Управление нормальными режимами

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 53

Блок-схема взаимодействия СПО и УВК АРЧМ

Программное обеспечение АРЧМ (ПО АРЧМ) состоит из системного ПО (СПО) и управляющего вычислительного комплекса АРЧМ (УВК АРЧМ).

В качестве СПО используется программно-аппаратный комплекс СК-2007, на базе которого выполнены оперативно-информационные комплексы (ОИК) центрального и объединенных

диспетчерских управлений (ЦДУ и ОДУ) ЕЭС России. Его основные задачи:

прием телеизмерений и телесигналов, их обработка;

передача на регулирующие электростанции и энергоблоки телесигналов для дистанционного подключения станционных систем управления мощностью к Системе АРЧМ и управляющих воздействий в виде внеплановой мощности;

формирование базы данных реального времени (БДРВ) и доступ к ней;

формирование базы нормативно-справочной информации (НСИ);

обеспечение механизма контроля работоспособности исполняемых программ;

отображение информации об объектах регулирования и о функционировании самой системы АРЧМ;

управление работой системы АРЧМ (ручной ввод параметров с использованием разрабатываемых форм);

ведение архивов информации и журнала событий;

просмотр ретроспективы архивных данных и режим слежения, в том числе в графическом представлении;

организация обмена данными между комплексами ОИК и ЦС (ЦКС) АРЧМ;

обеспечение работы механизма резервирования серверов.

УВК АРЧМ реализует технологические алгоритмы автоматизируемых функций системы, такие как:

 Управление активной мощностью регулирующих электростанций;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности по настраиваемым сечениям;

Автоматическое ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях;

Автоматическое ограничение токовой перегрузки ЛЭП;

Иерархическое взаимодействие ЦС-ЦКС АРЧМ.

Структурная схема состава и взаимодействия элементов СПО и УВК АРЧМ показана на слайде. На основе ПО системы АРЧМ реализованы Центральная координирующая система (ЦКС) АРЧМ ЕЭС России и Централизованные системы (ЦС) АРЧМ ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада, которые образуют вместе Иерархическую систему (ИС) АРЧМ ЕЭС России.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 54

АРЧМ. Третичное регулирование частоты

Третичное регулирование — оперативное регулирование мощности специально выделенных электростанций третичного регулирования в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания, а также для осуществления оперативной коррекции режима в иных целях (например, для оптимизации распределения нагрузок между электростанциями при изменившейся нагрузке потребителей).

Резерв третичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования.

К «минутному резерву» относится третичная регулирующая мощность, получаемая пуском/остановом гидроагрегатов (ГЭС, ГАЭС), переводом ГАЭС из генераторного в насосный режим и наоборот, загрузкой (разгрузкой) работающих газомазутных энергоблоков и энергоблоков АЭС в пределах регулировочного диапазона.

Третичное регулирование — оперативное регулирование мощности специально выделенных электростанций третичного регулирования в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания, а также для осуществления оперативной коррекции режима в иных целях (например, для оптимизации распределения нагрузок между электростанциями при изменившейся нагрузке потребителей).

Для третичного регулирования используются пуск/останов гидроагрегатов, изменение мощности энергоблоков ТЭС и АЭС, перевод агрегатов ГАЭС в двигательный или генераторный режим и т.п.

Резерв третичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования. Особо выделяется «минутный резерв» как часть третичного резерва, которая может быть реализована в течение нескольких минут.

К «минутному резерву» относится третичная регулирующая мощность, получаемая пуском/остановом гидроагрегатов (ГЭС, ГАЭС), переводом ГАЭС из генераторного в насосный режим и наоборот, загрузкой (разгрузкой) работающих газомазутных энергоблоков и энергоблоков АЭС в пределах регулировочного диапазона.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 55

АРЧМ. Изменение частоты при ее регулировании

I. Ограничение (Δfмакс) и снижение (Δfпр) отклонения частоты до безопасной величины первичным регулированием

II. Восстановление нормальной частоты вторичным регулирова-нием и ослабление действия первичного регулирования

III. Восстановление истраченного вторичного резерва третичным регулированием

Изменение частоты во времени при ее регулировании показано на слайде. На стадии I происходит первичное регулирование, в котором участвуют электростанции, имеющие вращающийся резерв мощности, и потребители системы. Оно способно максимально быстро остановить снижение частоты. Чем крупнее энергообъединение, тем эффективнее первичное ре-гулирование. Процесс первичного регулирования заканчивается примерно через 0,5 мин, после чего возникает и удерживается установившееся отклонение частоты.

Вторичное регулирование (стадия II), которое может осуществляться автоматически либо вручную, происходит через 2...5 мин. При этом станции, на которых осуществляется вторичное регулирование, набирают нагрузку, частота восстанавливается, а станции, на которых произошло первичное регулирование, возвращаются к исходной нагрузке. Вторичное регулирование продолжается 5... 10 мин, после чего частота восстанавливается до номинальной.

На стадии III осуществляется третичное регулирование, при котором восстанавливается резерв мощности для вторичного регулирования. Процесс перераспределения нагрузки между станциями должен осуществляться на основе оптимизации режима энергообъединения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальная схема регулирования мощной конденсационной паровой турбины (на примере турбин ЛМЗ) представлена на рис. 1.5. Система является электрогидравлической и состоит из электрической и гидравлической частей, взаимодействующих друг с другом.

Рассмотрим работу схемы. Перемещение регулирующих клапанов турбины осуществляется по сумме воздействий, большинство которых формируется в электрической части системы регулирования (ЭЧСР). Однако в гидравлической части системы регулирования (ГЧСР) сохранен механический центробежный регулятор частоты вращения (РЧВ), обеспечивающий высокую надежность противоразгонной защиты турбины при сбросах нагрузки в условиях временного отключения электрической части.

Через шлицевой валик регулятор частоты вращения связан с ротором турбины. При возрастании частоты вращения турбины, вызванном уменьшением нагрузки генератора при его изолированной работе или повышением частоты сети при параллельной работе в энергосистеме, под действием центробежных сил грузов регулятора его отбойная пластина смещается вправо. За перемещениями пластины следит гидравлический следящий сервомотор, выполненный в виде дифференциального поршня. В камеру А сервомотора подводится масло (синтетическая огнестойкая жидкость) из напорной линии главного масляного насоса (ГМН). Масло через дроссельное отверстие-в поршне сервомотора поступает в камеру A, откуда сливается через кольцевое сечение зазора S между соплом следящего сервомотора и отбойной пластиной регулятора. При перемещении отбойной пластины следящий сервомотор будет следовать за ней, сохраняя зазор S, чтобы выполнялось условие равновесия сервомотора.

За одно целое с поршнем сервомотора выполнена букса, внутри которой находится золотник

регулятора частоты вращения (ЗРЧВ). Их взаимное положение определяет открытие окон а из

проточной линии управления промежуточным золотником 5 с давлением Рупр1. С ростом частоты вращения следящий сервомотор смещается право относительно неподвижного золотника, открытие

сливных окон а увеличивается и давление, падает. Это вызывает смещение промежуточного золотника в сторону закрытия регулирующих клапанов.

Для изменения частоты вращения на холостом ходу при синхронизации или нагрузки при работе турбины параллельно с другими турбоагрегатами в энергосистеме вручную механизмом управления турбиной (МУТ) с помощью маховичка или дистанционно с помощью реверсивного электромоторчика воздействуют на золотник регулятора частоты вращения, смещение которого изменяет давление

Быстродействующий ввод воздействий от электрической части в гидравлическую часть системы осуществляется через электрогидравлический преобразователь (ЭГП), состоящий из электромеханического преобразователя (ЭМП) и следящего сервомотора, выполненного за одно целое с золотником. В электромеханическом преобразователе магнитоэлектрического типа электрический сигнал преобразуется в пропорциональное механическое перемещение подвижной системы преобразователя, которое в свою очередь золотником электрогидравлического аппарата преобразуется в управляющее гидравлическое воздействие на промежуточный золотник 5..

Воздействия от центробежного регулятора, механизма управления турбиной и электрогидравлического преобразователя суммируются общей проточной импульсной линией и передаются через на промежуточный золотник 5, представляющий собой сервомоторное устройство с

тремя ступенями усиления. Масло в импульснуюлинию подводится из напорной линии через окна b к

подвижной буксе промежуточного золотника и сливается через управляющие окна золотника или электрогидравлического преобразователя.

Давление в импульсной линии Рупр, на установившихся режимах определяется соотношением площадей нижней торцевой и кольцевой поверхностей сервомотора подвижной буксы (первая ступень усиления в промежуточном золотнике) и составляет примерно 0,5р0-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При увеличении расхода через золотник или преобразователь перепад давлений на окнах b возрастает и давление Рупр1 несколько снижается. Подвижная букса под действием напорного давления на кольцевую поверхность смещается вниз, восстанавливая исходное постоянное значение давления />упР1 увеличением подвода масла через окна Ь.

При движении вниз букса открывает окна г и соединяет со сливом полость над поршнем сервомотора второй ступени усиления. Давление над поршнем падает, под действием пружин поршень идет вверх и через рычаг обратной связи перемещает вниз свой отсечный золотник вслед за подвижной буксой. При этом отсечные кромки золотника снова становятся в среднее положение относительно окон с в буксе и движение поршня прекращается.

За одно целое с поршнем выполнен отсечный золотник одностороннего сервомотора третьей ступени усиления и сервомотора третьей ступени усиления, нагруженного сверху давлением рупр2 во второй (непроточной) импульсной линии, управляющей сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При движении отсечного золотника вверх полость над поршнем сервомотора соединяется со сливом, давление рупр2 в неи надает и поршень сервомотора идет вверх вслед за золотником до тех пор, пока не восстановится их взаимное среднее положение.

После окончания переходного процесса регулирования устанавливается новый равновесный режим, при котором новому, большему расходу масла через золотник или преобразователь соответствует меньшее значение давления рупр2.

С промежуточным золотником конструктивно объединен медленно действующий ограничитель мощности (МОМ), предназначенный для заранее вводимого длительного ограничения мощности турбины и представляющий собой подвижный упор, ограничивающий движение поршня сервомотора второй ступени усиления вниз, т. е. в сторону открытия регулирующих клапанов, но не препятствующий его движению вверх в сторону закрытия клапанов. Упор расположен на подвижном рычаге, с помощью которого его можно перемещать воздействием от руки на маховик или дистанционно с БЩУ на реверсивный электромоторчик.

Длительная, не вызванная необходимостью работа турбины на ограничителе мощности запрещается Правилами технической эксплуатации (ПТЭ), так как при этом турбина не участвует в регулировании частоты сети.

Все сервомоторы регулирующих клапанов ЧВД и ЧСД (на схеме на рис. 1.5 показан только один сервомотор) управляются одним общим давлением /?уПР2 во второй импульсной линии, идущей от промежуточного золотника. Сервомоторы выполнены односторонними с кулачковой обратной связью на отсечные золотники.

В полость над поршнем сервомотора масло поступает или из нее сливается через окна в подвижной буксе отсечного золотника, на верхний торец которого действует управляющее давление руар2. Сила, возникающая при этом, направлена вниз и уравновешивается пружиной сжатия.

При повышении давления руар2 золотник смещается вниз, дополнительно сжимая пружины. Масло из напорной линии поступает в полость под поршнем сервомотора. Поршень идет вверх, сжимая пружины, и через рычаг обратной связи опускает подвижную буксу, возвращая ее в среднее положение относительно золотника. Сервомотор останавливается в новом положении, соответствующем изменившемуся давлению рупР2Требуемая зависимость открытия каждого сервомотора от давления руар2 обеспечивается выбором жесткости пружины, ее предварительного натяга и профилированием кулачка обратной связи.

Система автоматического регулирования, управления турбины и ее защиты намного сложнее, чем упрощенная, описанная выше, и базируется на использовании гидравлических и электронных регуляторов, систем усиления, обычно имеет незначительное число механических элементов. Как правило, система автоматического регулирования дублируется, соединяется с устройствами защиты при переходных режимах, при повышенной вибрации ротора, относительном перемещении ротора и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кольцевыми постоянными магнитами 5 и цилиндрическим сердечником 6, внутри которого может перемещаться шток 2. Верхний конец подвижноro штока через пружину 8 связан с установочным винтом 9, а на нижнем ero конце закреплено отбойное кольцо 4’ дроссельноro золотника.

Электромеханический преобразователь размешается в корпусе 7.

Гидравлический усилитель выполнен в виде так называемого следящего золотника с дифференциальными, т.е. имеющим разные площади поверхностей, поршнем 10. Именно за счет различия плошадей поверхностей и достиrается увеличение усилия штока электромеханического преобразователя на поршень. которое определяется разностью давлений в полостях I и П цилиндра и отношением указанных плошадей. Давление в полости П постоянно, а давление в полости 1 зависит от дросселируюшеrо отверстия, т.е. зазора δ между отбойным кольцом 4' и соплом 4" золотника. При отсутствии электрическоrо управляющего воздействия, т.е. при токе = нулю шток 2 электромеханического преобразователя и поршень 10 находятся в исходных положениях. Через зазор δ масло проходит с определенной скоростью. При появлении тока в зависимости от его знака шток 2 перемещается вверх или вниз и увеличивает или уменьшает зазор δ. При этом давление в полости 1 соответственно уменьшается или увеличивается. Поршень 10 перемешается вслед за штоком 2 и соответствующим образом изменяет впуск масла в rидравлический двигатель. Для функционирования гидравлического усилителя необходима жесткая отрицательная обратная связь, которая осушествляется тем, что дросселируюший зазор δ, увеличиваемый (или уменьшаемый) перемещением штока (входным перемешением), уменьшается (или увеличивается) по мере движения поршня (выходное перемешение): дроссельный золотник с rидроусилителем представляет собой гидравлическое следящее устройство с замкнутой цепью воздействий.

Электрогидравлический преобразователь обладает практически линейной характеристикой и является достаточно быстродействуюшим, ero постоянная премени равна 10 – 15 мс.

Учитывая современные требования к теплотехническому оборудованию и решая задачи повышения уровня автоматизации электростанций, завод предлагает к внедрению ЭГСР, исключительно собственного производства, которые проектируются и изготавливаются, как для действующих турбин электрических станций, турбокомпрессоров ТЭЦ-ПВС, так и по заявкам заводов-изготовителей турбин.

Цель

Обеспечение надежного, непрерывного и качественного управления, регулирование турбины во всех допустимых по техническим условиям технологических режимах работы турбины, а также в аварийных ситуациях является основной целью создания электрогидравлической системы регулирования.

Назначение и состав

Основываясь на принципах безотказной и безаварийной работы, принятых в энергетике, ЭГСР изготавливается, как самодостаточная и максимально автономная система с высокой эксплуатационной готовностью. ЭГСР оснащена дублированным турбинным контроллером,