Турбина считается холодной, и пуск ее производится как из хо­лодного состояния, если к моменту пуска температура самой горячей части ее не превышает 150°С. В противном случае турбина счи­тается не остывшей, и программа пуска такого агрегата может быть существенно изменена.

Тепловое состояние турбины оп­ределяется качеством изоляции и временем простоя. Характерными периодами простоя являются оста­новы турбины на 1—3, 6—8, 24—36 и 60—72 ч. Останов на 1—3 ч обыч­но связан с неполадками в электри­ческой части, отключением генерато­ра, а также ложным срабатыванием электрических и тепловых защит. Простои в течение 6—8, 24—36 и 60—72 ч связаны с неравномерно­стью электрического графика на­грузки и обусловлены остановкой на ночь, на сутки и на 2—2ih суток в конце недели.

Не рассматривая пока вопросов, связанных с остыванием и пуском блочных установок в целом, рас­смотрим эти вопросы применитель­но к собственно турбине.

В процессе остывания скорость понижения температуры отдельных

Узлов турбины зависит от их ме­таллоемкости и условий отвода теп­ла от них.

На рис. 2-10 представлены графики остывания отдельных узлов турбин высокого давления. Анализ изменения температуры при остывании турбин различных типов по­казывает, что после некоторого начального периода (1—3 ч) остывание довольно стро­го подчиняется законам регулярного тепло­вого режима, причем температурный гра­фик остывания отдельного узла турбины может быть описан уравнением

Д/ = Д<ое~шт> (2-16)

Где At — разность между текущей темпера­турой тела и температурой охлаждающей среды; Д/о — та же разность в начальный период времени; т — время; т — константа остывания. Теоретически величина т мо­жет быть выражена уравнением

Где а — коэффициент теплоотдачи от тела к среде; F, g, с—соответственно поверхность охлаждения, вес и теплоемкость тела.

Определение этих констант для узлов турбины, имеющих изоляцию, весьма за­труднено, вследствие чего величина m обычно определяется экспериментально, пу­тем обработки кривых остывания различ­ных турбин. Для отдельных узлов турбин старого типа она колеблется в пределах от 0,02 до 0,036.

Новые мощные паровые турбины с усо­вершенствованной изоляцией обладают бо­лее низкой константой остывания. Для от­дельных элементов этих агрегатов величи-

Наряду с остыванием статора происходит и остывание ротора турбины. Различные условия тепло­обмена, а также разница в массах ротора и статора приводят к раз­личным изменениям длины этих элементов.

На рис. 2-11 приводятся графики относительного изменения длины ротора в процессе остывания [77]. Под относительным изменением длины ротора понимается разность изменений длин ротора и статора. Анализ этих графиков, а также опыт эксплуатации других турбин показывают, что относительное из­менение длины ротора зависит в основном от качества изоляции и разницы масс ротора и статора. В связи с этим в мощных турбинах высокого и сверхкритического дав­ления, имеющих массивные ЦВД, в процессе остывания наблюдаются значительные относительные укоро­чения роторов высокого давления, что может препятствовать пуску турбины из горячего состояния. От­метим при этом, что относительное удлинение ротора менее опасно, по­скольку выходные зазоры в проточ­ной части значительно больше входных.

Эффективным мероприятием, уменьшающим относительное уко­рочение ротора, является подача го­рячего пара к переднему концевому уплотнению ЦВД. В турбинах вы­сокого давления передние концевые уплотнения занимают значительную длину ротора. Разогрев этого уча­стка позволяет компенсировать от­носительное укорочение остальных частей ротора турбины. Подача пара на уплотнения должна произ­водиться при обязательном враще­нии ротора валоповоротным устрой­ством. Опыт показывает, что при реализации этого мероприятия ог­раничения в пусках из горячего состояния по причине чрезмерного относительного укорочения ротора могут быть практически сняты.

Значительно сложнее устранить последствия неравномерного охлаж­дения верха и низа корпуса турби­ны. В процессе остывания низ тур­бины быстрее охлаждается, чем верх, вследствие целого ряда при­чин. К ним относятся: 1) отток тепла через лапы цилиндра и тру­бопроводы отборов пара; 2) отста­вание изоляции нижней части ци­линдра вследствие ее некачествен­ного изготовления и крепления; 3) наличие конвективных токов воз­духа снизу вверх как снаружи, так и внутри цилиндра; 4) скопление конденсата в нижних участках ци­линдра вследствие некачественного дренажа.

Ввиду этих обстоятельств раз­ность температур верха и низа кор­пуса в наиболее характерном месте (область паровпуска) может до­стичь значительной величины.

На рис. 2-12 приведены графики изменения разности температур вер­ха и низа цилиндров различных турбин при остывании. Графики по­лучены экспериментально при ис­пытании турбин мощностью от 25 до 200 МВт [77]. Как видно из полу­ченных кривых, максимальный тем-

Пературный перекос имеет место у турбин К-200-130. На турбинах мощностью 300 МВт с изоляцией старого типа через 10—15 ч после останова этот перекос может до­стичь 80—100 °С в области паро — впуска ЦВД и 100—145 °С в том же месте ЦСД.

Увеличенная по сравнению с ЦВД разность температур «верх — низ» цилиндра среднего давления объясняется наличием в нем значи­тельного количества патрубков от­боров пара, через которые интен­сивно отводится тепло. Разность температур верха и низа цилиндра вызывает температурный изгиб корпуса. Корпус прогибается, при­чем стрела прогиба направлена вверх. Возникновение конвективных токов воздуха внутри цилиндра приводит к охлаждению нижней части ротора, и ротор турбины с не­которым запаздыванием также про­гибается вверх.

Пускать турбину при значитель­ном прогибе корпуса нельзя, так как это вызовет задевания ротора о гребни радиальных уплотнений диафрагм и бандажей рабочих ло­паток, а также в концевых уплот — • нениях. Эти задевания особенно | опасны, когда имеется прогиб ро-./;,

Тора, так как при повороте ротора на 180° прогиб ротора и статора бу­дет суммироваться и их взаимное смещение будет максимальным.

Прогиб ротора можно устранить, вращая его валоповоротным устрой­ством в процессе остывания. Что же касается прогиба корпуса, то умень­шение его связано с определенны­ми трудностями.

Наиболее эффективным меро­приятием, позволяющим уменьшить разность температур верха и низа цилиндров, является применение изо­ляции, наносимой методом напыле­ния. Этот метод нашел широкое распространение на электростан­циях и по существу снял проблему температурного перекоса «верх — низ». В настоящее время на турби­нах, имеющих тепловую изоляцию, выполненную подобным образом, ограничений по пуску из-за темпе­ратурного перекоса не существует. Этому способствует также подвод горячего пара к передним концевым уплотнениям ЦВД и ЦСД.

Исключение могут составить не­которые особые случаи, как напри­мер, попадание в цилиндр воды или влажного пара. В этом случае раз­ность между верхом и низом кор­пуса может достичь недопустимой величины. Опыт эксплуатации по­казал также, что причиной появле­ния значительной разности темпе­ратур «верх — низ» может явиться раннее открытие дренажей не — остывших цилиндров, перепускных труб, отборов и т. д. Было установ­лено, что дренажи целесообразно открывать непосредственно перед пуском или после длительного оста­нова, когда температура цилиндров в зоне паровпуска станет ниже 150°С. Выполнение этой рекоменда­ции предусматривается действую­щими заводскими инструкциями.

Одной из причин затруднений, встречающихся при пуске блочных турбин, является то, что котельные агрегаты остывают значительно быстрее турбин высокого давления, вследствие чего к моменту пуска неостывшей турбины температура жара может оказаться существенно ниже нагретых частей турбины. При таком положении пуск будет сопро­вождаться расхолаживанием турбо­агрегата с недопустимыми скоро­стями понижения температуры ме­талла, не говоря уже о том, что охлаждение турбины с последую­щим прогревом ее удлиняет время пуска и увеличивает расход тепла на пуск.

Подача холодного пара в горя­чую турбину вызывает, кроме того, значительное относительное укоро­чение ротора, что может явиться препятствием для продолжения пу­ска. Дополнительное укорочение ротора при пусках из горячего со­стояния может вызвать подача хо­лодного пара на передние уплотне­ния ЦВД и ЦСД.

Особенно быстро остывают пря­моточные котлы, не имеющие за­полненного водой барабана, кото­рый в процессе остывания выполня­ет роль аккумулятора тепла. Так, прямоточный котел ПК-47, рабо­тающий в блоке с турбиной К-200-130, полностью остывает за 6—9 ч (за время полного остывания принимается период, в течение ко­торого в испарительной части исче­зает избыточное давление). За это же время в барабанных котлах ти­пов ТП-90, ТП-92, ТГМ-94, рабо­тающих в блоке с турбинами К-150-130, сохраняются параметры: давление в барабане — 4,9 МПа (50 кгс/см2), температура пара — 350°С.

К этому времени температура ЦВД турбин в области паровпуска сохраняется на уровне 460—480°С. Таким образом, блоки с барабан­ными котлами обладают более бла­гоприятными возможностями для пуска из горячего состояния, чем блоки с прямоточными котлами, так как температурное состояние этих котлоагрегатов и параметры пара в них ближе соответствуют температурному состоянию пускае­мой турбины.

Основным условием качествен­ного пуска блока из горячего со­стояния является требование ПТЭ, согласно которому температура па­ра, поступающего в турбину, долж­на не менее чем на 50°С превышать температуру наиболее горячей ча­сти турбины (не превышая, разу­меется, начальной температуры цикла). С учетом этого требования и были разработаны методы пуска блоков из различных тепловых со­стояний. Эти методы регламентиру­ют время и порядок проведения пусковых операций, а также ско­рость изменения параметров пара, числа оборотов и нагрузки турбины. Длительность и характер операций определяются в основном мощно­стью блока, начальными парамет­рами пара и типами котлоагрегатов и турбин.

В этом отношении наименее сложными являются пуски после непродолжительного простоя (0,5— 1,5 ч) и пуски после останова на 60—72 ч. В первом случае пуск можно проводить без ограничений, по прямоточному режиму, стремясь как можно быстрее вывести котел на полные параметры пара, кото­рые будут соответствовать термиче­скому состоянию турбины и ее узлов. Во втором случае условия пуска ближе приближаются к пуску из холодного состояния. К этому времени паропроводы острого пара достаточно остывают, и не прихо­дится опасаться при пуске их рез­кого охлаждения. На рис. 2-13 при­водятся графики пуска блока сверх­критических параметров из различ­ных тепловых состояний.

Разработка режимов пуска бло­ков из неостывшего состояния должна производиться специальны­ми организациями, способными про­вести тщательное исследование тер­мического состояния отдельных уз­лов турбины, паропроводов, паро — запорных органов и самого котло — агрегата в процессе пусков. Эти же организации выдают графики-зада — ния на пуск агрегата из различных тепловых состояний.

На основании наиболее полных испытаний разрабатываются номо­граммы пуска при любом времени простоя (рис. 2-14). В этой номо­грамме время пуска из различного теплового состояния рассматривает­ся как функция температуры ме­талла ЦВД. Здесь же приведены параметры пара, с которых начи­нается пуск (толчок ротора паром). Как видно из графика, пуск блока при температуре ЦВД свыше 450°С ничем во времени не ограни­чивается.