Способ противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции (варианты)

Способ противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Группа изобретений относится к электроэнергетике и может быть применена в системах противоаварийного управления энергоблоками теплоэлектростанций и теплоэлектроцентралей.

Уровень техники

В настоящее время для предотвращения нарушений устойчивости параллельной работы электроэнергетических систем по связям с ограниченной пропускной способностью, как правило, используют противоаварийные отключения генераторов (в передающих энергоизбыточных системах) и нагрузок (в принимающих энергодефицитных системах) [1], [2]. Такой способ предотвращения аварий позволяет сохранить связь между энергосистемами ценой снижения надежности электроснабжения отключаемых потребителей и экономических потерь из-за останова энергоблоков отключаемых генераторов.

Известны также способы предотвращения нарушений устойчивости, направленные на своевременное устранение аварийных небалансов мощности на валу турбогенераторного агрегата, вызванных масштабными возмущениями в энергосистеме (короткими замыканиями, отключениями генераторов, сбросом или набросом нагрузки) [3], [4], [5]. Эти способы не требуют отключения генераторов или нагрузок и, следовательно, не имеют сопутствующих этим отключениям недостатков.

По способам [3-5] контролируют режимные параметры турбогенератора, выявляют аварийный небаланс мощности на его валу и формируют управляющие воздействия, направленные на устранение выявленного небаланса. Известные способы выявляют аварийный небаланс различным образом (по положению отображающей переходной процесс точки на фазовой плоскости возмущение-скольжение [3], по изменению скорости вращения вала [4], по диапазону колебаний частоты напряжения генератора [5]) и для устранения выявленного аварийного небаланса предлагают использовать воздействия различных видов (воздействие на ротор с помощью электромагнитного тормоза, устанавливаемого на валу турбогенератора [4], воздействие на возбуждение генератора для изменения электромагнитного момента [5], совместное воздействие на возбуждение генератора и на регулирование турбины [3]).

Общий недостаток известных способов - низкая эффективность противоаварийного управления из-за большого запаздывания выполняемой коррекции небаланса, значительно повышающего риск потери устойчивости.

Для способов [3] и [5] этот недостаток вызван большой постоянной времени обмотки возбуждения синхронных генераторов, а для способа [4] - запаздыванием на время включения электромагнитного тормоза и противодействием торможению, оказываемым турбинным регулятором мощности.

Другой причиной малой эффективности способов [3-5] является низкая достоверность используемых ими процедур и критериев выявления аварийного небаланса, обусловливающего формирование корректирующих воздействий.

Еще один общий недостаток способов [3-5] - функциональная ограниченность. Они направлены на устранение только тех аварийных небалансов, которые характеризуются избытком активной мощности на валу турбоагрегата, и не позволяют устранять аварийные небалансы, вызванные ее нехваткой, что характерно для энергодефицитных районов энергосистемы, принимающих электроэнергию.

Сущность изобретения

Технический результат изобретения - увеличение эффективности противоаварийного управления за счет достоверного выявления аварийного небаланса мощностей на ранней стадии его возникновения и за счет своевременного формирования управляющих воздействий на быстродействующие регуляторы турбины, исключающего необходимость противоаварийного воздействия на инерционное возбуждение генератора.

Группу изобретений образуют три варианта способа противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции, в каждом из которых достигается вышеуказанный результат.

По первому варианту способа измеряют выходной ток и выходное напряжение турбогенератора, определяют по ним активную мощность, контролируют и сравнивают с уставками скорости снижения активной мощности и выходного напряжения, вычисляют аварийный небаланс активной мощности как разность между ее значениями, полученными в момент одновременного превышения контролируемыми скоростями соответствующих уставок и в предшествующий момент времени, сравнивают вычисленный аварийный небаланс с уставкой и при ее превышении формируют импульсное управляющее воздействие на разгрузку турбины. Первый вариант способа имеет развитие, согласно которому импульсное управляющее воздействие формируют в виде форсирующего импульса, последующего импульса заданной длительности, амплитуда которого пропорциональна аварийному небалансу активной мощности, и хвостового плавноспадающего импульса.

По второму варианту способа измеряют скорость вращения ротора, определяют скольжение ротора относительно синхронной скорости вращения и при превышении скольжением заданной положительной уставки формируют импульсное управляющее воздействие на разгрузку турбины, амплитуда которого пропорциональна взвешенной сумме скольжения и его производной, затем контролируют знак суммы, состоящей из скольжения, его интеграла и производной и плавно снимают формируемое управляющее воздействие при переходе контролируемого знака в отрицательную область.

По третьему варианту способа измеряют частоту выходного напряжения, скорость вращения ротора и расход острого пара перед турбиной, выявляют отрицательное скольжение ротора относительно синхронной скорости вращения, определяют текущий резерв мощности турбины, фиксируют превышение текущим резервом мощности турбины и абсолютной величиной скольжения ротора соответствующих уставок и при снижении частоты выходного напряжения до ее уставки формируют управляющее воздействие на догрузку турбины, пропорциональное текущему резерву ее мощности. Третий вариант способа имеет два развития, согласно которым:

- измеряют давление острого пара перед турбиной, корректируют величину формируемого управляющего воздействия, препятствуя снижению измеряемого давления ниже заданного минимального уровня, а после восстановления измеряемого давления до исходного значения плавно снимают формируемое управляющее воздействие на догрузку турбины;

- одновременно с догрузкой турбины подают управляющее воздействие на котельный регулятор мощности для перевода котла на повышенный уровень нагрузки.

Помимо указанного выше технического результата, который достигается в каждом из трех вариантов изобретения, варианты изобретения обеспечивают дополнительные технические преимущества.

Способ по первому варианту выявляет небаланс активной мощности и формирует управляющее воздействие, направленное на его устранение, в начальной стадии аварии (до срабатывания релейной защиты) и при этом обеспечивает надежную отстройку от аварийных возмущений, не угрожающих устойчивой синхронной работе генератора.

Способ по второму варианту формирует управляющие воздействия, зависящие от параметров аварийного переходного режима, ускоряя, тем самым, установление стабильного послеаварийного режима.

Способ по третьему варианту обеспечивает форсировку мощности (экстренную догрузку) турбины при появлении аварийного дефицита мощности в энергорайоне, уменьшая, тем самым, объемы принудительно отключаемой нагрузки и повышая надежность энергоснабжения потребителей.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 приведен пример выполнения программируемого устройства противоаварийного управления мощностью турбоагрегата по предлагаемому способу. Функциональные схемы на фиг.2, 3 и 4 иллюстрируют возможность осуществления предлагаемого способа по первому, второму и третьему вариантам соответственно.

Осуществление изобретения

На фиг.1 показана структура устройства для осуществления изобретения. Варианты изобретения могут быть реализованы по отдельности или комплексно в виде трех независимых каналов противоаварийного управления мощностью одного турбогенератора.

На фиг.1 показаны:

1 - вал турбогенератора;

2 - паровая турбина;

3 - синхронный генератор;

4 - блок противоаварийного управления, выполненный на основе программируемого вычислительного устройства, например микропроцессора или группы микропроцессоров;

5 - блок, сопрягающий блок 4 с регуляторами;

6 - шины электростанции, к которым подключен генератор 3;

7 и 8 - датчики выходного тока и выходного напряжения генератора 3;

9 - датчик скорости вращения вала 1 (тахометр);

10 и 11 - датчики давления и расхода рабочего тела перед турбиной;

12 - турбинный регулятор мощности (ТРМ);

13 - котельный регулятор мощности (КРМ).

От датчиков 7 и 8 (см. фиг.1) в блок 4 поступают сигналы i и u, соответствующие измеренным мгновенным значениям выходного тока и выходного напряжения генератора 3, которые после преобразования в цифровые величины используются для вычислений, производимых в блоке 4. В частности, по измеренным мгновенным значениям i и u в блоке 4 могут быть вычислены текущие значения действующего тока I, выпрямленного напряжения U, активной мощности N генератора 3 и определена частота f измеренного напряжения u. (Значения I, U, N и f могут также определяться непосредственными измерениями - с помощью соответствующих датчиков, не показанных на фиг.1). Кроме того, как показано на фиг.1, в блок 4 поступают сигналы, соответствующие уставкам, и другим константам, задаваемым при осуществлении управления. Уставки и константы также могут быть заданы заранее при программировании блока 4.

От датчиков 9, 10 и 11 (см. фиг.1) в блок 4 поступают сигналы, несущие информацию о частоте ω вращения вала 1, давлении P острого пара и расходе Q рабочего тела перед турбиной 2.

Блок 4 выполнен с возможностью преобразования входных сигналов в цифровые величины, выполнения запрограммированных вычислений и формирования управляющих воздействий, которые через сопрягающий блок 5 поступают на ТРМ 12 и КРМ 13.

Первый вариант предлагаемого способа может осуществляться, например, следующим образом (см. фиг.2).

По измеренным значениям выходного тока i и выходного напряжения u ваттметр 14 определяет текущее значение активной мощности N. Дифференцирующими блоками 15 и 16 вычисляются производные по времени t от текущей мощности N и от выпрямленного блоком 17 выходного напряжения u, которые характеризуют скорости снижения активной мощности и выходного напряжения соответственно. Сумматором 18 вычисляется текущий небаланс мощности ΔN=N_исх-N, где исходное значение активной мощности N_исх представляет собой ее предшествующее значение, сохраненное в памяти блока 4 (см. фиг.1), функцию которой на фиг.2 иллюстрирует элемент 19 задержки τ. Вычисленные значения ΔN и двух указанных производных сравниваются компараторами 20, 21 и 22 с уставками C₁, C₂, и C₃ соответственно. Возникновение аварии (например, короткого замыкания на линии электропередачи) выявляется по одновременному превышению двумя указанными производными уставок C₂, и C₃, фиксируемому схемой совпадения 23, запускающей блок 24, который вырабатывает форсирующий импульс 25 - первую часть импульсного управляющего воздействия на разгрузку турбины 2. Если величина ΔN, вычисленная в момент выявления аварии, также превышает уставку C₁, элемент совпадения 26 разрешает работу блока 27, формирующего импульс 28 - вторую часть импульсного управляющего воздействия на разгрузку турбины. По спаду импульса 28 блок 29 формирует хвостовой плавноспадающий импульс 30 - третью часть импульсного управляющего воздействия на разгрузку турбины. Блок 27 формирует импульс 28 с амплитудой, пропорциональной значению ΔN, вычисленному сумматором 18 в момент выявления аварии. Длительность импульса 28, а также параметры импульсов 25 и 30 задаются заранее в соответствии с характеристиками турбины 2.

Импульсы 25, 28 и 30, объединенные сумматором 31, поступают (см. фиг.1) из блока 4 через блок 5 на ТРМ 12.

Второй вариант предлагаемого способа осуществляют следующим образом (см. фиг.3).

Для определения скольжения S сумматор 32 вычитает из скорости вращения ω, измеренной датчиком 9 (см. фиг.1), скорость ω_синх предшествующего синхронного режима, значение которой сохранено в памяти блока 4 (см. фиг.1). Эту функцию памяти на фиг.2 иллюстрирует элемент 33 задержки τ. Скольжение S сравнивают компаратором 34 с положительной уставкой C₄, при превышении которой блок 35 разрешает выдачу импульсного управляющего воздействия 36 на разгрузку турбины. Амплитуда импульса 36 формируется блоком 35 пропорционально взвешенной сумме, поступающей с сумматора 37, в которую скольжение S и его производная, вычисленная блоком 38, входят с заданными весовыми коэффициентами k₁ и k₂ соответственно. Другой сумматор 39 вычисляет сумму скольжения S, его производной и его текущего интеграла, вычисленного блоком 40 за выбранный временной интервал. Знак (сигнатуру) полученной таким образом суммы контролирует блок 41. Когда контролируемая сумма становится отрицательной, блок 41 меняет свой выходной сигнал на инверсном входе блока 35, прекращая выдачу импульса 36. По спаду импульса 36 блок 42 формирует хвостовой плавноспадающий импульс 43, обеспечивающий плавное снятие импульсного управляющего воздействия на разгрузку турбины.

Импульсы 36 и 43, объединенные сумматором 44, поступают (см. фиг.1) из блока 4 через блок 5 на ТРМ 12.

По третьему варианту предлагаемый способ осуществляют следующим образом (см. фиг.4).

Контролируют скольжение S, определенное аналогично вышеописанному для второго варианта, и частоту f выходного напряжения, определяемую блоком 4 (фиг.1) по мгновенным значениям напряжения u (см. выше). Значения S и f сравнивают (см. фиг.4) в блоках 45 и 46 с уставками C₅ и C₆ соответственно, причем C₅ меньше нуля, а C₆ меньше номинального значения f. Датчиком 11 (см. фиг.1) измеряют расход Q острого пара перед турбиной. С помощью сумматора 47 определяют текущий резерв мощности N_рез турбины, для чего из ее номинальной мощности N_ном вычитают произведение Qk₃, где k₃ зависит от типа и режима использования конкретной турбины. В блоке 48 сравнивают полученное значение N_рез с уставкой C₇. Если зафиксировано, что отрицательное скольжение S превышает по абсолютной величине уставку C₅ (или, что то же самое, S<C₅), a N_рез превышает C₇, то при снижении частоты f до величины C₆ трехвходовая схема И 49 разрешает формирование в блоке 50 управляющего воздействия 51 на догрузку турбины, пропорционального поступающей в блок 50 величине N_рез. Формируемое воздействие подается на турбинный регулятор мощности (ТРМ) и обеспечивает экстренную догрузку турбины паром, образующим кратковременный текущий резерв мощности турбины. При этом сначала турбине отдает энергию избыток пара в подводящем паропроводе, а затем пар, поступающий в паропровод за счет запасенного котлом тепла.

Для перевода энергоблока в долговременный режим повышенный нагрузки блок 50 одновременно подает управляющее воздействие, на котловой регулятор мощности (КРМ), повышающий паропроизводительность котла.

Предшествующее значение Р_исх контролируемого датчиком 10 давления Р сохраняется в памяти блока 4, показанного на фиг.1, что иллюстрируется на фиг.4 элементом 52 задержки τ. После перехода котла на повышенный уровень паропроизводительности давление Р восстанавливается до исходного значения Р_исх и далее поддерживается автоматикой турбины. При этом с компаратора 53, сравнивающего измеряемое давление Р с Р_исх, подается на запрещающий (инверсный) вход блока 50 сигнал, прекращающий выдачу управляющих воздействий на ТРМ и КРМ. По спаду выходного сигнала блока 50 блок 54 формирует плавноспадающий импульс 55, обеспечивающий плавное снятие управляющего воздействия с ТРМ.

Как показано на фиг.4, подача управляющего воздействия на ТРМ осуществляется не непосредственно с блока 50, а через выходной сумматор 56, обеспечивающий коррекцию воздействия по величине давления Р острого пара, контролируемого датчиком 10 (см. фиг.1).

Коррекция управляющего воздействия направлена на ограничение падения величины Р ниже заданного значения Р_мин и может быть осуществлена, например, следующим образом (см. фиг.4). Давление Р сравнивают компаратором 57 с уставкой, равной Р_мин, и при P<P_мин формируют в блоке 58 корректирующее воздействие (P_мин-P)k_кор., пропорциональное вычисленному сумматором 57 снижению давления Р относительно минимального значения P_мин. Корректирующее воздействие вычитается в сумматоре 56 из формируемого блоком 50 управляющего воздействия 51.

Предлагаемая группа изобретений реализована в программно-аппаратном комплексе противоаварийного управления, опытно-промышленная эксплуатация которого подтвердила достижение указанных выше технических результатов.

Источники информации

1. RU 2069437, МПК H02J 3/24, 1996 г.

2. RU 2153751, МПК H02J 3/24, 2000 г.

3. RU 2016460, МПК H02J 3/24, 1994 г.

4. RU 2339144, МПК H02J 3/24, 2008 г.

5. RU 2044401, МПК H02J 3/24, 1995 г.

1. Способ противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции, заключающийся в том, что измеряют выходной ток и выходное напряжение турбогенератора, определяют по ним активную мощность, контролируют и сравнивают с уставками скорости снижения активной мощности и выходного напряжения, вычисляют аварийный небаланс активной мощности как разность между ее значениями, полученными в момент одновременного превышения контролируемыми скоростями соответствующих уставок и в предшествующий момент времени, сравнивают вычисленный аварийный небаланс с уставкой и при ее превышении формируют импульсное управляющее воздействие на разгрузку турбины.

2. Способ по п.1, в котором управляющее воздействие формируют в виде форсирующего импульса, последующего импульсного воздействия заданной длительности, пропорционального несбалансу активной мощности, и плавноспадающей хвостовой части.

3. Способ противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции, заключающийся в том, что измеряют скорость вращения ротора, определяют скольжение ротора относительно синхронной скорости вращения, и при превышении скольжением заданной положительной уставки формируют импульсное управляющее воздействие на разгрузку турбины, амплитуда которого пропорциональна взвешенной сумме скольжения и его производной, затем контролируют знак суммы, состоящей из скольжения, его интеграла и производной и плавно снимают формируемое управляющее воздействие при переходе контролируемого знака в отрицательную область.

4. Способ противоаварийного управления мощностью турбогенератора блочной тепловой электростанции, заключающийся в том, что измеряют частоту выходного напряжения, скорость вращения ротора и расход острого пара перед турбиной, выявляют отрицательное скольжение ротора относительно синхронной скорости вращения, определяют текущий резерв мощности турбины, фиксируют превышение текущим резервом мощности турбины и абсолютной величиной скольжения ротора соответствующих уставок и при снижении частоты выходного напряжения до ее уставки формируют управляющее воздействие на догрузку турбины, пропорциональное текущему резерву ее мощности.

5. Способ по п.4, в котором измеряют давление острого пара перед турбиной и корректируют величину формируемого управляющего воздействия, препятствуя снижению измеряемого давления ниже заданного минимального уровня, а после восстановления измеряемого давления до исходного значения плавно снимают формируемое управляющее воздействие на догрузку турбины.

6. Способ по п.4, в котором одновременно с догрузкой турбины подают управляющее воздействие на котельный регулятор мощности для перевода котла на повышенный уровень нагрузки.