паровые и газовые турбины для электростанций

основные управляющие сигналы и обеспечивающих требуемые статические и динамические характеристики системы регулирования.

когда регулирование осуществляется только клапанами ЦВД, выполнение команд на изменение мощности турбины замедляется из-за инерции тракта промежуточного перегрева. Для ослабления отрицательного влияния промежуточного перегрева пара на приемистость турбины предназначен блок

начальной коррекции неравномерности (НКН).

При отклонении частоты в энергосистеме система регулирования турбины изменит положение регулирующих клапанов в соответствии с ее статической характеристикой. При полностью открытых клапанах ЦСД расход пара, а значит, и мощность быстро изменятся только в ЦВД. Суммарная мощность ЦСД и ЦНД, составляющая до 70 % мощности турбины, будет меняться медленно — в темпе изменения давления пара в тракте промежуточного перегрева, постоянная времени которого составляет 5—7 с. Начальная неравномерность регулирования будет велика. Для ее уменьшения блок НКН выдает сигнал на динамическое дополнительное открытие или закрытие клапанов ЦВД, чтобы кратковременным дополнительным изменением мощности ЦВД компенсировать отставание мощности ЦСД и ЦНД.

На вход блока НКН подаются с противоположными знаками сигналы от датчиков активной электрической мощности генератора и давления пара в тракте промежуточного перегрева. При полностью открытых регулирующих клапанах ЦСД последний сигнал определяется расходом пара через турбину, а значит, характеризует развиваемую ею мощность. В установившихся режимах разность сигналов равна нулю. В переходных процессах вследствие инерции тракта промежуточного перегрева на выходе НКН возникает сигнал, который форсирует перемещение регулирующих клапанов ЦВД таким образом, чтобы разность сигналов по мощности и давлению вновь стала равной нулю, т.е. чтобы мощность, развиваемая турбиной, оказалась равной активной электрической мощности генератора.

Блок НКН настраивается таким образом, чтобы при небольших изменениях нагрузки влияние тракта промежуточного перегрева на приемистость турбины было полностью скомпенсировано. При

входной сумматор блока НКН по обоим каналам, отсекаются на одинаковом уровне, и, следовательно, выходной сигнал НКН равен нулю при любых соотношениях нагрузки и давления в тракте промежуточного перегрева. Этим исключается вмешательство блока НКН в управление турбиной при пуске.

Характеристики системы регулирования частоты вращения и мощности несимметричны главным образом из-за значительного различия постоянных времени односторонних гидравлических сервомоторов на открытие и закрытие регулирующих клапанов турбины. При больших нагрузках существенным также оказывается близость верхнего упора сервомотора. Поэтому при равных по длительности и интенсивности сигналах на открытие и закрытие регулирующих клапанов, например при синхронных качаниях частоты тока и мощности генератора, турбина будет излишне разгружаться, что может привести к перегрузке некоторых линий электропередачи и снижению запаса статической устойчивости. Для ослабления этого эффекта выходной сигнал НКН на разгрузку турбины ограничен значением, допускающим изменение положения регулирующих клапанов только на 20—30 %. Это ограничение снимается при отключении генератора от сети (кон-

такты БРФ), при частоте вращения выше 1,02 n

0

(контакты РЧ) и по сигналу устройств противоаварийной автоматики энергосистемы (контакты ПА).

Сигнал НКН весьма эффективен также и при сбросах нагрузки, так как уменьшает динамическое повышение частоты вращения турбины.

Удержание турбины на холостом ходу после сброса нагрузки с отключением генератора от сети является важнейшим элементом противоразгонной защиты турбины. С этой целью в ЭЧСР включены три блока: дифференциатора, релейной форсировки

ипредварительной защиты.

Вдифференциаторе (Д) формируется сигнал, пропорциональный ускорению ротора турбины. При ускорении, большем некоторого выбранного значения, например вызванного сбросом нагрузки, равной

0,25N («отсечка» по ускорению), дифферен-

э.ном

циатор подает мощный форсирующий импульс на закрытие регулирующих клапанов турбины. При сбросе полной нагрузки этот сигнал равен 4δ , где за единицу выходного сигнала δ принят сигнал, приводящий к перемещению клапанов от положения при

стом ходе («сигнал на неравномерность»). Точнее, из-за нелинейности статической характеристики системы регулирования за единицу «сигнала на неравномерность» принимается удвоенный сигнал, вызывающий перемещение регулирующих клапанов от

повышениях частоты вращения, вызванных быстроотключаемыми короткими замыканиями во внешней сети, дифференциатор включается с помо-

щью контактов РЧ специального реле частоты

только в случае, когда n ≥ 1,02n . Кроме того, эта

0

блокировка позволяет исключить воздействие дифференциатора на турбину при небольших синхронных качаниях генератора в энергосистеме, которое по тем же причинам, что и рассмотренное ранее воздействие блока НКН, также может приводить к необоснованной, а иногда и опасной для энергосистемы разгрузке турбины.

Некоторое дополнительное уменьшение динамического перерегулирования частоты вращения при сбросах нагрузки достигается с помощью

блока релейной форсировки (БРФ), который ускоряет закрытие регулирующих клапанов турбины по сигналу от блок-контактов выключателя генератора, на 0,06—0,08 с опережающему сигнал дифференциатора. Выходной сигнал БРФ с амплитудой импульса, в 4 раза превышающей амплитуду сигнала на неравномерность, и длительностью около 0,5 с обеспечивает движение сервомоторов регулирующих клапанов с максимальной скоростью.

Из-за малости постоянной времени ротора и наличия паровых объемов между стопорными клапанами и проточной частью турбины отказ системы регулирования при сбросе нагрузки, несмотря на срабатывание автомата безопасности при n =

= (1,11 … 1,12) n , может привести к максималь-

0

ному динамическому повышению частоты враще-

ния n , превышающему допустимое ее значение

макс

n= 1,2n , на которое рассчитываются вращаю-

доп 0

щиеся детали турбины.

Такое повышение частоты вращения может иметь катастрофические последствия для всего валопровода. Для его предотвращения предназначена предварительная защита. Существо ее заключается в том, что во время переходного процесса осуществляется контроль работоспособности системы регулирования по соотношению частоты вращения ψ = n/ n

Если частота вращения превысит пороговое значение, показанное на рис. 9.17, блок предварительной защиты (БПЗ) подает команду на закрытие стопорных и регулирующих клапанов до срабатывания автомата безопасности. Так, если при нулевом ускорении ротора сигнал на закрытие клапанов

подается при частоте вращения n = 1,13n , то при

0

ускорении, соответствующем сбросу полной нагрузки, стопорные клапаны начнут закрываться

уже при n = 1,045 n , т.е. при частоте вращения

0

на 0,07n меньше, чем частота, при которой сраба-

0

тывает автомат безопасности, на столько же умень-

шая n . После исчезновения сигнала от БПЗ сто-

макс

порные и регулирующие клапаны открываются в

Рис. 9.17. Порог срабатывания предварительной защиты

необходимой последовательности: сначала стопорные, а затем регулирующие.

Кроме удержания турбины на холостом ходу после сброса полной нагрузки с отключением генератора от сети система регулирования турбины должна обеспечить участие ее в противоаварийном регулировании энергосистемы.

Для сохранения устойчивости параллельной работы электростанции и энергосистемы в послеаварийном режиме, когда предел статической устойчивости может оказаться меньше мощности, передававшейся в доаварийном режиме, возникает необходимость быстрого снижения и последующего ограничения мощности турбины. Эту функцию выполняет быстродействующий ограничи-

тель мощности (БОМ).

Значение мощности, устанавливаемой после ограничения, зависит от конфигурации энергосистемы, значения и направления перетоков мощности по внутрисистемным ЛЭП, технологических параметров энергоблоков и др. Поэтому задание уровня ограничения мощности турбины осуществляется устройствами противоаварийной автоматики энергосистемы.

При наличии сигнала на выходе БОМ он подается не только на ЭГП, но и через регулятор мощности турбины на двигатель МУТ, благодаря чему через некоторое время снижается до нуля.

Одним из наиболее эффективных способов обеспечения динамической устойчивости энергосистемы является импульсная разгрузка турбины —

быстрое кратковременное снижение мощности турбины с последующим замедленным восстановлением ее до исходного уровня. По команде противоаварийной автоматики блоком аварийной импульсной разгрузки (АИР) подается сигнал такой же формы, как и импульс релейной форсировки. Предусмот-

Рис. 9.18. Импульсная характеристика турбины К-800-23,5-3

ЛМЗ:

1 — сигнал на входе ЭГП; 2 — мощность генератора; 3 — мощ-

ность турбины

рена возможность изменения амплитуды импульса, его длительности и постоянной времени затухания.

На рис. 9.18 приведена импульсная характеристика турбины К-800-23,5-3 при подаче на ЭГП с выхода АИР сигнала с максимально возможной амплитудой, в 4 раза превышающей амплитуду сигнала на неравномерность, и длительностью 0,1 с.

Сигналы от рассмотренных функциональных блоков, образующих так называемую электроприставку, суммируются выходным усилителем, воздействующим на ЭГП. В нормальных эксплуатационных режимах сигнал на выходе ЭГП близок к нулю, что обеспечивает введение и выведение электроприставки из работы или отключение какого-либо блока без скачка нагрузки турбины.

В ЭЧСР помимо электроприставки входит регулятор мощности турбины (РМТ), воздействующий на ГЧСР через двигатель МУТ таким образом, чтобы обеспечить регулирование мощности турбины с коррекцией по частоте сети и давлению свежего пара, т.е. выполнение зависимости

значений электрической мощности, частоты сети и

давления свежего пара; k = δ– 1 и k — коэффици-

fp

енты пропорциональности.

Если давление свежего пара поддерживается главным регулятором котла и, следовательно, на

установившемся режиме p = 0, то РМТ обеспе-

с.п

чивает регулирование мощности с коррекцией по частоте:

что определяет статическую характеристику турбины. Поскольку ее вид не зависит от характеристик ГЧСР и органов парораспределения, то может быть обеспечена линейность статической характеристики и получена малая нечувствительность, в

частности ε = 0,06 %, что требуется ГОСТ и ПТЭ

n

в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии.

В канал коррекции по частоте, обеспечивающий регулирование частоты вращения турбины с заданной статической характеристикой, можно ввести зону нечувствительности по f. Есть также возможность изменять степень неравномерности регулирования частоты вращения от 0,025 до 0,06 ступенями по 0,005.

Вшироко применяемой на отечественных энергоблоках со сверхкритическими параметрами схеме

сглавным регулятором котла, осуществляющим регулирование мощности блока с коррекцией по частоте, РМТ выполняет те же функции только в переходных процессах, а на установившихся режимах поддерживает давление свежего пара.

Впусковых режимах РМТ обеспечивает регулирование частоты вращения турбины. Сигнал зада-

ния n формируется автоматом пуска или эксплуа-

зд

тационным персоналом энергоблока. После синхронизации управление турбиной переключается на контур регулирования мощности, замкну-

тый по электрической мощности генератора N и

э

осуществляющий нагружение турбины в соответствии с принятой программой пуска.

Внормальных эксплуатационных режимах задание регулятору мощности поступает через ограничитель темпа задания. Последний определяет скорость отработки сигнала задания с учетом возможностей котла, турбины и вспомогательного оборудования энергоблока.

Всостав РМТ входит также защитный регулятор минимального давления, который работает в «стерегущем» режиме и вступает в работу при сни-

жении давления свежего пара ниже 0,9pном .

с.п

Гидравлическая часть системы регулирования. Перемещение регулирующих клапанов турбины осуществляется по сумме воздействий, большинство которых формируется в ЭЧСР. Однако в

гидравлической части системы регулирования

(ГЧСР), представленной на рис. 9.19, сохранен механический датчик частоты вращения, обеспечивающий работу турбины в условиях временного отключения ЭЧСР. В качестве такого датчика при-

255

Рис. 9.19. Гидравлическая часть системы регулирования:

!" # $

%# $

& %

$

' ( " %

&

# ' %( $) %( $

* ' + (

менен бесшарнирный всережимный регулятор частоты вращения (РЧВ) 1 центробежного типа.

Сигнал регулятора частоты вращения усиливается следящим сервомотором блока золотников РЧВ

(ЗРЧВ) 2. С блоком ЗРЧВ связан механизм управления турбиной (МУТ) 3. Кроме того, в нем осуществлена также дополнительная защита турбины от разгона, дублирующая действие центробежного автомата безопасности и срабатывающая при повы-

шении частоты вращения до (1,14 … 1,16) n . Конст-

0

рукция блока золотников регулятора частоты вращения показана на рис. 9.20.

Воздействия от РЧВ или МУТ и от электрогидравлического преобразователя (ЭГП) суммируются в общей проточной импульсной линии с постоян-

нее на промежуточный золотник 10, представляю-

щий собой сервомоторное устройство с тремя ступенями усиления.

С промежуточным золотником конструктивно объединен механический ограничитель мощности (МОМ) 11, предназначенный для заранее вводимого длительного ограничения мощности турбины.

Все сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД

5 и ЦСД 8 управляются одной импульсной линией

с переменным в статике давлением p , идущей

упр2

от промежуточного золотника. Сервомоторы (рис. 9.21) выполнены односторонними с телескопическими поршнями и с кулачковой обратной связью на отсечные золотники.

Как уже отмечалось, быстродействующий ввод воздействий от ЭЧСР в ГЧСР осуществляется через

электрогидравлический преобразователь 4, состоящий из электромеханического преобразователя

(ЭМП) магнитоэлектрического типа с постоянными магнитами и гидроусилителя. При возникновении сигнала в ЭЧСР в катушку управления, закрепленную на подвижной системе ЭМП, подается сигнал постоянного тока определенной полярности. Взаимодействие магнитных полей постоянного магнита и катушки управления приводит к смещению подвижной системы ЭМП в ту или иную сторону. За

этими перемещениями, сохраняя зазор S , следит

1

вертикальный золотник, а за ним, сохраняя зазор

S , — горизонтальный золотник. Управляющий

2

заплечик горизонтального золотника соединяет

проточную импульсную линию либо с напорной

линией, либо со сливной, что вызывает соответст-

вующее смещение промежуточного золотника.

Применение микропроцессоров в системах регулирования турбин сверхкритического давления ЛМЗ. Основное направление совершенствования систем регулирования мощных паровых турбин в настоящее время связано с переходом к цифровому регулированию на базе микропроцессорной техники. Отказ от жесткой структуры системы регулирования расширяет возможности учета специфических особенностей отдельных энергоблоков, облегчает решение задач оптимального управления, комплексной автоматизации блоков и диагностики.

ЭЧСР на базе микропроцессора (ЭЧСР-М) выполнена в соответствии с типовой схемой системы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) энергоблоков с прямоточными котлами, задачей которой является поддержание заданных значений двух регулируемых величин — мощности турбогенератора и давления свежего пара перед турбиной [режим постоянного начального давления (ПД)] или положения регулирующих клапанов турбины [режим скользящего начального давления (СД)]. ЭЧСР-М управляет турбиной при всех режимах ее работы — пусковых, нормальных эксплуатационных и аварийных. Она также согласована с системой противоаварийной автоматики энергосистемы.

Медленнодействующий контур управления (МКУ) ЭЧСР-М обеспечивает ПИ-закон регулирования мощности и давления свежего пара.

Характеристики отдельных каналов быстродействующего контура (БКУ) ЭЧСР-М в основном соответствуют рассмотренным выше характеристикам аналогичных каналов электроприставки ЭЧСР турбины К-800-23,5-3.

Применение микроЭВМ значительно расширило функциональные возможности ЭЧСР-М. В частности, введен канал эксплуатационного контроля прогрева роторов ЦВД и ЦСД на основе математического моделирования процесса распространения теплоты в роторах, исходя из информации о параметрах пара, поступающего в турбину.

В ЭЧСР-М предусмотрены также каналы диагностики, предназначенные для выявления и регистрации информации, свидетельствующей о неисправностях как самой системы регулирования, так

иосновного оборудования.

9.7.РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ

ТУРБИН

В современной энергетике значительное место занимают теплофикационные турбины, обеспечивающие комбинированную выработку электрической и тепловой энергии для независимых друг от друга потребителей.

Для того чтобы обеспечить требуемые параметры отпускаемой тепловой энергии, теплофикационные турбины выполняют с регулируемыми отборами пара или с противодавлением.

Наиболее существенной особенностью теплофикационной турбины как объекта регулирования по сравнению с конденсационной турбиной является наличие нескольких связанных через объект регулируемых параметров — частоты вращения ротора

идавлений пара в отборах или за турбиной (противодавления). В последнее время все чаще в качестве регулируемого параметра служит температура прямой сетевой воды или разность температур прямой и обратной сетевой воды, характеризующая тепловую нагрузку турбины.

Современные мощные теплофикационные турбины отличаются возросшей работоспособностью пара, аккумулированного в развитой ЧВД, перепускных трубах и камерах отборов, а также относительно малыми постоянными времени ротора. Эти

иуказанные ранее в § 7.5 и 7.6 такие особенности теплофикационных турбин, как ступенчатый подогрев сетевой воды, возможность работы по тепловому графику с противодавлением, расширение диапазона регулирования давлений в отборах, оказывают существенное влияние на проектирование их систем регулирования.

Длительное время системы регулирования турбин с отборами пара (типов П, Т, ПТ) всеми отечественными заводами выполнялись только связанными, когда каждый регулятор (частоты вращения

идавления) управлял всеми главными сервомоторами. Это усложняло связи в системе регулирования, однако в ней можно было обеспечить независимость (автономность) регулирования в значительной части диаграммы режимов, когда при изменении какой-либо одной нагрузки (электрической или тепловой) другая остается неизменной.

Решающее влияние на надежность и качество работы любой системы регулирования оказывает выбор в ней системы связей. Особое значение система связей имеет в теплофикационных турбинах, где необходимость одновременного регулирования нескольких параметров делает ее особенно сложной. Следует также принять во внимание, что у теплофикационных турбин большой мощности органы парораспределения, управляемые гидравлическими главными сервомоторами, расположены на большом удалении друг от друга. В этих условиях работоспособная система регулирования может быть создана только на базе гидравлических

иэлектрических связей при полном исключении рычажных связей.

Большинство теплофикационных турбин в России выпускается ТМЗ. Из них наиболее широкое распространение в энергетике получили турбины

с отопительным отбором (типа Т), принципиальная схема регулирования которых представлена на рис. 9.22.

Система регулирования поддерживает в заданных пределах два регулируемых параметра — частоту вращения и давление в одном из двух отопительных отборов. Поэтому она имеет два регулятора — частоты вращения и давления, управляющих двумя главными сервомоторами систем парораспределения ЧВД и ЧНД.

На турбинах ТМЗ применяется гидродинамическое регулирование частоты вращения. Импульсным органом регулятора частоты вращения является

импеллер — центробежный масляный насос, установленный на валу турбины. Давление масла в линии нагнетания импеллера меняется пропорционально квадрату частоты вращения. Это изменение давления воспринимается мембраной регулятора 1, прогиб которой в диапазоне регулирования увеличивается примерно в 10 раз жестко соединенной

с ней стальной лентой, работающей за пределом устойчивости при продольном сжатии. Прогибаясь,

лента меняет площадь сливного сечения f , управляя

1

дифференциальным сервомотором первой ступени усиления. Выполненный как одно целое с ним золотник регулятора частоты вращения меняет площади сечений слива масла из импульсных линий В и Н, управляющих главными сервомоторами ЧВД и ЧНД.

Аналогично управляет своим золотником унифицированный с регулятором частоты вращения

мембранно-ленточный регулятор давления отопительного отбора.

Масло в импульсные линии В и Н подводится через дроссели самовыключения 11 отсечных золотников 13 и через дроссели обратной связи 12

главных сервомоторов 14.

Так как система регулирования выполнена связанной, то каждый из регуляторов изменяет расходы сливающегося масла из обеих импульсных линий. Знак и амплитуда каждого управляющего

сигнала (команды) выбираются таким образом, чтобы были выполнены условия независимости (автономности) регулирования.

Пусть, например, возрастет частота сети. Частота вращения ротора турбогенератора, работающего синхронно с сетью, также увеличится. Регулятор частоты вращения даст команду на прикрытие сервомотора ЧВД, что уменьшит расход пара через

отборе не изменились, регулятор частоты вращения должен прикрыть и сервомотор ЧНД. Таким образом, при изменении частоты сети регулятор частоты вращения подает на сервомоторы команды одинакового знака.

При уменьшении расхода пара отопительного отбора давление в нем возрастет. Для того чтобы поддержать давление в отборе в заданных пределах, регулятор давления приоткроет поворотную диафрагму ЧНД и тем самым увеличит расход пара из этого отбора в ЧНД. Так как внутренняя мощность ЧНД возрастет, то для того, чтобы суммарная мощность турбины осталась неизменной, регулятор давления даст команду на прикрытие регулирующих клапанов ЧВД. Таким образом, при изменении давления пара в отопительном отборе регулятор давления

подает на сервомоторы команды разного знака.

Обращает на себя внимание тот факт, что закрытие главного сервомотора вызывается снижением давления в соответствующей импульсной линии. Этим несколько снижается опасность последствий нарушения плотности или даже разрыва любого маслопровода, за исключением короткой линии от

импеллера к регулятору частоты вращения.

Смещение дифференциальных сервомоторов первого усиления и выполненных как одно целое с ними золотников регуляторов частоты вращения и давления может быть вызвано не только изменением прогибов мембранно-ленточных систем регуляторов, но и воздействием на их задатчики. Они выполнены по-разному. В регуляторе частоты вращения задатчи-

ком 2 (МУТ) можно изменить площадь сечения f

0

подвода масла в линию, идущую к соплу регулятора, а в регуляторе давления задатчиком 4 можно изме-

нить площадь сливного сечения f между лентой и

1

соплом осевым перемещением последнего.

Регулятор давления снабжен изодромным устройством 7, выполненным в виде гидравлического сервомотора с отсечным золотником, который перемещается дифференциальным сервомотором золотника регулятора. Сервомотор изодрома изменяет

площадь дополнительного сечения f слива масла

2

из линии, идущей к соплу регулятора, в результате чего достигается уменьшение статической (остаточной) неравномерности регулирования давления.

Для теплофикационных турбин характерны относительно малая постоянная времени ротора и наличие значительных внутренних паровых объемов. Эти особенности заметно усложняют задачу удержания турбины на холостом ходу при сбросах нагрузки с отключением генератора от сети и делают необходимым наряду с уменьшением постоянных времени промежуточных и главных сервомоторов применение специальных мер.

В частности, крайне желательно быстро закрыть поворотную диафрагму ЧНД при любом режиме работы турбины, включая конденсационный режим работы без отопительного отбора пара, когда поворотная диафрагма полностью открыта и сервомотор удерживается в крайнем верхнем положении. С этой целью в линию управления отсечным золотником главного сервомотора ЧНД включены два дросселя 8, один из которых связан с золотником регулятора частоты вращения, а другой — с отсечным золотником главного сервомотора ЧВД.

При нормальных эксплуатационных режимах оба эти дросселя полностью закрыты. При сбросе нагрузки, когда отсечной золотник главного сервомотора ЧВД смещается из среднего положения намного вниз, нижний дроссель 8 открывает большую площадь сечения слива из полости под отсечным золотником сервомотора ЧНД, что приводит к быстрому закрытию поворотной диафрагмы ЧНД. Падение расхода пара через ЧНД существенно уменьшает динамическое перерегулирование частоты вращения.

Для того чтобы при возвращении под действием обратной связи отсечного золотника сервомотора ЧВД в среднее положение и при закрытии вследствие этого нижнего дросселя 8 сервомотор ЧНД вновь не открыл поворотную диафрагму при еще высокой частоте вращения, предусмотрен верхний дроссель 8, связанный с золотником регулятора частоты вращения. Он открывается при частоте вращения, равной 3200 об/мин, и вне зависимости от положения нижнего дросселя 8 препятствует открытию поворотной диафрагмы до тех пор, пока частота вращения не упадет ниже указанного значения.

При работе турбины без отопительного отбора поворотная диафрагма ЧНД должна быть полностью открыта, чтобы уменьшить в ней дросселирование. Для этого предусмотрен выключатель сервомотора ЧНД 10, конструктивно соединенный с приводом сопла регулятора давления. При отключении сервомотора ЧНД сначала отодвигается сопло и выводится из работы регулятор давления, а затем закрывается дроссель выключателя 10 и поршень сервомотора становится на свой верхний упор, полностью открывая поворотную диафрагму.

Для перевода турбины на режим с противодавлением необходимо почти полностью закрыть поворот-