Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС
Черномзав И. З., канд. техн. наук, Рогачев Р. Л., Андриенко В. И., Панасенко А. И., Пьянков П. И., инженеры ЗАО “Интеравтоматика” - Пермская ГРЭС
С развитием крупных энергообъединений возрастают требования к надежности параллельной работы энергосистем. В этих условиях противоаварийная автоматика - основное средство управления энергосистемами в аварийных ситуациях, поэтому ее главная задача - обеспечение устойчивости параллельной работы энергосистем и предотвращение системных аварий.
Среди методов повышения устойчивости энергосистем важное место занимает управление мощностью крупных энергоблоков, динамические характеристики которых менее благоприятны по сравнению с характеристиками энергоблоков средней мощности в связи со снижением постоянных механической инерции ротора и повышением реактивных сопротивлений генераторов. Широко применяемым средством для повышения запаса динамической и статической устойчивости является отключение генераторов от сети, но такой способ создает опасность возникновения повреждения основного оборудования энергоблока, поэтому наиболее рациональное решение - управление мощностью энергоблока, реализующее кратковременную разгрузку для обеспечения динамической устойчивости и длительную разгрузку, обеспечивающую статическую устойчивость генераторов.
В связи с широким внедрением на электростанциях России АСУ ТП энергоблоков возникли условия для создания на единых средствах всережимных систем управления мощностью, функции которых включают аварийное управление.
В 1994 г. на российском рынке появился программно-технический комплекс ТПТС51. Исходный вариант этого программно-технического комплекса позволял решать все задачи управления тепломеханическим и электротехническим оборудованием, за исключением реализации электронного регулятора частоты вращения турбоустановок, функций противоаварийной автоматики (ПАА) и противоразгонной защиты.
Рис. 1. Схема взаимодействия каналов разгрузки с системой регулирования мощности в нормальных режимах:
ИР - импульсная разгрузка; ОМ - ограничитель мощности; Nпав - мощность в послеаварийном режиме; ЭГП - электрогидравлический преобразователь; ЭМП - электромеханический преобразователь; ТРМ - турбинный регулятор мощности; МУТ - механизм управления турбиной; АСАРБ - автоматическая система аварийной разгрузки блока; ОМ - ограничитель мощности; ОТЗ - ограничитель темпа задания; ФП - функциональный преобразователь; ЧК - частотный корректор; КРМ - котельный регулятор мощности; ПСБУ - пускосбросное устройство; Nздк - заданная конечная мощность; Fг - расход газа; Vзд - расход воздуха; Wзд - расход питательной воды
В результате совместных работ ЗАО “Интеравтоматика”, ВНИИА им. Духова и Siemens был разработан ряд дополнительных модулей в составе Teleperm XP-R, которые позволили решить все перечисленные задачи. Таким образом, на настоящий момент ПТК Teleperm XP-R, имеющий российское наименование ТПТС51, позволяет в рамках одного ПТК с едиными механизмами взаимодействия между элементами, едиными средствами проектирования и богатыми средствами взаимодействия с оперативным персоналом решить весь круг задач контроля и управления на современных энергоблоках, в том числе и в полном объеме задачи первичного и вторичного регулирования частоты и мощности, включая электронное регулирование частоты вращения турбины и противоаварийное управление.
Для решения задач противоаварийного управления, а также выполнения защитных функций в составе ТПТС разработан модуль ТПТС52.1412. В этом модуле реализованы следующие каналы:
канал предварительной защиты, предназначенный для осуществления противоразгонной защиты;
канал аварийной импульсной разгрузки, предназначенный для кратковременного снижения мощности турбины с целью обеспечения динамической устойчивости генератора;
канал релейной форсировки, предназначенный для форсированного закрытия регулирующих клапанов турбины при отключении генератора от сети;
канал дифференциатора, предназначенный для защиты турбины при резких сбросах нагрузки и наличии ускорения вращения ротора;
канал начальной коррекции неравномерности, предназначенный для повышения приемистости турбины и компенсации влияния промперегрева на скорость набора нагрузки;
канал послеаварийного ограничения мощности, предназначенный для решения энергосистемной задачи поддержания статической устойчивости генератора при снижении пропускной способности линий электропередачи.
Важнейшей характеристикой этих каналов является высокое быстродействие.
Для каналов релейной форсировки и импульсной разгрузки выходной сигнал появляется через 3 мс после подачи входного сигнала. Для остальных каналов запаздывание выходного сигнала относительно входного составляет не более 15 мс.
Передача сигнала управления от этого модуля к электрогидравлическому преобразователю (ЭГП) выполняется с помощью специально разработанного модуля усиления мощности, выходной сигнал которого имеет диапазон ± 1 А. Следуя идеологии ПТК, эти усилители могут резервироваться, диагностироваться и быть связанными с модулями регулирования так, что возможно переключение каналов.
Рис. 2. Переходный процесс изменения мощности генератора при включении канала импульсной разгрузки:
Рис. 3. Переходный процесс изменения мощности генератора при включении канала ограничения мощности:
1 - мощность; 2 - инициирующий сигнал
Для точного измерения частоты вращения ротора турбины разработан модуль ТПТС52.1724, который позволяет вводить информацию от трех электромагнитных (индивидуальных) датчиков (например, фирмы Braun) и производить расчет частоты с проверкой достоверности, формировать уставки по частоте вращения. Расчет частоты производится по каждому каналу измерения, после чего определяется среднее из трех значений частот. Достигнутая точность измерений (с учетом датчика) составляет 0,01% в рабочем диапазоне частот (2900 - 3100 об/мин). Кроме того, в этом модуле осуществляется расчет производной по частоте вращения, которая используется для формирования сигналов ряда каналов ПАА и предварительной защиты крупных энергоблоков. Цикл расчета всех задач в модуле составляет менее 10 мс.
Этот модуль, являясь системным и подчиняясь законам AS220EA, может резервироваться, диагностироваться как любой другой модуль.
Программное обеспечение этих модулей позволяет иметь доступ к полному набору настроечных параметров каждого из алгоритмов. Высокая надежность работы быстродействующего контура достигается за счет резервирования модулей.
Обеспечена стыковка электронных модулей ТПТС52.1412 и ТПТС51.1412 с преобразователями ЭГП или ЭМП, устанавливаемыми на турбине. Диапазон входного сигнала ЭМП является стандартным (4 - 20 мА), а для ЭГП этот диапазон ± 1 А, в этом случае используется усилитель мощности.
Весь комплекс новых модулей был предварительно протестирован во ВНИИА и затем прошел промышленную апробацию в составе АСУ ТП ГТЭ-110 на Ивановской ГРЭС, в составе ЭЧСР блока № 1 800 МВт Березовской ГРЭС, на двух турбинах 25 МВт Мутновской ГеоЭС.
В связи с вводом в эксплуатацию на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС полномасштабной АСУ ТП на базе ПТК ТПТС, а также в связи с особенностью режимов работы энергосистемы Урала, требующих противоаварийную разгрузку Пермской ГРЭС, проведены испытания с целью проверки реализации таких разгрузок блока, проверки взаимодействия систем нормального и аварийного регулирования, а также отработки технологических процессов. На рис. 1 изображена упрощенная структурная схема взаимодействия каналов аварийной разгрузки с системой регулирования мощности в нормальных режимах.
Импульсные разгрузки (ИР) сопровождаются обратимыми процессами, поэтому достаточно на интервале времени 10 с выполнить блокирование движения двигателя МУТ (механизма управления турбиной) в сторону больше (Б). Воздействие на изменение нагрузки котла не производится.
При длительной разгрузке в канале ограничения мощности (ОМ) по информации о величинах разгрузки и исходной мощности блока формируется задание мощности в послеаварийном режиме Nпав, которое передается в системы регулирования турбины и котла, а также в формирователь заданного конечного расхода газа Fг. Сформированное задание расхода газа является заданием котельным регуляторам расхода газа, воздуха и питания. Функцией турбинного регулятора мощности является выдача команды на управление двигателем МУТ в сторону “меньше” для снижения задания мощности и вытеснения тока ЭГП до нуля. Энергоблок остается в разгруженном состоянии до момента подачи команды оператором “отмена ПАА”, после этого снимается действие канала ОМ и возможно нагружение энергоблока.
Испытания проведены при имитации сигналов системной ПАА, формирующей команды импульсной и длительной разгрузок, а также при работе АСАРБ с отключением турбины и переводом котла на растопочный режим.
Рис. 4. Переходный процесс изменения мощности генератора при включении каналов импульсной разгрузки и ограничения мощности:
1 - мощность; 2 - инициирующий сигнал ИР + ОМ
Результаты испытаний.
Импульсная разгрузка.
Установлены следующие параметры сигнала импульсной разгрузки (ИР):
амплитуда прямоугольной части импульса составляет 4 отн. ед. (неравномерности);
длительность импульса 0,5 с;
амплитуда экспоненциальной части сигнала 1,2 отн. ед. (неравномерности);
постоянная времени экспоненты 5 с.
По факту срабатывания канала ИР осуществлялось блокирование команды на перемещение МУТ в сторону “больше” на 10 с. Кратковременное движение в сторону закрытия регулирующего клапана № 1 ВД и клапана № 1 СД до 10% с последующим возвратом их в исходное положение привело к кратковременной разгрузке турбогенератора с 750,45 до 35 МВт (рис. 2). Максимальная скорость разгрузки, определяемая по изменению мощности генератора, составила 300%/с. Запаздывание изменения мощности генератора по отношению к инициирующему сигналу (см. рис. 2) не превысило 0,3 с.
На интервале разгрузки кратковременно (на 25 с) повышалось давление острого пара с 23,17 до 26,48 МПа, пускосбросное устройство (ПСБУ) не срабатывало.
Длительная разгрузка.
По просьбе Пермской ГРЭС алгоритм канала ограничения мощности был реализован в стандартном модуле ТПТС51.1412 с циклом работы 23 мс.
Для выполнения длительной разгрузки от реле шкафа ПАА был подан инициирующий сигнал, который сформировал команду на разгрузку турбогенератора с исходной мощности 756,42 МВт до 447,15 МВт (рис. 3). Клапан № 1 ВД кратковременно прикрылся до 10% с последующим выходом на 30%-ный уровень, а клапан №1 СД кратковременно прикрылся до 40%, затем установился на уровне 100%. Послеаварийное значение мощности установилось через 6,5 с. Динамический переход осуществлен без существенного перерегулирования (минимальное значение мощности 306 МВт), поэтому скорость разгрузки была значительно ниже и составила 135%/с.
Запаздывание изменения мощности составило 0,4 с. Этот переходный процесс сопровождался кратковременным ростом давления острого пара с 23,68 до 28,2 МПа и срабатыванием ПСБУ, которое восстановило исходное давление пара перед турбиной через 10 мин.
По факту работы канала ограничения мощности сформирован сигнал на скручивание МУТ, который вытеснил ток ЭГП за 1,5 с.
Быстрая разгрузка котла организована за счет ввода задания конечной мощности энергоблока, значение которой формировалось в канале ограничения мощности и через формирователь задания по расходу газа вводилось в задатчик расхода газа, который управлял котельными регуляторами расхода газа, воздуха и питания. Наиболее быстрая и глубокая разгрузка блока была получена при совместной работе каналов ИР и ОМ (рис. 4). Параметры импульса канала ИР были установлены аналогично первому опыту за исключением снижения времени экспоненты от 5 до 3,5 с. Совместная работа каналов ИР и ОМ сформировала форсированный сигнал управления ЭГП, который замещался скручиванием МУТ за 2,5 с. При исходной мощности генератора 703,38 МВт послеаварийное значение мощности установилось через 9 с на уровне 391,14 МВт.
Запаздывание изменения мощности составило 0,3 с. Максимальная скорость изменения электрической мощности была более 300%/с.
Переходный процесс изменения мощности сопровождался кратковременным повышением давления перед турбиной с 21,9 до 25,6 МПа. При этом регулирующий клапан ПСБУ полностью открылся и через 1 мин начал прикрываться. Полное закрытие клапана ПСБУ произошло через 3 мин.
С целью проверки возможности полной разгрузки энергоблока был проведен опыт разгрузки энергоблока отключением турбины с переводом котла на 30%-ную нагрузку при работе АСАРБ. Режим реализован в следующей последовательности. Вначале была дана команда на посадку стопорных клапанов с последующим отключением генератора от сети. Сигнал от АСАРБ поступал в схему формирования задания задатчику конечного расхода газа и скорости разгрузки котла. Последний формировал задание расхода газа, воздуха и питания регуляторам котла. Сброс пара через ПСБУ привел к снижению давления пара на выходе котла на 10% ниже исходного за 50 с.
Опыт показал, что технологические параметры энергоблока не привели к срабатыванию защит, поэтому такая разгрузка энергоблока может быть реализована по команде системной противоаварийной автоматики.
Выводы
Проведенные испытания противоаварийных разгрузок энергоблока показали:
качество переходных процессов при импульсной разгрузке турбины К-800-240 удовлетворяет требованиям обеспечения синхронной динамической устойчивости генераторов;
качество переходных процессов при совместной работе каналов импульсной и длительной разгрузки удовлетворяет требованиям обеспечения статической устойчивости генераторов;
возможность полной разгрузки энергоблока может быть реализована по командам ПА с пуском АСАРБ и разгрузкой котла до 30% нагрузки.
