Автоматическое управление и защита турбоустановок

Основной задачей системы регулирования паровой турбины является автоматическое поддержание на заданном уровне параметров электрической и тепловой энергии, отпускаемой потребителю. При этом отклонение контролируемых параметров не должно превышать допустимых значений при изменениях нагрузки турбины в пределах ее расчетной мощности. Кроме того, система управления и защиты должна предохранять турбину от возможных аварийных режимов, дублируя наиболее важные органы защиты.

В соответствии с источником [10] к системе управления и защиты турбоустановок предъявляются следующие требования:

· постоянство электрической и тепловой нагрузки;

· устойчивое удержание турбины на холостом ходу с номинальной частотой вращения ротора при номинальных пусковых параметрах пара;

· обеспечение плавного изменения электрической и тепловой нагрузки путем воздействия на механизм управления турбины и на электрогидравлическую приставку;

· поддержание частоты вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе нагрузки до нуля (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных параметрах

Для сохранения мощности на неизменном уровне, при изменении частоты, в системе управления кроме элементов автоматического управления, предусматривается дополнительное устройство, которое позволяло бы в определенных пределах поддерживать нагрузку турбины. Необходимость изменения частоты вращения возникает также при подготовке к включению генератора в сеть, в этом случае производится его синхронизация. Поэтому система регулирования содержит органы управления – механизм управления турбиной (МУТ) или синхронизатор.

Конструктивное устройство МУТ может быть различным. Однако, независимо от конструкции МУТ, его действие заключается в смещении статической характеристики системы регулирования параллельно самой себе, что позволяет изменять мощность от нуля до номинальной при работе турбины на электрическую сеть или менять в широких пределах частоту вращения турбины.

Включение турбоагрегата в параллельную работу (синхронизация) производится, как правило, на холостом ходу в тот момент, когда ЭДС генератора совпадает по значению и по фазе с напряжением сети. Для этого после пуска турбины оператор щита управления, воздействуя с помощью электропривода на МУТ, изменяет частоту вращения турбины до тех пор, пока частота включаемого генератора не станет близкой к частоте сети. Тогда, руководствуясь показаниями синхроскопа, оператор включает генератор в сеть. Непосредственно после включения на турбоагрегат принимается небольшая начальная нагрузка. Дальнейшее увеличение нагрузки производится с учетом требований инструкции по эксплуатации турбоагрегата, а также в зависимости от условий прогрева турбины.

Отличительными особенностями современных влажнопаровых турбин АЭС как объектов регулирования являются характер течения влажного пара в этих турбинах и сравнительно низкие начальные параметры свежего пара.

Турбины АЭС характеризуются большим объемным расходом пара по сравнению с турбинами ТЭС. Кроме того, все турбины АЭС имеют промежуточные выносные сепараторы-пароперегреватели. Вследствие чего в паровом тракте турбин аккумулируются большие массы воды и объемы пара, что резко повышает инерционность протекающих в таких турбинах процессов по отношению к управляющему воздействию парораспределительных органов.

Для того чтобы учесть влияние паровых объемов и водяных масс на динамические свойства турбоагрегатов, необходимо с достаточной степенью точности определять количество воды на различных участках пароводяного тракта турбины в различных режимах работы, а также скорость парообразования (или конденсации) при различных изменениях давления пара, вызванных изменением расхода пара на турбину.

Точный учет влияния паровых объемов и водяных масс на динамические свойства турбоагрегатов становится еще более необходимым по мере роста единичной мощности турбины АЭС. При этом динамические характеристики турбины определяют схему расположения парораспределительных органов, которые вследствие их значительных размеров играют существенную роль в общей компоновке всего энергоблока.

Большое значение для турбин АЭС имеет точный расчет заброса частоты вращения при сбросе нагрузки и выбор конструкции и числа (места расположения) парозапорных органов на паропроводах промперегрева. При этом, в зависимости от определенных условий (энтальпия пара, паровых и водяных объемов в тракте), а также от допустимого заброса частоты вращения, необходима установка на каждой нитке паропровода после промперегрева как стопорных, так и регулирующих клапанов, управляемых независимыми системами защиты и регулирования, или установка только стопорных (отсечных) парозапорных органов, которые могут управляться либо только системой защиты, либо системой управления.

Основные требования к системам управления и защиты турбин АЭС заключаются в обеспечении надежной и безаварийной работы турбин во всем диапазоне эксплуатационных режимов.

Режимы работы турбин АЭС можно подразделить на установившиеся (стационарные) и неустановившиеся (нестационарные). К первой группе относятся те режимы, при которых турбина работает с постоянными параметрами или параметрами, которые медленно и незначительно изменяются по сигналу оператора или управляющей машины в соответствии с диспетчерским графиком за достаточно большой промежуток времени. Ко второй группе относятся режимы работы турбины, связанные с большим изменением расхода пара: режима пуска, останова, синхронизации, сброса и заброса загрузки.

Пусковой режим для влажнопаровых турбин АЭС является наиболее продолжительным из всех нестационарных режимов работы турбин.

Для управления этим и другими режимами применяется регулятор скорости, называемый всережимным регулятором. Он включается в самом начале разворота турбины и обеспечивает поддержание заданной частоты вращения на всем протяжении процесса пуска турбины.

Из аварийных режимов работы наиболее тяжелыми считаются режим сброса нагрузки и режим отработки аварийных сигналов от энергосистемной автоматики. В последнем режиме, связанном с поддержанием устойчивости энергосистемы, от турбоагрегата требуется быстрая нагрузка и подъем нагрузки, определяемые импульсными характеристиками.

Большие паровые и водяные объемы, расположенные по тракту турбины, обусловливают значительную инерционность турбины как объекта управления. В таком случае для получения необходимых импульсных характеристик регулирующие парозапорные органы устанавливаются после каждого значительного парового или водяного объема.

Это существенно усложняет систему регулирования и компоновку турбоагрегатов.

АСР давления пара перед турбиной АЭС функционирует совместно с работой системы управления реактором, воздействующей на регулирующие клапаны турбины по интегральному закону через механизм управления турбиной [11].