Основные задачи системы регулирования

Защиты паровых турбин

Статическое и астатическое регулирование

Представленная на рис. 20.3 схема позволяет осуществлять статическое регулирование, при котором в изолированной сети любое изменение нагрузки потребителей электроэнергии приводит к отклонению частоты вращения ротора турбины в пределах, определяемых степенью неравномерности d. Но изменение частоты можно свести к нулю при смещении статической характеристики n=f(N_Э), воздействуя на МУТ (рис. 20.5).

Рис. 20.5. Поддержание постоянного значения частоты вращения ТА

Смещением статической характеристики САР посредством МУТ

1 – частота вращения n₁ при нагрузке N_Э1; 2 - частота вращения n₂ при нагрузке N_Э2;

3 - задание частоты вращения n₁ при нагрузке N_Э2 после воздействия МУТ

Механизм, который осуществляет эту операцию автоматически, называют изодромным устройством (изодромом). В схемах изодромного (или астатического) регулирования после завершения переходного процесса при изменении нагрузки частота вращения восстанавливается к исходному значению. Схема изодромного регулирования показана на рис. 5.6, в которой правый конец рычага АВ связан со штоком сервомотора не непосредственно, а через катаракт 4. Катаракт представляет собой цилиндр с поршнем, полости которого соединяются через дроссельное устройство. Допустим, что при работе турбины в изолированной сети сократилась нагрузка потребителей электроэнергии. Это приведет к росту частоты вращения ее ротора с n₁ до n₂ (рис. 20.5). На начальном этапе переходного процесса система регулирования с изодромом (при большом сопротивлении его дроссельного устройства) действует как обычная САР с жесткой обратной связью и со степенью неравномерности d_д, которую называют временной или динамической. На втором этапе переходного процесса изодром дополнительным прикрытием главного сервомотора постепенно снижает частоту вращения от n₂ до n₁ при постепенном смещении статической характеристики вниз (рис. 20.5). В точке 3 статическая характеристика пересекает линию n₁=const при N_Э2.

Рис. 20.6. Схема изодромного регулирования

1- регулятор скорости; 2 - отсечной золотник; 3 - сервомотор; 4 – катаракт

Таблица 20.1. Характеристика защит энергоблока

Защита	Характер команды в системе защиты	Уставка по:	Действие защиты
параметру	времени
От осевого сдвига ротора	Импульс от реле осевого сдвига	+1,8 мм -1,2 мм		Останов блока
От роста давления в конденсаторе	Импульс от вакуум-реле	0,0718 МПа		То же
От недопустимого повышения частоты вращения ротора	Импульс из системы защиты ТА	55 с-1 (3300 об/мин)		Останов турбины, перевод котла на растопочную нагрузку
От повышения температуры свежего пара перед турбиной или перед ЧНД	Импульс от двух термопарных датчиков	580оС	3 мин	То же
От понижения температуры свежего пара перед турбиной или перед ЧНД	Импульс от двух термопарных датчиков	425оС		То же
От внутренних повреждений	Импульс от реле электрических защит	-		Останов блока
От понижения давления масла в системе регулирования	Защита обеспечивается системой защиты турбины	0,981±0,049 МПа		Останов турбины, перевод котла на растопочную нагрузку
При отключении генератора от сети	Импульс от блок –контактов выключателя генератора	-		То же

Пример исполнения САР конденсационной турбины

Системы автоматического регулирования современных паровых турбин в большинстве своем являются электрогидравлическими, а для турбоагрегатов на сверхкритические параметры водяного пара унифицированными по датчикам регулируемых величин, усилителям и маслонапорным станциям. Электрическая и гидравлическая части системы взаимодействуют друг с другом. Так регулирующие воздействия из электрической части САР (ЭЧСР) передаются в ее гидравлическую часть (ГЧСР) через два входа: быстродействующий (электрогидравлический преобразователь - ЭГДП) и медленнодействующий (механизм управления турбиной - МУТ). Использование ЭЧСР позволило улучшить статические и динамические характеристики турбоагрегата, повысить его приемистость и надежность противоразгонной защиты. Быстрота передачи импульса в электрической части системы, простота реализация любого закона регулирования, компактность и экономичность – основные преимущества ЭЧСР. Именно в ней формируются основные управляющие сигналы по регулированию частоты вращения валопровода турбоагрегата и его мощности, которые в итоге приводят к воздействию на регулирующие клапаны паровой турбины. Вместе с тем, в гидравлической части системы сохранены механические датчики частоты вращения, обеспечивающие работу турбоагрегата в условиях временного отключения ЭСЧР. При этом использование в ГЧСР масла ОМТИ существенно повысило пожаробезопасность САР. Следующим шагом совершенствования САР является применение в них микропроцессорной техники.

Пример блок-схемы ЭЧСР и ее описание представлены в [2]. Здесь, в качестве примера, представлена схема ГЧСР (рис. 20.12). Датчиком частоты вращения является регулятор частоты 1 центробежного типа (РЧВ), сигнал от которого усиливается следящим сервомотором блока золотников 2 (ЗРВЧ). С блоком ЗРВЧ связан механизм управления турбиной 3. Кроме того, в нем осуществляется дополнительная защита ТА от разгона, дублирующая действие центробежных автоматов безопасности и вводимая в действие при повышении частоты вращения ротора до (1,14…1,16)×n₀. Воздействия от РЧВ (или МУТ) и электрогидравлического преобразователя ЭГП суммируются в общей импульсной линии с постоянным в статическом состоянии давлением р_упр1 и передаются в промежуточный золотник 10, представляющий собой сервомоторное устройство с тремя ступенями усиления. С промежуточным золотником конструктивно объединен медленнодействующий ограничитель мощности (МОМ) 11, предназначенный для заранее вводимого длительного ограничения мощности турбоагрегата.

Рис. 20.12. Схема ГЧСР системы автоматического регулирования турбоагрегата

Для сокращения длительности беспарового режима ЦВД после сброса нагрузки, когда регулирующие клапаны ЦВД полностью, а клапаны ЦСД почти закрываются, в системе парораспределения предусмотрены сбросные клапаны, управляемые от сервомотора 9, и направляющие водяной пар из горячей линии промежуточного перегрева через БРОУ в конденсатор турбоустановки. Для повышения надежности защиты турбоагрегата от разгона на трубопроводах отбора водяного пара от основной турбины к турбинам питательных насосов кроме сбросных клапанов установлены и стопорные клапаны с гидравлическими сервомоторами, управляемыми системой защиты. В представленной схеме САР приняты следующие обозначения: ССК – сервомоторы стопорных клапанов; ЗАБ – золотники автомата безопасности.

Защиты паровых турбин

Основные задачи системы регулирования

Качество электроэнергии определяется частотой и напряжением переменного тока. Частота переменного тока f определяется частотой вращения n электрогенератора турбоустановки: f=рn, где р – число пар полюсов генератора. Номинальное значение частоты сети энергосистем в РФ равно 50 Гц, поддержание которой при любых нагрузках составляет основную задачу регулирования турбин ТЭС и АЭС.

При одной паре полюсов генератора n=50 с^-1 (3000 об/мин) частоте f=50 Гц соответствует n=50 с^-1 (3000 об/мин). Генераторы, приводимые во вращение тихоходными турбинами с n=25 с^-1 (1500 об/мин), имеют две пары полюсов, для них p=2.

Требование постоянства частоты определяет одну из основных задач регулирования турбины: сохранение частоты вращения ротора турбогенератора и, следовательно, турбины постоянной и близкой к номинальной, несмотря на изменения нагрузки.

Если турбина предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (теплофикационные турбины), то наряду с поддержанием постоянной частоты вращения ротора турбины ставятся дополнительные условия сохранения неизменными давлений в камерах регулируемых отборов или за турбиной (типа Р) при изменениях тепловой нагрузки.

Для этого все турбоагрегаты снабжены системами автоматического регулирования (САР), одним из главных элементов которых является регулятор скорости вращения ротора турбины. Такой регулятор измеряет частоту вращения и управляет системой, устанавливающей взаимосвязь внешней электрической нагрузки и крутящего момента на валу турбины. В качестве примера на рис. 20.1 показана конструкция центробежного регулятора скорости.

К концу вала 1 крепится корпус регулятора 2, к которому присоеденена лента 3 с грузами 4. Эти грузы жестко связаны с пружиной 5, центр которой прикреплен к валу. В середине ленты 3 укреплена отбойная пластина 6. К отбойной пластине подходит сопло 7, укрепленное в подвижной части 8, представляющей собой поршень с отсечными кромками, регулирующими слив масла из линии управления 9. К поршню подводится масло, проходящее через дроссель 10 в наружную полость, из которой оно проходит в сопло 7. При изменении частоты вращения ротора турбины грузы 4 под действием центробежной силы перемещают отбойную пластину 6, в результате чего изменяются расход масла из сопла 7 и давление на сливе по отношению к давлению в линии управления 9. Изменение давления р_х является командой в систему регулирования для включения в работу регулирующих клапанов турбины.

Рис. 20.1. Центробежный регулятор скорости Рис. 20.2. Моментные характеристики:

турбины ЛМЗ 1 и 4 - турбины М_Т=f(n); 2 и 3 - генератора М_Г=f(n)

Моментная характеристика турбины (линия 1 на рис. 20.2) построена для постоянного пропуска водяного пара и его неизменных параметрах, при которых крутящий момент М_Т на валу турбины соответствует определенному открытию регулирующих клапанов. В точке а момент М_Травен моменту сопротивления М_Г на валу электрического генератора, характеристика которого определена линией 2. В данном установившемся режиме работы формируется частота вращения валопровода турбоагрегата n_а. При изменении нагрузки электрической сети характеристика электрогенератора сместится (например, в положение, определяемое линией 3 на рис. 20.2). Если положение регулирующих клапанов не изменится, то установится новый режим работы в точке b с другой частотой вращения n_b. Таким образом, турбина и генератор могут переходить из одного устойчивого режима работы в другой без какого-либо воздействия на них. Этот процесс называют саморегулированием и он определяется тем, что в точке пересечения моментных характеристик ¶М_Т/¶n<0, а ¶М_Г/¶n>0. Но изменение частоты вращения при этом оказывается большим. Для того, чтобы частота вращения оставалась в допустимом диапазоне ее изменения (например, со значением n_с), следует сместить характеристику турбины в положение 4 (рис. 20.2) изменением пропуска пара посредством регулирующих клапанов, являющихся исполнительными органами системы автоматического регулирования. Все установившиеся режимы работы турбоагрегата при совместном изменении характеристик турбины и генератора в итоге определяются линией 5, которую называют статической характеристикой турбоагрегата.

При нарушении установившегося режима работы угловое движение валопровода турбоагрегата описывается уравнением

, (20.1)

где J – момент инерции валопровода; dw/dt - его угловое ускорение. При М_Т>М_Г dw/dt>0 и частота вращения валопровода турбоагрегата растет, а при М_Т<М_Г частота уменьшается. Допуская некоторое малое отклонение частоты вращения от номинального значения, это отклонение можно использовать в качестве командного импульса для системы автоматического управления турбиной. При этом речь в итоге идет о воздействии на крутящий момент, развиваемый водяным паром в рабочих решетках турбинных ступеней. Это воздействие определяется изменением расхода пара в турбину посредством его дросселирования в регулирующих клапанах системы парораспределения.