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

пающим из паропроводов «горячего» промперегрева в ЦСД, за счёт закрытия отсечных (ОК) и регулирующих (РК ЧСД) клапа- нов и открытия сбросных клапанов турбины для сброса пара промперегрева в конденсатор и обеспаривания паропроводов.

В режимах пуска данный узел позволяет обеспечить предва- рительный прогрев металла паропроводов горячего промпере- грева и подать пар в проточную часть среднего и низкого давле- ний турбины, исключая «захолаживание» металла или заброс влаги в проточную часть ЦСД в некоторых режимах.

2. При плановых или аварийных остановах энергоблоков из- быточный расход пара, выработка которого не может быть пре- кращена мгновенно, сбрасывается через быстродействующую редукционно-охладительную установку (БРОУ) в конденсатор турбины. Как правило, производительность БРОУ блочных ПТУ составляет 30 % от номинальной производительности котла. Исключение составляют БРОУ парогазовых энергоблоков, ко- торые обеспечивают сброс всего номинального расхода пара котла как высокого, так и низкого давления при работе одной газовой турбины.

Во всех случаях сброса свежего или вторичного пара, пара высокого и низкого давлений (применительно к энергоблокам ПГУ) при остановах энергоблоков осуществляется впрыск охлаждающего конденсата: непосредственно в БРОУ; в сброс- ной паропровод после БРОУ и после сбросного клапана; в спе- циальные коллекторы непосредственно конденсатора турбины.

Данная система впрыска охлаждающего конденсата включа- ется автоматически и должна удерживать температуру сбрасы- ваемого пара не выше 170–200 оС. В противном случае БРОУ автоматически закрывается и сброс свежего пара осуществляет- ся через предохранительные клапаны котла. БРОУ также не включится в работу в случаях:

–останова турбины со «срывом вакуума»;

–отсутствия подачи охлаждающей воды (основного конден- сата или питательной воды) в сбросной паропровод и конденсатор.

При пусках и остановах БРОУ используется также для поддер- жания заданного давления свежего пара за котлом энергоблока.

171

Таким образом, от действия АСЗ или при воздействии экс- плуатационного персонала на ключ или кнопку ручного остано- ва прекращение доступа свежего пара в турбину и останов тур- бины производятся путем автоматического выполнения следую- щего алгоритма переключений исполнительных органов защиты:

1)закрытие стопорных, регулирующих клапанов, других клапанов (ОК, РК ЧСД) турбины и открытие сбросного клапана (для турбин с промежуточным перегревом пара), управляемых автоматической системой регулирования турбины;

2)при почти полном закрытии стопорного клапана турбины от концевого выключателя стопорного клапана поступает элек- трической импульс:

– на « открытие» клапанов импульсных соленоидных (КИС),

врезультате чего конденсат поступает в сервомоторы КОС ре- генеративных отборов и закрывает их;

– на «закрытие» задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине, на паропроводах промышленного и теплофика- ционного отборов пара, задвижек на паропроводах отборов пара к деаэратору, ПВД, ПНД и на собственные нужды электростанции;

3)отключение генератора от сети и гашение его поля при наличии подтверждения от реле обратной мощности. При сраба- тывании защит по пунктам: 2, 3, 4, 5, 12, 13 (разд. 2.14.1) генера- тор отключается без контроля наличия обратной мощности [27].

2.14.3.Защита турбины от недопустимого повышения частоты вращения (разгона) ротора турбины

Разгон ротора турбины сверх допустимой частоты вращения может произойти по двум основным причинам: либо при нару- шении связей полумуфт между роторами турбины и турбогене- ратора, когда с ротора турбины снимается нагрузка, либо при отключении турбогенератора от сети.

Первая причина должна быть исключена путём правильного расчёта, выбора размеров и сборки муфты. Вторая причина в практике эксплуатации встречается достаточно часто, поэтому

172

турбоагрегат и его системы регулирования и защиты должны быть выполнены с учётом такой ситуации.

Система защиты турбины от разгона так же, как и любая си- стема регулирования, состоит из датчика, промежуточных зве- ньев и исполнительных органов.

На рис. 2.39 показана принципиальная схема защиты от раз- гона турбины с промежуточным перегревом пара с элементами, используемыми в системах регулирования турбин ЛМЗ [26]. Датчиком системы защиты является сдвоенный бойковый авто- мат безопасности 15 (на рисунке показан только один боёк). При вылете хотя бы одного из бойков рычаг 11 поворачивается под действием выдвинутого бойка, ударяя противоположными кон- цами по так называемым предвключённым золотникам 16, рас- положенным внутри основных золотников 17 блока золотников автомата безопасности.

При нормальной частоте вращения ротора золотники 17 находятся в крайнем верхнем положении в силу того, что при прижатии золотника к острым кромкам, расположенным на кор- пусе, усилие, действующее на золотник в полости А, больше, чем усилие в полости В. При этом через средние окна буксы блока золотников обеспечивается подвод масла от насоса 1 по напорному маслопроводу 2 к золотникам 5 и 7 сервомоторов стопорных клапанов 6 и 8 соответственно ЦВД и ЦСД. Нижние кромки золотников 17 при нормальной частоте вращения ротора отсекают импульсную линию золотников 10 и 18, не мешая ра- боте систем регулирования и управления.

При смещении предвключённых золотников 16 вниз откры- вается слив из камеры А, давление в ней падает, что приводит к немедленному переходу золотников 17 в крайнее нижнее поло- жение. В свою очередь, это приводит не только к прекращению подвода масла от насоса 1 к золотникам стопорных клапанов ЦВД и ЦСД, но и к сообщению их со сливом. Золотники сме- щаются вниз, открывая этим слив масла из-под поршней сто- порных клапанов ЦВД и ЦСД и обеспечивая их посадку под действием пружин.

173

Рис. 2.39. Принципиальная схема защиты от недопустимого по- вышения частоты вращения (разгона) ротора турбины: 1 – глав-

ный маслонасос; 2 – напорный маслопровод; 3 – следящий золотник регулятора частоты вращения; 4 – золотник управления турбиной; 5, 6 – соответственно золотник управления и сервомотор стопорного клапана ЦВД; 7, 8 – соответственно золотник управления и сервомотор стопорного клапана ЦСД; 9, 10 – соответственно сервомотор и золот- ник управления регулирующим клапаном ЦВД; 11 – рычаг автомата безопасности; 12 – кнопка ручного останова турбины; 13 – электро- магнитный выключатель; 14 – золотник электромагнитного выключа- теля; 15 – бойковый автомат безопасности; 16 – предвключённый зо- лотник; 17 – золотник автомата безопасности; 18, 19 – соответственно золотник управления и сервомотор регулирующим клапаном ЦСД; А, В – полости для подвода (отвода) масла

Одновременно с подачей импульса на смещение золотников 7 и 15 подаётся импульс на золотники 10 и 18, которые вызыва- ют посадку регулирующих клапанов 9 и 19 ЦВД и ЦСД.

174

Таким образом, срабатывание бойков автомата безопасности вызывает закрытие стопорных и регулирующих клапанов, что увеличивает надёжность отсечки турбины от паропроводов све- жего пара.

При уменьшении частоты вращения бойки автомата безопас- ности и рычаги 11 вернутся в прежнее положение. Однако вос- становления давления под золотником и, следовательно, откры- тия каких-либо клапанов не произойдёт, так как золотники 17 автомата безопасности не могут без вмешательства машиниста турбины сместиться вверх. Смещение золотников автомата без- опасности в крайнее верхнее положение может осуществить только машинист, перемещая золотник управления 4 влево и тем самым подавая масло от насоса под золотник 17. После смещения золотника 17 в крайнее верхнее положение, в котором он уже будет удерживаться давлением масла в полости А, золот- ник управления 4 можно будет вернуть в прежнее положение.

Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 – 12 % сверх номи- нальной частоты или до значения, указанного заводом- изготовителем. Однако может оказаться, что автомат безопасно- сти не сработал. Поэтому в системе защиты имеется ещё один контур защиты. При повышении частоты вращения ротора до 114 – 115 % от номинальной грузики регулятора частоты вра- щения расходятся настолько, что позволяют золотнику 3 сдви- нуться вправо до такой степени, чтобы открылись окна буксы следящего золотника, обеспечивая такое же уменьшение давле- ния в камере А золотника автомата безопасности, как и при сра- батывании его бойков.

Для быстрого останова турбины (например, при возникнове- нии пожаров, угрожающих работе турбины; в случаях отказа защит, действующих на останов турбины и т.п.) систему защиты снабжают кнопкой 12 ручного останова турбины, нажатие на которую обеспечивает перемещение золотника 14 и точно такую же посадку золотника автомата безопасности, как и в случае разгона турбины.

175

Прекратить подачу пара в турбину можно и с блочного щита управления, подавая ток на электромагнитный выключатель 13, который так же перемещает золотник 14, чем и обеспечивается такая же посадка золотника автомата безопасности, как и в слу- чае разгона турбины.

Выше отмечалось, что турбина снабжается ещё целым рядом защит: от падения давления смазки, от повышения и понижения свежего пара и т.д. Электрический импульс от этих защит вво- дится в электромагнитный выключатель 13, срабатывающий так же, как и при дистанционном отключении турбины, кнопкой с блочного щита управления.

В этот же выключатель вводятся сигналы на отключение турбины при нарушении нормальной работы другого техноло- гического оборудования энергоблока: при внутренних повре- ждениях генератора, повышении уровней конденсата в подогре- вателях высокого давления, нарушении охлаждения статора ге- нератора, останове котла и т.д.

2.14.4. Обслуживание автоматических систем регулирования и защиты турбины

Обслуживание систем регулирования и защиты турбин осу- ществляется на основе производственных инструкций по экс- плуатации, составленных с учётом требований заводов- изготовителей турбин, правил технической эксплуатации [9] и методических указаний по проверке и испытаниям систем регу- лирования и защиты [21]. Системы регулирования конденсаци- онных и теплофикационных турбин отличаются существенным конструктивным разнообразием, поэтому в данном разделе рас- сматриваются только положения, общие для обслуживания большинства турбин.

Система автоматического регулирования паровой турбины в соответствии с Правилами технической эксплуатации электри- ческих станций и сетей Российской Федерации [9] должна отве- чать следующим требованиям:

176

1)устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепло- вую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

2)устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турби- ны на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

3)удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уров- ня настройки срабатывания автомата безопасности при мгно- венном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максималь- ному расходу пара при номинальных его параметрах и макси- мальных пропусках пара в часть низкого давления турбины;

4)автомат безопасности должен срабатывать при повыше- нии частоты вращения ротора турбины на 10 – 12 % сверх но- минальной или до значения, указанного заводом-изготовителем;

5)степень неравномерности регулирования частоты враще- ния турбины при номинальных параметрах пара должна быть равна 4÷5 %, а для турбин с противодавлением допускается

4,5÷6, 5 %;

6)степень нечувствительности системы регулирования по частоте вращения должна быть не более 0,3 %;

7)степень нечувствительности регулирования давления пара

вотборах и противодавления:

–при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа) – не более 5 кПа;

–при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа) и выше – не более 2 %;

8) местная степень неравномерности по частоте вращения должна лежать в пределах 2,5÷10 % в диапазоне нагрузок до 15 % номинальной и в пределах 2,5÷6 % при всех остальных нагрузках.

Следует отметить, что для большинства импортных турбин фирмы-изготовители не устанавливают нормируемый в России показатель работы САР – степень нечувствительности, учиты- вая, что заложенное в их конструкцию значение этого показате- ля значительно ниже установленной в России (по ПТЭ не более

177

0,3 % для ПТУ и 0,2 % для ГТУ). Фактические значения степени нечувствительности САР импортных турбин оказались на поря- док ниже отечественных турбин с гидравлическими САР. На практике это обстоятельство повлекло за собой многочисленные отключения турбин иностранного производства от воздействия кратковременных возмущений электрической сети (работа устройств противоаварийной автоматики; работа автоматов по- вторного включения электросетей; отдаленные перенапряжения, связанные с грозовой деятельностью и т.д.). Поскольку суммар- ное значение установленной мощности импортных машин в энергосистемах невелико, они в силу особенностей регулирова- ния откликаются на внешние воздействия в первую очередь, по- рождая при полной исправности регулирования неадекватность реакции турбин в кратковременных переходных режимах. Учи- тывая это обстоятельство, на отечественных турбинах с элек- трогидравлической САР последних образцов в заводских харак- теристиках диапазон степени нечувствительности, на который настраивается электронная управляющая часть, составляет (например, для турбин КТЗ) 0,15 – 0,3 %.

Указанные выше требования к автоматическим системам ре- гулирования и защиты турбин в общем случае обеспечиваются за счёт выполнения регламентных работ, описанных далее.

После монтажа или капитального ремонта персоналом наладочных организаций проводятся испытания и проверка АСР и защиты турбин, которые выполняются в следующей очеред- ности [21]:

1.1. На остановленной турбине:

а) промыть трубопроводы и узлы систем смазки, АСР и за- щиты турбины;

б) опрессовать повышенным давлением системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

в) проверить работу узлов системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

г) визуально проверить действия защиты АСР; д) снять статические характеристики узлов АСР и защиты;

178

е) измерить время закрытия стопорных и регулирующих ор- ганов парораспределения при воздействии на органы защиты турбины;

ж) измерить время непрерывного действия на механизм управления турбиной (МУТ) для перемещения регулирующих клапанов высокого давления (РКВД) от положения, соответ- ствующего нулевой (максимальной) нагрузке, до положения, соответствующего максимальной (нулевой) нагрузке;

з) измерить время закрытия (посадки) серводвигателей КОС регенеративных отборов пара.

1.2.При пуске турбины (при вращении ротора с малой ча- стотой):

а) проверить плотность закрытия органов парораспределения

изащиты (РК, СК, поворотных регулирующих диафрагм, при- водов ОК и др.), разделительной диафрагмы ЧВД-ЧСД турбин К-160-130;

б) испытать астатические предохранительные клапаны про- мышленных регулируемых отборов пара и противодавления турбины.

При пуске после ремонта турбин атомных электростанций и электростанций с поперечными связями объемы работ по п. 1.2 выполняются на холостом ходу турбины.

1.3.При работе турбины на холостом ходу:

а) проверить закрытие (посадки) стопорных и регулирующих клапанов и выбег ротора турбины при воздействии на защиту дистанционно и по месту;

б) проверить плотность закрытия РК, СК и поворотных регу- лирующих диафрагм (ПРД) регулируемых отборов пара;

в) проверить работу бойков (колец) АБ маслом и повышени- ем частоты вращения ротора выше номинальной;

г) испытать астатические промышленные предохранительные клапаны регулируемых отборов пара, если испытание не было проведено ранее (см. п. 1.2, б);

д) снять статические характеристики АСР;

179

е) измерить время закрытия РК, СК, ПРД, ОК с серводвига- телями двухстороннего действия и малой подачи пускового насоса АСР.

1.4. При работе турбины под нагрузкой:

а) испытать статические предохранительные клапаны про- мышленных отборов пара и предохранительные клапаны тепло- фикационных отборов пара;

б) провести статические испытания АСР; в) провести расхаживание РК и СК на полный ход, где это

предусмотрено, или на частичный и оценку надежности расха- живания;

г) испытать АСР мгновенным сбросом нагрузки (после мон- тажа или реконструкции турбины).

Все испытания и проверки АСР и защиты (в том числе на остановленной турбине) должны производиться по рабочим программам. Рабочие программы согласовываются с руковод- ством КТЦ, ЦТАИ, цеха наладки, электрического цеха и утвер- ждаются главным инженером электростанции. В случаях испы- тания АСР головных образцов турбин, а также турбин после ре- конструкции рабочие программы согласовываются с заводом- изготовителем турбины или разработчиком проекта ее рекон- струкции [9, 21].

После наладки АСР и защиты турбины в производственную инструкцию по АСР вносятся необходимые уточнения, показа- ния и рекомендации.

При эксплуатации турбины в межремонтный период для обеспечения безотказной работы АСР и защиты турбины долж- ны проводиться:

а) испытания защиты турбины увеличением частоты враще- ния выше номинальной – проводятся в следующих случаях (ес- ли нет специальных указаний завода-изготовителя):

–перед испытанием системы регулирования сбросом нагруз- ки с отключением генератора от сети;

–при пуске после разборки автомата безопасности;

–при пуске после простоя турбины в резерве более одного месяца и во всех случаях длительного (более трех месяцев) про-

180