13.3.2. Общие требования к системам регулирования

Системы регулирования паровых турбин, согласно [24], должны удовлетворять следующим требованиям:

— устойчиво держать заданные электрическую и тепловую нагрузки;

— устойчиво удерживать турбину на холостом ходу при нормальной частоте вращения;

— обеспечивать при изменении нагрузки плавное перемещение регулирующих клапанов;

— при мгновенном сбросе номинальной нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, удерживать турбину на оборотах холостого хода, не допуская срабатывания автомата безопасности;

— степень неравномерности регулирования должна быть 4...5 %;

— степень нечувствительности должна быть не более 0,3 % для турбин от 50 МВт и выше и 0,5 % для турбин меньшей мощности (по современным международным нормам эта величина не должна превышать 0,04 % для турбин любой мощности);

— стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и промперегрева должны быть плотными и при их закрытии, при номинальном давлении пара перед ними, пропуск пара не должен вызывать вращения ротора турбины, а для турбин с давлением пара 0,9 МПа и выше установившаяся частота вращения не должна превышать 50 % номинальной;

— автомат безопасности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении частоты вращения ротора турбины на 10...12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем;

— проверка работы системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки с отключением генератора от сети должна производиться при приемке турбины в эксплуатацию после монтажа; после реконструкции, если были изменены статические и динамические характеристики системы; после капитального ремонта, если в процессе эксплуатации были выявлены существенные изменения характеристик;

— проверка всех элементов системы защиты от повышения частоты вращения увеличением частоты вращения производится после монтажа или капитального ремонта турбины, перед испытанием системы регулирования на сброс нагрузки, после разборки автомата безопасности, разборки системы регулирования или ее отдельных узлов, длительного простоя турбины — более 30 суток, но не реже 1 раза в 4 месяца. Допускается проверка без увеличения частоты вращения после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов и при плановых проверках, проводимых 1 раз в 4 месяца.

13.3.3. Некоторые правила приемки турбины в капитальный ремонт

Перед остановкой турбины в капитальный ремонт необходимо выполнить ряд проверок и измерений с целью определения качества работы САР. Проверки обычно проводятся по специальной программе, которая составляется совместно с эксплуатационным персоналом. По результатам проверки составляется перечень неисправностей и определяется объем работ, который необходимо выполнить в период ремонта. Для проверки работы САР турбину нагружают до номинальной мощности, затем при нормальных параметрах пара проверяют, принимает ли турбина полную нагрузку. После этого нагрузку плавно снижают до нуля, проверяя плавность изменения нагрузки во всем регулируемом диапазоне и фиксируя диапазоны, в которых происходит качание нагрузки.

Величину и диапазоны качаний нагрузки необходимо занести в журнал наблюдений. Также необходимо взять пробу масла из маслобака для определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации.

Необходимо проверить работу автомата безопасности при повышении частоты вращения ротора, фиксируя при этом частоту, при которой сработал автомат безопасности, а также частоту обратного взведения бойков. Как указывалось раньше, диапазон настройки автомата безопасности должен находиться на 10... 12 % выше номинальной частоты вращения. Проверяют работу автомата безопасности от ручного воздействия на кнопку отключения турбины.

Необходимо также выполнить проверку характеристик отдельных элементов систем регулирования и парораспределения.

Оценка настройки парораспределения и снятие его характеристик

Для турбин с регулируемыми отборами пара испытания проводят в два этапа:

1) на конденсационном режиме с полностью включенной регенерацией при номинальных параметрах свежего пара;

2) на режиме с включенными отборами пара.

На конденсационном режиме испытания проводятся при изменении нагрузки от 20 до 100 % для неблочных турбин и от 50 до 100 % для энергоблоков.

На режиме с включенными отборами пара изменение нагрузки осуществляется путем на-гружения регулируемых отборов, начиная от расхода пара, соответствующего положению сервомотора регулирующих клапанов части высокого давления при номинальной конденсационной мощности, и до максимального расхода пара на турбину. Для построения характеристик парораспределения необходимо зафиксировать режимы в начале и конце открытия каждого регулирующего клапана ЧВД и в двух-трех промежуточных точках. Затем строятся следующие зависимости.

1. Для построения статической характеристики регулирования определяется зависимость электрической нагрузки от положения сервомотора ЧВД (нагрузочная характеристика).

2. Для определения суммарной потери давления в стопорном и регулирующих клапанах строится зависимость давления за клапанами ЧВД и в камере регулирующей ступени от расхода пара на турбину. При полностью открытых регулирующих клапанах суммарная потеря давления не должна превышать значений, указанных заводом-изготовителем (обычно потери составляют 5 % давления пара перед стопорным клапаном). Повышенная потеря означает, что один (или несколько) из клапанов ЧВД полностью не открываются.

3. Для определения правильности настройки парораспределения строится зависимость — величина подъема штоков регулирующих клапанов от положения сервомотора ЧВД или от угла поворота кулачкового вала. Желательно зафиксировать зазоры между кулаком и роликом у каждого полностью закрытого клапана.

4. Строится зависимость расхода пара на турбину от положения сервомотора ЧВД. Эта зависимость должна быть с плавным непрерывным нарастанием и приближаться к линейной.

Снятие статической характеристики регулирования

Для построения статической характеристики необходимо иметь два графика:

1) зависимость хода сервомотора ЧВД от частоты вращения ротора турбины;

2) зависимость хода сервомотора ЧВД от электрической нагрузки (нагрузочная характеристика), которая описана выше.

Зависимость хода сервомотора ЧВД от частоты вращения снимается при работе турбины на холостом ходу и закрытой главной паровой задвижке. Зафиксировав обороты ротора и положение сервомотора ЧВД на холостом ходу, байпасом начинают уменьшать расход пара на турбину. По мере уменьшения расхода пара частота вращения ротора начнет уменьшаться, регулятор скорости будет открывать регулирующие клапаны ЧВД, пытаясь поддержать заданные обороты. После полного открытия клапанов частоту вращения изменяют в сторону повышения, открывая байпас.

Снятие зависимости хода сервомотора от частоты вращения без специальной аппаратуры — достаточно сложная операция, поэтому для снятия вышеперечисленных зависимостей желательно иметь специальную аппаратуру, типа КСК-4, ТКС-2М. При отсутствии такой аппаратуры замеры хода сервомотора и частоты вращения производят одновременно по звуковому сигналу через каждые 10 оборотов. Для замера оборотов ротора подключают лабораторный частотомер (для этого должно быть включено возбуждение генератора).

Определяя из этих двух графиков (рис. 13.2) значения частоты вращения ротора (n) и мощности турбины (N_Э) при одинаковых положениях сервомотора, строят зависимость N_Э = f(n), показанную на рис. 13.3.

Построив статическую характеристику регулирования, нетрудно подсчитать степень неравномерности регулирования.

Изменение частоты вращения в интервале от холостого хода до номинальной нагрузки называется неравномерностью регулирования:

n_макс = n_ном – n_х.х

Величина отношения неравномерности регулирования к номинальной частоте вращения, выраженная в процентах, называется степенью неравномерности регулирования:

К ак уже указывалось выше, степень неравномерности, согласно требованиям [24], должна лежать в пределах 4,5...0,5 %.

Проверка пределов синхронизации САР

Эта проверка производится на холостом ходу турбины. Синхронизатор выводится в два крайних положения:

1) в сторону "прибавить", но не более 3250 об/мин.

2) в сторону "убавить", но не менее 2900 об/мин.

Диапазон действия синхронизатора регулятора скорости практически для всех типов турбин составляет 10 % от номинальной частоты вращения, т. е. 300 об/мин. При этом расположение упоров должно быть таким, чтобы изменение частоты вращения от номинального значения до нижнего предела составляло 3 %, т. е. при выведенном синхронизаторе регулирование поддерживало бы холостой ход с частотой вращения, равной 2910 об/мин. Такая настройка обеспечит достаточный ход синхронизатора для разгружения турбины и для набора полной электрической нагрузки в условиях эксплуатационных и аварийных изменений частоты сети.

Проверка плотности стопорного и регулирующих клапанов

Стопорный и регулирующие клапаны являются единственными защитными органами турбины, которые при аварийных ситуациях должны прекратить подачу пара в турбину, поэтому их плотность всегда должна быть обеспечена.

ПТЭ устанавливает следующие критерии плотности:

1) при закрытом состоянии и номинальном давлении пара пропуск пара не должен вызывать вращения ротора турбины;

2) для турбин с давлением пара 0,9 МПа (90 кгс/см²) и выше установившаяся частота вращения ротора не должна превышать 50 % номинального значения.

Однако заводы-изготовители могут ужесточить эти критерии. В этом случае при проверке плотности клапанов необходимо руководствоваться требованиями завода.

Для оценки плотности стопорных и регулирующих клапанов рекомендуется определить эталонную, или так называемую "чистую", кривую выбега. Эта кривая обычно снимается после монтажа или реконструкции. Для снятия этой кривой турбина выводится на холостой ход при надежном закрытии запорной арматуры на главном трубопроводе, на трубопроводах регулируемых отборов, плотном закрытии обратных клапанов регенеративных и регулируемых отборов. При этом давление свежего и отработанного пара, давление пара в коллекторе подачи пара на уплотнения должно быть номинальным. Синхронизатором частота вращения ротора повышается до 3200...3250 об/мин, затем "выбиванием" автомата безопасности закрывают стопорный и регулирующие клапаны и байпас ГПЗ, линия обеспаривания трубопровода от ГПЗ к стопорному клапану открывается. Через каждые 100 об/мин замеряется время по секундомеру; за нулевой отсчет принимается момент, когда частота вращения ротора турбины составляла 3000 об/мин. Для турбин высокого давления принято считать стопорные и регулирующие клапаны плотными, если полученное время выбега с 3000 до 1500 об/мин не превышает соответственно 20 и 15 % времени, определенного при снятии эталонной кривой выбега.

Причинами отличия полученных кривых выбега от эталонных могут явиться дефекты посадочных поверхностей клапанов и седел (в основном имеют место "промывы"); дефекты разгрузочных клапанов (обычно перекосы или разрушения); зависание клапана (заклинивание штока клапана в буксе вследствие заноса солями); нарушение плотности посадки седел клапанов в клапанных коробках.

Если конструкцией турбины предусмотрено независимое закрытие стопорных и регулирующих клапанов, то проверка их плотности производится раздельно. В конструкциях, исключающих раздельное закрытие стопорных и регулирующих клапанов, производится проверка их совместной плотности. В этом случае плотность считается удовлетворительной, если обеспечивается останов турбины.

Проверка работы предохранительных клапанов регулируемых отборов

Проверка производится при нагрузке около 25 % от номинальной.

На конденсационном режиме переключателем режима отбора медленно закрывают регулирующую диафрагму, повышая давление в отборе до равного давлению срабатывания клапана. Если импульсный клапан не сработал, то производится его настройка путем изменения положения груза. На предохранительных клапанах прикрепляются таблички с указанием даты проверки и настройки срабатывания. Нижнюю границу уровня настройки клапана определяют исходя из того, что при сбросе тепловой нагрузки с полной до нуля САР должна удерживать давление в отборе, равное сумме давления до сброса и прироста давления, соответствующего неравномерности регулятора давления. При этом предохранительные клапаны не должны подрываться. Верхняя граница определяется допустимым давлением для данной турбины и паропровода.