Стартовая >> Архив >> Генерация >> Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Регулирование частоты вращения турбогенераторов - Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Оглавление
Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС
Автоматизированные системы управления АЭС
Функции и подсистемы АСУ ТП
Режимы работы блоков АЭС
Режимы работы блоков при выдаче электроэнергии в сеть
Управляемые и управляющие величины энергоблока
Характеристики автоматизированных систем управления
Методы исследования динамики ядерных энергетических установок
Системы управления и защиты энергетических реакторов
Надежность СУЗ
Контроль нейтронного потока в реакторе
Управление мощностью ядерного энергетического реактора
Электромеханические приводы исполнительных органов реактора
Автоматические системы регулирования мощности реактора
Дублирование и резервирование систем управления мощностью
Электронные устройства управления мощностью
Устройства управления реактором
Требования к аварийной защите реактора
Надежность систем аварийной защиты реактора
Организация защит в различных режимах
Аппаратура системы защиты реактора
Устройства, обеспечивающие разгрузку реактора при отказах
Автоматическое регулирование агрегатов АЭС
Регулирование уровня в корпусах реакторов, барабанах-сепараторах и парогенераторах барабанного типа
Регулирование прямоточных парогенераторов
Регулирование частоты вращения турбогенераторов
Регулирование давления пара с помощью редукционных установок
Регулирование параметров установок питательного тракта
Регулирование параметров компенсаторов объема реакторов ВВЭР
Автоматическое регулирование энергоблоков
Регулирование энергоблоков с водо-водяными реакторами ВВЭР
Регулирование энергоблоков с корпусными реакторами, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами канального типа, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами на быстрых нейтронах
Регулирование энергоблоков с газографитовыми реакторами
Обеспечение безопасности и надежности АЭС
Общие требования к технологическим защитам
Технологические защиты теплоэнергетического оборудования энергоблока
Системы локализации аварий
Характеристика схем управления технологическим оборудованием АЭС
Командные аппараты вторичной коммутации
Электрические схемы управления двигателями механизмов собственных нужд
Электрические схемы управления запорными органами
Функционально-групповое управление
Управляющие вычислительные машины в АСУ ТП АЭС
Функции управляющих вычислительных комплексов в АСУ ТП
Представление информации в УВК
Технические средства управляющих вычислительных комплексов
Общее программное обеспечение УВМ
Технологическое программное обеспечение
Структура вычислительных комплексов
Электрооборудование систем контроля и управления ЯЭУ
Организация электрического питания
Электроснабжение СУЗ
Устройства и агрегаты электроснабжения собственных нужд
Контроль систем питания и автоматический ввод резерва
Эксплуатация систем контроля и управления ЯЭУ
Эксплуатация СУЗ
Эксплуатация АСР теплотехнических параметров, систем контроля и управления
Ремонт устройств систем контроля и управления ЯЭУ
Техника безопасности при проведении ремонтных работ


Рис. 8.19. Характеристики регулятора частоты вращения турбины:
а — характеристика парораспределения, б- зависимость положения сервомотора от частоты вращения, в — зависимость крутящего момента Мкр и момента сопротивления Мс от частоты вращения турбины (режим холостого хода),-- б«2,5%.              — 6—5%

Каждая турбина имеет регулятор частоты вращения1 (РЧВ), который поставляется вместе с турбиной. Этот регулятор имеет чувствительный элемент, связанный с валом турбины и вырабатывающий сигнал, пропорциональный отклонению частоты вращения от заданного, причем заданная частота для данного типа турбины всегда постоянна (в СССР принято 3000 или 1500 об/мин). Сигнал отклонения частоты поступает на регулятор, воздействующий на сервомотор ЦВД, который управляет перемещением регулирующих клапанов турбины. При увеличении частоты вращения клапаны прикрываются, а при уменьшении открываются, при этом меняется расход пара на турбину, а следовательно, и ее мощность. Зависимость электрической мощности турбины N от положения вала сервомотора z при номинальном давлении перед турбиной называется характеристикой парораспределения и имеет вид, изображенный на рис. 8.19, а. При отклонении давления от номинального электрическая мощность турбины изменяется приблизительно пропорционально давлению:
(8.21)
где N(z,p)—электрическая мощность при положении вала сервомотора z и давлении р\ NH (z, /?н) — электрическая мощность при номинальном давлении рв.
К работе РЧВ предъявляется ряд жестких требований, обусловленных режимом работы турбогенераторов:

  1. высокое быстродействие и динамическая точность: при уменьшении электрической нагрузки турбогенератора от номинальной мощности до уровня собственных нужд (около 10% номинальной) регулятор не должен допускать увеличение частоты вращения более чем на 5—10% на время более 1—2 с;
  2. большие развиваемые усилия (до 300000 Н) и быстрое перемещение штоков клапанов, регулирующих расходы пара до 300 кг/с;
  3. малая зона статической нечувствительности, требуемая для качественного регулирования частоты сети: в современных системах она составляет 1,5—5 об/мин (т. е. 0,05—0,15% значения регулируемой величины).

Этим требованиям удовлетворяют специальные гидравлические или электрогидравлические автоматические системы регулирования, разрабатываемые и поставляемые вместе с турбиной. Привод клапанов осуществляется с помощью гидравлических поршневых сервомоторов, работающих на давлениях рабочей жидкости (масла или воды) до 1 МПа.
Все регуляторы турбин реализуют пропорциональный закон регулирования, т. е. перемещение вала сервомотора z пропорционально отклонению частоты вращения п от номинала, и следуют линейной зависимости (рис. 8.19,б). Перемещение сервомотора при изменении п может быть рассчитано по уравнению
(8.22)
где п3— номинальная частота вращения; б — степень неравномерности, %, zо — номинальное открытие клапана при п=п3.
Для возможности изменения мощности турбины при неизменном числе ее оборотов п в РЧВ имеется механизм управления турбиной (МУТ) или синхронизатор. При воздействии на МУТ можно изменять в уравнении (8.22) значение п3 (или, что эквивалентно, значение Zo), смещая зависимости рис. 8.19,6 параллельно самим себе Обычно с помощью МУТ можно менять п3 на 10—12% (этот диапазон иногда называют пределами синхронизации).
Роль РЧВ существенно зависит от того, включен ли турбогенератор в сеть или работает изолированно (на собственные нужды) Если турбогенератор работает на сеть, то частота его вращения п жестко задается частотой сети f и равна n=60f (для турбин с пн= = 3000об/мин) или п=30/(для турбин с пн= 1500 об /мин) Поэтому воздействие на МУТ приводит к изменению мощности турбины при постоянной частоте вращения (для простоты мы рассматриваем случай, когда суммарная мощность работающих в сети генераторов много больше мощности рассматриваемого генератора). Такое воздействие на МУТ может осуществляться дистанционно оператором или автоматическими регуляторами (см. гл. 9). Влияние МУТ можно проследить на рис. 8.19,6, где при изменении с помощью МУТ характеристики сервомотора (линии 1 и 2) его положение г при неизменном числе оборотов меняется от 0,2 до 0,5. При несоответствии производимой и потребляемой в сети мощности меняется частота, а следовательно (см. § 2.2), и положение регулирующих клапанов всех турбин в соответствии с рис. 8.19,6 и уравнением (8. 22). При снижении частоты клапаны открываются и мощность турбогенераторов возрастет. Турбины, предназначенные для работы в базисном режиме (см. § 2.2), обычно имеют большую степень неравномерности, и перемещение их клапанов меньше, чем у турбин, работающих в регулирующем режиме и имеющих меньшие степени неравномерности. Заметим, что при неизменной мощности реактора увеличение мощности турбины будет временным, так как при возрастании расхода пара на турбину его давление будет падать, что в соответствии с (8. 21) поведет к снижению мощности до тех пор, пока расход пара не возвратится к прежнему значению. Поэтому, если необходимо, чтобы данный турбогенератор при отклонении частоты сохранял новую мощность в течение длительного времени, следует менять и мощность реактора. Кратковременное изменение мощности всех турбин (в том числе работающих в базисном режиме), происходящее при резких колебаниях частоты системы, является полезным, так как помогает отработке возмущений турбинами, работающими в регулирующем режиме. Это является одной из причин, по которой неравномерность  не должна превышать указанного выше значения 6%.
При отключенном от сети генераторе турбина работает либо в режиме холостого хода (выработка электроэнергии не производится), либо на собственные нужды (см. § 2.1). Режим холостого хода обычно осуществляется при пуске турбогенератора, когда происходит толчок ротора и увеличение частоты вращения вплоть до номинальной, соответствующей частоте сети. При этом частота вращения турбины зависит от соотношения крутящего момента Мкр, определяемого расходом пара и момента сопротивления вращению Мс (рис. 8.19,в). Момент сопротивления увеличивается с возрастанием частоты вращения, а крутящий момент падает. Поэтому при данном открытии регулирующих клапанов устанавливается частота вращения, при которой эти моменты равны (точка а рис. 8.19,в). Если увеличить открытие регулирующих клапанов, расход пара и крутящий момент: увеличатся, что приведет к увеличению частоты вращения, пока момент сопротивления не уравновесит крутящий момент (точка б). Как точка а, так и точка б являются устойчивыми, так как в них МКр=Мс, а при случайном увеличении частоты вращения момент Мс становится больше Мкр, что приведет к торможению ротора турбины и возврату к прежнему значению. При уменьшении скорости ротора Мс<Мкр, что приведет к разгону ротора. При подходе к номинальной частоте вращения включается РЧВ, который поддерживает установленную МУТ частоту вращения внутри пределов синхронизации 0,94—1,6 пн. Перед включением генератора в сеть необходимо провести его синхронизацию, т. е. добиться точного совпадения частоты напряжения, вырабатываемого генератором, с частотой сети. Это осуществляется небольшим перемещением МУТ (что и объясняет его другое название — синхронизатор), после совпадения частот, определяемого Специальным прибором — синхроскопом, генератор включается в сеть. В современных системах синхронизация и включение генератора в сеть производятся автоматически.
Если напряжение или частота сети отклоняется от номинала на недопустимые величины, генератор специальными защитами отключается от сети. При этом мощность и момент сопротивления генератора резко уменьшаются и ротор турбины увеличивает частоту вращения. В этом режиме РЧВ должен быстро (за время менее 1 с) прикрыть регулирующие клапаны до значения, соответствующего уровню собственных нужд г=20ч-25% (рис. 8.19,а), не допустив увеличения частоты вращения более чем на 5—10%, после чего РЧВ поддерживает постоянную частоту вращения, а следовательно, и частоту напряжения сети собственных нужд при любых колебаниях ее нагрузки. В силу статизма регулятора частота сети собственных нужд установится несколько выше, чем номинальная частота энергосистемы. Действительно, пусть до отключения генератора турбина работала при максимальной мощности при z0= 1 й п=пж. Определим частоту вращения, которую она будет иметь при z=zс.н. Из (8.22) получим

откуда

Например, при zсн=0,25, т. е. увеличение частоты составит 3%. После окончания переходного процесса воздействием на МУТ можно добиться, чтобы частота сети собственных нужд , стала равной номинальному значению.

Рис 8 20. Регулирование давления пара перед турбиной воздействием на регулятор частоты вращения:
а — схема регулирования, б — переходные процессы при скачкообразном увеличении частоты сети, в — статическая характеристика разгрузки
турбины при снижении давления пара,-------------------
процессы без регулятора давления,------------------ процессы с регулятором давления

В блоках, работающих в базисном режиме, мощность реактора которых постоянна и не зависит от колебаний частоты сети, РЧВ часто используется для регулирования давления пара перед турбиной (рис. 8.20,а). РЧВ 1, получающий сигнал по частоте вращения 2, воздействует на регулирующие клапаны турбины 3. Заданное положение клапанов определяется МУТ 4. На МУТ действует регулятор давления 5, получающий сигнал от манометра 6, установленного на трубопроводе перед турбиной. При повышении давления регулятор 5 действует на МУТ в сторону увеличения открытия клапанов 3, при понижении — в сторону уменьшения открытия.
Рассмотрим работу этой системы (рис. 8.20,6) при скачкообразном увеличении частоты сети. Это возмущение воспринимается РЧВ и практически мгновенно приводит к прикрытию клапанов г. Уменьшение расхода пара на турбину при той же паропроизводительности ЯППУ вызывает рост давления Р. За счет роста давления расход пара на турбину и ее мощность N несколько возрастают. Отклонение давления воспринимается регулятором 5, который через МУТ изменяет характеристику регулирующих клапанов (рис. 8.19,6), смещая ее вправо, так что при новом, повышенном числе оборотов клапаны занимают прежнее положение, а давление и мощность возвращаются к значениям, которые они имели до нанесения возмущения. Отметим, что и без регулирования расход пара на турбину возвращается к прежнему значению, равному паропроизводительности ЯППУ.
Описанная схема регулирования работоспособна только при работе турбины на мощную сеть, в которой имеется большое число генераторов, меняющих свою мощность в соответствии с реальным потреблением энергии в системе. При работе на сеть малой мощности или на сеть собственных нужд воздействие на МУТ приведет к несоответствию производимой и потребляемой мощности, т. е. к недопустимому отклонению частоты сети. Поэтому в схеме (рис. 8.20,а) должен быть предусмотрен выключатель 7, отключающий регулятор 5 от МУТ при отключении генератора от сети по сигналу из системы защит генератора 8. При отключенном регуляторе 5 регулятор 1 обеспечивает такой расход пара на турбину, при котором ее электрическая мощность равна потреблению в сети. Так как паропроизводительность ЯППУ при этом может быть больше, чем расход пара на турбину, давление должно поддерживаться путем сброса излишка пара через редукционные установки в пароприемные устройства (см. § 8.7).
При снижении давления острого пара перед турбиной при большой мощности возникает опасность нарушения правильного режима ее работы. Поэтому во многих турбинах имеется стерегущий регулятор (независимый от регулятора давления), снижающий мощность турбины при снижении давления пара до допустимого уровня Nдoп в соответствии  со статической характеристикой (рис. 8.20,в).
Если действительная мощность турбины при этом меньше Nдоп, то стерегущий регулятор не вмешивается в работу других систем регулирования. Если при работе стерегущего регулятора паропроизводительность ЯППУ превышает его потребление турбиной, осуществляется сброс излишнего пара через редукционные установки.



 
« Автоматическое регулирование температуры пара промперегрева котлоагрегата ТГМП-344А   Анализ причин повреждений экранных труб котлов ТП-87 »
электрические сети