- •Глава 11 автоматизация энергетических блоков
- •11.1. Характеристики объектов и способы регулирования
- •11.2. Режимы работы энергоблоков и системы
- •11.3. Регулирование активной мощности группы энергоблоков
- •11.4. Способы и средства автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности электрических генераторов
- •1,2 — Звенья, изображающие блок и арв; 3 — собственно возбудитель;
- •11.5. Автоматизация пусковых режимов
- •9 18 T - 102,c
- •11.6. Общеблочные автоматические защиты
11.3. Регулирование активной мощности группы энергоблоков
Колебание электрической нагрузки вызывает изменение частоты электрической сети, которое воспринимает регулятор частоты вращения турбин, действующий на положение паровпускных клапанов. Распределение нагрузки между турбогенераторами зависит от статических характеристик регуляторов (рис. 11.5) и характеризуется коэфициентом статизма, %:
(11.1)
Обычно находится в пределах 1,5—3%. Турбины с более пологой статической характеристикой регуляторов воспринимают большие колебания нагрузки при одном и том же изменении частоты .
Регулирование мощности с помощью регуляторов частоты вращения называют первичным регулированием. Статическая точность первичного регулирования определяется выражением
где — статическая ошибка промышленного регулятора по частоте;— зонанечувствительности; — коэффициент статизма (11.1), — номинальная мощность агрегата.
Дляи значение
Однако приведенный способ регулирования, отличающийся низкой точностью и допускающий самопроизвольное изменение электрической нагрузки отдельных турбоагрегатов при колебаниях частоты сети, нельзя считать удовлетворительным. В особенности это относится к ТЭС с большим числом агрегатов, участвующим в регулировании перетоков мощности по линиям электропередач системы. Распределение нагрузок между отдельными агрегатами станции в этом случае тесно связано с экономичностью их работы, а персонал ТЭС (дежурный инженер) не в состоянии быстро рассчитать оптимальное распределение нагрузок с учетом потребностей энергетической системы.
Рис.
11.5. Статическая характеристика регулятора
частоты вращения (мощности)
турбогенератора
Например, на рис. 11.6 приведена функциональная схема АСРЧМ, состоящая из нескольких взаимодействующих устройств. Система в целом предусматривает участие энергоблоков в покрытии плановой NЗ,ПЛ и внеплановой NЗ ,НПЛ составляющих суммарной электрической нагрузки ТЭС. Значение N3, для всех блоков вначале формируют с помощью общестанционного регулятора внеплановой мощности РВМ, который реализуют на основе регулирующего прибора РП с интегратором на выходе. На вход РП от АСДУ ЭС поступает внеплановая составляющая активной мощности N"З,НПЛ и суммарный сигнал обратной связи от внеплановых составляющих активной мощности, отработанных отдельными энергоблоками:
Выходной сигнал интегратора РВМ через делители а1, а2, ..., аi, .... аn определяет долю участия каждого из энергоблоков в покрытии внеплановой составляющей активной мощности N"З,НПЛ, поступающей от АСУ ТП ТЭС. Заданное значение плановой составляющей мощности формируют в специальном устройстве ЗПМ, используемом для управления энергоблоком в режиме изменения активной мощности по графику нагрузки. Текущее значение нагрузки Nз.пл формируют по сигналам заданной мощности и скорости изменения нагрузки dN3/dt, которые устанавливает персонал энергоблока по любому индивидуальному закону.
Суммарный сигнал с выходов РВМ и ЗПМ корректируют устройством экономичного распределения нагрузок между энергоблоками ЭПН, которое может быть реализовано в УВК АСУ ТП ТЭС на основе алгоритмов оптимального распределения нагрузок, составленных в соответствии с условием равенства относительных приростов ; (3.46). Алгебраическая сумма сигналов Nз.пл и NЗ,НПЛ, скорректированная устройством ЭПН, вырабатывающим сигнал коррекции Nз.эк, поступает на вход ограничителя темпа задания мощности ОТЗ, который предназначен для ограничения результирующего сигнала NЗ в динамике.
Ограничитель темпа реализуют с помощью обычного регулирующего прибора с интегратором на выходе. При наличии ограничений предусматривают устройство, вырабатывающее соответствующий сигнал.
Например, при ограничении по термическому напряжению металла турбины используют сигнал по положению регулирующих клапанов, измеренный тем или иным способом и пропущенный через дифференциатор. Выходной сигнал устройства ограничения сравнивают с максимальным допустимым значением. В случае превышения последнего срабатывает устройство блокировки, разрывающее цепь управления интегратора на выходе ОТЗ. Вследствие этого сигнал по N3 на выходе ОТЗ останется неизменным, несмотря на рост суммарного сигнала на входе. При отсутствии ограничения сигнал на выходе ОТЗ отслеживает сумму сигналов N3 ,ПЛ + NЗ,нпл+ Nз,эк и дополняется сигналом с выхода частотного корректора ЧК, пропорциональным отклонению частоты сети fC. Суммарный сигнал задания N3 поступает на вход котельного и турбинного регуляторов мощности (КРМ и ТРМ).
Систему формирования сигнала мощности N3 в АСРЧМ увязывают с технологическим ограничением ТО и работой тепловых защит ТЗ. При возникновении технологических ограничений, препятствующих отработке сигнала N3 в статике, последние могут быть учтены в соответствии с рекомендациями (см. рис. 3.13). Для этого осуществляют переход на регулирование по ограничивающему параметру с поддержанием его на предельно допустимом уровне при минимальном рассогласовании между NФ и N3. Например, ввод ограничений на снижение рТ до реализуют заменой суммарного входного сигнала АСРМ турбины по мощности и давлению на сигнал . Для этого устанавливают дополнительный регулятор давления пара перед турбиной РД, действующий по принципу "до себя" (см. рис. 11.3, б, вариант III).
При ограничениях на регулирующие воздействия котла определяющим принимают принцип регулирования параметра, поддержание которого обеспечивается воздействием, достигшим предела.
Например, при исчерпании диапазона регулирующего воздействия по количеству подаваемого в топку воздуха с целью поддержания его заданного избытка aT не следует увеличивать расход топлива на данный котел и тем самым поднимать его паровую нагрузку и электрическую мощность блока в целом. При этом ограничение N3, достигается блокированием контактов "больше" в цепи управления интегратором на выходе ОТЗ.
При срабатывании ТЗ, действующих, например, на частичную разгрузку энергоблока, АСРЧМ ТЭС отключают от данного блока с помощью специального промежуточного реле. АСРМ котла и турбины переводят на уровень значений N3 заданный тепловой защитой (например, снижение до 60% максимальной нагрузки и др.).
Кроме того, предусматривают связь АСРЧМ ТЭС с противоаварийной системой релейной защиты энергосистем. Связь осуществляют воздействием противоаварийной автоматики ПА на цепь управления интегратора на выходе ОТЗ. Новый уровень N3, для АСРМ котла и турбины устанавливают в соответствии с заданным по условиям устойчивой и безопасной работы ЭС [ 1 ].
Управление активной мощностью группы энергоблоков АСРЧМ при отсутствии сигналов от главных ТЗ и ПА, имеющих абсолютный приоритет, протекает следующим образом:
мощность каждого энергоблока устанавливают в соответствии с графиком электрической нагрузки с помощью ЗПМ;
график дополняют внеплановым изменением составляющей активной мощности по сигналам от АСДУ, имеющей относительный приоритет.
Затем проводят перераспределение активной мощности по условиям экономичности их работы от ЭПН. Все изменения сигнала задания активной мощности, как плановой, так и неплановой, проходят через ОТЗ и дополняются корректирующим сигналом по частоте с выхода ЧК. Результирующий сигнал N3, поступает на вход АСРМ отдельных блоков [8 ].