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)%N_н. 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%N_н)

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)%N_н.

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.