Фрагин М.С. Регулирование и маслоснабжение паровых турбин: настоящее и ближайшая перспектива

Подождите немного. Документ загружается.

Глава 9________________________________________ 111

Не может быть рекомендовано выполнение импульсной

нагрузки турбины на приёмном конце линии электропередачи

из-за возможных неблагоприятных последствий для турбины.

Быстродействующий ограничитель мощности БОМ

также прошел широкий объём исследований и испытаний

(Мельников B.C.) и может служить эффективным средством

ограничения мощности турбины в послеаварийном режиме

работы энергосистемы.

БОМ реализует принцип статического регулирования

мощности. Его устойчивость при больших коэффициентах

усиления (к > 15) была обеспечена путём реализации обратной

связи по производимой мощности, получаемой как

где ν

, ν

и φ соответственно мощность турбины, генератора

и частота в относительных единицах.

С учётом возможного изменения характеристик

парораспределения можно рекомендовать с уверенностью

к = 5...7.

Результаты работ по импульсной разгрузке и огра-

ничелям мощности широко опубликованы.

Быстрое отключение регенеративных отборов представ-

ляет интерес именно как возможность наиболее быстрого увели-

чения мощности блока в аварийных режимах работы энергосис-

темы как на номинальной, так и на частичной нагрузках турбины.

Были проведены подробные расчётные и эксперимен-

тальные исследования по отключению подогревателей высокого

давления ПВД, разработаны и опробованы клапаны с гидрав-

лическими сервомоторами, включёнными в систему регулиро-

вания турбины, различные схемы управления [К15, С14], т.к.

существующих сервомоторов типа КОС явно недостаточно для

112 Глава 9

Рис. 9.4. Обратный клапан с паровой подгрузкой

удержания обратных клапанов в закрытом положении в режиме

отключения отбора при работе под нагрузкой. Некоторые

возможности в использовании существующих сервомоторов

КОС даёт применение обратного клапана (рис. 9.4) с паровой

подгрузкой [II 16].

В целом, результаты работ удовлетворительные, но в

практику эксплуатации такой режим не внедряется. По-

видимому, его очередь настанет только в случае выполнения

на блоках работ, связанных с одновременным длительным

увеличением мощности энергоблока путём отключения ПВД и

выполнения при этом частичной модернизации оборудования

блока (увеличения мощности тяго-дутьевых агрегатов и т.п.)

[С14].

На турбинах ряда фирм для увеличения мощности

предусматривается отключение подогревателей низкого

давления ПНД. Для турбин ЛМЗ, по крайней мере на больших

нагрузках, существенное увеличение расхода пара через

последнюю ступень ЦНД не представляется желательным.

Глава 10 113

Глава 10. Система защиты турбины

10.1. Защита от разгона

10.1.1. Характер разгона турбины и его причины.

Разгон турбины - одна из наиболее тяжёлых аварий на

электростанции.

При превышении частоты вращения ротора предельной

по условиям прочности величины может произойти обрыв

лопаток, появление колоссального дисбаланса на роторе, и как

результат - разлом подшипников, роторов, выброс масла и

водорода, пожар, обрушение кровли. Часто после этого

требуется полная замена агрегатов машзала. Поэтому защита

турбины от разгона - одна из главнейших функций систем

регулирования и защиты турбины.

Наиболее типичные виды разгона и его причины

следующие.

Быстрый разгон происходит, когда при сбросе нагрузки

отключением генератора от сети происходит отказ в закрытии

всех или части клапанов впуска пара в турбину; в этом случае

повышение частоты вращения ротора сверх номинальной f

может идти со скоростью вплоть до f

Гц/с. Величина Т

для турбин некоторых типов приведена в табл. 10.1. При Т

= 7 с

предельное расчётное превышение числа оборотов, состав-

ляющее обычно 20%, будет достигнуто за 1,4 с. Наиболее

действенный путь предотвращения разгона такого типа -

сведение к минимуму вероятности самого события, что в

первую очередь закладывается при проектировании.

Нельзя допускать, чтобы единичный отказ какого-либо

элемента мог привести к такой аварии. Если это не существен-

но понижает экономичность, целесообразно проектировать так,

114 Глава 10

Таблица 10.1

Ориентировочное расчётное значение постоянной

времени ротора Т

Турбина

, с

ПТ-80-130/13

7,9

К -100- 90

10,4-8,0

К -200-130

7,7- 6,9

К -300-240

6,9-6,7

К -5 00-1 66

6.1

К -800-240-3

5,1

К - 1 200-240

9,4

К - 1 000-60/3000

13,7

* Значение постоянной времени ротора турбины зависит от типа лопатки

последней ступени, числа выхлопов турбины, типа генератора и при модер-

низации должно уточняться для конкретной турбины.

чтобы и отказ двух независимых элементов не мог привести к

аварии. Отсюда применение двух независимых систем

регулирования и защиты со своими клапанами, сервомоторами,

промежуточными усилителами, датчиками. Связи между

элементами этих систем не должны выводить из работы обе

системы при отказе элементов одной системы. Внутри каждой

из систем также дублируют элементы, применяют их

тестирование во время эксплуатации, если это способно

повысить надёжность, хотя уверенных статистических данных

для многих элементов нет. Так, например, испытание турбины

на сброс нагрузки является такого рода тестовым испытанием,

однако, вряд ли его можно рекомендовать производить слишком

часто. Решающее слово здесь остаётся за опытом конст-

руирования схем и узлов защиты и их эксплуатации.

Вообще, сведение к минимуму вероятности сброса

нагрузки отключением генератора от сети является также

важным средством борьбы с таким разгоном. Именно с таких

позиций следует подходить к привлечению регулирования

Глава 10 __________________________________ 115

турбины для решения вопросов сохранения устойчивости

энергосистем, когда воздействие противоаварийной автоматики

на отключение выключателей генератора может быть заменено

воздействием на быстрое временное прикрытие клапанов

турбины.

Медленный разгон происходит тогда, когда в нахо-

дящуюся на холостом ходу турбину при закрытии всех клапанов

продолжается подвод пара. Обычные причины этого: неплот-

ности клапанов турбины, подвод пара из регенеративных

подогревателей или трубопроводов отбора пара на техноло-

гические нужды электростанции при отказе установленных на

них обратных клапанов.

Все изложенные выше мероприятия снижают и

вероятность медленного разгона. Но т.к. время разгона такого

рода составляет десятки секунд, для его предотвращения

можно мобилизовать также более медленные средства

управления, такие как закрытие главных паровых задвижек

(ГПЗ), если они есть в схеме блока, закрытие всех задвижек

на отборах при закрытии стопорных клапанов турбины. Кроме

того, на линиях технологических отборов следует устанавливать

ограничительные дроссели, ограничивающие расход при

возникновении обратного тока пара в турбину. На линиях

технологического отбора следует устанавливать стопорные

клапаны с гидроприводом, закрывающиеся при закрытии

стопорных клапанов турбины.

При оценке допустимой неплотности клапанов (групп

клапанов) учитывают возможность одновременной потери

плотности каждой из таких групп клапанов, поэтому расход из-

за неплотности группы клапанов не должен вырабатывать в

турбине мощность более 10% от мощности холостого хода

116 __________________________________ Глава 10

турбины, составляющей для конденсационных турбин, примерно,

2% номинальной мощности N

[C6].

Предотвращению медленного разгона турбины служит

и возможность во многих случаях задерживать отключение

выключателей генератора для контроля величины обратной

мощности, потребляемой из сети при закрытии клапанов

турбины. Эта величина не должна быть меньше 1,4% от N

при падении давления пара в промперегревателе ниже 25%

номинального значения [Kl, C6].

Для предотвращения медленного разгона может быть

также использован способ, предложенный в [П17], обратного

несинхронного включения генератора в сеть в зависимости от

величины частоты вращения и её первой производной. Пока

этот способ не внедрялся, но при наличии хорошей аппаратуры

к этому можно будет вернуться.

Следует подчеркнуть также, что предотвращение

обратного тока пара в турбину при сбросе нагрузки является

наилучшей формой борьбы с забросом в турбину воды или

влажного пара. Поэтому полезно применять закрытие клапанов

на отборах по факту сброса нагрузки (отключения от сети),

закрытию стопорных клапанов, а также по контролю за

появлением обратного перепада давлений в подогревателе

(станционном технологическом трубопроводе) и соот-

ветствующем отсеке турбины [П18].

О допустимом повышении оборотов турбины.

Считается, что ротор турбины должен быть рассчитан на 120%

номинальной частоты вращения. Согласно требованиям

Международной энергетической комиссии (Публикация №5)

ротор при изготовлении должен быть испытан на обороты, на

Глава 10 117

2% превышающие максимально возможные обороты, но не

более 120%. Но понимают это по-разному.

Если ротор расчитан на 120% с обычными для расчёта

коэффициентами запаса, то тогда эти положения выполнимы.

Если же ротор рассчитан так, что к моменту повышения

оборотов на 120% коэффициент запаса падает до 1,0, то

повышать обороты до 120% даже один раз недопустимо, т.к.

при этом из-за небольших отклонений в технологии (отклонения

в весе лопаток, диаметре и качестве материала заклёпок при

вильчатом хвостовике и т.п.) может произойти или вытяжка

лопаток (с изменением вибрационных характеристик), или, что

ещё хуже (т.к. незаметно), возникновение микротрещин, которые

могут привести к аварии при следующем повышении оборотов

до значительно меньшей величины. Всё это, к сожалению, было.

В то же время ротор при эксплуатации может никогда

не достичь 120%. Из всего сказанного следует и чисто

утилитарные выводы о необходимости принятия всех мер для

уменьшения заброса оборотов при сбросе нагрузки, по

предотвращению разгона турбины. Отсюда следует также и

стремление производить настройку работы предельной защиты

без значительного повышения оборотов ротора.

В этом вопросе не должно быть норм. По крайней мере

для турбин с предельными лопатками должно действовать

правило: чем меньше повышение оборотов (в любых режимах),

тем лучше. Только такой подход уберёг турбины ЛМЗ от многих

аварий и убережёт дальше.

10.1.2. Гидромеханические узлы защиты. К ним

относятся: регулятор безопасности, золотники регулятора

безопасности, электромагнитные выключатели, узлы предва-

рительной защиты, сервомоторы стопорных клапанов.

118 Глава 10

Рис. 10.1. Разрез по переднему подшипнику:

1 - коробка регулирования, 2 - механизм ручного управления турбиной,

3 - блок золотников регулятора скорости, 4 - механический датчик частоты

вращения, 5 - регулятор безопасности, 6 - электрический датчик частоты

вращения

Регулятор безопасности РБ. Так называется узел, показанный

в блоке коробки регулирования (рис. 10.1) и содержащий

механические датчики предельной величины частоты вращения,

при которой осуществляется воздействие на закрытие всех

клапанов турбины.

ЛМЗ давно применяет регуляторы безопасности с

центробежными датчиками бойкового типа, размещённые в

съёмной консоли ротора и имеющие подвод масла для проверки

величины настройки без увеличения оборотов турбины сверх

номинальных и без расхаживания бойков [Κ1, Κ4]. Датчики

достаточно отработаны, однако, на турбинах некоторых типов

(в первую очередь, К-800-240-3,5) иногда наблюдалось быстрое

Глава 10 _______________________________ 119

изменение настройки сраба-

тывания бойка во время

эксплуатации.

Причиной этого был износ опорных

торцевых по- верхностей

бойка и гайки, опорных

поверхностей витой пружины, места

соприко- сновения

нулевого и первого витка пружины.

Износ про- исходил

вследствии вибрации консоли

регулятора, выз- ванной

особенностью вибра- ционных

характеристик вало- провода

конкретной турбины, характером

посадки консоли на вал, длиной

консоли и т.д. Износ стал более заметен и часто

быстро прогрессировал на некоторых турбинах с разделёнными

системами регулирования и смазки, где длина этой консоли была

в 1,5...2 раза больше, чем на турбинах с общей системой

маслоснабжения.

Рис. 10.2. Центробежный

выключа-

Из-за износа во время работы уменьшался эксцент-

риситет бойков, но уменьшалось и установленное усилие пружин,

поэтому число оборотов срабатывания падало, пока, наконец,

не происходило срабатывание бойка при работе турбины в сети

и случалась вынужденная остановка. Менялось и соотношение

между числом оборотов срабатывания при подводе масла и

без подвода масла. Для стабилизации работы датчиков был

выполнен комплекс мероприятий: увеличение в 5 раз площади

торцевых поверхностей бойка и гайки, применение точёной

120 ______________________________________ Глава 10

пружины вместо витой, что также позволило увеличить площадь

опорной поверхности пружины и исключить износ витков

(рис. 10.2). Это действительно сняло остроту проблемы. На

многих турбинах по результатам наблюдений стало возможным

существенное увеличение периода между испытаниями бойков

повышением оборотов разгоном (более 1 ...2 лет) и замена этих

испытаний испытаниями по определению оборотов сраба-

тывания бойков при подводе масла в боёк. Но в то же время

стало ясным, что такие датчики не позволяют пока полностью

отказаться от периодических испытаний бойков разгоном на

турбинах с разделёнными системами маслоснабжения, а это

именно те турбины, лопаточный аппарат которых наиболее

нагружен и которые не следовало бы подвергать допол-

нительным нагрузкам. Кстати, сбросы нагрузки с отключением

генератора от сети происходят в среднем 1 раз в три года и

приводят, как правило, к меньшему повышению оборотов, чем

при испытаниях бойков разгоном.

Вероятно, отказ от испытаний бойков разгоном был бы

возможен при выполнении вала РБ в своих собственных

подшипниках и соединении с валом турбины с помощью

шлицевого валика. Так было выполнено в турбине ГТ-25-700-1,

правда, для других надобностей. Считалось, что такое соеди-

нение РБ принципиально понижает надёжность защиты, однако,

длительный опыт работы шлицевого валика PC показал, что

это не так, а приводимые мощности в обоих случаях будут

близки и на два порядка меньше мощности маслонасоса

К-200-130, по которому и имелся неудачный опыт работы

шлицевого соединения. (Кстати, в [П31] был предложен и

разработан эффективный проект модернизации привода

главного масляного насоса).