ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

ЭЛЕМЕНТЫ ТУРБИНЫ

Органы защиты турбины пред­назначены для предохранения агре­гата от ненормальных режимов, спо­собных вызвать повреждение обору­дования.

Важнейшей защитой является защита, предохраняющая турбину от повреждений, вызванных чрез­мерным повышением частоты вра­щения ротора.

В современных турбинах напря­жения от центробежных сил в ло­патках и дисках очень велики, и в некоторых деталях при нормаль­ной частоте вращения запас прочно­сти по отношению к пределу текуче­сти составляет лишь 1,6—1,8. По­скольку напряжения от центробеж­ных сил при увеличении частоты вращения возрастают пропорцио­нально ее квадрату, чрезмерное уве­личение частоты вращения ротора может вызвать разрушение лопаток и дисков от центробежных сил. Эта авария относится к разряду наибо­лее тяжелых, вследствие чего защи­та от опасной частоты вращения должна быть особенно надежной.

В систему защиты от недопусти­мого повышения частоты вращения входят: автомат безопасности, зо­лотники или клапаны автомата без­опасности, стопорные и регулирую­щие клапаны ЧВД, стопорные и ре­гулирующие клапаны ЧСД и сброс­ные клапаны для турбин с промпе- регревом, органы парораспределения на регулируемых отборах (регули­рующие клапаны и поворотные диа­фрагмы) для турбин с регулируе­мыми отборами, обратные клапаны на трубопроводах регулируемых и нерегулируемых отборов пара, гид­равлические и рычажные связи меж­ду автоматом безопасности и испол­нительными органами.

В турбинах отечественного про­изводства в качестве предохрани­тельных выключателей применяют­ся автоматы безопасности пальце­вого и кольцевого типа.

На рис. 4-16 представлен авто­мат безопасности кольцевого типа. При увеличении частоты вращения сверх предельной кольцо под дей­ствием центробежных сил смещает­ся на определенную величину, вы­зывая расцепление рычагов систе­мы защиты или перемещение золот­ников или клапанов автомата безопасности и в конечном итоге быстрое закрытие стопорных клапа­нов. Одновременно с закрытием стопорных клапанов закрываются

8

Регулирующие клапаны, поворотные диафрагмы или перепускные клапа­ны турбин с регулируемым отбором пара, обратные клапаны на регули­руемых и нерегулируемых отборах. В установках с промперегревом дол­жны закрыться стопорные и регу­лирующие клапаны ЧСД и открыть­ся сбросные клапаны на горячих нитках промперегрева. Изменяя на­тяжение пружины, можно настроить автомат безопасности на срабатыва­ние при различных частотах враще­ния.

Согласно ПТЭ автомат безопас­ности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении ча­стоты вращения ротора турбины на 10—12% сверх номинальной или до величины, указанной заводом-изго­товителем.

В турбинах большой мощности для повышения надежности приме­няются два бойка автомата безопас­ности, действующих независимо друг от друга. Кроме того, на неко­торых агрегатах действие центро­бежных выключателей дублируется дополнительной защитой от регуля­тора скорости.

В системах защиты имеется так­же устройство для ручного отключе­ния турбины по месту и со щита, а также электромагнитное устрой­ство (одно или два) для ввода ко­манд на отключение турбины от различных электрических датчиков защиты.

Необходимым условием надеж­ной работы системы защиты турби­ны от разгона является системати­ческая проверка работы ее элемен­тов. Сроки проверки системы защи­ты определяются ПТЭ.

Проверка производится на оста­новленной турбине, на холостом хо­ду и при работе турбины под на­грузкой.

Проверка на остановленной тур­бине производится с целью опреде­ления быстродействия защиты, а также надежности закрытия стопор­ных и регулирующих клапанов пу­тем визуального наблюдения или с помощью электросекундомеров. При пуске турбины после монтажа, после реконструкции защиты или в случае ухудшения ее действия проверка производится с осцилло - графированием перемещения всех основных органов защиты и давле­ния жидкости в линиях регулирова­ния и защиты. При этом время за­паздывания закрытия и время за­крытия стопорных, регулирующих и обратных клапанов не должно пре­вышать величин, указанных заво­дом-изготовителем или приведенных в [67].

Испытания защиты на холостом ходу турбины производятся отклю­чением турбины кнопкой или рыча­гом ручного отключения (дважды), поочередным расхаживанием бойков (колец) автомата безопасности пу­тем подачи рабочей жидкости (по 2 раза), поочередной проверкой сра­батывания бойков (колец) при по­вышении частоты вращения, причем в случае проверки защиты повыше­нием частоты вращения предвари­тельное расхаживание автомата безопасности маслом не производит­ся. Испытания проводятся при пол­ностью открытых стопорных клапа­нах ЧВД и ЧСД, открытых байпа­сах ГПЗ, закрытых ГПЗ (на турби­нах, байпасы ГПЗ которых не обес­печивают необходимый расход пара на холостом ходу, ГПЗ полностью открываются, а их байпасы закры­ваются). Перед испытаниями прове­ряется готовность к пуску пускового маслонасоса и насоса смазки и про­изводится расстановка дежурного персонала: у кнопки (рычага) ручно­го отключения турбины, у привода механизма возвращения защиты в рабочее положение, у ключа пуска пускового маслонасоса. В опытах с повышением частоты вращения — дополнительно у механизма повы­шения частоты вращения и для за­мера частоты вращения. Замер ча­стоты вращения производится тахо­метром с ценой деления не более 20 об/мин или лабораторным элек­трическим частотомером. В послед­нем случае <на генератор подается возбуждение.

Если автомат безопасности при - нужной частоте вращения не сраба­тывает, то турбину необходимо оста - іновить и. произвести настройку авто­мата изменением натяжения удер­живающей пружины. Все данные о результатах испытания заносятся в специальный журнал проверки автомата безопасности.

Перед опробованием автомата безопасности блочных турбин защи­та іпо закрытию стопорных клапанов должна быть отключена во избежа­ние срабатывания защиты блока.

Испытание защиты от разгона турбины повышением частоты вра­щения является наиболее надежным методом проверки как самого авто­мата безопасности, так и остальных узлов защиты в условиях, предель­но приближающихся к натурным. Однако для крупных агрегатов этот метод заключает в себе ряд отрица­тельных моментов. Прежде всего та­кое испытание связано с выводом из параллельной работы крупного агре­гата, что может создать определен­ные трудности в энергосистеме. Кро­ме того, увеличение центробежных сил в тяжело нагруженных элемен­тах турбоагрегата даже при перио­дических испытаниях крайне неже­лательно.

Отметим, что разгрузка мощной блочной турбины до холостого хода и ее последующее нагружение тре­буют времени и определенных по­терь тепла. Эти операции также свя­заны с изменением термического состояния агрегата. В связи с этим проверка защиты повышением ча­стоты вращения производится со­гласно ПТЭ только после разборки автомата безопасности, перед испы­танием на сброс нагрузки и после длительного простоя (более 1 мес) турбины. После же разборки систе­мы регулирования и не реже чем через каждые 4 мес допускается проверка защиты без увеличения ча­стоты вращения. При этом расха­живание бойков (колец) автомата безопасности подачей рабочей жид­кости под боек (либо на заполнение полости в кольце для увеличения центробежной силы) при работе турбины под нагрузкой может про­изводиться только на турбинах, где имеется возможность поочередно от­ключать боек (кольцо) или его зо­лотник от системы защиты, и в том случае, если восстанавливающая ча­стота вращения бойков выше номи­нальной частоты вращения.

Перед расхажи-ванием дополни­тельно к перечисленной расстановке персонала ставится дежурный у ме­ханизма управления турбиной. Это необходимо для быстрого восстанов­ления режима во избежание разо­грева проточной части турбины в случае, если произойдет закрытие стопорных и регулирующих клапа­нов.

Как было указано выше, этот ме­тод позволяет проводить опробова­ние только бойков автоматов без­опасности и не может заменить ком­плексного испытания всей системы защиты, проводимого путем повы­шения частоты вращения.

Для обеспечения безотказной работы системы защиты турбины от недопустимого повышения частоты вращения необходимо постоянно поддерживать все узлы этой защиты в работоспособном состоянии. Для этого следует систематически произ­водить не только расхаживание бой­ков (колец) автомата безопасности, но и расхаживание клапанов авто­матического затвора (а на некото­рых турбинах по указанию завода- изготовителя и регулирующих кла­панов), проверку посадки обратных клапанов нерегулируемых отборов пара, проверку плотности^стопорных и регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД, парораспределительных орга­нов, обратных и предохранительных клапанов регулируемых отборов. Расхаживание клапанов перемеще­нием шпинделя на часть хода долж­но производиться ежедневно. На турбинах с двумя и более парал­лельными потоками свежего пара и паїра промперегрева и, соответ­ственно двумя и более стопорными и регулирующими клапанами ЧВД и ЧСД производится поочередное расхаживание стопорных и регули­рующих клапанов на полный ход,1 раз в 2 нед. или в сроки, указан­ные заводами-изготовителями. Про­верку посадки обратных клапанов всех отборов необходимо произво­дить 1 раз в месяц. Проверка плот­ности стопорных и регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД производится перед остановом в капитальный ремонт и' при пуске после капи­тального ремонта, но не реже 1 ра­за в год.

Для оценки плотности стопорных и регулирующих клапанов после монтажа или реконструкции турби­ны снимается эталонная кривая вы­бега с номинальной частоты враще­ния холостого хода при закрытых запорной арматуре и обратных кла­панах на паропроводах регулируе­мых отборов и закрытых ГПЗ, бай­пасе ГПЗ и стопорных клапанах. В процессе выбега частота заме­ряется по ручному тахометру.

Плотность стопорных и регули­рующих клапанов проверяется раз­дельно, за исключением тех типов турбин, системы регулирования и защиты которых не допускают не­зависимое закрытие этих клапанов. При проверке плотности клапанов давление свежего пара поддержи­вается номинальным, а остальные параметры по турбине устанавли­ваются на уровне, имевшем место при снятии эталонной кривой вы­бега.

Проверка плотности заключается в определении кривой выбега с но­минальной частоты вращения до 50% номинальной частоты при за­крытии только стопорных клапанов ЧВД и ЧСД и открытых регулирую­щих или наоборот. При этом плот­ность клапанов считается удовле­творительной в том случае, если вре­мя выбега до 50% номинальной ча­стоты не больше, чем на 15—20% времени, зафиксированного при сня­тии эталонной кривой выбега. Плот­ность двухседельных клапанов счи­тается удовлетворительной в том случае, если при их полном закры­тии частота вращения турбины сни­жается до 50% номинальной.

Совместная плотность стопорных и регулирующих клапанов прове­ряется при тех же условиях, что и. раздельная, и считается удовлетво­рительной, если обеспечивает пол­ный останов ротора турбины. Если: установившаяся частота вращения превышает 50% ее номинального значения, эксплуатация турбины не допускается.

Проверка плотности парораспре­делительных органов ЧСД и ЧНД турбины с регулируемыми отборами пара производится в те же сроки,, что и проверка стопорных и регули­рующих клапанов. Проверка орга­нов ЧСД и ЧНД выполняется после­довательно на холостом ходу при номинальной частоте вращения и но­минальных параметрах свежего и отработавшего пара. Предваритель­но проверяются предохранительные клапаны отборов. При этом плот­ность парораспределительных орга­нов отборов считается достаточной, если в камере соответствующего ре­гулируемого отбора при закрытии парораспределительного органа с помощью маховика регулятора давления или рукоятки его переклю­чателя создается номинальное или указанное в формуляре завода-изго­товителя давление. Если во время опыта давление в камере отбора возрастет до уровня настройки пре­дохранительного клапана и послед­ний не сработает, опыт необходимо прекратить, а клапан проверить и устранить причину отказа.

Не менее важным обстоятель­ством, обеспечивающим надежность и безопасность турбины при сбросе нагрузки, является плотность обрат­ных клапанов на трубопроводах ре­гулируемых отборов. При недоста­точной плотности обратных клапа­нов или их зависании во время сброса может произойти недотіусти-.

Мое повышение частоты вращения турбины из-за попадания в нее пара из отборов. Проверка плотности производится на холостом ходу при номинальной частоте вращения и возбужденном генераторе. Парамет­ры свежего и отработавшего пара поддерживаются номинальными; ре­гуляторы давления пара в отборах отключены, а парораспределитель­ные органы ЧСД и ЧНД полностью открыты. Для проверки плотности в трубопровод регулируемого отбора подается пар от постороннего источ­ника с давлением, не превышающим максимально допускаемого в отборе. При этом, если частота вращения ротора не увеличивается, клапан считается плотным. Плотность об­ратных клапанов регулируемых от­боров проверяется последовательно.

Вторым по своему значению элементом защиты является реле осевого сдвига. Это устройство пре­дохраняет турбину от аварии вслед­ствие недопустимого осевого сдвига ротора, причиной которого может быть выплавление или чрезмерный износ баббитовой заливки колодок упорного подшипника.

При недопустимом смещении ро­тора в осевом направлении реле вы­зывает закрытие стопорных и регу­лирующих клапанов турбины. В практике турбостроения нашли применение реле золотникового, струйного типа, однако наибольшее распространение получило реле осе­вого сдвига индукционного типа (рис. 4-17), отличающееся большой надежностью работы.

Принцип действия указанного прибора оонован на индуктивном методе измерения малых перемеще­ний. Реле снабжено указывающим прибором, позволяющим во время работы турбины следить за осевым перемещением вращающегося рото­ра в пределах его разбега между колодками упорного подшипника, а также за износом колодок.

Проверка реле осевого сдвига должна производиться после каждо­го ремонта турбины или смены ко­лодок упорного подшипника. Пра­вильность показаний указывающего прибора проверяется щуіпом. Работу защиты можно проверить сдвигом электромагнита в осевом направле­нии (фиктивное смещение). Такую проверку необходимо производить перед каждым пуском турбины. При длительной безостановочной работе агрегата проверку работы реле осе­вого сдвига необходимо производить 1 раз в 3 мес. с выводом импульса на сигнал.

Описание защит от недопустимо­го понижения давления в системе смазки турбоагрегата приводится в гл. 5.