Исполнительные органы системы защиты турбины

К исполнительным органам системы защиты турбины относятся (рис. 2.37.):

1) стопорные, регулирующие и отсечные клапаны, поворотные диафрагмы управляемые автоматической системой регулирования турбины;

Рис. 2.37. Принципиальная схема расположения исполнительных органов защиты турбины: 1 - стопорный клапан (СК);

2 - регулирующие клапаны (РК); 3 - главная паровая задвижка (ГПЗ); 4 - электрифицированная задвижка на байпасе ГПЗ; 5 - клапаны обратные стопорные (КОС); 6 - электрифицированные задвижки на подводе регенеративного пара к ПВД-(5, 6, 7); 7 - электрифицированная задвижка на трубопроводе отпуска пара промышленному потребителю и на собственные нужды ТЭС; 8 - задвижка на подводе регенеративного пара к ПНД-4 и деаэратор; 9 - задвижки на подводе регенеративного пара к ПНД-(1, 2, 3); 10 - трубопровод подачи регенеративного пара на нижний сетевой подогреватель; 11 - задвижка на подводе регенеративного пара к верхнему сетевому подогревателю; 12 - клапаны импульсные соленоидные; 13 - фильтры механические; 14 - регулирующий клапан ЧСД; 15 - поворотная диафрагма ЧНД.

 

2) клапаны обратные стопорные (КОС) на паропроводах отбора 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 регулирующими клапанами и предназначены для быстрого и надежного прекращения подачи острого пара в турбину. Стопорные клапаны современных турбин выполняются разгруженными: при движении сервомотора шток открывает сначала небольшой разгрузочный клапан, а затем - основной. Сервомоторы стопорных 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 - давление масла под поршнем сервомотора резко снижается, и соответствующая пружина сажает клапан на седло, т.е. закрывает клапан.

Регулирующие клапаны (2) являются исполнительными органами системы регулирования, так как они обеспечивают заданную нагрузку турбины и одновременно являются исполнительными органами одного из контуров защиты турбины [22]. К регулирующим клапанам предъявляются следующие требования:

- работа клапанов должна быть исключительно надёжной, а именно: клапаны должны быть плотными при их полном закрытии во избежание разгона турбины при сбросах нагрузки и отключении турбины; конструкция клапана не должна приводить к высоким температурным напряжениям, из-за которых пришлось бы ограничить скорость пуска и нагружение турбины;

- при полном открытии клапанов потери давления в них должны быть минимальны, так как дросселирование пара приводит к снижению используемого теплового перепада турбины и в целом к снижению экономичности паротурбинной установки. Это, в известной мере, достигается тем, что используются исключительно односедельные регулирующие клапаны; поверхность запорного узла (клапана и седла) делают шарообразной; сёдла клапанов имеют расширяющиеся диффузоры, позволяющие применять регулирующие клапаны небольшого сечения и уменьшить усилия действующие на них; конфигурация клапана и его седла выбирается такой, чтобы была обеспечена примерно линейная связь между подъёмом клапана и расходом пара через него, что упрощает конструирование системы автоматического регулирования турбины.

В современных турбинах стопорные и регулирующие клапаны конструктивно выполняют в едином блоке, который устанавливается 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 отборах пара непосредственно после пароотборных камер турбины. Клапаны предназначены для исключения разгона ротора турбины паром, образующимся при вскипании конденсата в регенеративных подогревателях, или же обратным потоком пара из паропроводов регулируемых отборов, вследствие быстрого падения давления пара в проточной части турбины при закрытии стопорного и регулирующих клапанов. Клапаны обратные стопорные закрываются принудительно посредством гидравлических сервомоторов (или реже сервомоторов с электроприводом) конденсат на которые подаётся при открытии, так называемых, клапанов импульсных (12) соленоидных (КИС), которые получают электрический импульс на «открытие» от концевых выключателей, установленных на стопорных клапанах при почти полном их закрытии. Конденсат на КИС-ы подаётся, 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 ротора в случаях неплотности стопорных, регулирующих и обратных клапанов турбины. При этом необходимо отметить, что гарантированная герметичность запорной арматуры обеспечивается только при их исправном состоянии и правильной настройке, а именно:

электропривод должен обеспечить плотное закрытие запорной и запорно-регулирующей арматуры с учетом технологических параметров отсекаемой среды;

при закрытии арматуры электроприводом должна предусматриваться возможность отключения электродвигателя при полном закрытии арматуры после срабатывания устройства ограничения крутящего момента [28].

Электрический импульс на «закрытие» электрифицированных задвижек при останове турбоагрегата (плановом или аварийном) поступает также от концевых выключателей, установленных на стопорных клапанах при почти полном их закрытии.

Схема исполнительных органов защиты турбины с промежуточным перегревом пара (рис. 2.38.) имеет следующие 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 - стопорный клапан ЦВД; РК, РК ЧСД - регулирующие клапаны ЦВД и ЧСД; ОК - отсечной клапан ЦСД; КОС - клапаны обратные стопорные регенеративных отборов турбины; ТП- тепловой потребитель; ЗКСН - задвижка отпуска пара на паровой коллектор собственных нужд электростанции или внешним потребителям тепла; КИС - клапаны импульсные соленоидные; Впр.К - задвижка подачи конденсата на впрыск в конденсатор турбины; КЭН-Iст.; КЭН-II ст. - соответственно конденсатные насосы первой и второй ступени.

 

1) перед ЦСД дополнительно устанавливаются отсечные (стопорные), регулирующие и сбросные клапаны. Данный узел при остановах турбины предотвращает её разгон паром, поступающим из паропроводов «горячего» промперегрева в ЦСД, за счёт закрытия отсечных (ОК) и регулирующих (РК ЧСД) клапанов и открытия сбросных клапанов турбины для сброса пара промперегрева в конденсатор и обеспаривания паропроводов.

В режимах пуска данный узел позволяет обеспечить предварительный прогрев металла паропроводов горячего промперегрева и подать пар в проточную часть среднего и низкого давлений турбины, исключая «захолаживание» металла или в некоторых режимах и заброс влаги в проточную часть ЦСД.

2) при плановых или аварийных остановах энергоблоков избыточный расход пара, выработка которого не может быть прекращена мгновенно, сбрасывается через быстродействующую редукционно-охладительную установку (БРОУ) в конденсатор турбины. Как правило, производительность БРОУ блочных ПТУ составляет 30% от номинальной производительности котлоагрегата. Исключение составляют БРОУ парогазовых энергоблоков, которые обеспечивают сброс всего номинального расхода пара котлоагрегата как высокого, так и низкого давлений 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 сбросной паропровод после БРОУ и после сбросного клапана;

- в специальные коллектора непосредственно конденсатора турбины.

Данная система впрыска охлаждающего конденсата включается автоматически и должна удерживать температуру сбрасываемого пара не выше 170-200^оС. В противном случае БРОУ автоматически закрывается, и сброс свежего пара осуществляется через предохранительные клапана котлоагрегата. БРОУ также не включится в работу в случаях:

- останова турбины со «срывом вакуума»;

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

При пусках и остановах БРОУ используется также для поддержания заданного давления свежего пара за котлоагрегатом энергоблока.

Таким образом, от действия АСЗ или при воздействии эксплуатационного персонала на ключ или кнопку ручного останова, прекращение доступа свежего пара в турбину и останов турбины производится путем автоматического выполнения следующего алгоритма переключений исполнительных органов защиты:

1) закрытие стопорных, регулирующих клапанов, других клапанов (ОК, РКЧСД) 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:

- электрический импульс на «открытие» клапанов импульсных соленоидных (КИС-ов) в результате чего конденсат поступает в сервомоторы КОС регенеративных отборов и закрывает их;

- электрический импульс на «закрытие» задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине, на паропроводах промышленного и теплофикационного отборов пара, задвижки 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 срабатывании защит по пунктам: 2, 3, 4, 5, 12, 13 (п. 2.14.1. настоящего раздела) генератор отключается без контроля наличия обратной мощности [27].

8.3.3. 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 нарушении связей полумуфт между роторами турбины и турбогенератора, 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 турбоагрегат и его системы регулирования и защиты должны быть выполнены с учётом такой ситуации.

Система защиты турбины от разгона так же, как и любая система регулирования, состоит из датчика, промежуточных звеньев и исполнительных органов.

На рис. 2.39. показана принципиальная схема защиты от разгона турбины с промежуточным перегревом пара с элементами, используемыми в системах регулирования турбин ЛМЗ [26]. Датчиком системы защиты является сдвоенный бойковый автомат безопасности 15 (на рисунке показан только один боёк). При вылете хотя бы одного из бойков рычаг 11 поворачивается под действием выдвинутого бойка, ударяя противоположными концами по так называемым предвключённым золотникам 16, расположенным внутри основных золотников17 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 корпусе, 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 работе систем регулирования и управления.

Рис. 2.39. Принципиальная схема защиты от недопустимого повышения частоты вращения (разгона) ротора турбины:

1 - главный 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 золотник управления регулирующим клапаном ЦВД; 11 - рычаг автомата безопасности; 12 - кнопка ручного останова турбины; 13 - электромагнитный выключатель; 14 - золотник электромагнитного выключателя; 15 - бойковый автомат безопасности; 16 - предвключённый золотник; 17 - золотник автомата безопасности; 18, 19 - соответственно, золотник управления и сервомотор регулирующим клапаном ЦСД; А, В - полости для подвода (отвода) масла.

При смещении предвключённых золотников 16 вниз открывается слив из камеры А, давление в ней падает, что приводит к немедленному переходу золотников 17 в крайнее нижнее положение. 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 смещаются вниз, открывая этим слив масла из-под поршней стопорных клапанов ЦВД и ЦСД и обеспечивая их посадку под действием пружин.

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

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

При уменьшении частоты вращения бойки автомата безопасности и рычаги 11 вернутся в прежнее положение. Однако восстановления давления под золотником и, следовательно, открытия каких-либо клапанов не произойдёт, так как золотники 17 автомата безопасности не могут без вмешательства машиниста турбины сместиться вверх. Смещение золотников автомата безопасности 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, золотник управления 4 можно будет вернуть в прежнее положение.

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

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

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 случае 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 вводится 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 технологического оборудования энергоблока: при внутренних повреждениях генератора, повышении уровней конденсата в подогревателях высокого давления, нарушении охлаждения статора генератора, останове котла и т.д.

 

⇐ Предыдущая36373839404142434445Следующая ⇒

Поделиться: