Повышение частоты вращения турбины

Разгон турбины, т.е. повышение частоты вращения турбины выше номинальной, производится для проверки настройки автомата безопасности и всей системы регулирования и защиты в следующих случаях [c.124]

Повышение частоты вращения турбины 381 [c.536]

Срабатывание бойков автомата безопасности должно происходить при повышении частоты -вращения турбины на 10—12% сверх номинального (3000 об/мин), т. е. в пределах 3300—3360 об/мии. Большая частота вращения опасна для турбоагрегата, а при настройке автомата на меньшую частоту во время сброса нагрузки из-за динамического заброса оборотов может происходить его срабатывание. [c.190]

Сигнал НКН весьма эффективен также и при сбросах нагрузки, так как уменьшает динамическое повышение частоты вращения турбины. [c.247]

Для создания давления в системе регулирования при пуске турбины предусмотрен пусковой масляный насос высокого давления 8 (рис. 10.3), который, кроме того, через инжектор заполняет маслом корпус главного насоса. По мере повышения частоты вращения турбины давление, развиваемое ГМН, растет, и, когда оно превысит давление за пусковым насосом, откроется обратный клапан 6 за ГМН. Начиная с этого момента маслоснабжение систем ре- [c.265]

Система предельной защиты состоит из масляного выключателя 14 (приводится Б действие бойковым автоматом безопасности 15 ТНД), масляного выключателя 17 (приводится в действие бойко-Бым автоматом безопасности 16 ТВД и 27 пусковой турбины), гидродинамического автомата безопасности 7 (приводится в действие от импульсов импеллера 8) и электромагнитного выключателя (приводится в действие от импульсов электрической системы управления и защиты агрегата). Срабатывание системы предельной защиты происходит следующим образом при повышении частоты вращения вала ТВД или ТНД выше расчетного бойки автоматов безопасности сжимают пружины и выступающей частью ударяют по рычагу масляного выключателя 14 или 17. Рычаг, отклоняясь в сторону, освобождает поршень масляного выключателя, который под действием пружин поднимается и соединяет систему предельной защиты со сливом. Как только давление масла в системе предельной защиты упадет, стопорный клапан Ь под воздействием пружины перекроет поступление топливного газа в камере сгорания и турбоагрегат остановится. [c.238]

Наиболее важной является защита от повышения частоты вращения ротора, предотвращающая разрушение турбины. С ростом единичной мощности турбины количество автоматических защит увеличивается. Это связано с тем, что с повышением мощности в одном агрегате возрастает ущерб от его аварии. Применяют защиты от снижения давления масла в системе смазки и вакуума в конденсаторе, от осевого сдвига ротора, отклонений параметров. Возможно появление защит от повышения температуры подшипников, вибрации и др. При отказе защит обслуживающий персонал должен самостоятельно выполнить все те операции, которые должна была выполнить защита. Следовательно, персонал обязан быть постоянно готовым к устранению аварии. Необходимо постоянно повышать технический и общеобразовательный уровень, тщательно изучать конструкцию и технологические процессы работы оборудования, тренироваться в ликвидации различных аварийных ситуаций, быть предельно собранным и внимательным. [c.5]

Если система регулирования удержала турбину на холостом ходу, то через 1—2 мин (время динамического заброса) частота вращения турбины установится на каком-то повышенном уровне, определяемом степенью неравномерности САР. Так например, если до сброса турбина несла номинальную нагрузку, а степень неравномерности равна 4,5%, то после сброса нагрузки установившаяся частота вращения составит 3135 мин . Сразу после установления стабильной частоты вращения следует с помощью синхронизатора убавить частоту до номинальной и поддерживать турбину в состоянии готовности к включению в сеть. После сброса нагрузки и перевода турбины на холостой ход необходимо особенно тщательно проконтролировать следующие параметры турбоустановки давление и температуру масла в системе смазки, давление рабочей жидкости в системе регулирования, вакуум, давление пара на эжекторы и уплотнения, осевое и относительное положение роторов, давление пара в деаэраторе, вибрацию и температуру подшипников. В случае [c.101]

При последующем повышении частоты вращения до 1600 об/мин расход топлива на ВПГ увеличивался до 1700 нм%ч и температура газов перед турбиной повышалась до 360—400° С. При прогреве ГТУ на этом режиме в течение 20 мин давление пара в ВПГ поднималось до номинальной величины. Выход ГТУ на холостой ход производился при помощи разгонного двигателя с подачей топлива в камеру сгорания с закрытым противопомпажным клапаном. [c.161]

В системах регулирования ЛМЗ тогда же был введен импульс по ускорению посредством сервомотора-дифференциатора, на золотник которого действует регулятор скорости, а движение поршня дифференциатора суммируется с движением муфты регулятора с большим передаточным числом, после чего передается золотнику главного сервомотора. Этот механизм, предложенный М. 3. Хейфецем, хотя и не вырабатывает чистого импульса по ускорению, но при известных условиях может положительно влиять на устойчивость и процесс регулирования. Однако последующие исследования показали, что при параллельной работе турбогенераторов в электрические сети с межсистемными связями в аварийных ситуациях, когда происходит резкое понижение частоты в сети, чрезмерно быстрый прием нагрузки может вызвать опасную перегрузку межсистемной связи и ее отключение. В такой ситуации дифференциатор может оказывать вредное влияние. В дальнейшем аналогичное устройство в системах регулирования турбин ЛМЗ вступало в действие только при повышении частоты вращения более номинальной, чтобы снизить ее максимальную величину при сбросах нагрузки. [c.20]

Во время проектирования был изучен вопрос о возможности принципиального усовершенствования тепловой схемы с вторичным промежуточным перегревом пара. В результате исследования этой проблемы на ЛМЗ, в ЦКТИ и ВТИ для турбин мощностью более 800 МВт было доказано, что экономия в удельном расходе теплоты от второго пром-перегрева составляет около 1,8%. При этом пар к первому ПП отбирался при 6,9 МПа, а ко второму— при 2 МПа. При проектировании К-1200-240 после всестороннего анализа этого вопроса было решено отказаться от второго промперегрева. Это решение объясняется тем, что от введения второго ПП установка весьма существенно усложняется, становится менее надежной, трудно решается задача об ограничении динамического повышения частоты вращения при сбросах нагрузки из-за больших дополнительных объемов пара в перегревателях и трубах, в том числе между стопорными клапанами и местом ввода в ЦСД пара после вторичного промперегрева. [c.73]

Исходное температурное состояние определяет продолжительность трех этапов пуска энергоблока — растопки котла, повышения частоты вращения, набора нагрузки. Второй этап начинается с толчка ротора, т. е. с момента подачи пара в турбину, причем необходимо, чтобы температура пара была выше температуры металла ЦВД на 80—100 °С. Поэтому при высоких цвд этап растопки котла остается продолжительным, так как повышение температуры пара требует времени, зато этап нагружения существенно сокращается. [c.272]

При степени неравномерности, предусмотренной стандартом, статический заброс частоты вращения является умеренным. При этом из-за невозможности мгновенно прекратить подачу пара в турбину возникает динамический заброс частоты вращения (кривая 2 на рис. 4.19). При нормально работающей системе регулирования суммарное повышение частоты вращения при сбросе нагрузки [c.155]

Исходная температура верха корпуса турбины в зоне паровпуска, С Продолжительность простоя блока, ч Продолжительность пуска от розжига горелок до Параметры пара перед толчком ротора турбины Продолжи- тельность повышения частоты вращения Продолжительность нагружения до Температура пара в окончании нагружения до 250 МВт, С Общая продолжительность пуска блока, ч-мин [c.418]

Когда турбоагрегат включен в сеть, его частота вращения близка к номинальной и опасности обрыва лопаток вследствие повышения частоты вращения не существует. Повышение частоты вращения происходит при отключении генератора турбоагрегата от сети и одновременной задержке прекращения поступления пара в цилиндры турбины. [c.468]

Для исключения поломки лопаток вследствие образующегося и скапливающегося в корпусе турбины конденсата должна быть исправна не только дренажная система, но и четко выдерживаться график повышения частоты вращения при медленном вращении ротора изламывающие усилия, действующие на лопатки при их входе в конденсат, будут, конечно, меньше. [c.471]

Пример 19.1. В 1972 г. на одной из ТЭС Японии при наладке турбоагрегата мощностью 600 МВт при частоте вращения 64,2 1/с (номинальная частота вращения 60 1/с) произошел разрыв валопровода в 17 местах. Причиной аварии послужила повышенная вибрация подшипника, вызвавшая отделение верхней половины вкладыша от нижней. Это изменило критическую частоту вращения валопровода и привело к ее совпадению с частотой вращения турбины, т.е. к явлению резонанса. Обломки валопровода, вкладышей и других деталей повредили маслопровод, что привело к пожару, длившемуся более 1,5 ч. [c.504]

На переднем конце вала турбины распложен предельный скоростной регулятор, который предотвращает повышение частоты вращения вала турбины более чем на 10—12% сверх номинальной. Масляный насос 10 предназначен для подачи масла в систему смазки подшипников турбоагрегата, управления и привода механизма системы автоматического регулирования турбины. Масляный насос и опорно-упорный подшипник опираются на станину 9. [c.197]

В качестве типичного примера можно привести гребные винты, разрушение которых от коррозии и эрозии существенно усилилось с переходом от паровых поршневых машин, как главных двигателей, к паровым турбинам с повышенной частотой вращения винтов на кораблях, благодаря чему это явление привлекло внимание многочисленных исследователей. Подробное изучение вопроса позволило создать представление о роли эрозии в зависимости от угловой скорости винта, обусловливающей динамическое воздействие потока. Эрозия удаляет с лопастей винта продукты коррозии, образующие защитную пленку, оголяет металл, тем самым значительно ускоряя процесс его разрушения. При малых динамических воздействиях потока в лопастях развиваются усталостные трещины. Более сильное воздействие в недостаточно стойком против эрозии материале при- [c.194]

Применяется и блокировка гидротрансформатора дисковым фрикционом, жестко соединяющим турбинное и насосное колеса при повышении частоты вращения и передаточном отношении, несколько большим того, при котором гидротрансформатор переходит на режим гидромуфты. Переключение передач производится автоматически устройством гидравлического или центробежного типа, которое последовательно включает высшие передачи по достижении первичным валом определенной частоты вращения. При этом двигатель работает все время в режиме [c.327]

При мгновенном сбросе электрической нагрузки до нуля возникает несоответствие между мощностью, вырабатываемой поступающим в турбину паром, и нагрузкой генератора, что обусловливает повышение частоты вращения ротора, максимальное значение которой достигается при сбросе от номинальной, электрической нагрузки. [c.112]

Автомат безопасности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении частоты вращения ротора турбины на 10—12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. [c.113]

В конструкции роторов турбоагрегатов (лопаточного аппарата, дисков) запас прочности на увеличение частоты вращения сравнительно невелик и обычно не превышает 20% некоторые детали, и в первую очередь лопатки последних ступеней мощных конденсационных турбин, имеют еще меньший запас. Исчерпание этого запаса, т. е. повышение частоты вращения за пределы допустимого, может привести к разрушениям дисков, роторов, подшипников, генератора и всего агрегата. Чтобы избежать этого, и применяется защита от повышения частоты вращения — автомат безопасности. [c.113]

Работа автомата безопасности и системы защиты от повышения частоты вращения должна проверяться согласно инструкциям завода-изготовителя после их разборки или разборки системы регулирования, перед испытанием со сбросом нагрузки, после длительного (более 1 мес) простоя и не реже чем через каждые 4 мес работы турбины. Проверка увеличением частоты вращения турбины должна проводиться только после разборки автомата безопасности, перед испытанием на сброс нагрузки и после длительного простоя во всех остальных случаях допускается проверка без увеличения частоты вращения. [c.114]

Проверка плотности клапанов должна проводиться перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после монтажа, после капитального ремонта и перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, но не реже чем 1 раз в год. [c.114]

Повышение частоты вращения до значений, превышающих уставку срабатывания автомата безопасности, свидетельствует, что в системе регулирования, парораспределения или защит возникла неисправность (см. 18.20). Поскольку последствия этой аварии могут быть крайне тяжелыми, персонал в случае отказа защиты должен немедленно прекратить доступ пара в турбину воздействием вручную или дистанционно на электромагнитный выключатель автомата безопасности и арматуру на подводе пара к турбине. [c.131]

Тяжелые последствия вызывает отказ в срабатывании автомата безопасности (АБ) при повышении частоты вращения турбины после отключения генератора. При увеличении частоты вращения в лопатках, дисках и других деталях ротора резко возрастают центробежные силы С = Q(nnfR/ 3Q g) и вызываемые ими механические [c.89]

Срабатывание бойков автомата безопасности. до.лжно проис-хаднть щрн повышении частоты вращения турбины на 10—12% сверх номинальной, т. е, в пределах 3 300— 3 360 об мин. [c.938]

При закрытии стопорных и регулирующих клапанов из-за их неплотности на турбине может оставаться небольшая избыточная мощность (1—5 МВт), которую на мегаваттметре крупных турбогенераторов заметить практически невозможно. При отключении генератора в этом случае произойдет значительное повышение частоты вращения, так как расход пара на турбину будет большим, чем это требуется для холостого хода. ЧтоЬы избежать этого, в те 2— 4 мин, когда генератор еще находится в сети, необходимо закрыть арматуру на трубопроводах острого пара и пара промперегрева, открыть БРОУ и обеспаривание системы промперегрева. Если этих мероприятий окажется нелостаточно, то необходимо сорвать вакуум. [c.102]

Один из основных элементов ЭЧСР — блок регулирования мощности БРМ). Сигнал БРМ воздействует на механизм управления без статической обратной связи. Медленная передача сигнала БРМ позволяет сохранить обычные функции регулятора скорости как первичного регулятора частоты в энергосистеме. Системой блокировок производится отключение БРМ от МУ при отключениях генератора от сети, срабатывании защиты турбины, повышении частоты вращения выше 51,5 Гц и др., что обеспечивает требуемые в подобных ситуациях ведущие функции регулятора скорости. [c.159]

В обеих схемах автоматизации пуска в процессе повышения частоты вращения и нагружения турбины предусматривается измерение температур и скоростей их изменения в наиболее опасных точках элементов турбины, паропроводов и котлоагре-гата. В некоторых случаях производится измерение разностей температур между различными точками корпуса или между температурой пара и металла. Полученные значения сравнивают с допустимыми. Тот параметр, значение которого оказывается ближе всех к допустимому, выбирается в качестве ведущего. УВМ или логическое устройство в зависимости от значений ведущего параметра формирует управляющую команду. Если значение ведущего параметра оказывается меньше допустимого, формируется команда на повышение частоты вращения или нагрузки с заранее заданной скоростью. Если же значение ведущего параметра выходит за допустимые пределы, УВМ или логическое устройство задерживают открытие регулировочных органов или даже прикрывают их до тех пор, пока отклонение ведущего параметра не достигнет допустимых значений. Если какой-либо другой параметр достигнет в процессе пуска предельно допустимого значения, то произойдет смена ведущего параметра. Дальнейшее повышение частоты вращения или мощности производится в соответствии со значениями нового ведущего параметра. [c.173]

Проектирование обеспечивает безопасную работу турбины на вполне определенных режимах [5] и в течение определенного срока службы [26, 71]. Механическая прочность вращающихся деталей турбины обеспечивается при повышении частоты вращения до 120 % но.ми-нальной. Для обеспечения вибрационной на-де кности лопаточного аппарата частота сети должна быть в пределах 49—50,5 Гц, температура охлаждающей воды, определяющая давление в конденсаторе, как правило, не должна превышать 33 °С (306 К). Параметры пара на входе в цилиндры, определяющие длительную прочность паровпускной части цилиндров, строго регламентированы [71] обычно изменение температуры допускается в пределах от —10 до +5°С, а давления — до 0,5 МПа. Режимы, при которых наблюдаются превышения этих значений, ограничивают по длительности. [c.424]

ТурЗииа и компрессор двухвальиые вал с турбиной и компрессором высокого давления имеет повышенную частоту вращения. При работе на природном газе (жидком газотурбинном топливе). [c.295]

Максимальное статическое повышение частоты вращения определяется неравномерностью системы регулирования и не превышает 4—5 %. Однако возникает и динамический заброс частоты вращения вследствие немгновенного прекращения поступления в турбину пара, разгоняющего турбину. Запаздывание начала закрытия сервомоторов (обычно оно находится в пределах 0,1 с) и соответственно время их перемещения (обычно 0,3—0,5 с) приводит к динамическому забросу частоты, однако в сумме со статическим забросом повышение частоты вращения не должно превысить частоту срабатывания автомата безопасности. Обычно при полном сбросе нагрузки частота вращения повышается не более 10—11 % при настройке срабатывания автомата безопасности 12—14 %. [c.468]

Для турбин с частотой вращения ротора 3000 об/мин величина диаметра первой нерегулируемой ступени находится в ггределах 0,0—1,2 м. Если получают d < 0,6 м, то идут на повышение частоты вращения ротора. [c.345]

На рис. 19-19 показан график пуска энергоблока из холодного состояния. Пуск условно разделен яа три этапа I — растопка парогенератора от включения растопочных форсунок (горелок) до получения у турбины стартовых параметров пара // — толчок роторов турбоагрегата, повышение частоты вращения до номинальной, синхронизация и включение в сеть элекгрогенера-тора III — нагружение энергоблока. [c.314]

Опыт эксплуатации подтверждает правильность выбора периодичности проверок — один раз в 4 мес при нормальной работе турбины. В связи с тем, что любое повышение частоты вращения свер. номинальной отрицательно сказывается на надежности и сроке службы деталей ротора турбины. Правилами ограничены случаи, когда проверка автомата бёзопгГспости должна проводиться повышением частоты вращения. [c.114]

При внезапных сбросах нагрузки, когда система регулирования, пытаясь удержать турбину на частоте вращения близкой к номинальной, на начальной фазе переходного процесса закрывает регулирующие клапаны, важно, чтобы нерегулир уемый расход пара через них не вызывал повышения частоты вращения до уставки срабатывания автомата безопасности. Именно из этих соображений Правилами установлен предельный пропуск пара через закрытые регулирующие клапаны турбины. [c.115]

Разворот ГТУ до режима самоходности. После воспламенения топлива и повышения температуры газов перед турбиной мощ-иость ее становится положительной, однако еще недостаточной для самостоятельного ускорения вала. Повышение частоты вращения осуществляется на этом этапе с помощью турбины и пускового устройства, доля мощности которого с ростом частоты вращения, рас- [c.168]

Предупреждение или предотвращение дальнейшего развития аварии при повреждениях отдельных узлов или недопустимых отклонениях параметров работы от нормы осуществляется системой автоматических защит. Важнейшими из них являются защиты от недопустимого повышения частоты вращения, температуры газов перед и за турбинами, от погасания факела и снижения давления смазочного масла. Кроме них обычно имеются защиты от осевого сдвига роторов, недопустимого снижения давления воздуха за компрессором (в сЛучае, например, помпажа), недопустимого снижения давления топлива и другие. Очень важным показателем механического состояния ГТУ является уровень вибрации и его изменения, однако автоматических зашлт от недопустимого повышения вибрации пока нет. [c.180]

Автомат безопасности должен испытываться при первом пуске турбины. Работа турбины с енаправ1ным автоматом безопасности категорически запрещается. Испытание автомата безопасности при работе турбины на холостом ходу выполняется в три приема сначала проверяется работа системы автомата при ручном выключении золотников потом при выключении золотников маслом и, наконец, при повышении частоты вращения ротора турбины. Такой последовательностью операций до разгона ротора турбины проверяется исправность всех элементов системы. [c.940]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...