (путем подачи пара на концевые уплотнения турбины ) - для уменьшения относительного укорочения ротора.

Например, для той же турбины К-300-240 таким способом охлаждают турбину за 9 часов до тех же температур, до которых естественным путем они охлаждаются за 70…75 часов.

При останове с принудительным расхолаживанием дожну быть регламентированы следующие величины:

обратная разность температур по ширине фланцев;

скорость снижения нагрузки при постоянной температуре пара;

скорость снижения температуры свежего пара и пара промперегрева.

Все эти величины зависят от типа турбины и, в первую очередь, от мощности и начальных параметров пара.

Однако такой способ расхолаживания дает возможность снизить температуру турбины лишь до 220…3000С. Поэтому после этого турбину расхолаживают другими способами: низкопотенциальным паром либо атмосферным воздухом.

Необходимо добавить, что естественное остывание турбины в зоне низких температур происходит крайне медленно (из-за снижения величины температурного напора).

2.Расхолаживание низкопотенциальным паром от постороннего источника.

Производится, как уже сказано, после расхолаживания собственным паром, т.е. когда температура турбины снизилась до 220…3000С (пар давлением 1,3 МПа берется из общестанционной магистрали или из линии деаэратора ).

3.Расхолаживание атмосферным водухом.

Цропуск воздуха через проточную часть осуществляется путем создания разряжения в конденсаторе с помощью эжектора и соединения отдельных участков охлаждаемых цилиндров с атмосферой (например, вскрытие предохранительных клапанов на холодной нитке промперегрева или задвижек на специальных патрубках на этих линиях ).Начинают с подачи пара на фланцевые соединения (т.е. с охлаждения фланцев). Ротор в это время должен вращаться от ВПУ.

Если расхолаживание турбины производить с самого начала только воздухом, то время расхолаживания будет примерно в два раза дольше, чем при охлаждении паром, т.к. коэффициент теплоотдачи воздуха меньше, чем пара.

Поэтому чаще всего применяют комбинированный способ (сначала турбина расхолаживается собственным паром, а затем - атмосферным воздухом).

 


Дата добавления: 2015-04-21; просмотров: 107; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2020 год. (0.049 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты