CC BY
119РЕЗЕРВНАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ТУРБИНЫ С ЭЛЕКТРОННЫМ РЕГУЛЯТОРМ СКОРОСТИ
Зацаринная Т.Г.
Филиал Севастопольского Государственного Университета, Севастопольский Институт Ядерной
Энергии и Промышленности, доцент Севастополь
BACKUP CONTROL WITH ELECTRONIC SPEED REGULATOR FOR TURBINE ROTATING SPEED CONTROL
Zatsarinnaya T.G.,
The Branch of Sevastopol State University, Sevastopol Institute of Nuclear Energy and Industry, Assistant
Professor, Sevastopol
АННОТАЦИЯ
Одним из направлений модернизации системы автоматического регулирования (САР) турбины является введение электронного регулятора скорости (ЭРС), созданного на базе современных средств автоматизации. Применение ЭРС стало альтернативой гидравлической системе регулирования, не отвечающей современным техническим требованиям, и позволило расширить функции регулирования турбины.
ABSTRACT
The applying of electronic speed regulator is one of the ways for modernization of turbine automatic control system which was constructed on a base modern automatic facilities. The application of electronic speed regulator became an alternative to hydraulic control system which did not comply with the technical requirements and also such innovation could expand the turbine control functions.
Ключевые слова: частота, энергосистема, атомная электростанция, система регулирования, турбина, регулирующий клапан, сервомотор, механизм управления турбиной, электронный регулятор скорости.
Keywords: frequency, power grid, nuclear power plant, control system, turbine, actuator valve, actuator, servomotor, control-gear of turbine, electronic speed regulator.
Постановка задачи и анализ исследований.
Частота переменного тока в энергосистеме является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы, который определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности.
Математически частота переменного тока и частота вращения турбин, вращающих генераторы, связаны зависимостью:
г Р
т = а — 2ж
где С - угловая скорость турбины, рад/с; р -число пар полюсов генератора.
На атомных электростанциях (АЭС) с реакторами типа ВВЭР-1000 (водо-водяной энергетический реактор номинальной электрической мощностью 1000 МВт) применяются турбины с номинальной частотой вращения 3000 и 1500 об/мин.
И так, изменение частоты тока в сети (или, что то же, изменение угловых скоростей объединенных в сеть агрегатов) определяется нарушением баланса генерируемых и потребляемых мощностей. Для восстановления равновесия необходимо воздействовать на агрегаты, вырабатывающие электрическую энергию [1, а 5]. В случае энергоблока подоб-
ными агрегатами, на которые необходимо воздействовать для восстановления баланса мощностей, являются реактор и турбоустановка.
На принципиальной схеме рис.1 [2, с. 261] показано регулирование мощности энергоблока в режиме «Т» (режим поддержания давления пара перед турбиной) с помощью автоматического регулятора мощности (АРМ) и регулятора турбины (РТ).
Если энергоблок работает в базом режиме, то
мощность Nзад задается оператором регулятору турбины РТ, который при отклонении действительной мощности Nд от Nз
ад воздействует на механизм управления турбиной МУТ и с помощью регулятора частоты вращения турбины Рп и регулирующего клапана изменяет расход пара на турбину. Приведение в соответствие мощности турбогенератора и реактора осуществляется регулятором реактора АРМ, который получает сигнал давления пара перед турбиной, сравнивает его с сигналом заданного значения давления Рзад и, в случае их несоответствия перемещает с помощью исполнительного механизма ИМ регулирующие стержни реактора до восстановления заданного давления [2, с.262].
Рис. 1. Принципиальная схема регулирования мощности энергоблока в режиме «Т».
Отличительной особенностью современных САР турбоустановок АЭС является то, что они комбинированные. Так турбина К-1000-60/1500, работающая в моноблоке с ВВЭР-1000, оснащена основной - электрогидравлической системой регулирования (ЭГСР) и резервной - гидравлической системой регулирования (ГСР). Весь комплекс задач регулирования выполняется ЭГСР. ГСР управляет турбиной при отказах ЭГСР или регламентных проверках.
Так называемый регулятор частоты вращения (РЧВ), упомянутый в работе [2], в своем составе имеет задатчик (механизм управления турбиной (МУТ)) для возможного изменения мощности турбины при неизменной ее частоте вращения; датчик частоты вращения и гидравлический поршневой сервомотор, перемещающий регулирующие клапаны (РК) турбины в заданном направлении. По функциональному назначению РЧВ представляет собой гидродинамическую систему, построенную на основе традиционных гидравлических регуляторов скорости и насоса-импеллера, выполняющего функции датчика угловой скорости вращения. Однако, из-за несоответствия технических характеристик данной системы современным требованиям и ограниченности ее функций, что было отмечено в работах [3, 4], САР турбины была модернизирована. Одним из элементов модернизации стало внедрение электронного регулятора скорости (ЭРС), позволившего уменьшить объем и функции гидравлической части системы регулирования.
Поэтому, цель данной статьи заключается в том, чтобы показать, что модернизированная САР турбины К-1000-60/1500 с ЭРС с редуцированным объемом и функциями гидравлической части не утратила своих функциональных возможностей счет качественного состава электроники и алгоритма управления.
Изложение основного материала.
Принципиальная схема САР частоты с ЭРС паровой турбины (ПТ), содержащей часть высокого давления (ЧВД), сепаратор-пароперегреватель
(СИП), часть низкого давления (ЧНД) представлена на рис. 2. Текущее значение частоты вращения ротора /тек от датчика угловой скорости (Д) поступает в электронную часть ЭРС (ЭЧ ЭРС). Заданное значение частоты вращения турбогенератора в ЭЧ ЭРС устанавливается автоматически равным значению, имевшему место в момент включения режима ЭРС. В случае отличия заданных значений от текущих в ЭЧ ЭРС рассчитывается управляющие воздействие и осуществляется передача электрических сигналов управления в исполнительную часть ЭРС (ИЧ ЭРС) для их дальнейшего усиления и преобразования в гидравлические сигналы. Далее схема отработки сигналов управления происходит в гидравлической части системы регулирования турбины (ГЧ СРТ), Взаимодействие конструктивных составляющих ГЧ СРТ таких как отсечной золотник, главный сервомотор приводит к перестановке регулирующего клапана высокого давления (РК ВД) в заданном направлении при этом изменяется площадь проходного сечения клапана, а, следовательно, изменяется расход пара на турбину, давление пара перед РК ВД (Рп) и частота вращения ротора. Таким образом, при изменении частоты вращения турбины САР с ЭРС осуществила воздействие на регулирующие органы турбины, изменяя подачу пара, т.е. произошло первичное регулирование частоты. Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности.
Возмущающее воздействие на данную систему оказывает изменение нагрузки по электрической мощности.
Первичное регулирование частоты, обладающее определенным статизмом (неравномерностью), принципиально не может обеспечить постоянного значения частоты в энергосистеме при отклонениях нагрузки. Восстановление ее заданного значения обеспечивает вторичное регулирование частоты [5, с.36].
При вторичном регулировании частоты сигнал от регулятора электрической мощности (РЭМ) вводят в САР турбины (рис.2).
Рисунок 2 - Принципиальная схема САР частоты с электронным регулятором скорости.
Управление электронным регулятором осу- отдельного электрогидравлического преобразова-ществляется от ЭЧ ЭРС (рис. 3 [6, с.8]) посредством теля (ЭГП ЭРС), который одновременно управляет
давлениями в двух линиях управления ГЧ СРТ.
Рис. 3. Структурная схема САР частоты с электронным регулятором скорости.
В схеме рис. 3 использованы следующие обозначения, входные сигналы и программно-формируемые величины: ЭЧ ЭРС - электронная часть электронного регулятора скорости; ПИ - модуль ПИ-регулятора; МУНТ+УТ - модуль усилителей
тока и напряжения; МТР-А, МТР-Б - механизм токовой разгрузки бортов А и Б соответственно; ЭГП ЭРС - электрогидравлический преобразователь ЭРС; ОЗ - отсечной золотник; ГСМ-А, ГСМ-Б -главный сервомотор бортов А и Б соответственно;
$гсм-А б - сигнал обратной связи по положению главного сервомотора (ГСМ) бортов А, Б; $ГСм-АБзад - заданное значение положения ГСМ
бортов А,Б; Ргпк - давление пара в главном паровом коллекторе (ГИК); РГПКзад - заданное значение
давления пара в ГИК; /тек- текущее значение частоты вращения ротора турбины;
£РПК, £РД, £РД-2
рассогласование ЭРС в РПК,
РД и РД-2 режимах работы ЭЧ ЭРС; £ЭРС - рассогласование ЭРС; 8 - степень неравномерности статической характеристики регулирования; ] в-неравномерность статической характеристики; ]ЭРС - сумма выхода формирователя закона регулирования и неравномерности статической характеристики; - рассогласование по положению ГСМ бортов А и Б; Кус - коэффициент усиления
усилительного модуля; Iэрс - управляющий сигнал на ЭГИ ЭРС.
Электронная часть ЭРС представляет собой управляющий вычислительный комплекс, осуществляющий сбор, обработку собранной информации по функциональным алгоритмам и выдачу управляющих воздействий на исполнительные механизмы (ЭГИ ЭРС, МТР- А,Б) в соответствии со следующими режимами работы: «Слежения» - режим без формирования управляющих воздействий на ЭГИ-ЭРС и МТР-А,Б; «Исходное ЭРС» - режим закрытого состояния регулирующих клапанов и регулирующих заслонок; «РД» - режим поддержания давления в главном паровом коллекторе (ГИК); «РИК ЭРС» - режим поддержания положения РК турбогенератора (ТГ); «РД-2» -стерегущий режим поддержания давления пара в ГИК с пониженной уставкой.
Как средство стабилизации движения сложных нелинейных электромеханических элементов в ГЧ СРТ в алгоритме ЭРС рассчитываются рассогласования регулятора между заданными и текущими значениями. Входные сигналы от центробежного
датчика частоты вращения ротора турбины /тек, сигналы обратной связи по положению ГСМ $гСМ-А б , давления пара в ГИК суммируются с соответствующими заданными значениями номинальной частотой вращения ротора турбины, / = 1500об / мин, заданными значениями положения ГСМ бортов А,Б 8ГСМ-а Бзад и заданным
значением давления пара в ГИК РГПКзад. Для режима РД-2 в качестве заданного значения принимается давление в ГИК, равное 58 кгс/см2. За окончательную величину рассогласования регулятора
5ЭРС принимается та из величин £РПК, 5Рд, 5Рд-2
, которая соответствует конкретному режиму работы регулятора на данный момент. Далее сигнал
отклонения 5эрс сравнивается с величиной зоны
нечувствительности и если сигнал отклонения превышает ширину зоны нечувствительности, то в соответствии с алгоритмом работы ЭРС формируется требуемый закон регулирования. В данном случае - это ИИ закон регулирования. Сравнение величины отклонения 5эрс с зоной нечувствительности позволяет предотвратить выдачу команд при малых значениях 5 эрс •
Расчетный дискретный сигнал ]ЭРС, определяющий заданное положение сервомотора регулирующих клапанов для действующего режима работы, образуется как сумма выходной величины формирователя ИИ- закона регулирования и сигнала неравномерности статической характеристики
]нерв •
На ЭГИ ЭРС поступает сигнал вида
1ЭМП = Е + 1форс,
где Е
пропорциональный сигнал; I,
форс
форсирующий сигнал.
Иропорциональный сигнал Е во всех режимах работы ЭРС должен представлять собой следующую величину
S = K '{Лэрс -iS,
ГСМ-А
S
ГСМ-Б
)/ 2)' I.
где ]ЭРС - расчетный дискретный сигнал,
определяющий заданное положение сервомотора регулирующих клапанов для действующего режима работы; SГСМ-А , SГСМ-Б - аналоговые сигналы обратной связи по положению сервомотора
регулирующих клапанов;
/
- номинальный ток;
1форс - сигнал, обеспечивающий форсированное закрытие регулирующих клапанов.
Иосле включения ЭРС в работу управление механизмами токовой разгрузки (МТР-А,Б) также осуществляется от ЭЧ ЭРС, управляющие сигналы на МТР- А,Б формируются регулятором токовой разгрузки.
Ири нормальной работе ЭГСР находится в работе, активно управляя параметрами турбины, а резервная САР с ЭРС находится в режиме «Слежение». В этом режиме ЭРС следит за частотой вращения ротора, не выдавая сигнал управления на ЭГИ ЭРС. Контроль цепи управления от ЭЧ ЭРС до катушки управления ЭГИ производится токами малой величины. Если появляются условия срабатывания противоразгонной защиты (при наличии сигналов от электронного автомата безопасности (ЭАБ)), то ЭЧ ЭГСР формирует сигналы управления одновременно на ЭГИ основной системы и на ЭГИ ЭРС для закрытия всех органов парораспределения.
При отключении ЭГСР по причине отказа в работу включается автоматически ЭРС. В его функции входит удержание турбины на достигнутом уровне мощности на время, которое необходимо для диагностики неисправности и её устранения, если это возможно, иначе принимается решение о плановом снижении нагрузки и останове турбины. Дальнейший останов выполняется с помощью ЭРС. В том случае, если при отказавшей ЭГСР происходит отказ ЭРС, турбина переходит в ручной режим работы. И тогда снижение нагрузки на турбине происходит дистанционным управлением.
Таким образом, применение ЭРС позволило создать дополнительную резервную систему для стабилизации нагрузки и частоты вращения на случай отказа ЭГСР. САР с ЭРС представляет собой управляющий вычислительный комплекс, работающий в реальном масштабе времени. В алгоритме работы ЭРС использовано фази-управление. Подобное управление является эффективным средством приближенной адаптации в установках с изменяющимися параметрами. Управление ЭРС осуществляется отдельным испольным механизмом -ЭГП ЭРС, который одновременно управляет давлениями в двух линиях управления ГЧ СРТ, при этом состав и функции гидравлической части системы регулирования уменьшились, что способствует улучшению надежности САР турбоустановки в целом.
Литература
1. Веллер В.Н. Регулирование и защита паровых турбин. М: Энергоатомиздат, 1985. -104 с.
2. Демченко В.О. Автоматизащя та моделю-вання технолопчних процеав АЕС та ТЕС: Нав-чальний поабник. - Одеса: Астроприн, 2001. - 308 с. Рос. Мовою.
3. Зацаринная Т.Г., Чуклин А.А., Шахова Н.В. Усовершенствование автоматизированных систем регулирования паротурбинных установок. Материалы XVII Международной научно-практической конференции «Научное обозрение физико-математических технических наук в XXI веке» (Москва, Россия, 29-30 мая 2015 г) - С. 38 - 42.
4. Зацаринная Т.Г., Скидан А.А., Чуклин А.А., Аникевич К.П., Мельник А.Н. Модернизация электрогидравлического следящего привода системы регулирования паровой турбины К-1000-60/1500 // Энергетические установки и технологии. - 2015. -Т.1. № 1 - С.10-16.
5. Эксплуатация АЭС. Ч. I. Работа АЭС в энергосистемах. Ч. II. Обращение с радиоактивными отходами: Учебное пособие / Баклушин Р.П. - М.:НИЯУ "МИФИ", 2011. - 304 с.
6. Интернет ресурс:
http://rosatom-cipk.ru/wp-content/up-
loads/2013/12/09_30.pdf (Описание электронного регулятора скорости (ЭРС)).
