Клапан кос турбины что это

Опубликовано: 17.09.2024

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 о С. 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.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления корпуса ПСГ конденсатом запрещается.

6.5.4. Нагрев сетевой воды в каждом ПСГ во избежание нарушения плотности соединения трубок

и трубных досок не должно превышать 50ºС.

6.5.5. Систематически следить за положением уровня конденсата в конденсатосборниках ПСГ-1 и

Если появился сигнал “уровень в ПСГ-1 (ПСГ-2) высок” и после включения резервного КЭН

уровень остается высоким, то после проверки положения соответствующего РК уровня ( он

должен быть полностью открыт) следует снижать тепловую нагрузку на ПСГ.

Если уровень продолжает расти и появляется сигнал “уровень в ПСГ-1 (ПСГ-2) недопустим”,

то автоматически должна отключаться группа ПСГ (или только ПСГ-2) по сетевой воде.

Повторное включение ПСГ в работу производится только после выяснения и устранения

причины повышения уровня в ПСГ.

Причинами повышения уровня могут являться течь трубок или засорение воронок, через

которые происходит слив конденсата из корпуса ПСГ в конденсатосборник, при этом сле-

дует иметь ввиду, что последнее обстоятельство может вызвать повышение уровня и только

6.5.7. Обслуживание КЭН ПСГ производится согласно инструкций завода-изготовителя КЭН.

6.6. Техническое обслуживание турбины.

Вахтенный персонал обязан следить за работой турбины так, чтобы предупредить аварий-

ные ситуации, а в случае их возникновения принять все меры для сохранения оборудования

6.6.1. Турбина должна содержаться в чистоте. Своевременно производить очистку от пыли, грязи

и т. д. скользящих поверхностей фундаментных рам и корпусов подшипников, шпоночных

и шарнирных соединений. Эти места окраске не подлежат.

6.6.2. При изменении режима работы прослушивать турбину по месту или с БЩУ, пользуясь уст-

ройством для прослушивания уплотнений.

6.6.3. Производить замер вибрации по месту контрольным оттарированным переносным прибором

в сроки, указанные в ПТЭ.

6.6.4. Следить за состоянием изоляции корпусов цилиндров и подводящих паропроводов. Изоляция

не должна иметь трещин и отставаний, особенно в нижних половинах ЦВД и ЦНД.

6.6.5. Выявлять и своевременно устранять течи масла по разъемам корпусов подшипников, в мес-

тах присоединения маслопроводов и по масляным уплотнениям.

Изоляция, насыщенная маслом, должна быть удалена во избежание воспламенения масла.

Не допускать засорения дренажных трубок из сливных канавок фундаментных рам корпусов

6.6.6. При каждой остановке турбины снимать кривую выбега. Сопоставление этих кривых позво-

лит судить о состояниях турбины.

6.6.7. Проверка контрольных давлений по отсекам ступеней с целью определения степени заноса

проточной части солями, производится в сроки, указанные в ПТЭ.

6.6.8. Обслуживание оперативного персонала системы авторегулирования (САР):

МОТО – в течении смены 3 раза осматривает и визуально фиксирует положения регулирую-

щих клапанов турбины, докладывает СМТО;

МТЩУ – в течении смены 3 раза визуально фиксирует положение МУТ по указателю поло-

жения и производит запись в ведомость о положении МУТ, докладывает СМТО;

МЭБ - в течении смены 3 раза визуально фиксирует подожение МУТ по указателю поло-

жения и производит запись в ведомость о положении МУТ, докладывает СМТО;

СМТО - в течении смены не менее 3-х раз осматривает и визуально фиксирует положения

регулирующих клапанов турбины о чем производит запись в оперативном журнале

докладывает НС КТЦ-2;

НС КТЦ-2- не менее одного раза в течении смены производит визуальный осмотр положе-

ния регулирующих клапанов, по докладам СМТО о состоянии систем регулиро-

вания производит запись в оперативном журнале, докладывает НСС при приеме

6.7. Расхаживание КОС.

6.7.1. При нормальной работе турбины неисправность обратных клапанов, как правило, внешне

ничем не проявляется. Поэтому для проверки надежности клапанов необходимо их периоди-

чески проверять. Эти операции выполняются перед пуском и остановом турбины, а при неп-

рерывной ее работе – один раз в 4 месяца.

6.7.2. Для проверки КОС необходимо перевести питание деаэратора, эжекторов от постороннего

источника, перевести пром. отбор на другой источник или включить в параллельную работу

с другой турбиной или РОУ.

6.7.3. Порядок проверки:

а) открыть КИС №1;

б) проверить по месту посадку КОС ПВД, ПНД, ПО, ПСГ-2. На щите появятся сигналы “Закры-

ты КОС ПВД”,“Закрыты КОС П. О.”, “Закрыты КОС ПНД”, “Закрыт КОС ПСГ-2”. Если

у группы КОС ПВД, ПНД, П. О. какой-либо КОС не дошел до концевого выключателя, то

соответствующее группе сигнальное табло может не высветится.

Примечание: При большом расходе пара в отбор КОС может не закрыться полностью.

в) Проверить посадку КОС открытием КИС №2.

6.7.4. Заедания в КОС или гидроприводе могут быть ликвидированы 5-ти – 7-ми кратным расха-

живанием. Если заедания не устраняются при расхаживании, то данный КОС отписывается

в журнал дефектов.

6.7.5. Работа отбора с неисправным КОС – запрещается.

6.8. Проверка плотности КОС пром. отбора.

6.8.1. Плотность КОС пром. отбора проверяется при пуске турбины.

6.8.2. Проверить наличие манометра между КОС и задвижкой на линии отбора.

6.8.3. Стабилизировать частоту вращения турбины при 800 об/мин. Закрыть ГПЗ, С.К., РК ЦВД

(РК ЧСД и П. Д. приоткрыты).Открыть обеспаривание С. К. и убедиться в отсутствии пара.

6.8.4. Медленно открыть задвижку на I-й коллектор 16 ата, поднимая давление пара между зад-

вижкой и КОС. При этом контролируется частота вращения ротора.

Плотность КОС считается удовлетворительной, если обороты не превысили 800 об/мин

при равном давлении в коллекторе и давлением между КОС и задвижкой.

В случае, если давление между КОС и задвижкой ( Ркос) меньше давления в коллекторе

( Рколл.), то предельные обороты должны быть не выше 800· Ркос/ Рколл.

6.8.5. Проверить плотность КОС №2 на коллектор 16 ата №2.

6.8.6. При повышении числа оборотов выше 1000 об/мин необходимо срочно закрыть задвижку

на испытуемом отборе, если же задвижка по какой-либо причине не пошла на закрытие, а

обороты продолжают расти, то необходимо подорвать вручную предохранительный кла-

пан пром. отбора, чтобы сбросить давление в камере пром. отбора турбины или понизить

давление в коллекторах 16 ата №1,2 вплоть до полного отключения.

Принять меры к устранению дефекта задвижки силами оперативного персонала или

6.8.7. При выявлении неплотности КОС П. О. работа данного отбора запрещается.

6.9. Проверка плотности С. К., РК ЦВД.

6.9.1. Проверка плотности клапанов производится путем контроля частоты вращения, которая

установится на турбине при закрытой группе испытуемых клапанов ( ПТЭ 4.4.7.)

6.9.2. Если при номинальном давлении свежего пара и номинальном вакууме на турбине устано-

вится частота вращения ротора, не превышающая указанных ниже контрольных величин

П(к), то такую плотность можно считать удовлетворительной.

6.9.3. Увеличение давления в конденсаторе приводит при испытании к увеличению вентиляцион-

ных потерь вращающегося ротора и к уменьшению адиабатического перепада, что отра-

жается на увеличении тормозящего момента. Поэтому при испытании вакуум в конденса-

торе не должен быть ниже – 0,92.

6.9.4. При снижении давления пара перед испытуемым клапаном снижается расход пара через

турбину, что отражается на допустимой частоте вращения ротора. При испытании давле-

ние пара перед испытуемыми клапанами должно быть не меньше, чем 30% от номинально-

го, т. е. не менее 40 кгс/см².

6.9.5. При проведении испытаний с пониженным давлением для учета влияния изменения дав-

ления пара перед испытуемым клапаном на допустимую частоту вращения ротора Пдоп.

следует пользоваться формулой:

Пдоп.= 800 · Рисп/Рном, где Рисп.- давление пара при испытании, кг/см²

Рном.- номинальное давление, кг/см².

6.9.6. Чтобы уменьшить тормозящий момент ротора при его трогании, а также для уменьшения

времени набора ротором установившейся частоты вращения следует перед испытаниями

клапанов на плотность довести частоту вращения ротора до

П = Пдоп. +100 об/мин

Например:Если давление при испытании 40 кг/см², то

Пдоп. = 800·40/130 = 260 об/мин.

При испытании С. К., РК ЦВД необходимо поднять обороты на :

П = 260+100 = 360 об/мин

Замер установившейся частоты вращения ротора следует делать через 5-7 мин. после

закрытия испытуемого клапана.

6.9.7. При испытании на плотность стопорного клапана (С. К.) воздействием на МУТ открыть

Р. К., установив требуемую частоту вращения ротора в соответствии с п. 6.9.6.

Воздействием на механизм расхаживания полностью закрыть стопорный клапан.

Убедиться, что установившаяся частота вращения не превышает допустимую.

6.9.8. При испытании на плотность Р. К. ЦВД открыть полностью стопорный клапан.

Воздействием на МУТ полностью закрыть РК ЦВД, при этом открытие РК ЧСД не менее

50 мм, открытие П. Д. ЧНД не менее 40 мм.

Убедиться, что установившаяся частота вращения ротора не превышает допустимую.

6.10. Проверка бойков автомата безопасности маслом, разгоном.

6.10.1. Испытание бойков А. Б. проводится согласно ПТЭ п.4.4.6. для проверки уровня настройки

11÷12% · Пном. – разгоном, для проверки работоспособности всей цепи защиты без раз-

Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элемен-

ты) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следую-

щих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя):

а) после монтажа турбины;

в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением

генератора от сети;

г) при пуске после разборки автомата безопасности;

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Основные порталы (построено редакторами)

Необходимость защиты турбины

Нормальная работа турбины обеспечивается системой регулирования при условии удовлетворительного состояния всех ее элементов.

При эксплуатации турбины в системах регулирования , смазки и в самой турбине могут возникнуть серьезные неисправности, требующие прекращения подачи пара в турбину и отключения генератора от сети. Кроме того, турбина работает в комплексе со сложными агрегатами, как котел , реактор, регенеративные подогреватели, а через турбогенератор с электрической сетью, в работе которых также могут произойти нарушения, представляющие угрозу для турбины.

Поэтому паровая турбина оснащается системой защиты автоматически предохраняющей ее от повреждений.

Подача пара в турбину должна быть немедленно прекращена при:

— увеличении числа оборотов (частоты вращения) сверх допустимой;

— недопустимом осевом сдвиге ротора;

— недопустимом увеличении давления в конденсаторе;

— аварийном снижении давления масла в системах смазки и регулирования;

— гидравлических ударах в главном паропроводе, постороннем шуме и стуке внутри турбины или генератора;

— при свищах или разрывах паропровода или питательного трубопровода и ряде других замечаний в работе оборудования электростанций, определенных заводскими и местными инструкциями.

Автоматическая защита и предусмотрена для предупреждения тяжелых последствий.

В случае несрабатывания соответствующей защиты турбина должна быть остановлена с помощью автомата безопасности воздействием на него вручную у самой турбины или дистанционно с группового щита управления.

После останова турбины защитой, повторный пуск возможен только после выяснения причины срабатывания, устранения выявленных нарушений и уверенности в безопасности пуска.

Исполнительные органы защиты

Исполнительными органами защиты являются стопорные, регулирующие и обратные клапаны.

Стопорные клапаны, задачей которых является быстрое и надежное прекращение подачи пара в турбину, располагаются перед регулирующими клапанами.

Обратные клапаны располагаются на паропроводах регулируемых и нерегулируемых (регенеративных) отборов и предотвращают попадание пара в турбину при вскипании конденсата греющего пара подогревателей при резком закрытии стопорных клапанов из-за быстрого падения давления внутри турбины.

Конструкция стопорных клапанов принципиально не отличается от конструкции регулирующих клапанов.

Защита турбины от разгона

Недопустимое повышение числа оборотов (частоты вращения) ротора может произойти по двум причинам:

— при нарушении связей (муфт) между отдельными валами турбоагрегата, что маловероятно и исключается правильным выбором размеров и сборки муфт;

— при отключении электрического генератора от сети, что в практике эксплуатации бывает часто.

Система защиты турбины от разгона состоит из датчика, промежуточных звеньев и исполнительных органов.

Датчиком системы является автомат безопасности.

Автомат безопасности ЛМЗ крепится к валу турбины и расположен в корпусе переднего подшипника. Основными деталями являются два (для надежности) одинаковых бойка 2. Центры тяжести 5 бойков смещены относительно оси вращения так, что центробежные силы стремятся выдвинуть бойки из сверлений, чему препятствуют сжатые пружины 4. Гайкой 1 пружины автомата затягивают так, чтобы центробежная сила бойка преодолела усилие пружины при частоте вращения на 10-12 % больше номинальной (3300-3360 об/мин).

Защита от осевого сдвига ротора

При чрезмерном осевом сдвиге ротора возникают задевания вращающихся деталей о неподвижные, приводящие к разогреву и тепловым деформациям соприкасающихся деталей, что вызывает разбалансировку ротора, усиленную вибрацию турбины и прогрессирующее развитие задеваний вплоть до полного ее разрушения.

В качестве импульса для срабатывания системы защиты по осевому сдвигу служит значительное перемещение гребня упорного подшипника, например, при расплавлении баббитовой заливки колодок. Обычно применяют датчики гидравлического или электрического типа, совместно со стабилизаторами напряжения, например как стабилизаторы напряжения Энергия Voltron.

Гидравлический датчик использует в своих турбинах Калужский турбинный завод (КТЗ). Принцип его работы такой же, как и у регулятора частоты вращения ЛМЗ, с той лишь разницей, что роль перемещающейся отбойной пластины регулятора скорости играет упорный диск. Импульс от падения давления перед гидравлическим соплом в результате смещения гребня упорного диска используется для посадки стопорных, регулирующих и обратных клапанов.

В мощных турбинах чаще всего применяют электромагнитный датчик, посылающий при опасном смещении ротора импульс на электромагнитный выключатель 13; он перемещает золотник 14, который обеспечивает срабатывание золотников регулятора безопасности 17 и всей системы защиты.

Защита от повышения давления в конденсаторе

Эта защита является третьей по важности для турбины. Внезапное падение вакуума в конденсаторе турбины, как правило, происходит вследствие прекращения или резкого уменьшения подачи охлаждающей воды. Ухудшение вакуума приводит к повышению температуры в выходном патрубке, его короблению и нарушению работы вкладышей подшипников, что вызывает повышенную вибрацию турбины, к повышению напряжений в лопатках и их поломкам.

Защита при повышении давления в конденсаторе выполняется двухступенчатой. Специальное вакуум-реле при повышении давления в конденсаторе примерно до 70 кПа подает импульс на электромагнитный выключатель, вызывающий срабатывание системы защиты. Второй ступенью защиты по вакууму являются предохранительные тонкие паронитовые мембраны, устанавливаемые обычно на выходных патрубках. При нормальной работе турбины прочность и плотность мембран достаточны, чтобы предупредить подсосы воздуха в конденсатор, а при повышении давления в выходном патрубке выше атмосферного происходит разрыв мембраны с выпуском пара в машинный зал.

АВР – автоматический ввод резерва;

СК - стопорный клапан;

РК - регулирующий клапан;

ВПУ - валоповоротное устройство;

КОС - клапан обратный с сервомотором;

КОСМ - клапан обратный с масляным сервомотором;

МУТ - механизм управления турбиной;

НГР - насос гидроподъема роторов;

ОМ - ограничитель мощности;

ПВД - подогреватель высокого давления;

ПНД - подогреватель низкого давления;

ПТН - питательный турбонасос;

ПСБУ-1000 - пуско-сбросное быстродействующее устройство производительностью 1000 т/час;

ПСБУ СН - пуско-сбросное быстродействующее устройство собственных нужд;

РВД - ротор высокого давления;

РСД - ротор среднего давления;

РНД - ротор низкого давления;

РТ - ротор турбины;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦСД - цилиндр среднего давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ПТК - програмно-технический комплекс;

ПСО - последовательность сообщений оператору;

ОКСН - общестанционный коллектор собственных нужд;

КИП – контрольно-измерительные приборы;

САР – система автоматического регулирования;

КРМ – котельный регулятор мощности;

ОТ – операторский терминал.

2. КРАТКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ТУРБИНЫ К-800-240-5.

2.1. Паровая конденсационная турбина типа К-800-240-5 АО «ЛМЗ» номинальной мощностью 800 МВт предназначена для привода генератора переменного тока ТВВ-800-2 ЕУЗ с частотой вращения 50с -1 и работает в блоке с прямоточным котлом Пп-2650-255 (П-67);

2.2. Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из одного однопоточного двухкорпусного ЦВД с возвратным потоком пара, одного двухкорпусного двухпоточного ЦСД и трех двухпоточных ЦНД.

Выхлоп пара осуществляется в два одноходовых двухсекционных конденсатора с продольным расположением трубок с общей поверхностью охлаждения конденсаторов 800-КЦС-5 – 41200 м 2 .

2.3. В конструкции турбины предусмотрено восемь нерегулируемых отборов пара на регенеративные подогреватели и турбоприводы питательных насосов.

Регенеративная установка имеет четыре ступени ПНД, деаэратор и две группы ПВД .

ПНД № 1 и № 2 (ПНСВ-2000) выполнены смешивающего типа по схеме с перекачивающими насосами – конденсатными насосами второго (КСВ-1000-95) и третьего (КСВ-1500-140) подъемов.

ПНД № 3 и № 4 (ПН-1900-32-7 НЖ) – поверхностного типа , камерные, вертикальной конструкции со встроенными охладителями пара и конденсата.

ПВД № 6, 7, 8 (ПВ-1600-380-77, ПВ-2000-380-40, ПВ-1600-380-66) коллекторного типа, вертикальной конструкции, имеют встроенные охладители пара и конденсата. Слив конденсата греющего пара из подогревателей – каскадный.

2.4 Отвод питательной воды из деаэратора (ДП-2800) и подача ее через ПВД в котел осуществляется двумя параллельно работающими насосными группами, каждая из которых включает бустерный (ПД-1600-180) и главный насос (ПН-1500-350).

Привод насосов осуществляется конденсационной турбиной типа ОК-18-ПУ-800.

2.5. Кроме регенеративных отборов предусмотрены отборы на собственные нужды станции, энергоблока, а также для покрытия теплофикационной нагрузки.

2.6. Подача охлаждающей воды в конденсаторы турбины осуществляется двумя циркуляционными насосами типа ОВ2-185-2.

Система циркуляционного водоснабжения оборотная с прудом-охладителем.

2.7. Основные параметры турбины К-800-240-5:

- номинальная мощность. ………..…. 800 МВт;

- номинальное число оборотов. ………. 3000 об/мин;

- давление свежего пара перед СК ЦВД. …. 240 кг/см 2 ;

- температура свежего пара перед СК ЦВД. ….… 540 0 С;

- давление пара на выхлопе ЦВД при номинальной мощности. ……. ………. 38,5 кг/см 2 ;

- максимальное давление пара на выхлопе ЦВД. 41,2 кг/см 2 ;

- температура пара на выхлопе ЦВД при номинальной мощности. ….…………. 289 0 С;

- давление пара перед СК ЦСД. …………. 34,1.кг/см 2 ;

- максимальное давление пара перед СК ЦСД. 36,6 кг/см 2 ;

- температура пара перед СК ЦСД

после промперегрева……………. ………. 540 0 С;

АлтГТУ 419
АлтГУ 113
АмПГУ 296
АГТУ 267
БИТТУ 794
БГТУ «Военмех» 1191
БГМУ 172
БГТУ 603
БГУ 155
БГУИР 391
БелГУТ 4908
БГЭУ 963
БНТУ 1070
БТЭУ ПК 689
БрГУ 179
ВНТУ 120
ВГУЭС 426
ВлГУ 645
ВМедА 611
ВолгГТУ 235
ВНУ им. Даля 166
ВЗФЭИ 245
ВятГСХА 101
ВятГГУ 139
ВятГУ 559
ГГДСК 171
ГомГМК 501
ГГМУ 1966
ГГТУ им. Сухого 4467
ГГУ им. Скорины 1590
ГМА им. Макарова 299
ДГПУ 159
ДальГАУ 279
ДВГГУ 134
ДВГМУ 408
ДВГТУ 936
ДВГУПС 305
ДВФУ 949
ДонГТУ 498
ДИТМ МНТУ 109
ИвГМА 488
ИГХТУ 131
ИжГТУ 145
КемГППК 171
КемГУ 508
КГМТУ 270
КировАТ 147
КГКСЭП 407
КГТА им. Дегтярева 174
КнАГТУ 2910
КрасГАУ 345
КрасГМУ 629
КГПУ им. Астафьева 133
КГТУ (СФУ) 567
КГТЭИ (СФУ) 112
КПК №2 177
КубГТУ 138
КубГУ 109
КузГПА 182
КузГТУ 789
МГТУ им. Носова 369
МГЭУ им. Сахарова 232
МГЭК 249
МГПУ 165
МАИ 144
МАДИ 151
МГИУ 1179
МГОУ 121
МГСУ 331
МГУ 273
МГУКИ 101
МГУПИ 225
МГУПС (МИИТ) 637
МГУТУ 122
МТУСИ 179
ХАИ 656
ТПУ 455
НИУ МЭИ 640
НМСУ «Горный» 1701
ХПИ 1534
НТУУ «КПИ» 213
НУК им. Макарова 543
НВ 1001
НГАВТ 362
НГАУ 411
НГАСУ 817
НГМУ 665
НГПУ 214
НГТУ 4610
НГУ 1993
НГУЭУ 499
НИИ 201
ОмГТУ 302
ОмГУПС 230
СПбПК №4 115
ПГУПС 2489
ПГПУ им. Короленко 296
ПНТУ им. Кондратюка 120
РАНХиГС 190
РОАТ МИИТ 608
РТА 245
РГГМУ 117
РГПУ им. Герцена 123
РГППУ 142
РГСУ 162
«МАТИ» — РГТУ 121
РГУНиГ 260
РЭУ им. Плеханова 123
РГАТУ им. Соловьёва 219
РязГМУ 125
РГРТУ 666
СамГТУ 131
СПбГАСУ 315
ИНЖЭКОН 328
СПбГИПСР 136
СПбГЛТУ им. Кирова 227
СПбГМТУ 143
СПбГПМУ 146
СПбГПУ 1599
СПбГТИ (ТУ) 293
СПбГТУРП 236
СПбГУ 578
ГУАП 524
СПбГУНиПТ 291
СПбГУПТД 438
СПбГУСЭ 226
СПбГУТ 194
СПГУТД 151
СПбГУЭФ 145
СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
ПИМаш 247
НИУ ИТМО 531
СГТУ им. Гагарина 114
СахГУ 278
СЗТУ 484
СибАГС 249
СибГАУ 462
СибГИУ 1654
СибГТУ 946
СГУПС 1473
СибГУТИ 2083
СибУПК 377
СФУ 2424
СНАУ 567
СумГУ 768
ТРТУ 149
ТОГУ 551
ТГЭУ 325
ТГУ (Томск) 276
ТГПУ 181
ТулГУ 553
УкрГАЖТ 234
УлГТУ 536
УИПКПРО 123
УрГПУ 195
УГТУ-УПИ 758
УГНТУ 570
УГТУ 134
ХГАЭП 138
ХГАФК 110
ХНАГХ 407
ХНУВД 512
ХНУ им. Каразина 305
ХНУРЭ 325
ХНЭУ 495
ЦПУ 157
ЧитГУ 220
ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

О проекте
Реклама на сайте
Правообладателям
Правила
Обратная связь

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Waste Gate или в переводе на русский — перепускной клапан турбины, малоизученный и многим неизвестный элемент турбокомпрессора автомобиля, который несмотря на незаслуженный дефицит внимания выполняет важную для турбины и всего двигателя в целом роль.

Вращение перепускного клапана происходит за счет выхлопных газов, об этом мы говорили в одной из статей о турбинах. Поток воздуха проходит сквозь отверстие, в котором расположена крыльчатка, лопасти которой вращаются от сильного потока газов. Крыльчатка вращается, раскручивая компрессор турбины, после чего образуется давления во впускном коллекторе. Давление измеряется в количестве воздуха, который проходит через турбину.

Скорость потока нагнетаемых выхлопных газов зависит от того, насколько интенсивно работает мотор. То есть, чем больше вы давите на педаль газа, тем больше будет выхлопных газов, соответственно сильнее будет вращаться крыльчатка и естественно больше будет давление. Если это давление не контролировать, то при интенсивном движении турбина повисит его настолько, что мотор попросту не выдержит. Именно для этой цели служит перепускной клапан турбины, который, грубо говоря, стравливает излишки выхлопных газов после достижения нужного для турбины давления. В авто "бюджет-класса" часто используется внутренний перепускной клапан, в котором выхлопные газы уходят прямо из корпуса самой турбины. Бывают также модификации, когда внешний перепускной клапан располагают перед входом в турбину, для этого устанавливают перекрестную трубу или производят замену части выпускного коллектора.

У внутреннего перепускного клапана отверстие, через которое выбрасывается выхлоп, немного больше. Внутренний клапан оснащен заслонкой, которая перекрывает отверстие, когда турбина работает (нагнетается необходимое давление). Заслонка может быть открыта или открыта частично, она соединяется с рычагом, соединяющимся с рычагом активатора.

Что собой представляет активатор? Это некое пневматическое устройство, которое при помощи диафрагмы и пружины, преобразует давление в линейное движение. Активатор при помощи рычага открывает заслонку, частично или полностью в зависимости от необходимости.

Буст-контроллеры наддува (соленоиды)

Перед активатором есть специальный прибор, именуемый соленоидом, он способен менять давление, которое поступает на активатор, в результате соленоид "обманывает" активатор выдая не то давление, которое есть на самом деле, а то, которое сообщает соленоид. Поэтому, если давление до соленоида составляет 13 psi, то после соленоида — 10 psi, в итоге перепускной клапан , которой готов активироваться уже при давлении 12 psi будет бездействовать вплоть до 15 psi. Таким образом перепускной клапан откроется при давлении не менее 12 psi, при этом реальное давление будет составлять

Работа соленоида происходит благодаря использованию рабочего цикла небольшого механизма. При изменении рабочего цикла, возникает возможность управления пропускной способностью воздуха соленоидом. Управление осуществляется посредством компьютера, который анализирует давление и руководствуясь определенными алгоритмами, принимает решение об увеличении или уменьшении наддува, посредством открытия или закрытия перепускного клапана.

Как регулируется тяга перепускного клапана?

Рычаг имеет собственное крепление, на котором он свободно перемещается. Если же это не так, и движение ограничено или затруднено, существует проблема, которую необходимо устранить. Случается, что движение рычага прерывчатое, это особенно заметно при нагревании. Тяга активатора может иметь разную длину, это позволяет регулировать степень открытия и закрытия перепускного клапана. Если требуется укоротить тягу перепускного клапана — конец затягивается, если необходимо выполнить противоположное действие, происходит все с точностью наоборот. Чем короче тяга — тем плотнее будет закрыт клапан, при этом активатору потребуется намного больше давления для того чтобы открыть клапан. Чем больше давление, тем сильнее будет раскручиваться турбина, а перепускной клапан, в свою очередь, не сможет так быстро открыться.

В случае использования контроллера с обратной связью, который способен самостоятельно измерить и проконтролировать, регулировка тяги перепускного клапана не позволит добиться того же результата, которую можно получить не имея обратной связи. Причина заключается в том, что контроллер "учитывает" изменения, которые произошли, следовательно, такая регулировка не даст существенного результата. Ко всему прочему, хороший электронный контроллер способен удерживать перепускной клапан в закрытом состоянии при давлении на активаторе равное — 0 psi, до тех пор, пока не будет достигнуто необходимое давление, в итоге повышение давления происходит намного стремительнее.

Внешний перепускной клапан - это отдельное устройство, предназначенное для работы вне турбины, то есть в отдельном корпусе. Перепускные клапана такого типа чаще всего используются для более мощного воздушного потока. Как правило, активатор у них двойной, что позволяет намного быстрее открывать клапан, обеспечивая тем самым лучший контроль за состоянием раскручивания турбины.

Внешние перепускные клапана рассчитаны на мощные автомобили от 400 л. с. и выше, поэтому если ваш "стальной конь" обладает такой мощностью — установка внешнего перепускного клапана, будет единственно правильном для вас решением. Вывод газов из внешнего перепускного клапана может быть реализована как в выхлоп, так и напрямую вовне.

Читайте также: