Фрагин М.С. Регулирование и маслоснабжение паровых турбин: настоящее и ближайшая перспектива

Подождите немного. Документ загружается.

Приложение VI _______ ______ ___________________231

зываться на увеличении размаха колебания частоты в сети и

создаёт иллюзию благополучия. Однако, при возникновении

большего дисбаланса (отключения блока, линии передачи)

энергосистема оказывается лишенной самого быстрого

инструмента по его устранению.

Поэтому любые системы регулирования турбин должны

в обязательном, неотключаемом порядке переключаться на

пропорциональное первичное регулирование скорости при

отклонении частоты в обе стороны от номинального значения

(величина отклонения ± 0,2 Гц была бы, повидимому,

значительно более приемлема, чем применяемая иногда по

соображениям безопасности турбины после сброса нагрузки

± 0,5 Гц, или даже +1,5 Гц). Внутри же этой зоны регуляторы

мощности с коррекцией по частоте целесообразно выполнять с

обратной связью по "производимой" мощности, т.е. с учётом

первой производной частоты вращения. В турбинах с

промперегревом желательно в этом случае применение

устройств динамической форсировки изменения положения

регулирующих клапанов ЦВД с учётом постоянной времени

промежуточного перегревателя котла. Эти устройства

форсировки, как правило, даже быстрее реагируют на возник-

новение дисбаланса, чем регуляторы скорости. Участие всех

блоков в регулировании частоты позволяет наиболее быстро

реагировать на возникший дисбаланс и привлечь к его

устранению наиболее близко расположенные энергоблоки.

VI.3. Поведение турбины при качаниях частоты в

энергосистеме

Как уже указывалось, такие важные потребительские

качества современных турбин, как их поведение при длительных

232 Приложение VI

и глубоких качаниях частоты и мощности, наблюдающихся в

энергосистемах, целиком определяются нелинейностями в

системе регулирования турбин, которые можно характе-

ризовать как несимметричность систем регулирования.

Несимметрия положения проявляется в том, что упоры

сервомотора или промежуточного усилителя в сторону

открытия и закрытия разные. Большую часть времени турбина

по условиям экономичности работает с нагрузкой выше 70% и

положение эквивалентного сервомотора регулирующих

клапанов значительно ближе к верхнему упору, чем к нижнему.

Скоростная несимметрия выражается в более медленном

движении сервомоторов на открытие, чем на закрытие при

подаче достаточно больших воздействий на входы в систему

регулирования.

В пружинных сервомоторах это связано, с одной

стороны, со стремлением к уменьшению времени закрытия

сервомоторов регулирующих клапанов (безопасность собствен-

но турбины) и, с другой стороны, с ограниченными возмож-

ностями маслонапорной установки, подающей масло под

поршни сервомоторов при их движении на открытие, в то время

как на закрытие подача масла под поршни не требуется. Но и в

двухсторонних масляных сервомоторах указанная скоростная

несимметрия присутствует, часто по соображениям устойчи-

вости собственно сервомотора.

Качания могут возникать в нормальных режимах работы

(включение или отключение линий электропередач) или

аварийных, например, при несинхронном ходе соседних

агрегатов. Их частота, как указывалось, довольно низкая, и

воспринимается регулятором турбины. Вследствии указанных

нелинейностей в системе регулирования турбины при качаниях

Приложение VI 233

происходит быстрое снижению средней мощности, выраба-

тываемой турбиной. А это при работе на внешнюю сеть может

привести к перегрузке отдельных линий электропередачи, при

работе на местную нагрузку или нагрузку собственных нужд-

к недопустимому падению частоты врщающихся агрегатов

собственных нужд и остановке блока поэтому величина

снижения средней мощности иногда ремонтируется, хотя

проверить это сложно. Правильнее, по нашему мнению,

ограничить время движения сервомоторов на открытие от

положения холостого хода до полного открытия величиной

0,7... 1 с, что всегда легко проверить. Существует разные

способы уменьшения скоростной несимметрии систем

регулирования, которые зависят от конструкции конкретной

системы регулирования и схемы её маслоснабжения. Как

правило, требуемые затраты не очень велики и связаны с

увеличением насосов или аккумуляторов маслостанциях

системы регулирования.

Компенсировать же несимметрию положения можно

только одним путём-увеличением средней мощности турбины

при том же расходе пара и положении регулирющих клапанов

турбины за счёт быстрого (порядка 1 с) включения отбора

пара из турбины в систему регенераций и в систему тепло-

снабжения специальными отсечными клапанами на отборах при

возникновении аварийной ситуации. Отключение отборов

приводит к увеличению расхода пара в ЦНД. Если это не

допускается по условиям работы лопаточного аппарата

последней ступени, может выполняться включение только

подогревателей высокого давления (ПВД). Это даст увеличение

средней мощности на 10...15% [К15, С14] ·

234 Приложение VI

И что не менее важно, указанные нелинейности в

системе регулирования турбин должны обязательно учи-

тываться при расчётах устойчивости энергосистем.

VI.4. Поведение турбины и энергоблока при сбросе

нагрузки

При работе релейных защит противоаварийной автома-

тики энергосистемы по ряду причин происходит деление

системы на отдельные участки с оставшейся большей или

меньшей местной нагрузкой, вплоть до нагрузки собственных

нужд блока. От того, насколько турбина и энергоблок в целом

справляется с обеспечением такой работы, зависит дальнейшее

протекание и развитие аварии. Если блок справляется с такой

работой, в выделенном районе продолжается работа под

нагрузкой, район достаточно быстро может быть синхро-

низирован с другими работающими участками энергосистемы.

Если же блок будет отключён своими защитами, то в одних

случаях прекратится питание данного района, а в других -

произойдёт дальнейшее деление отключённого района.

Включение отключившегося блока вновь в работу

потребует значительно большего времени, исчисляемого

часами (ТЭС) и сутками (АЭС). Системы регулирования

турбин обычно обеспечивают удержание сброса нагрузки [К24,

С7]. С котлоагрегатами дело обстоит значительно сложнее.

Опыт показал, что удержание в работе котлоагрегата в этом

случае и обеспечение длительной работы (порядка 1 часа) в

основном зависит от работы быстродействующих редукционно-

охладительных установок (БРОУ), их схемы, производи-

тельности и быстродействия.

Производительность БРОУ должна быть 70...100% при

номинальном давлении пара перед ним, быстродействие на

Приложение VI 235

открытие - порядка 1...2 с для байпаса цилиндра высокого

давления, 2...3 с для байпаса цилиндров среднего и низкого

давления. Наличие только одного общего байпаса турбины (так

называемая однобайпасная пусковая схема) или часто

применяемая производительность 30% (эта схема и величина

производительности выбираются по условиям пуска блоков из

горячего и полуостывшего состояния и недостаточно

учитывают динамику переходных процессов и характеристики

систем регулирования котла при сбросе нагрузки), как правило,

плохо обеспечивают выполнение этого требования, и через

небольшое время после сброса нагрузки блок отключается

защитами котла. Конечно, выполнение двухбайпасных БРОУ

такой большой производительности это дополнительные

существенные затраты, но без этого надёжность удержания

блока в работе вряд ли может считаться гарантированной. Для

турбин АЭС насыщенного пара, достаточно одной охваты-

вающей БРОУ, но такой же производительности и быстро-

действия. Двухбайпасная пусковая схема 100%-ной произво-

дительности обеспечивает наименьшее изменение режима

работы и состава оборудования котла при сбросе нагрузки,

возможность медленного постепенного снижения режима

работы котла в требуемом для него темпе и в максимальной

степени гарантирует переход котла к новому режиму без

срабатывания защиты. То, что эти реалии многими недо-

оцениваются, очевидно.

VI.5. Работа с отклонением частоты

Выделенные районы могут работать с повышенной или

пониженной частотой вращения. Длительность работы под

нагрузкой при больших отклонениях частоты (± 5...6%) должна

236 Приложение VI

быть ограничена по условиям работы турбоагрегатов, но

соответствующих защит не предусматривается. В турбинах

ограничения длительности связаны с вибрационными

характеристиками лопаточного аппарата. При этом важно,

чтобы турбина не "застревала" с большой нагрузкой на частоте,

отклоняющейся от номинальной более, чем на ± 1 Гц, а

непрерывно проходила эти режимы в процессе стабилизации

работы отключённого района.

Специальных быстродействующих защит турбины при

отклонении частоты в указанных пределах обычно не

предусматривают. Но работа каких-либо других техноло-

гических защит энергоблока при таких отклонениях частоты

весьма вероятна. Снижение напорного давления при падении

частоты в этом случае на линии нагнетания центробежных

электронасосов должно учитываться при выборе оборудования.

В маслосистемах регулирования, смазки, уплотнений генератора

для этого выбрают большие запасы по напорному давлению.

В других, более мощных агрегатах, это требует более

дорогих решений, например, паротурбинного привода в паро-

водяном тракте котла. При необходимости должна рассмат-

риваться возможность питания собственных нужд блока через

статические преобразователи с поддержанием необходимой

частоты системы собственных нужд. Для самих линий связи

их применение могло бы радикально решить проблемы устой-

чивости связи районов энергосистем, но пока это ещё очень

дорого, хотя опыт эксплуатации уже имеется и положительный.

Для агрегатов же собственных нужд станции требуемая

мощность на два порядка меньше и поэтому данное предло-

жение может рассматриваться. Отключение энергоблоков ТЭС

и АЭС при таком снижении частоты должно быть исключено.

Приложение VII 237

Приложение VII. Возможности реализации

электрогидравлического сервомотора ЭГС при

модернизации турбин ЛМЗ большой мощности

При переходе к ЭГС для сервомоторов регулирующих

клапанов ЦВД и ЦСД наиболее дешёвым направлением

модернизации является сохранение основных определяющих

деталей сервомотора, как-то: корпус, поршневая группа, буксы.

В этом плане наиболее простым является надстройка

имеющихся гидравлических сервомоторов суммирующими

усилителями-преобразователями СУП, как это описано в гл. 8.

При этом исключается промзолотник и может быть сохранена

вся система защиты.

В этой схеме возможно использование ЭМП других

фирм с большими перестановочными усилиями, чем принято

на ЛМЗ, что только благотворно отразится на качестве работы

в целом. В большинстве турбин потребуется три СУП: два для

клапанов ЦВД и один - для клапанов ЦСД.

Но в тоже время естественно и желание использовать

ЭМП с большими перестановочными силами для прямого

привода золотника сервомотора и отказа от механической

обратной связи сервомотора.

Рассмотрим возможные варианты выполнения таких

ЭГС для сервомоторов РК ЦВД и ЦСД турбин 500...800 МВт.

1. Вариант с непосредственным приводом от ЭМП

подвижной буксы сервомотора. В этом плане важна оценка силы

трения этой подвижной буксы. Силу трения золотника можно

оценить по максимальной величине нечувствительности,

наблюдаемой в эксплуатации при пренебрежении очисткой

масла. По некоторым наблюдениям эта нечувствительность

238 Приложение VII

может быть Δр

= 1 кг/см

(6,5% по мощности), при фор-

мулярной 0,3 (2% по мощности).

Соответственно сила трения золотника диаметра d с

торцевой площадью f = 0,785 · d

F = 0,5·f·Δр

где F

- сила трения на внутренней поверхности буксы. При

диаметре золотника φ 70 сила трения F = 19,2 кг, при диаметре

ø 90 сила трения F = 31,2 кг.

Сила трения по наружной поверхности подвижной буксы

F — k

·k

·F

где к

- учитывает разницу в диамеметре (к

= 1,45), к

- учи-

тывает разницу в линейных размерах (к

= 2), к

- учитывает

наличие двух направлений (к

=1,25). Тогда сила трения под-

вижной буксы:

=3,62·F.

При диаметре золотника ø 70 сила трения F

= 69, 5 кг, при

диаметре ø 90 сила трения F

— 112,9 кг.

С другой стороны, опыт эксплуатации показал, что с

целью исключить зависание подвижной буксы, наблюдавшееся

в эксплуатации, усилие пружины, прижимающей подвижную

буксу, следовало увеличить почти вдвое (до 200 кг). Таким

образом, при перемещении подвижной буксы непосредственно

от ЭМП неообходимо рассчитывать на возможность возник-

новения в процессе эксплуатации силы трения порядка 100 кг.

Сколько это даёт в процентах от единичного сигнала, зависит

от силовой характеристики всего контура регулирования усилия

ЭМП, которое применит поставщик ЭМП.

2. Вариант перемещения подвижной буксы сервомотора

с помощью следящего золотника. При правильном выполнении

стандартного для ЛМЗ следящего золотника (диаметр поршня

Приложение VII ______________ 239

100 мм, давление под поршнем 15...25 кг/см

, диаметр сопла

5 мм, при этом трение вносит отклонение не более 1% от

единичного сигнала) постоянная времени следящего золотника

составит 0,01 с. Ограничения могут возникнуть из-за

невозможности дальнейшего увеличения диаметра сопла. При

подаче единичного сигнала 15-миллиметровый золотник перей-

дёт в режим движения с постоянной скоростью на закрытие

100 мм/с, и весь единичный ход займёт 0,15 с. На открытие

движение произойдет с постоянной скоростью 25 мм/с, и весь

ход займёт 0,6 с. В общем, эти характеристики приемлемы, но

они не лучше, чем в варианте с СУПами. Расход через сопло

составит 0,2 л/с или 12 л/мин. А для 6-ти сервомоторов -

70 л/мин. Это дополнительный расход, протечки все остаются.

В общем, оба эти варианта возможны, но, по нашему

мнению, должны уступать варианту с выполнением трех СУП

с 3-мя ЭМП, в том числе и по стоимости, учитывая необхо-

димость установки в обоих вариантах дополнительно 3-х (всего

6-ти) ЭМП с аппаратурой управления и стоимости этих

устройств. При этом в обоих вариантах требуется сохранение

промежуточного золотника (с ограниченными функциями),

чтобы не менять существующую систему защиты.

Вместе с тем, сами по себе работы по внедрению в

турбины ЛМЗ электромеханических преобразователей с

большими перестановочными усилиями следует только

приветствовать, т.к. это может упростить конструкцию СУП

(отказ от следящего золотника в них), дополнительно повысить

надёжность системы регулирования и защиты в целом, что

позволит возложить на систему регулирования решение новых

более сложных задач, например, регулирование осевых усилий

с целью отказа от думмисов в конденсационных турбинах и

соответствующего повышения их экономичности [С32, ПЗО].

240 Литература

Литература

Монографии и сборники

К1. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ.

Под ред. А.П. Огурцова и В.К.Рыжкова. М.: Энергоатомиздат 1991.

К2. Егоршин В.П., Фрагин М.С. Повышение быстродействия

систем автоматического регулирования мощных паровых турбин ЛМЗ.

Учебное пособие. Л.: Изд. завода-втуза при ЛМЗ, 1987.

КЗ. Огнестойкие турбинные масла. Под ред. проф. К.И. Ива-

нова. Авторы: К.И. Иванов, Г.Д. Вилянская, Ю.Д. Зильбер, М.З. Хейфец,

М.С. Фрагин, И.Д. Гадаскина. М.: "Химия", 1974.

К4. Гребень М.А. и Щетинин А.А. Регулирование паровых

турбин. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959.

К5. Хейфец М.З. Развитие техники регулирования паровых и

газовых турбин. Сб. Под ред. П.С. Чернышёва. Полвека на службе

эликтрификации,Л.: Машиностроение, 1967.

Кб. Фрагин М.С, Щетинин А.А., Пономарев В.Б., Любан Е.А.,

Мельников B.C. Совершенствование систем регулирования мощных

паровых турбин. Сб. "50 лет турбостроения на ЛМЗ (1924 -1974)". Л.:

"Машиностроение", 1976.

К7. Малев В.В., Фрагин М.С. Развитие систем автоматического

управления паровых турбин. В кн. "Флагман советского турбо-

строения". Л.: "Машиностроение", 1984.

К8. Фрагин М.С. Анализ величины сопротивления регули-

рующих клапанов АО ЛМЗ и АОЗТ "Энерготех", Отчёт АОЗТ

"Энерготех", 1998.

К9. Смирнов Е.М., Зайцев Д.К., Иванов Н.Г., Кириллов А.И.,

Рис В.В., Рудинский Э.А. Аэродинамический расчёт блока клапанов

ЦСД паровой турбины. Отчёт ЗАО "Энерготех", 1999.

К10. Трояновский Б.М., Корягин А.В. Экономическая

эффективность снижения потерь давления в клапанных системах

паровых турбин. Вестник МЭИ, 1996, №4.

К11. Дорошенко Г. Α., Луганский Я.Н., Травкина В.Н. К вопросу

о возможностях и способах осуществления аварийного регулирования

паровых турбин. Труды ВНИИЭ, вып. 29. М.: "Энергия", 1967.

К12. ГорячеваЮЛ, Мельников B.C., НуждинВ.В, Уварова В.И.,

Чугунников Ю.В., Фрагин М.С. Система автоматического управления

мощностью крупных паровых турбин. Труды ВЭИ, вып. 89. М.:

"Энергия", 1980.

К13. Меламед А.Д., Горячева Ю.Л., Фрагин М.С. Алгоритмы