5.3.2 Аварійне регулювання парових турбін

Аварійне регулювання парових турбін (APT) - спосіб управління перехідними електромеханічними процесами в ЕЕС, який забезпечує безпосередню зміну механічної потужності агрегатів шляхом дії на автоматичну систему регулювання частоти обертання парових турбін (АСРЧВ, див. розд. 9). При APT, як і при ВГ, розв'язуються дві задачі: підтримка динамічної стійкості ЕЕС і розвантаження електропередачі до значення потужності, відповідної новій післяаварійній межі статичної стійкості. При цьому якщо у разі ВГ ці задачі розв'язуються одночасно як єдине ціле, то при APT рішення вказаних задач разділяються. Розвантаження електропередач виділяється в особливу проблему аварійного обмеження потужності (АОП).

Аварійне регулювання турбін було розроблено тому, що в аварійних умовах вплив електричних пристроїв ПА на автоматичні системи первинного регулювання турбін виявилися неефективними. Дійсно, електродвигун М механізму зміни частоти обертання МЗЧО (рис. 5.5), який

застосовується для управління потужністю турбін в нормальних режимах, є інтегруючою ланкою із значною постійною часу, тобто володіє інерційністю.

Первинне регулювання частоти і активної потужності синхронного генератора Г здійснюється (див. розд. 9, 10) за допомогою АРЧВ шляхом зміни впускання енергоносія ЕН турбіни Т дією на її регулюючий клапан РК відповідно відхиленню частоти обертання від встановленого значення , що визначається збуренням — зміною

Рисунок 5.5 - Функціональна схема автоматичної системи регулювання частоти і активної потужності турбоагрегату

електричної потужності генератора , тобто зміною його електричного навантаження.

Автоматичний регулятор частоти обертання складається з вимірювального перетворювача ВП, елемента порівняння ЕП, перетворювально-підсилювального елемента ПП і ланцюга зворотного зв'язку ЗЗ. Регулюючий клапан РК можна віднести або до регулятора, як його виконавчий елемент, або до регульованого об'єкту РО — турбіні Т як її регулюючий орган (див. розд. 6). У вимірювальному перетворювачі частота обертання перетвориться в сигнал , який в ЕС зіставляється з сигналом заданого значення частоти обертання . Сигнал формується в задаючому елементі ЗЕ механізмом МЗЧО, який приводиться в дію електродвигуном М, керованим оператором (ручне управління РВ) або автоматично. Залежно від результату порівняння сигналів і змінюється впускання енергоносія в турбіну, а також частота її обертання і потужність .

Автоматичний регулятор частоти обертання спільно з регульованим об'єктом утворює замкнуту (по ланцюгу головного негативного зворотного зв'язку НЗЗ) автоматичну систему регулювання (АСР) частоти обертання.

Первинне регулювання, як відомо, забезпечує звичайно статичний закон відповідності частоти обертання електричному навантаженню. Тому повторне регулювання (див. розд. 10) власне частоти і активної потужності синхронних генераторів електростанцій здійснюється автоматичною системою регулювання частоти і потужності АСРЧ і П, що забезпечує необхідну якість електроенергії і оптимальний розподіл електричного навантаження між електростанціями і генераторами електростанцій при постійно діючих змінах навантаження. При цьому для забезпечення стійкості АСР коефіцієнти посилення регуляторів АРЧВ та АРЧ і П обмежуються, що приводить до неможливості нейтралізувати наслідки великих аварійних збурень (к. з., відключення устаткування і т. п.).

Тому за відсутності спеціальних пристроїв ПА виникаючі в аварійних режимах електромеханічні перехідні процеси протікали б при практично незмінній потужності через велику інерційну АСР частоти обертання, а також через те, що сигнали АРЧВ невеликі, а сигнали АРЧ і М формуються через МЗЧО поступово з великою постійною часу. Виниклий внаслідок цього небаланс потужностей міг би привести до аварійного перевантаження ліній електропередачі і іншого устаткування, які залишилися в роботі, підвищення частоти в системі і інших небезпечних наслідків. У зв'язку з цим на турбогенераторах великої потужності (300 МВт і вище) через технологічну неприпустимість їх відключення (в протилежність гідрогенераторам) останніми роками стали застосовуватися пристрої аварійного управління потужністю турбін ПАУП.

Ці пристрої виробляють електричні сигнали для здійснення APT (тобто для швидкої зміни потужності турбіни), які поступають на вхід електроприставки ЕП (рис. 5.5). На виході ЕП утворюється електричний сигнал (імпульс струму) великої інтенсивності, який перетворюється в електрогідравлічному перетворювачі ЕГП в сигнал , діючий спільно з сигналом . Електроприставка спільно з ЕГП реалізують швидкодійну (запізнювання не більше 0,03—0,05 с) і пропорційну дію на первинну систему регулювання турбіни. В результаті здійснюється форсоване закриття регулюючих клапанів турбіни, що підвищує і статичну і динамічну стійкість. Цим процесом управляють ПАУП, змінюючі тривалість імпульсів і їх інтенсивність (дозування управляючої дії) відповідно до аварійної ситуації і параметрами початкового режиму.

Сутність APT полягає в короткочасному значному зменшенні механічної потужності на валу агрегату і його гальмуванні за рахунок електричного навантаження . Протікання процесу APT залежить від властивостей АСР частоти обертання. При APT має місце режим роботи системи регулювання турбін, який відрізняється від режиму регулювання частоти і активної потужності в нормальних режимах. В нормальних режимах компенсуються малі відхилення регульованого параметра і система регулювання турбін працює в лінійній області з пропорційним посиленням сигналу . При APT робота системи регулювання йде при великих вхідних сигналах , що виводять її елементи з лінійної області в зону обмеження. Тому для дослідження систем автоматичного регулювання частоти і активної потужності використовуються лінеаризовані (див. розд. 10), а для дослідження процесів при APT — нелінійні моделі.

Рисунок 5.6 - Спрощена модель первинної системи регулювання парової турбіни для аналізу процесів аварійного управління потужністю

Спрощена модель виконавчої частини системи регулювання (рис. 5.6) з урахуванням нелінійностей дозволяє отримати якісну і деяку кількісну оцінку процесу при APT. Модель має на вході сигнали (від ВП АРЧВ), (від МЗЧО) і (від ЕГП). Вхід моделі утворений ланкою запізнювання 1 (див. розд. 6), що відображає затримку в передачі сигналів і . Безінерційна 2 і інтегруюча 3 ланки моделюють золотник і гідравлічний двигун регулюючих клапанів турбіни, охоплених жорстким негативним зворотним зв'язком (ланка 4), ланка зв'язку 5 між гідравлічним двигуном і клапанами відображає нелінійний її характер, ланка 6 (вентиль) заміняє клапани турбіни, а ланка 7 моделює проміжний паровий об'єм. Ланки 2, 3 і 5 ураховують нелінійний зв'язок між відповідними вхідними і вихідними діями.

Розгляд процесів у моделі при аварійному регулюванні виробляється з урахуванням наступних масштабних співвідношень. Для координати переміщення значення відповідає номінальній потужності агрегату, а — режиму холостого ходу. Для вхідних сигналів встановлена одиниця вимірювання, яка визначється насткпним чином. Якщо в ЕЕС, в якій встановлений даний агрегат, виникає дефіцит генеруючої потужності, частота знижується на , і якщо перед цим агрегат був розвантажений до нуля, то вслід за цим він завантажується до номінальної потужності. Це стається під дією сигналу , значення якого при вказаній зміні частоти приймається за одиницю для сигналів та носить назву однієї нерівномірності (нв).

В одиницях нерівномірності вимірюється і відкриття вікон золотника гідравлічного двигуна , яким визначається швидкість його руху. З урахуванням сказаного і приведеного на рис. 5.6 значення постійної часу гідравлічного двигуна ,

рівного часу його переміщення від до (або назад) при , використовуються наступні часи переміщень гідравлічного двигуна при його русі:

від до ;

від до .

Крім того, в моделі враховані реальні обмеження у відкриттях клапанів турбіни (від до ) і в переміщеннях гідравлічного двигуна турбіни (від до ).

Якщо на вхід моделі турбіни, що працювала з , подається через ЕГП у бік закриття РК імпульсний сигнал тривалістю і інтенсивністю нв, то золотник зміщується в крайнє положення і гідравлічний двигун починає рухатися на закриття з граничною швидкістю . Тому починається процес форсованого закриття доступу пари в турбіну і зниження її потужності , що ілюструється графіками, приведеними на рис. 5.7. Криві 1' — 3' зображають рух гідравлічного двигуна (зміна координати ), а криві 1"—3" — зміна потужності турбіни при імпульсах різної тривалості ( відповідно).

Рисунок 5.7- Процеси зниження потужності парової турбіни при APT для різних тривалостей імпульсів

Амплітуда імпульсу встановлюється така, щоб нелінійний елемент 2 (див. рис. 5.6) знаходився в режимі обмеження при максимальному сигналі жорсткого негативного зворотного зв'язку НЗЗ, тобто визначається умовою

(5.4)

При цьому зворотний зв'язок не діє і рух гідравлічного двигуна описується передавальною функцією інтегруючої ланки (див. § 6.2). Лінійні ділянки кривих 1' — 3' в границях часу дії імпульсу показують рух гідравлічного двигуна на закриття доступу пари в турбіну з постійною швидкістю; початок руху двигуна зміщений на час Т затримки ланки 1. За час дії імпульсу гідравлічний двигун проходить шлях

де — час повного руху гідравлічного двигуна на закриття регулюючого клапана турбіни.

Після припинення імпульсу зворотний зв'язок вступає в дію і рух гідравлічного двигуна у бік відкриття доступу пари в турбіну описується рівнянням аперіодичної ланки — нелінійні ділянки кривих 1' — 3'.

Наявність проміжного парового об'єму (ланка 7) приводить до істотного відставання зміни потужності в порівнянні з ходом гідравлічного двигуна (постійна часу

Рис. 5.8. Рис. 5.9

Рисунок 5.8- Форма сигналу при аварійному регулюванні потужності парових турбін:

Рисунок 5.9- Характеристика потужності електропередачі по рис. 5.2 до зміни потужності турбіни при APT

парового об'єму співрозмірна з часом в з постійною часу гідравлічного двигуна ). Швидкість відновлення навантаження сучасних турбін така, що можуть виникнути гойдання і порушення стійкості передачі. Тому здійснюється демпфування коливань подачею декількох повторних імпульсів зменшеної тривалості або уповільненням відновлення потужності турбіни шляхом застосування імпульсу особливої форми з поволі спадаючим по експоненті заднім фронтом. В даний час застосовується другий спосіб, при якому форма імпульсу, показана на рис. 5.8, забезпечує сповільнене відновлення потужності (криві І"—3"). Таким чином, відбувається короткочасне глибоке зниження механічної потужності до значення . При цьому максимальне зменшення потужності є лінійною функцією . Таке зниження потужності і використовується для збільшення, а у разі потреби для створення площі гальмування агрегату при динамічному переході.

Це видно з характеристики потужності електропередачі (рис. 5.9) для одного з динамічних переходів з урахуванням APT. На початковій стадії зростання значення майже не міняється, а в кінці переходу, коли швидкість наростання повинна була б зростати, потужність починає істотно зменшуватися. Забезпечивши тим самим створення потрібної площі гальмування 2, що компенсує площу прискорения 1, і здійснивши гасіння надмірної енергії роторів агрегатів, можна негайно збільшувати до значення, допустимого в післяаварійному режимі. Проте, як вказувалося, швидкість збільшення потужності штучно сповільнюється. При цьому розв'язується ще одна задача, що відноситься до APT, — обмеження потужності, яку система регулювання турбіни повинна підтримувати в післяаварійному режимі.

Аварійне обмеження потужності виробляється зменшенням початкової (доаварійної) уставки МЗЧО, що забезпечує початкове значення . Проте нормальна швидкість МЗЧО для цього недостатня, і є дві можливості змінити уставку за необхідний в даному випадку час (близько декількох секунд): або використовувати режим підвищеної швидкості МЗЧО, або подати спеціальний безперервний сигнал на ЕГП, а потім перевести його на МЗЧО в цілях підвищення надійності.

Таким чином, АОП представляє собою продовження процесу APT при аваріях з накиданням потужності, призначається для відновлення статичних співвідношеннь в післяаварійному режимі і здійснюється через ті ж пристрої, що, і APT. Тому АОП вимагається виконувати значно точніше, ніж APT, але можна проводити менш інтенсивно, оскільки відновлення потужності турбіни при APT відбувається порівняно поволі. З графіків рис. 5.7 і 5.10 (крива 3) видно, що потужність турбіни досягне доаварійного значення , небезпечного з погляду порушення стійкості в післяаварійному режимі, за час 2 – 3 с після початку APT. Якщо при цьому не здійснити АОП, то статична стійкість електропередачі може бути порушена. Пристрій АОП перешкоджає цьому, формуючи сигнал, що зміщує уставку системи регулювання турбіни у бік зниження потужності до значення (крива 4), що визначається умовами післяаварійного режиму. Сигнал (графік 2) пристрою АОП істотно слабший сигналу аварійного розвантаження (крива 1). При цьому сигнал повинен формуватися так, щоб забезпечити перетин графіків 1 і 2 не пізніше за момент часу , в якому наступає зниження потужності турбіни до необхідного значення . Особливістю АОП є можливість змінювати в широких межах значення і тим самим встановлювати більш точні співвідношення в післяаварійному режимі, ніж при ОГ.

Рисунок 5.10 - Сигнали і процес зміни потужності