Добавил:
ajieiiika26@gmail.com Делаю контрольные работы, курсовые, дипломные работы. Писать на e-mail. Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

75 группа 2 вариант / Режимы роботы и эксплуатации ТЭС / ПТ / Книги / Учебное пособие. Режимы работы и эксплуатация паротурбинных установок ТЭС

.pdf
Скачиваний:
1244
Добавлен:
18.01.2018
Размер:
7.07 Mб
Скачать

Собственно блок представляет собой сварной корпус, в кото- ром выполнены полости: линии нагнетания ГМН, линии всасы- вания ГМН, а также дренажная полость, сообщающаяся со сливной магистралью. Конструкция блока регулирования обес- печивает полное закрытие регулирующих клапанов при работе гидравлической защиты турбины, независимо от положения штока ЭМП.

В блок регулирования масло высокого давления подается от главного масляного насоса (ГМН) на рабочих режимах и от пус- кового масляного электронасоса (ПМН) в режимах пуска и останова турбины. Избыточное давление масла в линии нагне- тания ГМН при частоте вращения ротора 50 с-1 (3000 об/мин) составляет 0,97 МПа (9,7 кгс/см2), а в линии всасывания

0,07 МПа (0,7 кгс/см2).

Управление частотой вращения ротора турбины и давлением пара в отопительном отборе осуществляет ЭГСАР через авто-

матическую систему управления технологическим процессом

(АСУ ТП). АСУ ТП воздействует через электромеханический преобразователь на соответствующий отсечной золотник и, со- ответственно, на степень открытия механизмов парораспределе- ний ЧВД и ЧНД.

Микропроцессорная ЭГСАР турбины кроме требований, ре- гламентируемых Правилами технической эксплуатации элек- трических станций и сетей Российской Федерации [9], должна обеспечивать:

возможность оперативного задания оператором выдавае- мой в сеть электрической мощности с заданной скоростью нагружения турбины в режиме работы по электрическому гра- фику нагрузок;

возможность автоматической (через АСУ ТП) и ручной синхронизации с электрической сетью и плавное нагружение турбоагрегата до заданной графиком работы нагрузки с задан- ной скоростью нагружения;

нормальный автоматический останов турбоагрегата по за- данному в АСУ ТП алгоритму, включая снижение нагрузки, от- ключение генератора от электрической сети и останов турбины;

161

возможность взаимосвязанной работы с АСУ ТП станции для совместного управления паровым котлом и паровой турбиной;

возможность автоматического прогрева и пуска турбины по заданному алгоритму из холодного, неостывшего и горячего тепловых состояний с выводом турбогенератора в режим холо- стого хода при номинальной частоте вращения с последующей синхронизацией и включением в сеть;

возможность генерации ЭГСАР в АСУ ТП ТЭЦ верхнего уровня для совместного управления оборудованием и регулиро- вания частоты.

Работа системы регулирования при управлении турбоагрегатом в регулировочном диапазоне нагрузок

При изменении частоты вращения ротора турбины сигнал от тахометрических датчиков поступает в электронное управляю- щее устройство. Электронное устройство, в соответствии с за- данным алгоритмом регулирования, формирует управляющий сигнал на электромеханический преобразователь, установлен- ный на отсечном золотнике ЧВД. Электрический преобразова- тель преобразует управляющий электрический сигнал в посту- пательное перемещение выходного штока, который перемещает золотник отсечного золотника ЧВД. Золотник, перемещаясь во втулке, открывает своими отсечными кромками окна для по- ступления силового масла в рабочую полость сервомотора ЧВД и для слива масла из нерабочей полости во всас главного масля- ного насоса (ГМН). Поршень сервомотора ЧВД перемещается и тем самым изменяет открытие регулирующих клапанов меха- низма парораспределения ЧВД.

После возвращения частоты вращения ротора турбины к зна- чению, заданному алгоритмом регулирования, в ЭУЧ формиру- ется управляющий сигнал для ЭМП на возвращение отсечного золотника ЧВД в исходное положение.

Положение отсечного золотника ЧВД в установившемся со- стоянии системы вне зависимости от нагрузки неизменно. При этом положении рабочие окна во втулке отсечного золотника,

162

через которые осуществляется питание полостей сервомотора ЧВД маслом, закрыты.

Аналогичным образом САР турбины реагирует на изменение давления пара в отопительном отборе. В этом случае электрон- ное устройство, в соответствии с заданным алгоритмом регули- рования, формирует управляющий сигнал на электромеханиче- ский преобразователь, установленный на отсечном золотнике ЧНД. В результате поршень сервомотора ЧНД перемещается, изменяется открытие регулирующей диафрагмы ЧНД и давле- ние пара отопительного отбора устанавливается в соответствии с заданным алгоритмом регулирования.

Как правило, отопительный регулируемый отбор пара разре- шается включать при нагрузке на турбину не менее 30 % номи- нальной.

При срабатывании любого из элементов защиты турбины из- быточное давление в линии защиты падает до нуля. В этом слу- чае под воздействием пружин втулки двух отсечных золотников (ЧВД, ЧНД) переместятся вниз до упора, нижние полости сер- вомоторов ЧВД, ЧНД соединятся с линией подвода масла из нагнетания ГМН, а противоположные их полости с линией всасывания ГМН. В результате произойдет быстрое закрытие регулирующих клапанов механизма парораспределения ЧВД и поворотной диафрагмы механизма парораспределения ЧНД.

2.14.Автоматическая система защиты турбины

2.14.1.Необходимость защиты турбины

Нормальная работа турбины обеспечивается системой авто- матического регулирования при условии удовлетворительного состояния всех её элементов.

При эксплуатации турбины в системах регулирования, си- стеме смазки и в проточной части самой турбины могут возник- нуть серьезные неисправности, требующие останова турбины. Кроме того, турбина работает в комплексе со сложными агрега- тами, такими как котел, реактор, турбогенератор с электриче-

163

ской сетью, регенеративные и теплосетевые подогреватели, конденсатор, питательные насосы, в работе которых также мо- гут произойти нарушения, представляющие угрозу для турбины [26]. Поэтому паровая турбина оснащается системой защиты, автоматически предохраняющей ее от разрушения при возник- новении различного рода неполадок как в ней самой, так и в элементах связанного с ней оборудования энергоблока.

Непосредственно для сохранения исправности и целостно- сти самой турбины предусмотрены следующие защиты, дей- ствующие на останов турбины [27]:

1)защита от повышения частоты вращения ротора;

2)защита от осевого смещения ротора;

3)защита от понижения давления масла в системе смазки подшипников турбоагрегата и регулирования турбины;

4)защита от повышения давления в конденсаторе;

5)защита от повышения виброскорости корпусов подшипни- ков турбоагрегата (выполняется, если есть требование завода- изготовителя);

6)защита от повышения перепада давлений на последней ступени турбины с противодавлением;

7)защита от повышения давления пара в сетевом подогрева- теле теплофикационной турбины (при отсутствии полнопроход- ного предохранительного клапана);

8)защита от повышения уровня в сетевом подогревателе теплофикационной турбины;

9)защита от понижения температуры свежего пара перед турбиной;

10)защита от повышения температуры свежего пара перед турбиной (выполняется для турбин УТМЗ);

11)защита от повышении уровня в любом ПВД до второго предела.

Турбина также должна быть остановлена от действия ав- томатической системы защиты в следующих случаях:

12)понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора;

164

13)отключение всех маслонасосов системы уплотнений вала генератора (при отсутствии инжектора);

14)понижение расхода воды через обмотку ротора или ста- тора генератора;

15)понижение расхода воды на газоохладители генератора (при наличии замкнутого контура охлаждения или градирен);

16)отключение всех насосов газоохладителей генератора (при отсутствии замкнутого контура охлаждения и градирен);

17)внутреннее повреждение блока генератор- трансформатор;

18)отключение генератора от сети вследствие внешних по- вреждений (кроме конденсационных турбин);

19)повышение температуры масла за маслоохладителями турбины при пониженном давлении воды перед маслоохладите- лями (выполняется для турбин УТМЗ).

Диапазон изменения контролируемых параметров и их пре- дельные значения регламентируются «картой уставок защит и блокировок», утвержденной техническим руководителем пред- приятия.

Каждая из защит турбины работает так, что при выходе па- раметра, по которому производится защита, в область недопу- стимых значений подача пара на турбину автоматически пре- кращается и не может возобновиться автоматически даже в том случае, если параметр вернётся к нормальному значению. В этом случае турбина может быть пущена персоналом только по- сле выяснения причин срабатывания защиты, устранения выяв- ленных нарушений и при уверенности в безопасности пуска.

Вслучае неисправности и несрабатывания соответствующей защиты или при возникновении таких ситуаций, как пожары, которые нельзя ликвидировать без останова турбоагрегата, де- фекты, которые могут усугубить ситуацию и привести к аварии

ит.п., турбина должна быть остановлена с помощью автомата безопасности воздействием на кнопку или ключ ручного отклю- чения турбины. Кнопка ручного отключения устанавливается, как правило, на переднем стуле турбины, а ключ ручного от- ключения на групповом щите управления турбиной и воздей-

165

ствует непосредственно на электромагнитный выключатель, уста- новленный в схеме автоматической системы защиты турбины.

2.14.2. Исполнительные органы системы защиты турбины

К исполнительным органам системы защиты турбины отно- сятся (рис. 2.37):

1)стопорные, регулирующие и отсечные клапаны, поворот- ные диафрагмы, управляемые автоматической системой регули- рования турбины;

2)клапаны обратные стопорные (КОС) на паропроводах от- боров регенеративного пара;

3)задвижки и их байпасы на линиях подвода пара к турбине, на паропроводах промышленного и теплофикационного отборов пара;

4)задвижки на паропроводах отборов пара к деаэратору, ПВД, ПНД и на собственные нужды электростанции.

Далее рассмотрим подробнее назначение указанных органов защиты.

Стопорные клапаны 1 турбины устанавливаются перед регу- лирующими клапанами и предназначены для быстрого и надеж- ного прекращения подачи свежего пара в турбину. Стопорные клапаны современных турбин выполняются разгруженными: при движении сервомотора шток открывает сначала небольшой разгрузочный клапан, а затем основной. Сервомоторы стопор- ных клапанов выполняются односторонними, т.е. силовое масло подаётся только с одной стороны поршня. При выходе какого- либо из контролируемых параметров в область недопустимых значений срабатывает защита и давление масла под поршнем сервомотора резко снижается, а соответствующая пружина «са- жает» клапан на седло, т.е. закрывает клапан.

166

Рис. 2.37. Принципиальная схема расположения исполнительных органов защиты турбины: 1 – стопорный клапан (СК); 2 – регулиру- ющие клапаны (РК); 3 – главная паровая задвижка (ГПЗ); 4 – электри- фицированная задвижка на байпасе ГПЗ; 5 – клапаны обратные сто- порные (КОС); 6 – электрифицированные задвижки на подводе реге- неративного пара к ПВД; 7 – электрифицированная задвижка на тру- бопроводе отпуска пара промышленному потребителю и на собствен- ные нужды ТЭС; 8 – задвижка на подводе регенеративного пара к верхнему ПНД и деаэратору; 9 – задвижки на подводе регенеративного пара к ПНД (кроме верхнего); 10 – трубопровод подачи регенератив- ного пара на нижний сетевой подогреватель; 11 – задвижка на подводе регенеративного пара к верхнему сетевому подогревателю; 12 – клапа- ны импульсные соленоидные; 13 – фильтры механические; 14 – регу- лирующий клапан ЧСД; 15 – поворотная диафрагма ЧНД

167

Регулирующие клапаны 2 являются исполнительными орга- нами системы регулирования, так как они обеспечивают задан- ную нагрузку турбины и одновременно являются исполнитель- ными органами одного из контуров защиты турбины [22]. К ре- гулирующим клапанам предъявляются следующие требования:

работа клапанов должна быть исключительно надёжной, а именно: клапаны должны быть плотными при их полном закры- тии во избежание разгона турбины при сбросах нагрузки и от- ключении турбины; конструкция клапана не должна приводить

квысоким температурным напряжениям, из-за которых при- шлось бы ограничить скорость пуска и нагружение турбины;

при полном открытии клапанов потери давления в них должны быть минимальны, так как дросселирование пара при- водит к снижению используемого теплового перепада турбины и в целом к снижению экономичности паротурбинной установ- ки. Это в значительной степени достигается тем, что использу- ются исключительно односедельные регулирующие клапаны; поверхность запорного узла (клапана и седла) делают шарооб- разной; сёдла клапанов имеют расширяющиеся диффузоры, позволяющие применять регулирующие клапаны небольшого сечения и уменьшить усилия, действующие на них; конфигура- ция клапана и его седла выбирается такой, чтобы была обеспе- чена примерно линейная связь между подъёмом клапана и рас- ходом пара через него, что упрощает конструирование системы автоматического регулирования турбины.

В современных турбинах стопорные и регулирующие клапа- ны конструктивно выполняют в едином блоке, который уста- навливается рядом с турбиной, что снижает потери давления на дросселирование, уменьшает металлоёмкость клапана и ускоряет прогрев паровпуска на подготовительных этапах пуска турбины.

Клапаны 5 обратные стопорные (КОС) устанавливаются на паропроводах регулируемых и нерегулируемых регенеративных отборов пара непосредственно после пароотборных камер тур- бины. Клапаны предназначены для исключения разгона ротора турбины паром, образующимся при вскипании конденсата в ре- генеративных подогревателях, или же обратным потоком пара

168

из паропроводов регулируемых отборов вследствие быстрого падения давления пара в проточной части турбины при закры- тии стопорного и регулирующих клапанов. Клапаны обратные стопорные закрываются принудительно посредством гидравли- ческих сервомоторов (или реже сервомоторов с электроприво- дом), конденсат на которые подаётся при открытии так называ- емых клапанов импульсных соленоидных (КИС) 12, которые, в свою очередь, получают электрический импульс на «открытие» от концевых выключателей, установленных на стопорных кла- панах, при почти полном их закрытии. Конденсат на КИС пода- ётся, как правило, с напора конденсатных насосов.

Задвижки и их байпасы устанавливаются:

на линиях подвода пара к турбине 3, 4;

на паропроводах промышленного 7 и теплофикационного отборов пара 11;

на паропроводах отборов пара к ПВД и деаэратору 6;

на паропроводах к ПНД 9 и на собственные нужды ТЭС 7. Указанная запорная арматура обеспечивает гарантированную

герметичность в закрытом положении и исключает разгон рото- ра в случае неплотности стопорных, регулирующих и обратных клапанов турбины. При этом необходимо отметить, что гаран- тированная герметичность запорной арматуры обеспечивается только при её исправном состоянии и правильной настройке, а именно:

электропривод должен обеспечить плотное закрытие за- порной и запорно-регулирующей арматуры с учетом технологи- ческих параметров отсекаемой среды;

при закрытии арматуры электроприводом должна преду- сматриваться возможность отключения электродвигателя при полном закрытии арматуры после срабатывания устройства для ограничения крутящего момента [28].

Электрический импульс на «закрытие» электрифицирован- ных задвижек при останове турбоагрегата (плановом или ава- рийном) поступает также от концевых выключателей, установ- ленных на стопорных клапанах при почти полном их закрытии.

169

Схема исполнительных органов защиты турбины с проме-

жуточным перегревом пара (рис. 2.38) имеет принципиальные отличия.

Рис. 2.38. Принципиальная схема расположения исполнительных органов защиты турбины с промежуточным перегревом пара в однобайпасной пусковой схеме: 1 – стопорный клапан (СК); БРОУ быстродействующее редукционно-охладительное устройство; БЭН бустерный электронасос; ГПЗ главная паровая задвижка; СК сто- порный клапан ЦВД; РК, РК ЧСД регулирующие клапаны ЦВД и ЧСД; ОК отсечной клапан ЦСД; КОС клапаны обратные стопор- ные регенеративных отборов турбины; ТП тепловой потребитель; ЗКСН задвижка отпуска пара на паровой коллектор собственных нужд электростанции или внешним потребителям тепла; КИС клапа- ны импульсные соленоидные; Впр.К задвижка подачи конденсата на впрыск в конденсатор турбины; КЭН-Iст.; КЭН-II ст. – соответственно конденсатные насосы первой и второй ступеней

1. Перед ЦСД дополнительно устанавливаются отсечные (стопорные), регулирующие и сбросные клапаны. Данный узел при остановах турбины предотвращает её разгон паром, посту-

170