КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
Система защиты предназначена для предохранения турбоагрегата от возможных аварийных режимов, способных привести к значительному повреждению оборудования турбоустановки (общеблочные системы защиты здесь не рассматриваются).
Важнейшей является защита, предохраняющая турбину от повреждений, вызванных чрезмерным повышением частоты вращения ротора.
В современных турбинах энергоблоков АЭС напряжения от центробежных сил в рабочих лопатках и дисках ротора достигают весьма больших значений, а в некоторых деталях при номинальной частоте вращения запас прочности по отношению к пределу текучести составляет 1,6—1,8 [10]. Так как напряжения от центробежных сил при увеличении частоты вращения возрастают пропорционально квадрату частоты, то чрезмерное увеличение частоты вращения ротора может привести к разрушению рабочих лопаток и дисков. Такая авария относится к числу наиболее тяжелых, вследствие чего защита от опасного повышения частоты вращения ротора турбины должна быть особенно надежной.
В систему защиты от недопустимого повышения частоты вращения входят: автомат безопасности, блок золотников (дополнительно блок промежуточных золотников) защиты, стопорные и регулирующие клапаны ЦВД, стопорно-регулирующие заслонки ЦНД, обратные клапаны на трубопроводах нерегулируемых отборов пара, гидравлические, рычажные и электромагнитные связи между АБ, другими элементами защиты и исполнительными органами.
Основной деталью АБ является кольцо, центр тяжести которого смещен относительно оси вращения. Эксцентриситет центра тяжести, масса кольца и пружины рассчитаны таким образом, что при достижении ротором частоты вращения 3300— 3360 об/мин центробежная сила кольца преодолевает усилие пружины. При этом кольцо смещается радиально и ударяет по рычагу золотника АБ и золотник, смещаясь, открывает слив из линии защиты и линии первого усиления и в конечном результате обеспечивает быстрое закрытие стопорных клапанов турбины. Одновременно с закрытием СК закрываются стопорно-регулирующие заслонки ЦНД, обратные клапаны на нерегулируемых отборах пара. Изменяя натяжение пружины, можно настроить АБ на срабатывание при различных частотах вращения.
Конструкция АБ предусматривает раздельное опробование колец маслом на работающей турбине при частоте вращения 3000 об/мин. Масло посредством специальных сопел подводится к каждому кольцу, увеличивая при этом центробежную силу кольца, что приводит к срабатыванию его при номинальной частоте вращения. При прекращении подвода масла к АБ оставшееся в полости кольца масло выливается через специальные отверстия. Кольцо под воздействием пружины возвращается в исходное положение.
Настройка АБ производится валиком и регулировочным винтом. Валик изменяет натяжение пружины, регулировочный винт — положение центра тяжести. Восстанавливающая частота вращения ротора равна примерно 3060 об/мин.
Согласно ПТЭ, автомат безопасности должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении частоты вращения ротора турбины на 10—12 % сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.
В турбинах ХТЗ большой мощности для повышения надежности применяются АБ с двумя бойками (кольцами), действующими независимо друг от друга каждый на свой золотник. В системах защиты от разгона имеются также устройства для ручного отключения турбины по месту и с БЩУ.
Необходимым условием надежной работы системы защиты турбины от разгона является систематическая проверка ее элементов в эксплуатации. Объем и периодичность проверки определяются ПТЭ.
Целью проверки на остановленной турбине может быть правильность функционирования и быстродействие элементов защиты, а также надежность закрытия СК. При пуске турбины после монтажа, после реконструкции системы регулирования, при устранении неисправностей системы регулирования или защиты такая проверка должна производиться с осциллографированием работы всех основных органов защиты и давления в линиях защиты и линии первого усиления. При этом время запаздывания закрытия и время закрытия СК и обратных клапанов отборов не должно превышать значений, указанных заводом-изготовителем или приведенных в нормативных материалах [17].
Испытания защиты на холостом ходу турбины производятся поочередной проверкой бойков АБ без повышения частоты вращения (путем подачи рабочей жидкости) или поочередной проверкой срабатывания бойков при повышении частоты вращения, причем в последнем случае предварительная проверка АБ маслом не производится. Испытания проводятся при полностью открытых стопорных клапанах ЦВД, открытых байпасах ГПЗ, закрытых ГПЗ. Перед испытаниями проверяется готовность к пуску пускового маслонасоса и насоса смазки и производится расстановка оперативного персонала: у золотников ручного отключения турбины, у стационарного тахометра, у байпасов ГПЗ, а при испытаниях с повышением частоты вращения — дополнительно у механизма повышения частоты вращения у переднего подшипника — для замера частоты вращения ручным тахометром. Замер частоты вращения производится тахометром с ценой деления не более 20 об/мин или лабораторным электрическим тахометром. В последнем случае на ротор генератора подается возбуждающий импульс (ток возбуждения).
Если АБ при нужной частоте вращения не срабатывает, то турбину необходимо остановить и настроить АБ изменением натяжения удерживающей пружины. Все данные о результатах испытания заносятся в специальный журнал АБ.
Испытание защиты от разгона турбины повышением частоты вращения является наиболее надежным методом проверки как АБ, так и остальных узлов защиты в условиях, предельно приближающихся к натурным. Однако для крупных агрегатов этот метод заключает в себе ряд отрицательных моментов. Прежде всего такое испытание связано с выводом из параллельной работы крупного агрегата, что может создать определенные трудности в энергосистеме. Кроме того, увеличение центробежных сил в тяжело нагруженных элементах турбоагрегата даже при периодических испытаниях крайне нежелательно.
Отметим, что разгрузка мощной блочной турбины до холостого хода и ее последующее нагружение требуют времени и связаны с определенными тепловыми потерями, а следовательно, с изменением теплового состояния агрегата. Поэтому проверка защиты повышением частоты вращения производится согласно ПТЭ только после разборки АБ, перед испытанием на сброс нагрузки и после длительного (более 1 мес) простоя турбины. После же разборки системы регулирования и не реже чем один раз в четыре месяца производится проверка защиты без повышения частоты вращения. Опробование бойков АБ подачей рабочей жидкости под боек (либо в полость бойка — для увеличения центробежной силы) при работе турбины под. нагрузкой может производиться только на турбинах, где возможно поочередное отключение бойка или его золотника от системы защиты, и только в том случае, если восстанавливающая частота вращения ротора выше номинальной.
Перед опробованием дополнительно к перечисленному персоналу ставится дежурный у механизма управления турбиной. Это необходимо для быстрого восстановления режима в том случае, если произойдет закрытие СК и РК.
Как было указано выше, этот метод позволяет проводить опробование только бойков АБ и не может заменить комплексного испытания всей системы защиты, проводимого путем повышения частоты вращения.
Проверка плотности СК заключается в определении кривой выбега с номинальной частоты вращения до 50 % номинальной частоты при закрытии только СК ЦВД и закрытии РК или наоборот. Плотность клапанов считается удовлетворительной, если время выбега превышает не больше чем на 15—20 % время, зафиксированное при снятии эталонной кривой выбега. Плотность двухседельных клапанов считается удовлетворительной в том случае, если при их полном закрытии частота вращения турбины снижается до 50 % номинальной.
Совместная плотность СК и РК проверяется при тех же условиях и считается удовлетворительной, если обеспечивается частота вращения ротора не более 50 % номинальной. Если установившаяся частота вращения превышает 50 % номинальной, эксплуатация турбины не допускается.
Не менее важным обстоятельством, обеспечивающим надежность и безопасность турбины при сбросе нагрузки, является плотность обратных клапанов на трубопроводах отборов. При недостаточной плотности обратных клапанов или их зависании во время сброса нагрузки может произойти недопустимое повышение частоты вращения ротора из-за попадания в турбину пара отборов. Проверка плотности производится на холостом ходу при номинальной частоте вращения и «возбужденном» генераторе. Параметры свежего пара и пара отборов поддерживаются номинальными; регуляторы давления пара в отборах отключены, а регулирующие клапаны ЦВД и ЦНД полностью открыты. Для проверки плотности в трубопровод отбора может подводиться от постороннего источника пар с давлением, не превышающим максимального допускаемого в отборе. При этом, если частота вращения ротора не увеличивается, клапан считается плотным.
Плотность обратных клапанов отборов проверяется последовательно для каждого отбора.
Вторым по значению элементом защиты является реле осевого сдвига. Это устройство предохраняет турбину от аварии вследствие недопустимого осевого сдвига ротора, причиной которого может быть выплавление или чрезмерный износ баббитовой заливки колодок упорного подшипника. При недопустимом смещении ротора в осевом направлении реле вызывает закрытие СК и РК турбины.
В практике турбостроения наибольшее распространение получило реле осевого сдвига индукционного типа, отличающееся большой надежностью работы. Принцип действия прибора основан на индуктивном методе измерения малых перемещений. Реле снабжено показывающим прибором, позволяющим во время работы турбины следить за осевым перемещением вращающегося ротора в пределах его разбега между колодками упорного подшипника, а также за износом колодок.
Проверка реле осевого сдвига должна производиться после каждого ремонта турбины или смены колодок упорного подшипника. Правильность показаний показывающего прибора проверяется щупом. Работу защиты можно проверить сдвигом электромагнита в осевом направлении (фиктивное смещение). Такую проверку необходимо производить перед каждым пуском турбины. При длительной безостановочной работе агрегата следует проверять один раз в три месяца работу реле осевого сдвига на сигнал.
Турбина имеет защиту от недопустимого понижения давления в системе смазки турбоагрегата, а также от падения вакуума в конденсаторе. Так, каждый турбоагрегат К-220-44 снабжается двумя вакуумными реле РВК-1Т, из которых одно дает сигнал при падении вакуума в конденсаторе до 690 мм рт. ст., второе — при падении вакуума в конденсаторе до 540 мм рт. ст.
ЗАЩИТЫ, ВЫЗЫВАЮЩИЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ЭНЕРГОБЛОКА
Турбоагрегаты энергоблоков АЭС имеют развитую систему защиты, поскольку система защиты собственно турбоагрегата тесно связана как с системой защиты его питательно-деаэрационной установки, системы регенерации и другого вспомогательного оборудования, так и с защитами генератора, парогенераторов и реактора, образуя единый технологический комплекс защит энергоблока АЭС. Таким образом, систему защиты турбоагрегата энергоблока АЭС нельзя рассматривать отдельно от всего комплекса блочных защит.
В то же время, поскольку вопрос защиты энергоблока в целом является специальным, весьма сложным и объемным, ниже кратко рассмотрена только защита теплоэнергетического оборудования энергоблока АЭС.
В зависимости от характера возможных аварийных ситуаций и выполняемых при этом переключений действие систем защиты энергоблока приводит: к останову энергоблока; к останову турбоагрегата; к отключению генератора от сети; к разгрузке турбоагрегата; к отключению вспомогательного оборудования турбоагрегата.
Останов энергоблока с реактором типа ВВЭР-440 и турбинами К-220-44 из-за неисправности теплоэнергетического оборудования происходит при повышении уровня в ПВД до второго предела (3250 мм) в любой из турбин блока и при понижении давления пара в главном паровом коллекторе с одновременным срабатыванием аварийных защит первого и второго рода. В качестве импульсов для необходимых переключений используются сигналы от уровнемеров ПВД или от электроконтактных манометров, замеряющих давление в главном паровом коллекторе.
Вся система защиты энергоблока выполнена по иерархическому принципу, так что при срабатывании «высших» защит, отключающих энергоблок, «низшие» защиты, снижающие нагрузку турбоагрегата, в этом случае не действуют [22].
Для защит, в которых возможно случайное или ложное срабатывание, обычно применяются два прибора с последовательносоединенными контактами. В этом случае защиты срабатывают только при замыкании контактов обоих приборов.
Таблица 6.2. Система защиты паропроизводящего и паротурбинного оборудования энергоблока с реактором ВВЭР-440 и турбинами К-220-44
Для особо ответственных защит применяется включение трех приборов, работающих по схеме «два из трех». В этом случае замыкание контактов любых двух приборов приводит к срабатыванию защиты. Такая схема не только предотвращает ложное срабатывание защиты, но также исключает ее отказ при выходе из строя одного (любого) прибора. Для того чтобы исключить срабатывание защиты от случайных, кратковременных отклонений параметров, используется выдержка времени.
Действие защит сопровождается световым и звуковым сигналом на БЩУ. Кроме того, при аварийном отключении оборудования предусматривается выпадание бленкера. При действии нескольких защит выделение причины останова агрегата достигается тем, что после выпадания бленкера в цепи защиты» сработавшей первой, шунтируются обмотки бленкеров, установленных в цепях других защит.
Переключения в цепях защит производятся с помощью индивидуальных накладок и ключей, размещенных на панелях защиты. С помощью этих элементов защита может быть отключена или переключена на сигнал.
Отключение защиты или переключение ее на сигнал производится с разрешения главного инженера АЭС или его заместителя по эксплуатации, за исключением тех случаев, когда неисправность защиты очевидна.
В табл. 6.2 приведены характеристики системы защиты энергоблока АЭС с реактором типа ВВЭР-440 и турбинами К-220-44, причем только защит, действующих со стороны теплоэнергетического и электрического (генератор ТВВ-220) оборудования.
Останов турбоагрегата, разгрузка турбоагрегата до холостого хода, отключение генератора от сети происходит при действии целого ряда защит, предохраняющих и отключающих основное теплоэнергетическое и электрическое оборудование.
Помимо действия защит основного оборудования энергоблока АЭС в блочной системе предусмотрены также защиты локального характера. Их назначение — защитить отдельные узлы или агрегаты вспомогательного оборудования энергоблока, не допустить развития аварии до уровня срабатывания более «сильных» защит, вызывающих отключение турбоагрегата или останов энергоблока. К локальным относятся защиты, отключающие группу ПВД при повышении уровня в любом из них до первого предела (750 мм), соответствующий ПНД — по повышению уровня, ПЭН, АПЭН и дополнительный АПЭН — при возникновении неисправностей в их работе, а также защиты в циркуляционной системе, в системе теплофикации и др.
