Стартовая >> Архив >> Генерация >> Автоматическое регулирование мощности энергоблоков

Результаты эксплуатации АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами - Автоматическое регулирование мощности энергоблоков

Оглавление
Автоматическое регулирование мощности энергоблоков
Задачи автоматического регулирования мощности
Анализ АСР мощности блочных конденсационных электростанций
Анализ АСР мощности энергоблоков
Математические модели котлов
Математические модели турбин
Математические модели энергоблоков
Критерии оптимальности АСР
Критерии устойчивости АСР
Критерии качества переходных процессов АСР
Аналитическое построение областей устойчивости АСР
Аналитическое построение АСР
Структурная схема комбинированной  АСР мощности
АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами
Расчет структуры и параметров настройки АСР мощности энергоблока с барабанными котлами
Реализация параметров настройки АСР мощности на регуляторах РПИБ
Результаты эксплуатации АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами
АСР мощности энергоблоков с прямоточными котлами
Алгоритм и программа работы АСР мощности с микропроцессором
Выбор структуры и параметров настройки АСР мощности энергоблока с прямоточными котлами
Результаты эксплуатации АСР мощности энергоблоков с прямоточными котлами
Разработка АСР мощности электростанции с разнотипными энергоблоками
Результаты эксплуатации АСР мощности блочных конденсационных электростанций

Белорусским филиалом ЭНИНа им. Г. М. Кржижановского совместно с Главным производственным управлением энергетики и электрификации Литовской ССР изготовлены и внедрены системы регулирования мощности энергоблоков котел типа ТГМ-94 — турбина типа К-160-130 — генератор типа ТВВ-165-2 Литовской ГРЭС (станционные № 1—4). Данная система решает следующие основные задачи: отработку с определенной скоростью задания по мощности; устранение возникающих возмущений соответствующими контурами регулирования; обеспечение правильной работы системы в отдельных аварийных ситуациях на энергоблоке или в энергосистеме.
Структурная схема АСР мощности, представленная на рис. 38, состоит из двух подсистем, связанных между собой перекрестными связями. Первая подсистема (АСР давления пара перед турбиной) включает в себя датчик давления, размножитель сигналов 1РС, регулятор котла РК и регулирующие клапаны топлива. Регулятор котла через специальный сервомотор управляет регуляторами подачи топлива и воздуха [65]. Вторая подсистема (АСР мощности турбины) содержит датчик мощности, размножитель сигналов 2РС, регулятор турбины РТ и регулирующие клапаны острого пара. Общими частями системы являются программная (устройство задания скачка и скорости изменения нагрузки УЗС, устройство управления количеством форсунок УВО), логическая (блок режимов БР или переключающее устройство ПУ), счетно-решающая (корректирующее устройство КУ) и сигнализирующая (сигнальное устройство СУ).

В зависимости от ситуации на энергоблоке и в энергосистеме блок режимов БР путем коммутации входных и выходных цепей регуляторов котла и турбины с помощью логических элементов обеспечивает следующие режимы работы: «совместно», «после себя» и «до себя».
Режим работы «совместно» — основной, позволяющий справляться с возмущениями таким образом, чтобы внутри котловые возмущения не передавались на турбину, а внутритурбинные — на котел. Изменение нагрузки энергоблока в данном режиме работы осуществляется автоматически в темпе, принятом оператором и установленном на устройстве УЗС.
Режимы работы «после себя» и «до себя» — вспомогательные, обеспечивающие правильную работу системы регулирования в ситуациях на энергоблоке или в энергосистеме, отличающихся от нормальных. При отклонении частоты в энергосистеме за допустимые пределы, закрытии стопорного клапана, отключении генератора (ограничения группы а) АСР мощности энергоблока переводится в режим работы «после себя».

Если давление топлива за регулирующим клапаном и температура перегретого пара выходят за допустимые пределы или произошло отключение одного  дымососов, вентиляторов, воздухоподогревателей (ограничения группы б), то система переходит из любого названного выше режима работы в режим «до себя». При наступлении двойного ограничения (например, отключение одного дымососа и аварийное отклонение частоты в энергосистеме) отдается предпочтение режиму работы, наиболее целесообразному в данной ситуации. Во всех указанных выше ситуациях прекращается изменение величины задаваемой энергоблоку мощности. Блок режимов восстанавливает первоначально принятый оператором режим работы АСР мощности энергоблока, когда устраняются причины и последствия возникшей ситуации, вызвавшей переключения. Произведенные в системе переключения режимов отражаются на специальном сигнальном устройстве СУ. Отметим также, что для условий эксплуатации, отличных от условий Литовской ГРЭС, могут быть наиболее типичными другие случаи работы оборудования в ненормальных ре жимах (например, потеря возбуждения генератора, прекращение подачи уплотняющего пара на турбину и др.). Эксплуатация турбин в ненормальных режимах рассмотрена в работе [355].
Па регулирующие органы энергоблока недопустима подача произвольного сигнала на изменение нагрузки. Допустимая скорость изменения нагрузки энергоблока определяется допустимой скоростью изменения нагрузки котла типа ТГМ-94, которая является ограниченной из-за температурных режимов первичного и промежуточного пароперегревателей. Набор нагрузки может производиться со скоростью не более 10,5 МВт/мин при постоянных параметрах пара [278]. В связи с. этим в системе регулирования мощности предусмотрено устройство, приводящее в соответствие управляющий сигнал по заданию с допустимой скоростью изменения нагрузки. Функциональная схема устройства задания скачка и скорости изменения нагрузки УЗС представлена на рис. 39 (РУ — усилитель с релейной характеристикой; И — интегратор; PC — размножитель сигналов; ГИ — генератор импульсов; ЗСЧ — задатчик скачка изменения нагрузки; ЗСР — задатчик скорости изменения нагрузки; N3 — выходной сигнал УЗС). При отработке энергоблоком заданного графика нагрузки нет необходимости в скачкообразном изменении мощности. В этом случае функциональная схема устройства УЗС может быть упрощена путем исключения генератора импульсов и задатчика скачка изменения нагрузки (а = 0).

Рис. 39
Устройство УЗС состоит из следующих основных приборов: РУ— регулирующий прибор серии РПИБ с пропорциональным законом регулирования; И — реконструированный прибор серии ДПР-4 (принципиальная электрическая схема описана в работе [279]); PC — размножитель сигналов серии РП-63; ГИ— специализированное устройство. Диапазон скоростей изменения нагрузок: скачкообразно — 120 МВт/мин, линейно — 1,75—20 МВт/ /мин.
При изменениях нагрузки энергоблока переключение форсунок по задаваемой программе производится с помощью устройства управления количеством форсунок УВО, функциональная схема которого представлена на рис. 40 (ИД— измеритель давления топлива перед форсунками; ИБ — исполнительный блок; УП — управляющая программа: НП —наборное поле; МП — магнитный пускатель привода форсунки). Макси,мальное число форсунок 28 шт., а одновременно переключаемых —1 или 2 шт. (по выбору). Продолжительность цикла работы устройства 0—60 с. В устройстве предусмотрена автоматическая синхронизация для приведения его к требуемому состоянию без нарушения нормальной работы форсунок. Промышленные испытания устройства УВО, которые проводились на котле типа ТГМ-94 Литовской ГРЭС при многократном наборе и сбросе нагрузки энергоблока 150 ВМт, показали его работоспособность и целесообразность применения на котлах с большим количеством топливоподающих устройств.

Рис. 40
Следует отметить, что устройство УВО имеет некоторые недостатки: программа включения — отключения форсунок жестко фиксируется и в процессе эксплуатации не корректируется, т. е. в процессе работы не учитываются ситуации по температурным перекосам, возникающие на котле, что приводит к снижению надежности оборудования; изменение программы включения — отключения форсунок оператором связано с определенными операциями и затратами времени.
В связи с этим предложен способ автоматического включения—отключения форсунок энергоблока, отличающийся следующими особенностями: программа включения — отключения форсунок не является жестко заданной, а корректируется в зависимости от температурных перекосов на котле; в процессе работы энергоблока изменение программы включения — отключения форсунок производится автоматически; предлагаемый способ может быть реализован с помощью высоконадежных элементов автоматики и вычислительной техники, например на интегральных схемах.

схема автоматического включения — отключения форсунок энергоблока
Рис. 41

На рис. 41 изображена функциональная схема автоматического включения — отключения форсунок энергоблока металла пароперегревателя с левой и правой соответственно сторон в критических точках, определяемых конструкцией котла (количество пар критически а точек и их местонахождение выявляются во всех рабочих режимах при динамических испытаниях котла, на рис. 41, a i = 3); p-м —— значение давления мазута перед форсунками;  х1-2 — сигналы включения и отключения форсунок; у 1-2— сигналы переключения форсунок для снижения температуры металла пароперегревателя с левой и правой сторон до нормального уровня, z3— сигналы включения форсунки в правой и левой областях поля расположения форсунок (рис. 41,б);  z2-4 — сигналы отключения форсунки в правой и левой областях поля; z5 — сигнал включения форсунки в верхней и отключения форсунки в нижней областях поля; z6, z7— сигналы включения и отключения очередной форсунки по установленной оператором программе; v —1-32 — сигналы опроса и очередности включения — отключения форсунок в соответствии с заданной оператором программой; r1-32 — сигналы запрета включения — отключения отдельных форсунок исходя из условии эксплуатации; g1 — g64 — сигналы для управления механизмом включения — отключения форсунок; h1 —h64 — сигналы исполнительного механизма на включения — отключения форсунок, поступающие в схемы дистанционного управления; 1,2— формирователи сигналов включения — отключения и переключения форсунок; 3 — дешифратор управляющих сигналов; 4 — наборное ноле блокировки сигналов включения — отключения форсунок; 5 — наборное поле задания оператором программы включения — отключения форсунок; 6 — корректор заданной оператором программы включения — отключения форсунок; 7 — сигнализатор неустраняемого температурного перекоса; 8 — исполнительный механизм.
При увеличении давления мазута перед форсунками выше верхнего предела формирователь сигналов 1 выдает сигнал х1; при уменьшении давления мазута ниже нижнего предела — сигнал х2. Сигналы х1-2 исчезают, когда давление мазута возвращается в заданные пределы. При превышении температурой металла пароперегревателя t заданного предела в одной из точек формирователь сигналов 2 выдает сигнал у1, при превышении температурой металла пароперегревателя — сигнал у2. Сигналы у1-2 исчезают, когда температура металла пароперегревателя с левой и правой сторон во всех точках ниже заданных пределов. На основании получаемых сигналов дешифратор управляющих сигналов 3 вырабатывает сигналы, определяемые следующими формулами:


Перед изменением нагрузки энергоблока на основании предыдущего опыта работы оператор задает программу включения — отключения форсунок на наборном поле 5 и блокирует сигналы включения — отключения отдельных форсунок на наборном поле 4 в зависимости от состояния форсунок и требований эксплуатации оборудования.
При поступлении сигналов Z1 — z5 корректор 6 приостанавливает выполнение программы, заданной оператором, и выдает сигналы исполнительному механизму 8 на включение отключение форсунок в соответствующих областях поля расположения форсунок. Если появляются сигналы, то корректор 6 выдает сигналы в соответствии с программой, установленной на наборном поле 5. По этим сигналам исполнительный механизм 8 включает сигналами h1—h64 соответствующие цепи в схемах дистанционного управления форсунками. Включение—отключение форсунок производится до исчезновения сигналов х1, x2, у1 и у2 на входе дешифратора 3. Если с помощью автоматического переключения форсунок температурный перекос не устраняется, сигнализатор 7 звуковым (или световым) сигналом извещает оператора о необходимости принятия других мер.
Алгоритм данного метода автоматического включения — отключения форсунок энергоблока может быть использован при составлении программы решения задачи с помощью УВМ. В настоящее время широко применяются УВМ для управления форсунками. При этом отмечается, что системы управления форсунками используют примерно 1% машинного времени и что, несмотря на относительно высокую стоимость таких систем, они значительно меньше стоимости ущерба от серьезной аварии, связанной с топливоподающими устройствами [280, 281].
Разработанная АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами обеспечивает согласованную работу взаимосвязанных контуров регулирования котла и турбины и уменьшает отклонения технологических параметров в нормальных и аварийных условиях ее работы.


В отдельных случаях для устранения появляющихся колебаний между контурами регулирования давления пара и мощности турбины, а также для улучшения показателей качества переходных процессов используется переключающее устройство ПУ, принцип работы которого приведен в табл. 13.

Данное устройство выполнено и опробовано по блок-схеме, показанной на рис. 42, на основе регулирующего прибора серии РПИБ. Проведенные испытания по казали положительные результаты.
Корректирующее устройство КУ воздействует на подаваемый к регулятору РТ сигнал по отклонению давления пара перед турбиной в зависимости от и предназначено для обеспечения автономности регулятора турбины при внутрикотловых возмущениях.


Рис. 43
Конструктивно устройство КУ выполнено в виде реохорда, размещенного в интеграторе УЗС. Проведенные испытания показали положительные результаты.
Опытно-промышленные испытания АСР мощности энергоблока с барабанным котлом производились при различных структурах и параметрах настройки регуляторов котла и турбины, а также во всех режимах работы системы. Испытания подтвердили целесообразность использования полученных путем расчетов на вычислительных машинах структур и настроек регуляторов АСР мощности.
Результаты испытаний АСР мощности в режиме «после себя» приведены в параграфе 2 гл. 4, в режиме «до себя» — на рис. 43 (при возмущении расходом топлива), в режиме «совместно» — на рис. 44 (при возмущении расходом топлива в момент, обозначенный звездочкой, включалась и отключалась одна форсунка) и рис. 45 (снижение нагрузки со 160 до 100 МВт с помощью устройства УЗС при а = 0). Показатели качества процесса регулирования удовлетворительные. При изменении мощности со скоростью 10 МВт/мин технологические параметры энергоблока удерживаются в допустимых пределах.

Рис. 44
На разных этапах эксплуатации АСР мощности энергоблоков 150 МВт в проектные решения вносились дополнения и изменения, повышающие качество регулирования мощности и других технологических параметров (температуры, давления).
Измерение давления в отборах хвостовой части турбины вызывало затруднения, поэтому сигнал производимой мощности был сформирован по сумме двух давлений: в камере регулирующей ступени турбины и в горячей «нитке» промперегрева.

Данный сигнал достаточно точно и линейно отражает производимую турбиной мощность, просто согласуется со штатной аппаратурой автоматического регулирования технологических параметров, вносит определенный положительный эффект с точки зрения динамических характеристик турбины, а также соответствует результатам исследований, которые сводятся к тому, что в энергосистеме со слабым самовыравниванием предпочтительно регулирование по производимой, а не по электрической мощности энергоблока [282]. На рис. 46 и 47 соответственно показаны экспериментальные измерения электрической (а) и механической (б) мощностей  энергоблока при изменении задания АСР (в) четырьмя квантами по ~10 МВт и одним квантом ~40 МВт. При этом на устройстве УЗС была установлена скорость 10 МВт/мин.

В работе [283] описана возможность качественной работы энергоблока на закритические параметры пара с регулятором производимой мощности, которая определялась сигналом, приставляющим собой сумму давлений в регулирующей ступени и перед ЦСД.
В принципиальной электрической схеме управления электродвигателем механизма изменения скорости вращения турбины предусмотрено увеличение на 35% скорости вращения при переходе АСР мощности из режима работы «совместно» в режим работы «до себя». Достигается это изменением сопротивления, включенного последовательно в цепь ротора электродвигателя. Это позволяет скомпенсировать уменьшение коэффициента усиления объекта регулирования и приводит к повышению показателей качества процесса регулирования.

Показатели качества процесса регулирования зависят также от состояния подчиненных регуляторов. Например, при работе регулятора скорости турбины наблюдались люфты величиной 2—3 оборота ручного штурвала, наибольшая часть которых приходилась на механическую часть первой ступени усиления [283]. В связи с этим в Литовглавэнерго было разработано и изготовлено механическое устройство автоматического выбора люфта. На результаты работы АСР мощности отрицательно влияли наличие люфтов и особенно выбегов исполнительного механизма регулятора топлива, В процессе наладки была произведена замена золотникового мазутного клапана, управляемого КДУ, на шиберный со встроенным электроприводом. что заметно снизило люфты в регулирующем органе. Следует также отметить, что нелинейности типа люфт могут быть компенсированы применением нелинейных положительных обратных связей [284]. Для повышения надежности работы систем регулирования и защиты необходимо периодически «расхаживать» регулирующие и запорные органы во всем диапазоне.
В результате проведенных мероприятий качество работы АСР мощности характеризуется следующими усредненными показателями: при изменении нагрузки со скоростью 3 и 7 МВт/мнн максимальное отклонение мощности составляет соответственно 2 и 4 МВт, максимальное отклонение давления пара перед стопорным клапаном — 3 и 8 кгс/см2.
Привлечение энергоблоков 150 МВт к регулированию мощности энергосистем связано с переходом на автоматическое регулирование процесса отработки графика нагрузки. Годовая экономическая эффективность такого перехода Э приближенно определяется экономией топлива за счет стабилизации регулирующего режима работы энергоблока, сокращения затрат на ремонт оборудования вследствие улучшения условий его работы и выработки дополнительного количества электроэнергии на том же оборудовании вследствие увеличения надежности его работы [285]:

где k1T — коэффициент, учитывающий экономию топлива; С — стоимость топлива; bcp, Nср— среднегодовые значения удельного расхода топлива и нагрузки энергоблока; Т— длительность работы энергоблока в году; Зк, Зт — затраты на капитальный и текущий ремонты; Тмр — длительность межремонтного периода; п— количество текущих ремонтов в году; k2Н — коэффициент, учитывающий удлинение межремонтного периода; b3 — средний удельный расход топлива замещающего источника.
На основании опыта внедрения АСР мощности энергоблоков, разработанных с использованием промышленных регуляторов, отметим быстрое освоение эксплуатационным персоналом принципов работы и технических возможностей таких АСР мощности.



 
Автоматическое регулирование температуры пара промперегрева котлоагрегата ТГМП-344А »
электрические сети