ГЛАВА ШЕСТАЯ
СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ
6.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
Современные турбоагрегаты энергоблоков АЭС обладают весьма сложными и совершенными системами регулирования и защиты, что обеспечивает при правильной их эксплуатации надежность и безопасность работы турбоустановки.
Основной задачей системы регулирования паровой турбины является автоматическое поддержание на заданном уровне параметров электрической и тепловой энергии, отпускаемой потребителю. При этом отклонение контролируемых параметров не должно быть более установленного при изменениях нагрузки турбины в пределах ее расчетной мощности. Кроме того, система регулирования должна предохранять турбину от возможных аварийных режимов, дублируя наиболее важные органы защиты.
В соответствии с ПТЭ от системы регулирования требуется следующее:
устойчиво выдерживать электрическую и тепловую нагрузку;
устойчиво удерживать турбину на холостом ходу с номинальной частотой вращения ротора при номинальных и пусковых параметрах пара;
обеспечивать плавное изменение электрической и тепловой нагрузки, воздействуя на механизм управления турбины и на электрогидравлическую приставку;
удерживать частоту вращения ротора ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных параметрах; степень неравномерности регулирования частоты должна быть 4,5±0,5%» степень нечувствительности по частоте вращения — не более 0,3 %; местная степень неравномерности регулирования частоты вращения — не ниже 2,5 % при всех нагрузках, не выше 10 % при нагрузках до 15 % номинальной и не выше 6 % при всех остальных нагрузках.
Надежность системы регулирования в значительной мере зависит от знания эксплуатационным персоналом ее особенностей, от уровня эксплуатации.
Для того чтобы выполнить требования ПТЭ к системам регулирования, паровые турбины снабжаются специальными устройствами для автоматического поддержания заданных параметров турбины во всем диапазоне установившихся и переходных режимов работы.
Режимом работы турбины принято называть совокупность условий работы, состояния оборудования и параметров пара в данный момент времени. Различают установившийся и неустановившийся (переходный) режим работы. При установившемся режиме условия работы, состояние оборудования и регулируемые параметры турбины остаются постоянными, а при неустановившемся изменяются в соответствии с программой управления.
Качественную и количественную оценку работы системы регулирования дают две характеристики: статическая и динамическая.
Статическая характеристика регулирования описывает работу системы регулирования в установившемся режиме и представляет собой график изменения частоты вращения ротора в зависимости от электрической нагрузки турбины (рис. 6.1).
Рис. 6.1. Статическая характеристика системы регулирования: а — электрическая; б — с учетом нечувствительности; в — при различных положениях механизма управления
Разница между частотой вращения турбины ω1 на холосто^ ходу и частотой вращения ω2 при номинальной нагрузке (рис. 6.1, а), отнесенная к номинальной частоте вращения ωном и выраженная в процентах, называется степенью неравномерности регулирования:
(6.1)
Эта величина характеризует угол наклона статической характеристики, и значение ее в современных паровых турбинах, согласно ПТЭ, должно составлять 4,5±0,5 %.
График статической характеристики в области холостого хода должен иметь более крутой участок (степень неравномерности согласно ПТЭ не выше 10 %) для облегчения синхронизации и повышения устойчивости работы системы регулирования на холостом ходу и в режиме малых нагрузок. Такую же конфигурацию статическая характеристика может иметь и в области номинальной мощности (степень неравномерности согласно ПТЭ не выше 6%). В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание номинальной нагрузки.
Отсюда становится ясным понятие местной степени неравномерности регулирования. Если степень неравномерности регулирования характеризует зависимость между частотой вращения и электрической нагрузкой турбины во всем диапазоне рабочих режимов — от режима холостого хода до режима номинальной мощности, то местная степень неравномерности — это зависимость в более узком диапазоне режимов (вблизи режима холостого хода и режима номинальной мощности), имеющая нелинейный характер.
Рассмотренная статическая характеристика системы регулирования показана без учета нечувствительности системы регулирования. В действительности же все элементы системы регулирования обладают той или иной степенью нечувствительности, которая проявляется в том, что система не реагирует или реагирует с запаздыванием на некоторые небольшие изменения регулируемого параметра. В результате при небольших изменениях частоты вращения расход пара и мощность турбины остаются постоянными до тех пор, пока не будут преодолены силы трения в подвижных элементах системы регулирования и парораспределения и выбраны зазоры в шарнирных соединениях. В этих условиях расчетная статическая характеристика (рис. 6.1, б) будет находиться посредине между двумя действительными характеристиками, одна из которых (верхняя) снята при повышении, а другая (нижняя) — при понижении частоты вращения. Заштрихованная область между двумя крайними кривыми представляет собой зону нечувствительности системы регулирования.
Степень нечувствительности системы регулирования по частоте вращения представляет собой суммарную нечувствительность системы регулирования (всех ее элементов) и может быть определена в процентах по формуле
(6.2)
где
— конечные отклонения частоты вращения, не вызывающие изменения расхода пара в турбине.
Степень нечувствительности регламентируется ПТЭ и должна быть не более 0,3 %. Увеличение степени нечувствительности сверх допустимой сказывается отрицательно на работе системы регулирования и турбоагрегата в целом. Это выражается в невозможности удерживать турбину в режиме холостого хода при сбросе нагрузки, так как запаздывает закрытие регулирующих клапанов турбины.
Значительная нечувствительность системы регулирования затрудняет поддержание заданной частоты в сети и может также вызывать самопроизвольное изменение нагрузки на параллельно работающей турбине при постоянной частоте сети. Минимальное изменение нагрузки определяется по формуле
(6.3)
где Nэ. ном — номинальная мощность турбины.
Увеличение нечувствительности системы регулирования может быть вызвано рядом причин: износом пальцев и отверстий в шарнирных соединениях, увеличением трения штоков во втулках вследствие засорения зазоров, перекосом золотников и отверстия в буксах, значительным ухудшением качества масла и др.
Степень нечувствительности системы регулирования в значительной мере зависит от условий эксплуатации, именно оперативный персонал турбинного цеха обязан поддерживать ее на уровне, регламентированном ПТЭ. Для этого необходимо тщательно следить за состоянием масла, не допуская его обводнения, аэрации, загрязнения посторонними примесями. Особенно опасно появление в масле водорастворимых кислот, которые могут вызвать интенсивную коррозию трущихся поверхностей элементов системы регулирования и увеличить трение, а следовательно, и степень нечувствительности этих элементов. Аналогичные требования предъявляются и к огнестойким маслам типа «Иввиоль».
При капитальном ремонте все изношенные детали системы регулирования должны быть заменены, а зазоры в шарнирных и других подвижных соединениях системы приведены в соответствие с действующими нормами. Во время эксплуатации турбины необходимо поддерживать мощность генератора на постоянном уровне. Вместе с тем мы видим, что в соответствии со статической характеристикой при изменениях частоты электрического тока в энергосистеме может изменяться нагрузка турбины. Чтобы сохранить мощность на неизменном уровне при изменении частоты, в системе регулирования помимо элементов автоматического управления предусматривается дополнительное устройство, которое позволяло бы в определенных пределах поддерживать нагрузку турбины. Необходимость изменять частоту вращения возникает также при подготовке к включению генератора в сеть, и тогда производится его синхронизация. Поэтому система регулирования содержит также и органы управления — механизм управления турбиной (МУТ), или синхронизатор.
Конструктивное устройство МУТ может быть различным; во всех случаях, независимо от конструкции МУТ, действие его заключается в смещении статической характеристики системы регулирования параллельно самой себе, что позволяет изменять мощность от нуля до номинальной при работе турбины на электрическую сеть или менять в широких пределах частоту вращения отключенной от сети турбины.
На рис. 6.1, в представлены статические характеристики при различных положениях МУТ [4]. Как следует из графика, смещение статической характеристики из положения аb в положение а'b' и а"b" при номинальной частоте в сети (чему соответствует номинальная частота вращения ωном) приводит к увеличению мощности от Nэ0 соответственно до Nэ' и Nэ". Необходимо иметь достаточный запас хода механизма управления, чтобы обеспечить любой режим работы турбоагрегата при постоянной частоте сети. Эти положения справедливы и при допустимых изменениях частоты в системе. Поэтому МУТ должен иметь запас хода, чтобы обеспечить перевод турбины на холостой ход при допустимом снижении частоты и нагружение турбины до номинальной мощности при повышении частоты в системе.
На рис. 6.1, в представлены крайние положения статической характеристики системы регулирования и выделена (заштрихована) рабочая область нормальной эксплуатации системы, регулирования турбоагрегата (ωном+∆ω1, ωном—∆ω2) при допустимых колебаниях частоты в энергосистеме. Эти положения характеристики устанавливаются с помощью МУТ.
Включение турбоагрегата в параллельную работу (синхронизация) производится, как правило, на холостом ходу в тот момент, когда ЭДС генератора совпадает по значению и по фазе с напряжением сети. Для того чтобы этого достигнуть после пуска турбины, оператор БЩУ, воздействуя с помощью электропривода на МУТ, изменяет частоту вращения турбины до тех пор, пока частота включаемого генератора не станет близкой к частоте в сети. Тогда, руководствуясь показаниями синхроскопа, оператор включает генератор в сеть. Непосредственно после включения на турбоагрегат принимается небольшая начальная нагрузка. Дальнейшее увеличение нагрузки производится с учетом требований инструкции по эксплуатации турбоагрегата, а также в зависимости от условий прогрева турбины.
При параллельной работе нескольких турбоагрегатов конфигурация и наклон статической характеристики системы регулирования будет определять изменение нагрузки на турбине при изменении частоты в сети.
Как следует из рис. 6.2, мощность турбины, имеющей более крутую характеристику, незначительно меняется с изменением частоты в сети, в то время как мощность турбины с более пологой статистической характеристикой изменяется существенно.
В объединенных энергосистемах работают различные по экономичности турбины, и было бы рационально иметь более пологую статическую характеристику регулирования для менее экономичных турбин и более крутую для более экономичных [4]. Однако в современных энергосистемах и ОДУ доля крупных энергоблоков ТЭС, АЭС и ГЭС довольно велика, и они покрывают значительную часть пиков нагрузки. По условиям первичного и вторичного регулирования частоты, а также по условиям надежности необходимо знать статическую характеристику и ее изменение в процессе эксплуатации. Согласно директивным материалам Минэнерго статическую характеристику турбоагрегата требуется снимать до и после капитального ремонта, а также в случае ремонта, реконструкции или наладки систем регулирования и парораспределения турбины [4, 17].
Снятие характеристики в конечном виде ω=f(Nэ) не представляется возможным, так как для этого пришлось бы изменять в широких пределах частоту вращения и мощность турбины. В практике эксплуатации статическая характеристика строится на основе характеристик отдельных элементов системы регулирования. Это характеристика регулятора скорости, представляющая собой зависимость между ходом муфты регулятора (или давлением масла) и частотой вращения (рис. 6.3, а); характеристика передаточного механизма, связывающая ход поршня сервомотора с ходом муфты регулятора скорости (рис. 6.3, б); характеристика исполнительного механизма — зависимость между ходом сервомотора и электрической мощностью турбины (рис. 6.3, в) [4, 17].
Для различных положений механизма управления можно построить статическую характеристику регулирования ω=f(Nэ) путем переноса экспериментальных точек в верхний правый квадрант (рис. 6.4). Для этого снимают показания под нагрузкой, на холостом ходу и на остановленной турбине.
Рис. 6.2. Изменение мощности при параллельной работе турбин
Рис. 6.4. Построение статической характеристики по характеристикам элементов системы регулирования
Рис. 6.5. Построение статической характеристики регулирования с учетом нечувствительности системы
Первый режим позволяет установить зависимость m=f(Nэ) во всем диапазоне нагрузок при включенном в сеть турбогенераторе в нормальных эксплуатационных условиях. Второй режим (холостого хода) позволяет установить зависимость перемещения муфты регулятора скорости и хода поршня сервомотора от частоты, вращения. Характеристики снимаются для трех положений механизма управления, соответствующих максимальной возможной, номинальной и сниженной до предела частоте вращения.
При проведении испытаний расход пара изменяется с помощью байпаса главной паровой задвижки. Измерение частоты вращения производится по ручному или стационарному тахометру. Ход муфты регулятора скорости и ход сервомотора фиксируются по специальным шкалам. Испытания проводятся или только на повышение или только на понижение частоты вращения для исключения влияния нечувствительности. По этим кривым повышения и понижения частоты вращения определяют степень нечувствительности (рис. 6.5).
Третий режим работы (на остановленной турбине) устанавливается для определения пределов перемещения элементов, систем регулирования (муфты регулятора скорости, регулирующих клапанов и механизма управления) при работающем вспомогательном маслонасосе.
Выше рассматривалась работа турбины и ее системы регулирования при установившихся режимах, когда мощность турбины и генератора находятся в равновесии, т. е. предполагалось, что переход от одного режима к другому происходит настолько медленно, что можно пренебречь ускорением вращающихся масс. Именно при таких условиях строились статические характеристики системы регулирования [17].
В действительности же изменение нагрузки турбины может происходить с различной скоростью. Так, например, при срабатывании выключателя генератора снятие его нагрузки можно считать практически мгновенным, поскольку время отключения составляет ничтожную долю времени процесса регулирования. Точно так же возможно и очень быстрое повышение нагрузки. В каждом из этих процессов система регулирования должна настолько быстро воздействовать на расход пара через турбину, чтобы отклонения частоты вращения лежали в допустимых пределах.
Наиболее трудным для системы регулирования является управление турбиной при отключении ее генератора от сети (при так называемом сбросе нагрузки). Рассмотрим, как в этом случае протекает процесс регулирования. При отключении генератора от сети нагрузка мгновенно падает до нуля (рис.6.6, а). В результате повышения частоты вращения турбины вступает в работу регулятор частоты вращения, что приводит к перемещению поршня сервомотора, закрытию регулирующих клапанов и уменьшению момента на валу турбины.
В конечном итоге должно возникнуть новое равновесное состояние, когда момент на валу турбины станет равным моменту холостого хода. При этом частота вращения ротора турбины повысится в соответствии с неравномерностью регулирования и будет составлять ω1/ωном=1+δ (рис. 6.6, б).
Процесс перехода может протекать различно. Если скорость движения всех элементов регулирующей цепи достаточно велика, то при сбросе нагрузки турбина может перейти от первого ко второму равновесному режиму по апериодической кривой. При этом характерно, что частота вращения турбины нигде не выходит за пределы, определяемые неравномерностью системы регулирования (сплошная кривая на рис. 6.6, б). Такой переходный процесс является наиболее благоприятным, однако его не всегда удается осуществить: в некоторых случаях апериодическое протекание процесса возможно также с одной волной повышения частоты вращения (штриховая кривая на рис. 6.6, б).
Рис. 6.6. Динамическая характеристика системы регулирования
При меньшем быстродействии системы регулирования вследствие запаздывания закрытия регулирующих клапанов турбина разгоняется до большей частоты, и новая равновесная частота вращения устанавливается после нескольких затухающих колебаний (рис. 6.6, в). Динамические качества системы регулирования определяются прежде всего значением динамического заброса частоты вращения ∆ω и длительностью переходного процесса τп.п. Превышение частоты вращения турбины в переходном процессе над новым равновесным уровнем частоты зависит от количества и работоспособности аккумулированного в турбине пара, от быстродействия регулирующей системы, от быстроты закрытия регулирующих клапанов и др.
В переходном процессе регулирования частота вращения ωмах не должна достигать уровня, опасного по условиям механической прочности турбины, а именно не должна превышать номинальную более чем на 15%. Чтобы не допустить дальнейшего увеличения частоты вращения, автомат безопасности турбины, согласно ПТЭ, настраивают на срабатывание при увеличении частоты вращения ротора турбины сверх номинальной на 10—12 % [12, 14].
При нормальной работе системы регулирования в случае сброса нагрузки повышение частоты вращения не должно вызывать срабатывание автомата безопасности: система регулирования, согласно ПТЭ, должна удерживать частоту вращения ротора ниже настройки срабатывания автомата безопасности.
