Трухний А.Д. Паротурбинная установка блоков Балаковской АЭС

Подождите немного. Документ загружается.

Корпус 2 механизма крепится к корпусу серво-

мотора. Со штоком сервомотора соединен рычаг 9,

с которым связаны шток 15 индукционного датчика

16 положения сервомотора и через держатель 5

и стакан 12 конус 3 гидравлической обратной связи.

Для снижения требований к соосности перемеще-

ний штока сервомотора, держателя и штока датчика

крепление последних с рычагом выполнено с сило-

вым замыканием пружинами 11 и 13.

Корпус 7, в котором кольцами 8 уплотнен держа-

тель, и втулка 1 являются направляющими. Для уст-

ранения перекосов при движении конуса усилие на

него передается через стержень 6.

Втулки 10 и 14 устанавливаются только на время

сборки для устранения перекосов соединений меха-

низма обратной связи и обеспечения необходимых

зазоров.

Масло из управляющей линии ГСР, посту-

пающее в камеру А, через кольцевой зазор между

конусом 3 и диафрагмой 4 сливается в дренажную

камеру Б. Изменение площади сечения этого зазора

и формирует гидравлический сигнал обратной связи.

К корпусу механизма обратной связи присоеди-

нены датчик перемещения сервомотора и конечный

выключатель, которые предназначены для передачи

на БЩУ информации о текущем положении серво-

мотора и о его полном закрытии. Последний сигнал

используется также в цепях защиты.

Сервомотор регулирующей заслонки промпе-

регрева. Односторонний сервомотор привода регу-

лирующей заслонки промперегрева (рис. 5.30)

выполнен двухпозиционным, без обратной связи

с отсечным золотником. Он открывается под воз-

действием на поршень силового масла высокого

давления, а закрывается под действием пружин,

сжатых при его подъеме.

Корпус / сервомотора закреплен на опоре

заслонки. В корпус запрессована рубашка 7, в кото-

рой перемещается поршень 6, уплотненный разрез-

ными чугунными кольцами 5. Движение штока 8,

на котором гайкой закреплен поршень, направляет-

ся втулками 4 и 9. Шток соединен с зубчатой рей-

кой 10, поворачивающей через шестерню вал

заслонки.

Рис. 5.30. Сервомотор регулирующей заслонки:

/ — корпус; 2 — конус; 3 — диафрагма; 4,9 — направляющие

втулки; 5 — уплотнительное кольцо; б — поршень; 7 —

рубашка; 8 — шток; 10 — зубчатая рейка

§ 5.5] КОНСТРУКЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ 209

210 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл 5

Для расхаживания сервомотора на неполный

рабочий ход в рубашке выполнены отверстия.

При движении поршня сервомотора на закрытие

масло из-под поршня сливается через отсечной

золотник в полость, где находятся пружины. Этим

повышается быстродействие сервомотора, так как

сопротивление сливных маслопроводов, отходящих

от сервомотора, не будет сказываться на скорости

движения поршня.

Напротив, скорость движения поршня на

последнем участке его хода на открытие специ-

ально замедляется ограничением поступления сило-

вого масла под поршень через уменьшающийся

кольцевой зазор между конусом и диафрагмой. Это

замедление снижает расход масла в переходном

процессе, не сказываясь на его характере, так как

расход пара через заслонку на этом участке ее хода

меняется мало.

Отсечной золотник сервомотора регулирую-

щей заслонки. Отсечной золотник 3 (рис. 5.31)

перемещается в буксе 2, запрессованной в корпус /.

На его нижний торец действует давление в управ-

ляющей линии, подведенной в камеру А от отсеч-

ного золотника главного сервомотора. Это усилие

уравновешивается пружиной 5. Чтобы уменьшить

перекашивающий момент, действующий на золот-

ник, усилие от пружины передается на него через

иглу 4.

На установившихся режимах работы управ-

ляющая линия связана с коллектором пониженного

давления и золотник находится на верхнем упоре.

При этом он своим средним поршеньком открывает

подвод силового масла высокого давления под пор-

шень сервомотора, который полностью открывает

заслонку.

При сбросах нагрузки давление в управляющей

линии падает до нуля, золотник перемещается

на нижний упор, отсекая подвод силового масла

в полость под поршнем сервомотора и соединяя ее

с дренажом. Под действием пружин сервомотор

быстро закрывает заслонку.

При расхаживании сервомотора камера Б, где рас-

положена пружина золотника, соединяется с рабочей

полостью сервомотора В. Золотник снимается

с верхнего упора и управляет движением сервомо-

тора до полного закрытия поршнем отверстий в

рубашке.

Отсечной золотник и его букса изготавливаются

из стали 30X13.

Рис. 5.31. Отсечной золотник сервомотора регулирующей

заслонки:

/ — корпус, 2 — букса, 3 — золотник, 4 — игла, 5 — пружина

Устройство переключения скорости откры-

тия регулирующей заслонки промперегрева

(рис. 5.32) представляет собой двухпозиционный

золотник 3, который перемещается в буксе 2,

запрессованной в корпус 1. На золотнике закреп-

лена пружина растяжения 5, натяжение которой

можно изменить винтом 4.

Управляющая линия, питаемая через дроссель из

коллектора пониженного давления масла, подведе-

на в камеру А. Под действием этого давления золот-

ник находится на нижнем упоре, и силовое масло,

пройдя кольцевой зазор между конусом

и диафрагмой в сервомоторе заслонки, подводится

к отсечному золотнику сервомотора через устройст-

во переключения (см. рис. 5.20). В этом случае ско-

Рис. 5.32. Устройство переключения скорости открытия регулирующей заслонки:

/ — корпус; 2 — букса; 3 — золотник; 4 — регулировочный винт; 5 — пружина

рость открытия заслонки сервомотором будет наи-

большей.

Когда электромагнитный переключатель соеди-

няет управляющую линию (камеру А) с дренажом,

давление в ней падает до нуля. Золотник под дейст-

вием пружины перемещается на полный ход

до верхнего упора и перекрывает основной подвод

силового масла к отсечному золотнику заслонки

через устройство переключения. Теперь силовое

масло к отсечному золотнику будет поступать

по байпасной линии с ограничительной диафрагмой

и скорость открытия заслонки существенно снизится.

Золотник устройства переключения изготавлива-

ется из стали 30X13, а его букса — из стали

25X1МФ.

Электромагнитный переключатель и расха-

живающее устройство однотипны по конструкции,

но выполняют различные функции.

Электромагнитный переключатель (рис. 5.33)

управляет устройством переключения скорости

открытия заслонки. При подаче напряжения на

электромагнит золотник, переместившись вверх,

соединит управляющую линию (камеру А) с дрена-

жом, что вызовет падение давления в управляющей

линии и срабатывание устройства переключения.

Воздействие на электромагнитный переключатель

может быть только дистанционным.

Расхаживающее устройство предназначено для

расхаживания сервомотора заслонки на часть хода.

В рабочем положении золотник 3 перекрывает

верхние окна в буксе 2, которые сообщаются с

рабочей полостью сервомотора через камеру А. Для

расхаживания сервомотора нужно подачей импуль-

са на электромагнит 5 или по месту рукояткой 4

переместить золотник вверх. Через нижние окна в

буксе масло поступит к отсечному золотнику

(см. рис. 5.20), который, сместившись к своему

среднему положению, настолько уменьшит давле-

ние под поршнем сервомотора, что он переместится

вниз до полного закрытия отверстий в рубашке.

Золотники и буксы расхаживающего устройства

и электромагнитного переключателя изготавлива-

ются из стали 30X13.

§ 5.5] КОНСТРУКЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ 211

Контрольные вопросы

1. О чем свидетельствует постоянство частоты перемен-

ного тока в сети?

2. Как связана частота переменного тока генератора

с его частотой вращения?

3. Почему генераторы, приводимые тихоходными тур-

бинами с n = 25 с

-1

, имеют две пары полюсов?

4. В чем заключается одна из основных задач системы

регулирования конденсационной турбины?

5. Чем различаются статические характеристики управ-

ляемого и неуправляемого турбоагрегата?

6. Что используется в качестве основного командного

импульса при управлении турбиной?

7. Что представляет собой развернутая статическая

характеристика регулирования частоты вращения

турбины?

8. Как по статической характеристике найти степень

неравномерности регулирования частоты вращения

турбины?

9. Чему равен диапазон значений степени неравномер-

ности регулирования частоты вращения турбины,

установленный ГОСТ? Чем обусловлен его выбор?

10. Как определяется местная степень неравномерности

регулирования частоты вращения δ»? Почему при

всех нагрузках должно выполняться условие δ* >

> 0,02?

11. Каковы основные способы уменьшения степени

нечувствительности системы регулирования по час-

тоте вращения ε

12. Какие функции в системе регулирования выполняет

МУТ и как он воздействует на статическую характе-

ристику регулирования?

13. Почему МУТ иногда именуется синхронизатором?

14. От чего зависит распределение изменений нагрузки

сети между параллельно работающими турбинами?

15. Почему важно, чтобы в первичном регулировании

частоты сети участвовали все параллельно работаю-

щие турбины?

16. Почему ОПЭ АС допускается эксплуатация турбины

с введенным в работу ограничителем мощности толь-

ко как временное мероприятие и только в тех случаях,

когда это требуется механическим состоянием обору-

дования?

17. Почему для параллельно работающих турбин приме-

няется только статическое регулирование (δ > 0)?

18. Укажите достоинства и недостатки программ регули-

рования t

= const и р

= const энергоблоков АЭС с

реакторами типа ВВЭР?

19. Чем объясняется выбор в турбине К-1000-5,9/25-2 со-

вмещенных стопорно-регулирующих клапанов перед

ЦВД и поворотных регулирующих заслонок перед

ЦНД?

Рис. 5.33. Электромагнитный переключатель (расхажи-

вающее устройство):

/ — корпус; 2 — букса; 3 — золотник; 4 — рукоятка; 5 — элек-

тромагнит

212 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ 213

20. Как осуществляется разгрузка стопорных и регули-

рующих клапанов турбины от паровых усилий?

21. В чем заключается паровая блокировка открытия сто-

порного клапана? Как она обеспечивается?

22. Как выполнено и с какой целью применено паровое

нагружение регулирующего клапана?

23. Почему система регулирования турбины называется

комбинированной?

24. Перечислите основные компоненты электронной

управляющей и гидравлической исполнительной час-

тей ЭГСР.

25. Чем обеспечивается возможность самостоятельной

работы ГСР при выходе из строя электронной части

ЭГСР?

26. Для чего между линиями управления ЭГСР и ГСР

установлен предохранительный клапан?

27. Каково назначение переключающих устройств?

28. Как осуществляется переход с ЭГСР на ГСР и чем

обеспечивается его безударность? Как выполняется

обратный переход?

29. На каких режимах может работать ЭГСР?

30. Когда ЭГСР переходит в режим слежения?

31. Какие функции выполняет ЭГСР в режиме разворота?

32. Что проверяется при работе ЭГСР в режиме опробо-

вания регулирующих клапанов?

33. Что выполняется ЭГСР в режиме регулирования

мощности?

34. Для чего предназначен режим регулирования давле-

ния пара перед турбиной? Когда на этом режиме осу-

ществляется ускоренная разгрузка энергоблока?

35. Чем отличается режим поддержания давления пара с

пониженной уставкой (РД-2) от режима регулирова-

ния давления пара перед турбиной (РД-1)?

36. В чем особенность режима регулирования давления и

мощности?

37. Для чего предназначен режим регулирования частоты?

38. Как осуществляется защита турбины от недопусти-

мого повышения частоты вращения при отключении

генератора от сети при работе ЭГСР в режиме сброса

нагрузки?

39. Чем отличается работа ЭГСР в режиме контроля от

работы в одном из штатных режимов?

40. Что проверяется в режиме расхаживания регулирую-

щих клапанов?

41. Какова иерархия режимов ЭГСР?

42. При каких условиях ЭГСР ограничивает мощность

турбины, при необходимости снижая ее до уровня ог-

раничения, или формирует запрет на ее изменение?

43. При каких отклонениях в состоянии ЭГСР она выдает

сигнал переключения на ГСР?

44. Какие основные функции выполняет ГСР?

45. Почему ГСР называется гидродинамической?

46. Почему сервомотор регулирующей заслонки перед

ЧНД выполнен с переменной скоростью открытия?

47. Для чего необходимо периодически расхаживать

регулирующие заслонки на полный ход или его

часть?

48. Почему важно обеспечить постоянство давления

масла на входе в импеллер и чем это достигается?

49. Каковы достоинства и недостатки импеллера как дат-

чика частоты вращения?

50. Что сделано для уменьшения сил трения в регуляторе

частоты вращения?

51. Как действует устройство, предназначенное для

испытания автомата безопасности разгоном и для

ограничения мощности турбины?

52. Каков принцип действия ЭГП?

53. Как отсечной золотник главного сервомотора управ-

ляет регулирующими заслонками промперегрева?

54. Для чего кромки отсечного золотника главного серво-

мотора выполняются с перекрышей?

55. Как действует устройство переключения скорости

открытия регулирующей заслонки промперегрева?

Глава шестая

СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ

6.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИПЫ

ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ

Система защиты турбины должна предот-

вратить аварию турбоагрегата или, если она возник-

ла, ограничить ее развитие, прекратив поступление

пара в турбину быстрым закрытием всех парозапор-

ных органов (стопорных и регулирующих клапа-

нов, поворотных заслонок промперегрева, обратных

клапанов на линиях нерегулируемых отборов). Сис-

тема защиты является последней ступенью управле-

ния оборудованием турбоустановки.

Важнейшим требованием, предъявляемым к уст-

ройствам технологических защит, является надеж-

ность действия, определяемая как по отказам в ра-

боте, так и по ложным срабатываниям.

Основным способом повышения надежности

системы защиты является совершенствование

ее элементов (устройств, датчиков и др.) и примене-

ние нескольких каналов защиты. Схема их включе-

ния выбирается в зависимости от последствий, к кото-

рым может привести отказ или ложное срабатыва-

ние защиты.

Наиболее простой является схема «один из

одного», в которой используется одно устройство,

срабатывающее при достижении контролируемым

параметром заданной уставки. Для защит, отказ

в работе которых грозит тяжелыми повреждениями

оборудования, а значит, и убытками более значи-

тельными, чем при ложном срабатывании, таких

как, например, защиты от недопустимых осевого

сдвига ротора или снижения вакуума в конденса-

торе, надежность элементов (реле осевого сдвига,

вакуум-реле) должна быть особенно высока именно

в отношении отказов.

В тех случаях, когда безопасность оборудования

в значительной мере обеспечивается безотказно-

стью защиты, а ложные срабатывания либо малове-

роятны, либо не ведут к тяжелым последствиям,

наиболее предпочтительной является схема «один

из двух», в которой устройства с одинаковой устав-

кой срабатывания включены параллельно (схема

«ИЛИ»). Так выполняется, в частности, защита турби-

ны от недопустимого повышения частоты вращения.

Наименьшая вероятность ложных срабатываний

достигается в схеме «два из двух», когда устройства

включаются последовательно (схема «И»), что

однако связано с заметным повышением вероят-

ности отказов в работе.

Наиболее универсальной, обеспечивающей

высокую надежность как по правильным, так и по

ложным срабатываниям, является схема «два

из трех». Кроме того, эта схема дает возможность

проводить проверку аппаратуры на работающем

оборудовании без отключения защит и обеспе-

чивает наивысшую «живучесть» в аварийных

ситуациях. Она получила наибольшее распро-

странение на АЭС.

Схемы защит при их срабатывании должны

обеспечить, как правило, одностороннее воздейст-

вие на оборудование, не восстанавливающее его

исходное состояние после устранения причин,

вызвавших срабатывание защиты. Этим предотвра-

щается возможное повторение аварийной ситуации,

так как причина, вызвавшая срабатывание защиты,

может исчезнуть с отключением оборудования.

Ввод оборудования в работу после действия защит

осуществляется оперативным персоналом или под

его контролем после выяснения причин срабатыва-

ния защиты и при уверенности в безопасности пуска.

При срабатывании защиты должна быть обеспе-

чена полная отработка алгоритма, заложенного в ее

устройство. Это гарантирует выполнение всех

команд защиты даже в том случае, если после начала

ее действия исчезла причина, вызвавшая срабатыва-

ние защиты. Кроме того, этим исключается возмож-

ность вмешательства оперативного персонала в ра-

боту защиты, которое может быть ошибочным.

При пуске турбины некоторые параметры,

например вакуум в конденсаторе, оказываются

ниже аварийных уставок, что при включенных

защитах делает пуск невозможным. Поэтому схе-

мами защит должна быть предоставлена возмож-

ность ручного или автоматического отключения

защит, препятствующих пуску, или предусмотрено

автоматическое изменение аварийных уставок.

Может быть реализован автоматический ввод защит

в работу при выходе контролируемого параметра

на заданный уровень.

§ 6.2] СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 215

Поскольку защиты вступают в работу тогда,

когда система регулирования и оперативный персо-

нал не обеспечили безопасную работу оборудо-

вания, действию защит предоставляется высший

приоритет по отношению к действиям оператора

и остальной автоматики. Это означает, что при

поступлении двух противоречащих команд всегда

выполняется команда защиты.

6.2. СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ

К-1000-5,9/25-2

Система защиты турбины К-1000-5,9/25-2 сраба-

тывает и дает команду на аварийный останов тур-

бины без срыва вакуума при недопустимых:

• повышении частоты вращения ротора;

• снижении давления силового масла в системе

регулирования;

• понижении давления в напорной линии

импеллера (при работе системы регулирования

в режиме ГСР и включенном в сеть генераторе);

• повышении давления (падении вакуума) в паро-

вом пространстве любого конденсатора;

• снижении давления пара перед ГПЗ турбины;

• повышении давления пара в выходном пат-

рубке ЦВД;

• повышении уровня в любых ГШД, ПВД, паро-

генераторах или деаэраторе;

• снижении расходов охлаждающей воды в кон-

туре газоохладителей генератора или через обмотку

его статора,

а также:

• при повреждениях в блоке генератор — транс-

форматор;

• при несоответствии положений парозапорных

органов: стопорных и регулирующих клапанов

ЦВД, заслонок промперегрева и регулирующих

клапанов ЦВД, несинхронности хода регули-

рующих клапанов разных сторон ЦВД;

• при срабатывании аварийной защиты реактора

и снижении давления в ГПК до 5,6 МПа (56 кгс/см )

и некоторых других нарушениях режима работы

турбоустановки.

При срабатывании защит, вызывающих аварий-

ный останов турбины без срыва вакуума, автомати-

чески выполняются следующие операции:

I)закрываются стопорные и регулирующие кла-

паны, поворотные заслонки промперегрева;

2)закрываются ГПЗ, задвижки и регулирующие

клапаны на байпасах ГПЗ;

3)закрываются задвижки и регулирующие кла-

паны на основных и байпасных паропроводах подачи

греющего пара на вторую ступень СПП;

4) закрываются задвижки на отборах пара к кол-

лектору собственных нужд, к ТПН, к подогревате-

лям сетевой воды (ПСВ);

5) открываются импульсные соленоидные клапа-

ны подачи конденсата к сервомоторам обратных

клапанов отборов турбины после замыкания конеч-

ных выключателей любых двух стопорных клапа-

нов с разных сторон ЦВД;

6) с выдержкой времени 2 мин отключается гене-

раторный выключатель КАГ-24.

В случае отказа блокировок соответствующие

им действия оперативный персонал выполняет дис-

танционно с БЩУ или вручную по месту; причем

КАГ-24 отключается только после того, как закро-

ются ГПЗ и их байпасы, стопорно-регулирующие

клапаны и заслонки промперегрева.

При отказе автоматики защиты турбину без

срыва вакуума останавливает оператор, который

дистанционно с БЩУ воздействует на защитные

устройства турбины также:

• при постепенном повышении температуры

вкладыша любого из опорных подшипников или ко-

лодок упорного подшипника более 100 °С;

• при постепенном повышении температуры

масла на сливе из подшипников более 75 °С;

• при повышении температуры металла выход-

ных патрубков ЦНД выше 75 °С или при разности

температур левой и правой сторон патрубков более

30 °С, если включение системы охлаждения патруб-

ков не привело к падению их температуры ниже

50 °С;

• при течи масла, которую невозможно устра-

нить без отключения маслонасосов;

• при относительном расширении роторов, пре-

вышающем допустимые значения:

для ротора ЦВД +3,5 и -3,0 мм;

для ротора ЦНД-3 +46,0 и -6,0 мм;

• при внезапном повышении давлений в кон-

трольных точках проточной части турбины сверх

предельных значений;

• при разрыве атмосферных мембран ЦНД;

• при снижении температуры пара после пром-

перегрева со скоростью больше 2 °С/мин более чем

на30°С;

• при работе турбогенератора в моторном

режиме более 2 мин;

• при отклонении частоты сети, превышающем

допустимое.

При срабатывании некоторых технологических

защит требуется остановить турбину как можно

быстрее, что достигается отключением генератор-

ного выключателя КАГ-24 без выдержки времени

и срывом вакуума. Необходимость в этом возникает

при недопустимых:

216 СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ [Гл 6

• увеличении осевого сдвига ротора турбины;

• снижении давления масла в напорном коллек-

торе системы смазки;

• понижении уровня масла в любом из демп-

ферных баков генератора,

а также:

• при отключении любых двух циркуляционных

насосов;

• при повышении частоты вращения ротора по-

сле отключения генератора до 1680 об/мин, т.е. до

верхней границы уставки срабатывания автомата

безопасности, равной 1,12n

Команда на аварийный останов турбины со сры-

вом вакуума выдается не технологическими защи-

тами, а оператором в следующих опасных ситуациях:

• если на установившемся режиме работы про-

изошло внезапное изменение вибрации двух опор

одного ротора, смежных опор или двух состав-

ляющих вибрации одной опоры на 1 мм/с и более

от любого начального уровня;

• при внезапном повышении температуры масла

на сливе из любого подшипника более 75 °С или

температуры баббита любой колодки упорного под-

шипника или вкладыша любого опорного подшип-

ника более 100 °С;

• если частота вращения ротора превысила

1680 об/мин;

• при возникновении гидравлических ударов

в турбине или паропроводах;

• если ясно слышатся металлические звуки или

необычные шумы внутри работающей турбины;

• при появлении искр или дыма из подшипни-

ков, концевых уплотнений турбины или генератора;

• при разрыве маслопровода системы смазки

или уплотнения вала генератора в неотключаемой

части, сопровождающемся быстрым снижением

уровня масла в главном масляном баке;

• при воспламенении масла на турбоагрегате

и невозможности ликвидации пожара имеющимися

средствами.

При аварийном останове турбины со срывом

вакуума в дополнение к рассмотренным выше дей-

ствиям блокировок 1)—5) автоматически выпол-

няется следующее:

6)после закрытия всех стопорных клапанов

генератор отключается без выдержки времени;

7) после отключения генератора открывается

задвижка и электромагнитные клапаны срыва

вакуума;

8) закрываются задвижки на сбросе в конденса-

тор турбины: конденсата ТПН и дренажных баков,

воздуха из ПСВ, дренажей;

9) закрываются задвижки на линии подачи пара

к уплотнениям ЦВД, ЦНД, БРУ-К с запретом их

открытия;

10) закрываются БРУ-К;

11) при снижении частоты вращения ротора тур-

бины до 1000 об/мин включаются рабочий насос

гидростатического подъема роторов и валоповорот-

ное устройство.

Система защиты турбины выполнена гидромеха-

нической по повышению частоты вращения и элек-

трогидравлической по остальным параметрам

(см. рис. 5.18 или 5.20).

Сервомоторы стопорных клапанов и стопорной

заслонки (если она есть, как на блоке № 4

Балаковской АЭС) одной стороны турбины управля-

ются своей линией защиты, подведенной к полостям

над мембранами беззолотниковых выключателей

сервомоторов (на рис. 5.18 и 5.20 полностью пока-

зана только одна линия защиты). Масло в линии за-

щиты поступает через диафрагмы постоянного се-

чения из напорного коллектора пониженного давле-

ния, а сливаться оно может через защитные уст-

ройства (ЗУ). К полостям под мембраны ЗУ под-

ведены также линии управления главными сервомо-

торами от ГСР и линии управления регулирующи-

ми заслонками промперегрева.

Защитные устройства управляются импульсной

линией ЗУ, масло в которую подводится из того

же коллектора через диафрагму постоянного сече-

ния и поворотный золотник автомата безопасности,

а сливаться оно может через золотники авто-

мата безопасности (ЗАБ) и через двухседель-

ные клапаны, перемещаемые электромагнитами

защитных устройств.

После взведения ЗАБ и электромагнитов

защитных устройств давление в импульсной

линии поднимается до полного, мембраны ЗУ

садятся на свои седла и перекрывают сливы из всех

подведенных линий. Давление в линиях защиты

также поднимается до полного, мембраны выклю-

чателей прекращают слив масла из рабочих полос-

тей односторонних сервомоторов, которые полно-

стью открывают стопорные клапаны и заслонки.

Для закрытия всех парозапорных органов турби-

ны достаточно снизить давление над мембраной

хотя бы одного защитного устройства. Это может

быть следствием срабатывания любого кольцевого

бойка (кольца) автомата безопасности при

повышении частоты вращения ротора до уровня его

настройки или срабатывания любого электромаг-

нита защитного устройства при поступлении сиг-

нала от электрического датчика того параметра,

который достиг предельного значения. В первом

случае слив из камер над мембранами ЗУ откроет

§ 6.3] ЗАЩИТА ПО ПОВЫШЕНИЮ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ 217

золотник автомата безопасности сработавшего

кольца, а во втором — двухседельный клапан, пере-

мещенный электромагнитом, на который поступил

сигнал защиты. Мембраны защитных устройств под

действием возникшего на них перепада давлений

скачком поднимутся вверх и откроют слив из всех

подведенных линий, давление в которых упадет.

Беззолотниковые выключатели односторон-

них сервомоторов стопорных клапанов, сто-

порных и регулирующих заслонок соединят с дрена-

жом рабочие полости сервомоторов, которые закро-

ются своими пружинами. Упадет давление и в ли-

ниях управления ЭГСР и ГСР главными сервомото-

рами, что приведет к закрытию регулирующих кла-

панов. На линии управления ГСР защитные устрой-

ства воздействуют непосредственно, открывая слив

из них, а на линии управления ЭГСР — через пре-

дохранительные клапаны.

Элементы системы защиты, в которых может

со временем возникнуть и прогрессировать застой-

ная нечувствительность (кольца и золотники авто-

мата безопасности, односторонние пружинные сер-

вомоторы стопорных клапанов и заслонок), имеют

приспособления для периодического перемещения

(расхаживания) их на полный рабочий ход или

его часть.

В § 6.3 и 6.4 рассмотрим работу некоторых тех-

нологических защит более подробно.

6.3. ЗАЩИТА ПО ПОВЫШЕНИЮ

ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ

Из всех защит турбины самой ответственной

является защита от разгона, т.е. от недопустимого

повышения частоты вращения. Это связано с тем,

что разрушение турбины центробежными силами

является одной из тяжелейших аварий на электро-

станции, влекущей за собой полный выход из строя

оборудования, серьезные повреждения здания

и другие тяжелые последствия.

Безопасность турбины при значительном повы-

шении частоты вращения обеспечивается двумя

независимыми системами — регулирования и

защиты. Правильно спроектированная и нормально

функционирующая система регулирования турбины

должна обладать таким быстродействием, чтобы,

в соответствии с ОПЭ АС, «удержать частоту вра-

щения ниже уровня настройки срабатывания авто-

мата безопасности при мгновенном сбросе до нуля

нагрузки (в том числе при отключении генератора

от сети), соответствующей максимальному расходу

пара при номинальных его параметрах». Другими

словами, система регулирования после сброса

нагрузки должна перевести турбину на холостой

ход, не допустив ее отключения системой защиты

от разгона.

Важно отметить, что системы регулирования

и защиты действуют совершенно независимо друг

от друга — от измерителей частоты вращения

(регулятора частоты вращения и автомата безопас-

ности) до парозапорных органов (регулирующих

и стопорных клапанов).

Большим преимуществом системы регулиро-

вания как первой линии защиты является возмож-

ность непрерывного контроля ее функционирова-

ния в процессе нормальной эксплуатации. Вместе

с тем безопасность турбоагрегата должна быть

обеспечена и в самом неблагоприятном случае пол-

ного отказа системы регулирования, когда после

сброса нагрузки регулирующие клапаны остаются

максимально открытыми. Это и есть основная задача

собственно защиты турбины от недопустимого

повышения частоты вращения.

Импульсным органом системы защиты от разгона

является автомат безопасности, бойки которого

настраиваются на срабатывание при повышении

частоты вращения на 11—12 % сверх номинального

значения, т.е. при n = 1665—1680 об/мин. После

срабатывания автомата безопасности частота вра-

щения еще заметно увеличивается из-за расшире-

ния пара, поступающего в турбину в процессе

закрытия парозапорных органов (стопорно-регули-

рующих клапанов и заслонок промперегрева), а также

аккумулированного в промежуточных ступенях

турбины. Снижение уровня настройки срабаты-

вания автомата безопасности уменьшает макси-

мальное значение частоты вращения в переходном

процессе, но делает затруднительным удержание

турбины на холостом ходу системой регулирования.

Срабатывание же автомата безопасности при сбросе

нагрузки не позволяет судить о динамических каче-

ствах системы регулирования, об их изменении

в процессе эксплуатации, что снижает ее надеж-

ность как первой линии защиты турбины от разгона.

Автомат безопасности (рис. 6.1) с двумя коль-

цевыми бойками / располагается на переднем кон-

це вала 2 турбины. С каждым кольцевым бойком

резьбой жестко соединен штифт 5, направляемый

фторопластовыми втулками 3 и 7. В поперечной

расточке вала находится пружина 4, которая через

тарелку 6 и штифт 5 прижимает кольцо к валу.

Центр масс кольца и связанных с ним подвиж-

ных деталей (штифта, пружины, тарелки пружины,

регулировочного винта 8) смещен относительно оси

ротора в направлении возможного движения кольца.

Благодаря этому при вращении на кольцо действует

равнодействующая центробежных сил, стремящаяся

218 СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ [Гл 6

Рис. 6.1. Автомат безопасности:

/ — кольцевой боек, 2 — вал турбины, 3,7 — втулки, 4 — пружина, 5 — штифт, 6 — тарелка, 8 — регулировочный винт,

9 — шплинт

преодолеть натяжение пружины, которое регули-

руется таким образом, чтобы срабатывание (выби-

вание) кольца произошло при частоте вращения η =

= (1,11—1,12)n

. Для повышения надежности

защиты автомат безопасности выполнен астатич-

ным. В этом случае, как только кольцо начнет дви-

гаться, приращение центробежной силы будет

превышать приращение натяжения пружины, что

гарантирует движение кольца до упора. После сра-

батывания внешняя поверхность кольца становится

эксцентричной по отношению к оси ротора, что

приводит к удару кольца по рычагу соответст-

вующего золотника автомата безопасности, пере-

мещение которого вызывает быстрое закрытие всех

парозапорных органов турбины.

Уставка срабатывания автомата безопасности

настраивается вращением штифта, меняющего

натяжение пружины (грубая настройка), или пере-

мещением внутри штифта регулировочного винта,

изменяющего эксцентриситет центра масс кольца

в сборе (тонкая настройка). После завершения

настройки положения штифта и регулировочного

винта относительно кольца фиксируются шплинтом

9 с шагом 90°. При повороте стержня на 90° частота

вращения, при которой срабатывает автомат безо-

пасности, изменяется примерно на 30 об/мин.

При нормальных эксплуатационных режимах эле-

менты системы защиты неподвижны, и поэтому нет

твердой уверенности в их надежной работе при воз-

никновении аварийной ситуации. Отсюда вытекает

необходимость периодической проверки работоспо-

собности всего канала защиты — от первичных дат-

чиков (автомата безопасности) до исполнительных

механизмов (сервомоторов стопорных клапанов).

Наиболее надежной является проверка системы

защиты турбины от разгона повышением частоты

вращения. Такая проверка по ОПЭ АС обязательна

после монтажа турбины, перед испытанием сис-

темы регулирования на сброс нагрузки с отключе-

нием генератора от сети, после длительного (более

30 сут) простоя, после разборки автомата безопас-

ности. Для испытания турбина должна быть разгру-

жена и отключена от сети.

Хотя проверка защиты турбины разгоном прово-

дится в условиях, максимально приближенных

к тем, в которых она должна сработать, высокие

напряжения в роторе от центробежных сил, возрас-

тающие во время испытаний более чем на 20 %,

отрицательно сказываются на надежности и сроке

службы деталей ротора, ухудшают его вибраци-

онное состояние. Поэтому ОПЭ АС допускаются

кроме упомянутых выше случаев периодические

(не реже 1 раза в 4 мес) испытания защиты без уве-

личения частоты вращения, но с обязательной про-

веркой всей ее цепи Они проводятся на холостом

ходу или даже под нагрузкой

Для испытания автомата безопасности без повы-

шения частоты вращения в кольцах имеются камеры

для масла, которое подводится к каждому кольцу

раздельно. Попадая в камеру, масло смещает центр

масс кольца. Равнодействующая центробежных сил,

действующих на кольцо, получает приращение,