ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Регулирование турбин с промежуточным перегревом пара из "Турбины тепловых и атомных электрических станций Издание 2 " Регулирование турбин с промежуточным перегревом пара рассмотрим на примере электро-гидравлической системы регулирования турбины К-800-240-3 ЛМЗ. Следует отметить широкую унификацию систем регулирования выпускаемых заводом турбин сверхкритических параметров пара мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, имеющих одни и те же датчики регулируемых величин, электрические и гидравлические усилители, маслонапорные станции и отличающихся в основном объемами сервомоторов, перемещающих регулирующие и стопорные клапаны. [c.246] Парораспределение турбины. Принципиальная схема парораспределения турбины К-800-240-3 ЛМЗ представлена на рис. 9.15. [c.246] Свежий пар давлением 23,5 МПа и температурой 540 °С поступает из котла к двум блокам клапанов, каждый из которых включает стопорный и два регулирующих клапана. Требуемый вид статической характеристики обеспечивается при одновременном открытии первых двух регулирующих клапанов ЦВД, а затем третьего и четвертого. [c.246] После ЦВД пар направляется на промежуточный перегрев, откуда поступает к двум стопорным и четырем регулирующим клапанам ЦСД. [c.246] Для сокращения длительности беспарового режима //ВД после сброса полной нагрузки, когда клапаны ЦВД полностью, а клапаны ЦСД почти полностью закрываются, установлены сбросные клапаны, которые направляют пар из горячих ниток промежуточного перегрева в конденсатор. [c.246] Электрическая часть системы регулирования. ЭЧСР, представленная на блок-схеме системы регулирования и защиты турбины (рис. 9.16), включает ряд функциональных блоков, формирующих основные управляющие сигналы и обеспечивающих требуемые статические и динамические характеристики системы регулирования. [c.247] При нагрузках, превышающих (0,3. .. 0,35)Л з 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). [c.247] 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. [c.247] 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. [c.247] 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. [c.247] Блок НКН настраивается таким образом, чтобы при небольших изменениях нагрузки влияние тракта промежуточного перегрева на приемистость турбины бьшо полностью скомпенсировано. При нагрузках ниже сигналы, поступающие на 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. [c.247] 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 генерагора, 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 (контакты БРФ), при частоте вращения выше 1,02 Ид (контакты РЧ) и по сигналу устройств противоава-рийной автоматики энергосистемы (контакты НА). [c.247] Сигнал НКН весьма эффективен также и при сбросах нагрузки, так как уменьшает динамическое повышение частоты вращения турбины. [c.247] Для того чтобы предотвратить необоснованную разгрузку турбогенератора при кратковременных повышениях частоты вращения, вызванных быстро-отключаемыми короткими замыканиями во внешней сети, дифференциатор включается с помощью контактов РЧ специального реле частоты только в случае, когда п 1,О2и0. Кроме того, эта 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. [c.249] 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. [c.249] 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 = п и ее первой производной (с1 //с1т)/(с1 // )ном- 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 автоматов безопасности. Так, если при нулевом ускорении ротора сигнал на закрытие клапанов подается при частоте вращения и = 1,13и0, то при ускорении, соответствующем сбросу полной нагрузки, стопорные клапаны начнут закрываться уже при и = = 1,045 И0, т.е. при частоте вращения на 0,07 и д меньше, чем частота, при которой срабатывают автоматы безопасности, на столько же уменьшая макс- После исчезновения сигнала от БПЗ стопорные и регулирующие клапаны открываются в необходимой последовательности. [c.249] Для сохранения устойчивости параллельной работы электростанции и энергосистемы в послеава-рийном 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 ограничитель мощности (БОМ). [c.250] 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. [c.250] 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. [c.250] 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. Предусмотрена возможность изменения амплитуды импульса, его длительности и постоянной времени затухания. [c.250] Вернуться к основной статье