Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок

Подождите немного. Документ загружается.

t,C

Рис.

19.3.

Разгон ротора тур-

бины К-500-60/1500

при

мгновен-

ном сбросе полной нагрузки:

— при

исправных системах регу-

лирования

защиты;

2 — при

отка-

зе регулировочных клапанов высо-

кого давления;

3 — при

отказе

от-

сечных клапанов среднего давле-

ния;

4 — при

одновременном отка-

зе регулировочных клапанов высо-

кого давления

отсечных клапанов

среднего давления

Если

при

полном сбросе нагрузки

в силу какой-либо неполадки одна

из

заслонок

за

промежуточным пере-

гревателем

не

закроется

по

команде

от системы регулирования,

то на-

ступит аварийная ситуация.

Об ее

последствиях дают представление

нижеследующие результаты расче-

тов,

выполненные

для

турбины

К-500-60/1500

при

полном сбросе

нагрузки

[51, 65].

Ротор этой тур-

бины

при

исправных регулировоч-

ных клапанах,

но без

вмешательства

защитных устройств, разгоняется

до частоты вращения

на 22 %

выше нормальной,

этот разгон

может быть ограничен

данной

си-

стеме только действием автоматов

безопасности. Если

же

из-за

не-

исправности

не

закроется хотя

бы

один регулировочный клапан высо-

кого давления, тогда

как

стопорные заслонки после проме-

жуточного перегревателя посажены действием автомата безопас-

ности,

то при

одновременном отказе

системе стопорного клапана

высокого давления разгон ротора превысит

на 18 %

номинальную

частоту вращения. Если

же

вообразить аварийную ситуацию,

когда одновременно вышла

из

строя система регулирования

и не

закрываются запорные органы после промежуточного перегре-

вателя,

но

вовремя закрылись стопорные клапаны высокого

давления,

то

разгон ротора достиг

бы 130 % от

номинальной

ча-

стоты вращения,

а это на 7 %

выше,

чем

допускает прочность

ротора. Турбина,

для

которой сделаны данные расчеты, выпол-

нена однопоточной, поэтому

ее

динамическая константа сравни-

тельно невелика

(Т

» 11,5 с), и

максимальный разгон происхо-

дит всего лишь

за 2—6 с до

указанного опасного значения

(рис.

19.3),

Срыв вакуума.

Как

показывает опыт, вероятность одновремен-

ных отказов

двух независимых системах настолько мала,

что

обычно такие ситуации

не

принимаются

во

внимание.

Но' при

проектировании системы защиты турбины К-500-60/1500

ХТЗ

все-же была поставлена задача

об

изыскании дополнительной

защиты. Установка

для

этой цели особых стопорных клапанов

исключалась из-за

их

больших размеров

стоимости. Альтерна-

тивное решение задачи конструкторы

ХТЗ

нашли

автома-

тическом экстренном срыве вакуума.

Для этой цели

турбине К-500-65/1500 устанавливаются

четыре атмосферных клапана (диаметром

по 1000 мм)

на переходных патрубках

конденсаторам.

случае открытия

380

этих клапанов

при

аварийном разгоне ротора давление

за

турби-

ной

течение трех секунд поднимается

до 0,05 МПа.

Этого доста-

точно, чтобы сбавить темп разгона

предохранить ротор

от

раз-

рушения даже

при

маловероятном двойном отказе:

системе

ре-

гулирования высокого давления

и в

системе автоматической

по-

садки отсечных клапанов

или

заслонок

за

перегревателем.

19.3.

ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКАЯ

СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ

ЗАЩИТЫ

ХТЗ

Основной элемент электрогидравлической системы

ре-

гулирования (ЭГСР)

—

электрогидравлический

преобразователь (ЭГП).

В нем

электрические сигналы

превращаются

гидравлические

(см. § 4.3).

Электрогидравлический преобразователь

(рис. 19.4).

Сигнал

поступает

от

рабочего

ЭГП /.

Гидравлическая часть преобразова-

теля выполнена

виде отсечного золотника

входящего

состав

сервомотора

4 с

источником жидкости

Сервомотор

непосред-

ственно связан

отсечным золотником

принадлежащим глав-

ному гидравлическому сервомотору системы регулирования.

Та-

ким образом электрические сигналы воздействуют

на

регулиро-

вочные клапаны турбины

и на

стопорные клапаны

или

заслонки

за промежуточным перегревателем.

Для передачи экстренных импульсов

из

энергосистемы

ава-

рийных ситуациях, например

при

резких сбросах

набросах

нагрузки, предусматривается форсировочный

ЭГП 6 со

своим сервомотором, усиливающим поступающие импульсы. Этот

ЭГП имеет собственное маслоснабжение.

Система ЭГСР турбины К-500-60/1500. Проточная часть этой

тихоходной турбины размещена

двух цилиндрах:

объединенном

цилиндре, состоящем

из

частей высокого

(ЧВД) и

среднего

(ЧСД)

давлений,

и в

двухпоточном

ЦНД.

После

ЧВД

влажный

пар

про-

ходит сепаратор

промежуточный перегреватель (СПП).

Из

СПП

пар

поступает

в ЧСД

и затем

— в ЦНД.

Регу-

лирование

—

дроссельное.

Пар подводится

по

двум

трубам диаметром

600 мм

к двум блокам комбини-

рованных стопорно-

регулировочных

клапанов.

Особенности гидрав-

лической части системы

регулирования этой тур-

бины состоят

следу-

ющем: главные масля-

ные насосы установлены

СХ

От

главного

тсяиного насоса

Рис.

19.4.

Принципиальная схема

ЭГП

турбин

ХТЗ

отдельно от турбины с приводом от электродвигателей пе-

ременного тока, питающихся от сети собственных нужд;

в электрической части регулятора частоты вращения применен

механизм электрический однооборотный

(МЭО). Этот механизм отличается точностью передачи команды,

имеет электрическую обратную связь и электромагнитный тор-

моз,

и он специально предназначен для работы при многократном

изменении направления вращения; выполнена третья линия

защиты от разгона ротора, независимая от двух обычных защит-

ных линий (к регулировочным и к стопорным клапанам) и осно-

ванная на принципе экстренного срыва вакуума, о чем уже было

ранее сказано; введены многоточечные мембранные за-

щитные устройства, передающие импульс к закрытию

всех парозапорных органов высокого и среднего давления.

Последнее защитное устройство полностью дублировано, и оба

блока включены параллельно. Они воспринимают импульсы от

автоматов безопасности, реле давления смазки, реле осевого сдвига

и многие другие. Им сообщаются также сигналы от оператора.

При этом гидравлические сигналы передаются по линиям защиты

к сервомоторам запорных органов, а электрические — к электро-

магнитам, установленным непосредственно на защитных устрой-

ствах.

Главная же особенность •— электрическая часть системы, над

совершенствованием которой ХТЗ трудится давно. Прогрессивна

сама идея введения такой системы в практику в качестве основной.

По сути дела гидравлическая система дублирует электрическую

лишь для большей надежности.

Передача гидромеханической системе функций электромехани-

ческой системы, в случае необходимости, производится посредством

переключающего золотника с приводом от электромагнита. Этот

механизм автоматически действует при существенных нарушениях

состояния электрических цепей ЭГСР. Переключение происходит

без заметных бросков нагрузки благодаря устройству, сравниваю-

щему командные сигналы об уровне давлений в импульсных ли-

ниях ЭГСР и гидродинамической системы. При этом по сигналу

о переключении синхронизатор гидравлического регулятора на-

страивает свою систему на отставание от ЭГСР приблизительно

на 5 % по нагрузке. Обратный же переход выполняется только

по команде оператора.

Блок-схема электрогидравлической си-

стемы регулирования турбины К-500-60/1500

ХТЗ представлена на рис. 19.5. Сигналы к регуляторам частоты /,

давления пара перед ЦВД 2 и мощности 3 поступают от датчиков 6,

7 я 8. После выработки и усиления импульсов в регуляторах они

последовательно проходят коммутационное устройство 4 и огра-

ничитель 5 скорости изменения нагрузки в зависимости от тепло-

вого состояния оборудования. В таком виде отработанный импульс

с учетом команд всех действующих регуляторов и ограничений

382

Пар и)

парогенератора

Рис. 19.5. Блок-схема ЭГСР турбины К-500-60/1500:

/ — регулятор частоты; 2 — регулятор давления; 3 — регулятор мощности; 4 — комму-

тационное устройство; 5 — ограничитель скорости изменения нагрузки; 6 — датчик

частоты; 7 — датчик давления пара перед ЧВД; 8 — датчик мощности; 9 — рабочий

ЭГП; 10 — форсировочный ЭГП; 11 — переключающее устройство; 12 — золотник; 13 —

главный сервомотор; 14 — регулировочные клапаны перед ЧВД

регулируемых параметров подводится к исполнительной части

системы регулирования. Она состоит из двух параллельных цепей

звеньев, в каждую из которых сигнал поступает через свои ЭГП 9

и 10. Первый из них получает импульс из системы регулирова-

ния, а второй — от аварийной автоматики энергосистемы. Из

ЭПГ импульс поступает в переключающее устройство // и далее —

к отсечному золотнику 12 главного сервомотора 13, передвигаю-

щего регулировочные клапаны 14. Переключатели 11 по команде

из системы защиты или от оператора вводят в действие гидро-

механическую систему регулирования (ГСР) и отключают электри-

ческую.

В качестве электрического датчика частоты 6 применен трех-

фазный генератор, приводимый от вала турбины. Сигнал о мощ-

ности генератора формируется в датчике 8 с помощью трансфор-

маторов тока и напряжения. Датчик 7 передает сигнал о давлении

перед турбиной. Кроме того, подключается ряд не показанных на

схеме датчиков температуры и давления.

Регулятор частоты кроме выполнения своих обыч-

ных функций участвует в автоматическом пуске по различным

программам в зависимости от теплового состояния турбины.

Регулятор мощности автоматически нагружает

турбину по программе и поддерживает мощность на заданном

уровне. Он изменяет мощность в зависимости от давления в слу-

чае падения давления ниже заданного предела. Ограничитель

383

мощности по тепловому состоянию турбины автоматически пре-

кращает набор мощности.

ЭГСР может выполнять блокировки режимов работы по со-

стоянию оборудования блока и энергосистемы, регулировать пара-

метры и выполнять многие другие функции, связанные с задано ми

экстренного регулирования частоты в

энергосистеме (например, блокировку дифференциатора).

Автоматизированная система управ-

ления АСУТ-500 построена на базе электрогидравлической

системы регулирования. Она допускает автоматическое управле-

ние и организацию оптимальных процессов во время пуска и

остановки, нагружения и снятия нагрузки, а также при работе

на режимах по заданной программе. Для выполнения этих функ-

ций устанавливаются связи с внешними системами.

Для управления функциональными группами служит с и-

стема дискретного управления с регулятором

высшего уровня или под командой оператора. К дискретным

системам управления относятся: операция включения или от-

ключения механизмов собственных нужд и различных автомати-

ческих регуляторов; изменение структуры автоматического регу-

лирования (например, переход к иному коэффициенту неравно-

мерности регулирования, отключение дифференциатора); пере-

ключение запорной арматуры; ввод в действие технологических

защит и блокировки.

Технологические защиты автоматически отключают оборудо-

вание в случаях превышения предельных параметров.

§ 19.4. АККУМУЛЯЦИЯ ЭНЕРГИИ В ВПТ

Выше была показана большая роль в процессе регули-

рования аккумулированного во влажнопаровой турбине (ВПТ)

пара и конденсата. Вредное влияние на динамику регулирования

объемов пара как аккумуляторов энергии в турбине было доста-

точно выяснено в гл. 17. Здесь же новым выдвигается вопрос о

поведении большой массы влаги в виде капель, пленок

и скоплении конденсата при резком падении дав-

ления.

Капли. Рассмотрим ту часть потока, которая несет с собой

незначительное по объему, но большое по массе количество влаги

в очень мелких каплях. В них сосредоточена немалая энергия,

особенно в части высокого давления. Эта энергия в определенной

мере используется как полезная работа расширения влажного

пара. При этом в процессе падения давления эти капли не испа-

ряются, а служат ядрами конденсации: капли растут за счет

конденсации пара на их поверхностях. В то же время спонтанно

зарождаются мириады новых капель, которые могут расти или

исчезать. При этом процесс конденсации пара на поверхностях ка-

пель протекает при температуре капель выше, чем температура

окружающего их пара. Это надо иметь в виду, так как неправиль-

384

ное представление о температуре капель в потоке приводит к про-

тиворечию с первым законом термодинамики.

Из сказанного следует, что в процессе регулирования основную

массу влаги, сосредоточенную в каплях, надлежит рассматривать

как неотъемлемую часть влажнопаровОго потока и, как обычно,

рассчитывать разгон ротора при сбросе нагрузки по падению

энтальпии в этом потоке. Суть дела не меняется и при набросе

нагрузки, так как процесс сжатия влажного пара протекает по

тем же законам термодинамики, но в обратном направлении.

Состояние пара перед турбиной условимся считать неизменным

в течение короткого промежутка времени, за который совершается

первый размах колебания регулировочного клапана турбины.

Этот условный полупериод все же на несколько порядков больше,

чем время образования капель. Это дает основание считать, что

процесс конденсации в расширяющемся потоке протекает квази-

стационарно и что применительно к такому потоку следует поль-

зоваться обычным методом расчета стационарной термодинамики

как при сбросе, так и при набросе нагрузки (см. §

17.6).

Пленки и скопления конденсата. Эти массы влаги находятся на

поверхностях проточной части и в емкостях, к ней примыкающих.

Они не могут следовать за потоком с достаточно высокой скоро-

стью влаги по сравнению со скоростью пара и не подвержены воз-

действию больших градиентов давления за короткий промежуток

времени. Эти условия качественно меняют поведение влаги по

сравнению с каплями, несомыми расширяющимся потоком. Мед-

ленно движущаяся влага при резком падении давления в месте

ее нахождения быстро испаряется, повышая локальное давление

и расход пара за этим местом. Вместе с тем эта влага не проявляет

активности при столь же резком повышении давления и нагреве

пленки до температуры пара.

Количество влаги в пленках сравнительно невелико благодаря

их малой толщине 6. На поверхностях в направляющих аппаратах

б = 20-ь50 мкм. При внезапных сбросах нагрузки можно считать,

что такая пленка мгновенно испаряется с горячих поверхностей

и ее масса совершает работу в качестве пара вместе с основным

потоком.

Скопления конденсата в свободно примыкающих к проточной

части емкостях в случае резкого падения давления при сбросе

нагрузки испаряются, практически без отставания следуя за

падением давления в окружающей среде. При этом дополнительный

расход пара определяется по количеству теплоты, выделенной за

счет падения внутренней энергии конденсата. Большая масса

испарившейся влаги может значительно увеличить динамический

запрос частоты вращения ротора турбины. Это опасное явление,

прежде всего, следует предупреждать конструктивными мерами,

устраняющими значительные скопления влаги.

Конденсат в теплообменных аппаратах. В подогревателях пи-

тательной и сетевой воды и в других теплообменных аппаратах

13 Кириллов И. И.

385

_3в^

" сепараторах задерживаются значительные

* Ч массы конденсата. Они так же опасны, как

•\ и только что рассмотренные скопления влаги.

~ П Но, поскольку эти массы сосредоточены в от-

Л-^ч<'

деленных от турбины аппаратах, их вредное

"| \^ влияние можно пресечь средствами автомати-

зм

ки, применив быстрозапорные об-

ратные клапаны. Покажем это на

Рис. 19.6.

Схема

примере,

обратного

клапана

„

Подогреватель высокого дав-

ления (ПВД) питательной воды в рабочем

состоянии всегда содержит в сливной камере некоторое количество

конденсата с температурой, приблизительно отвечающей давле-

нию насыщенного пара в подогревателе. Из-за сопротивления

обратного клапана давление пара в подогревателе немного мень-

ше,

чем в месте его отбора из турбины. Рассмотрим поведение

клапана и влияние его на поток сразу после внезапного сброса

нагрузки с турбины.

Нестационарный процесс в данных условиях

в камере подогревателя начинается с падения давления перед кла-

паном, а значит и с уменьшения расхода пара подогревателем и

увеличения его турбиной. В момент выравнивания давления

в месте отбора и в камере подогревателя расход становится нуле-

вым, а затем направление потока меняется. Дальнейшее падение

давления вызывает обратный поток пара с быстро нарастающей

скоростью его движения. Вот в этот момент клапан и должен с мак-

симальной скоростью преградить путь обратному потоку пара и

влаги.

Для этой цели можно использовать падающую тарелку

массой т (рис.

19.6).

В свободном падении с высоты h тарелка,

если не учитывать трения, встанет на седло (h = 0) за время

t = / 2h/g, где h = I (1 — cos у). Теоретическое время полного

закрытия клапана составляет несколько десятых секунды. За это

время на горячие части турбины выбрасывается немалое коли-

чество работоспособной пароводяной смеси с большим содержа-

нием влаги. В действительности силы трения замедляют падение

тарелки, тогда как аэродинамическая сила ускоряет ее движение.

Однако последний эффект становится значительным при достато-

чно большой скорости обратного течения, т. е. уже после сущест-

венного выброса влажного потока в турбину. К тому же в редко

действующем клапане возможны заедания и неплотная посадка

тарелки на седло.

Все сказанное приводит к заключению, что для повышения

быстродействия и безусловной надежности клапана следует преду-

сматривать его принудительную посадку. Для этой цели служит

пружинный сервомотор с рабочей жидкостью в виде воды под вы-

соким давлением после питательного насоса. Такой сервомотор

386

может обеспечить время закрытия обратного клапана У'..,,,,, даже

меньше, чем время закрытия T

регулировочных клапанов ЦВД.

Расчет нестационарного процесса при

свободном падении или принудительной посадке тарелки обра!

ного клапана на седло можно выполнить методом Эйлера

(см.

17.6).

Выбирая достаточно малый шаг At численного инте-

грирования (сотые доли секунды) можно детально изучить иссле-

дуемый нелинейный процесс до момента появления обратного те-

чения и, далее, до полного закрытия клапана.

Сначала по мере продвижения заслонки снижается расход

отбираемого пара

из-за резкого падения давления в турбине

под влиянием быстро закрывающихся клапанов ЦВД. Расчеты

перемещений клапанов ЦВД и тарелки обратного клапана, а та-

кже расходы пара турбиной и подогревателем взаимно связаны,

и давление в месте отбора /?

от

находится, чаще всего, как про-

порциональное расходу за местом отбора (или с поправкой на

противодавление по формуле Стодолы). С момента, когда поток

в обратном клапане меняет направление

(AG

= 0), из-за вскипа-

ния конденсата происходит выброс пароводяной смеси в проточ-

ную часть турбины.

Давление пара в подогревателе

Поп

за все время процесса пред-

полагается равным давлению насыщенного пара, отвечающего тем-

пературе конденсата. При достаточно большом его количестве

допустимо считать

П0Д

const.

Зная же разность /?

под

— р

и коэффициент расхода клапана, просто рассчитать количество

пара

протекающего в подогреватель и вытекающего из

него

(AG

< 0) к концу каждого промежутка времени At. Вы-

брасываемая смесь имеет приблизительно постоянную энтальпию

«под.

так как непрерывное испарение исключает эффект истечения

из замкнутой камеры. В результате расчета достаточно точно вы-

является количество выброса пароводяной смеси из подогрева-

теля и дополнительный разгон ротора. На базе этих данных наз-

начается время сервомотора

so6

которое требуется для надежной

работы турбины.

Точно такие же расчеты необходимы для еще больших, чем

ПВД, аккумуляторов энергии — подогревателей сетевой воды,

пар к которым поступает из нерегулируемых по давлению от-

боров.

Повышение приемистости блока. Одно из возможных решений

этой задачи — временное отключение от турбин подогревателей

сетевой воды или конденсата. В частности, существенный эффект

получается за счет отключения подогревателей высокого давления

вынужденной посадкой сервомотором обратных клапанов. Это по-

чти мгновенно резко повышает расхода пара за местом отбора и

создает дополнительную мощность турбины. Последняя при дефи-

ците мощности в аварийной ситуации может сыграть исключи-

тельно важную роль в процессе поддержания устойчивости энерго-

системы (см. §

20.2).

В таких случаях время сервомотора для при-

13* 387

вода обратного клапана должно быть

не

меньше времени главных

сервомоторов

ЦВД.

Метод расчета процесса регулирования

при

отклю-

чении подогревателей

резком набросе нагрузки

по

существу

пригоден

тот же, как и для

теплообменных аппаратов,

только

что рассмотренном процессе

случае сброса нагрузки. Важнейшая

задача расчета

—

выяснить оптимальную характеристику серво-

мотора, отвечающего требованиям защиты энергосистемы.

ГЛАВА

20.

ЭНЕРГОСИСТЕМА

Турбины входят

составы весьма разнообразных энерго-

систем, определяющих

различные требования

системам

ре-

гулирования. Турбина может служить

качестве приводного

двигателя компрессора, работающего

на

магистральном трубо-

проводе

или в

каком-либо технологическом процессе, широко

используется

на

кораблях'

самолетах, единственный первич-

ный двигатель

на

крупных электростанциях. Теоретическая база

для построения систем регулирования энергетических установок

—

одна

и та же, но

технические средства

их

выполнения могут зна-

чительно различаться.

этой главе

мы

отметим особенности

регулирования

защиты лишь двух энергосистем, имеющих

в своем составе

ГТУ или ПТУ.

20.1. МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД

В современном газопроводе диаметром

1400 мм

проте-

кает

90-10" м

газа

сутки.

На

протяжении каждых

100 км

дав-

ление газа падает

с 7,5 до 5,2 МПа, и для

восстановления напора

на этой дистанции устанавливается компрессорная станция

с ГПА

или

электрическим приводом

нагнетателям. Сейчас проекти-

руются магистрали

диаметром труб

2000 мм. На

каждой компрес-

сорной станции параллельно работают несколько агрегатов,

на-

пример: четыре

ГПА

мощностью

по 10 МВт (два в

резерве)

или

два

ГПА

мощностью

по 25 МВт

(один

резерве).

гл. 16

динамика регулирования каждого

ГПА

рассматрива-

лась

для

изолированной системы.

На

самом деле

эта

система пред-

ставляет собой часть общей энергосистемы, связанную через свой

нагнетатель

газопроводом

приключенными

нему другими

ГПА.

Эта

динамическая связь отражена

динамической кон-

станте ротора. Применительно

к ГПА в ее

состав входят члены,

отражающие изменение вращающего момента нагнетателя

/ (со, р

), где р

—

давление

магистральном газопроводе.

При этом

ДМ„

= {dMjda)

Дсо

(дМ

/др

)

Ар

Во время нормальной работы энергосистемы отклонение

Ар

в быстротечном процессе регулирования

ГПА

весьма мало из-за

388

огромной инерции газопровода. Приняв

Ар

----- 0, мы

выделяем

быстродействующую систему регулирования

ГПА.

Это позволяет просто решать вопросы

ее

устойчивости

качества

процесса регулирования. Вместе

с тем,

вопросы статики регули-

рования имеют немалое значение

для

энергосистемы,

выбор,

например, большого коэффициента неравномерности регулиро-

вания

ГПА

может отразиться

на

показателях экономичности

си-

стемы

целом.

Главная задача управления агрегатами

—

поддерживать

за-

данный оптимальный уровень давления

газопроводе.

Запас

по

мощности

работающих агрегатов обычно невелик,

и повышать расход газа возможно лишь незначительно. Умень-

шать

же его

расход можно

как

снижением нагрузки

на все

агре-

гаты,

так и

отключением отдельных агрегатов. Регулирование

мощности производится синхронизированием частоты вращения,

что приводит

одинаковому росту степени повышения давления

в нагнетателях

устраняет опасность приближения

границам

помпажа

нагнетателях

пониженной частотой вращения.

Все эти

операции

нормальных условиях выполняются введением управ-

ляющих импульсов

системы регулирования

ГПА

через сравни-

тельно медленно действующий

МУТ.

Импульсы

по

давлению газа

передает станционный регулятор давления.

Он обеспечивает оптимальное распределение нагрузок между

агрегатами, корректируя действие регулятора частоты вращения

каждого агрегата.

Это

особенно важно

для

систем регулирования

с большим статизмом. Таким образом,

во

время нормальной

ра-

боты агрегата сигналы вводятся достаточно медленно,

не

нарушая

заметно качества процесса регулирования.

Противоаварийная защита необходима,

на-

пример,

случае резкого понижения давления

трубопроводе

перед нагнетателем.

Это

случается, например,

при

аварийном

выходе

из

строя предыдущей компрессорной станции, когда рас-

ход может снизиться

до 70 % от

номинального.

таких случаях

для предупреждения помпажа должны вступать

действие

про-

тивопомпажные клапаны, через которые перепускается

по об-

водной линии

до 20 % от

номинального расхода газа.

Эта

защита

должна быть быстродействующей,

так как

помпаж

развивается быстро

и его

последствия крайне опасны.

Каналы управления

защиты используются

для

автомати-

ческого пуска

остановки (нормальной

аварийной),

также

для дистанционного управления оборудованием агрегата

[47, 64].

20.2.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ

МОЩНОСТИ

§ 13.1 был

рассмотрен импульс понагрузке

как дополнительный

импульсу

по

частоте вращения вала турбо-

генератора

или, что то же, по

частоте

изолированной электри-

ческой сети,

на

которую

он

работает. Принципиально иная задача

389

ставится

целью орга

низации работы совре

менных крупных энерго

систем:

для

экономичной

и устойчивой работы

энергосистемы необхо

димо управление мощ

ностью агрегатов, вхо

дящих

в ее

состав.

С ре

шением этой проблемы

связана надежность

энергосистем,

и она

заслуживает специального изучения

пози

ций статики

динамики регулирования.

Статика регулирования.

нормальных условиях управление

энергосистемой должно обеспечить заданное количество электро

энергии

при

оптимальной нагрузке входящего

в его

состав обо

рудования. Прогнозируемая загрузка предписывается

контро

лируется диспетчерской службой. Точность прогнозирования

—

около

2 %. По

общему графику планируются: оптимальная

на

грузка

на

отдельные агрегаты,

их

временная остановка

часы спада

и ввод резервного оборудования

для

покрытия пиков нагрузки.

Нормально возникающие

сети возмущения ликвидируются

первичным регулированием частоты

по

командам регуляторов

угловой скорости агрегатов

вторичным регулированием частоты

в энергосистеме

привлечением регулирования перетоков мощ

ности

по

линиям электропередач.

Наиболее удобное техническое средство планового воздействия

на отдельные агрегаты

—

механизм управления турбиной (МУТ).

§ 3.3

было показано,

как с

помощью

МУТ

можно влиять

на

статическую характеристику регулирования

вместе

с тем на

мощность турбины, если

она

работает

сеть. Было также уста

новлено,

что

статические характеристики регулирования

на

опре

деленных участках можно

целесообразно получать близкими

к линейным,

что и

будет учитываться

дальнейшем изложении

предмета.

Идеально чувствительная энергосистема

(е = 0).

Наклон ста

тической характеристики агрегата определяется коэффициентом

неравномерности («статизмом»)

б (рис. 20.1, а).

Эквивалентная

статическая характеристика может быть принята

и для

энерго

системы

целом

(рис. 20.1, б).

Пусть идеально чувствительная энергосистема

(е = 0) со

стоит

из п

агрегатов мощностью

каждого

из них, так что сум

марная мощность энергосистемы

N = £ N

Относительная

но

минальная мощность каждого агрегата

= N

/N, а

суммар

ная мощность

J] N

= 1, С

небольшой погрешностью можно

eh ,')

Рис.

20.1.

Влияние коэффициента нечувстви

тельности

на

распределение мощностей:

а — ха

рактеристика агрегата;

б —

характеристика

си

стемы;

Г — /" —

зона нечувствительности

390

считать,

что

статические характеристики регулирования линейны

и имеют небольшой наклон (малое

б),

причем свойствами саморе

гулирования агрегатов

системы

целом можно пренебречь

(см.

§ 10.1).

Тогда

для

каждого агрегата имеется связь между

изменениями частоты

сети

А/ и

мощностью

Atf,

Д/ЛГ

гн

//6,.

(20.1)

Общее изменение мощности энергосистемы

при

изменении

от

носительной частоты

А/ = А///

= £ AN

= Af t (MM (20.2)

f=i

1=1

Для линейной

же

характеристики всей энергосистемы имеем

= AJN/8, (20.3)

где

б —

коэффициент неравномерности всей системы.

Сравнив правые части уравнений

(20.2) и (20.3),

получим

6 =

ЛГ

EWH/6,).

(20.4)

Если характеристики представлены ломаной линией,

то со

гласно

(20.3)

можно вычислить местные коэффициенты неравно

мерности.

При изменении статической нагрузки энергосистемы

на

вели

чину

AN эта

мощность автоматически распределяется

порядке

первичного регулирования частоты между отдельными агрега

тами согласно

(20.1) и (20.3)

= N

8/<bi.

Влияние коэффициента нечувствительности.

зоне нечувстви

тельности работа энергосистемы резко изменяется. Каждый

из

ее

агрегатов

зоне нечувствительности может оказаться

раз

ном состоянии готовности

реакции

на

изменение частоты

сети

в зависимости

от

величины

направления размаха указателя

регулятора

момент входа муфты

в эту

зону.

При

этом

САР

каждого агрегата вступает

действие

различным запаздыванием.

В первый момент после возмущения

энергосистеме процесс

изменения частоты начинается

под

влиянием лишь слабых свойств

саморегулирования энергосистемы

(см. § 10.1 и рис. 10.2), а

затем последовательно подключаются

САР

отдельных агрегатов.

Для быстродействия регулирования очень важно, чтобы запазды

вание было

как

можно меньше, поэтому требуется высокая чув

ствительность регулирования всех агрегатов.

Энергосистему, состоящую

из

большого числа различных

агрегатов, заменим условной

с п

одинаковыми агрегатами сред

ней номинальной мощности

и с

коэффициентами неравномер

391

ности

нечувствительности

и е

Пусть

энергосистеме про-

исходят вынужденные колебания частоты

(/) с

относительной

амплитудой

Допустим,

что в

зоне между границами нечувст-

вительности степень готовности всех систем регулирования

дей-

ствию распределена равномерно

и что

частота

соответствует

средней_линии

этой зоне. Тогда

при

колебаниях частоты

ампли-

тудой

<; е

/2 ни

один агрегат

не

вступает

работу

и е

харак-

теризует нечувствительность всей системы.

зоне нечувствитель-

ности каждый

из

агрегатов

все же

будет реагировать

на

изменение

частоты

сети

силу свойств саморегулирования

(см. рис. 0.1).

Так

как

рассматривается параллельная работа одинаковых агре-

гатов,

то и

саморегулирование

во

всей энергосистеме будет про-

являться

так же, как в

одном агрегате.

Если

же

агрегаты разные,

то в

зоне нечувствительности

с из-

менением частоты общая нагрузка распределится согласно стати-

ческим характеристикам турбин

при

неподвижных органах

ре-

гулирования.

При

этом агрегаты

сильным саморегулированием

(велико дМ/ды

на рис. 0.1)

рудут принимать наибольшее участие

в регулировании частоты.

И при

возникновении автоколебаний

мощности

зоне нечувствительности наибольшие амплитуды будут

у агрегатов

сильным саморегулированием.

В случаях колебания частоты

амплитудой лишь немногим

более,

чем е

/2,

только половина агрегатов принимает участие

в регулировании. Если

тому

же

период колебаний настолько

велик,

что

процесс можно рассматривать квазистатическим,

то

в данное мгновение коэффициент неравномерности энергосистемы

как

бы

удваивается.

При

дальнейшем увеличении

число всту-

пающих

работу агрегатов возрастает пропорционально

/е

и только

при А

= е

активными оказываются

все

агрегаты.

В той

же пропорции возрастает приемистость энергосистемы,

а ее

услов-

ный коэффициент неравномерности частоты уменьшается

до

вели-

чины, определенной

для

абсолютно чувствительного регули-

рования.

Тем

же

методом могут решаться многочисленные задачи

о по-

ведении энергосистемы

при

небольших колебаниях частоты, когда

ней

работают агрегаты

различной мощностью

степенью

не-

чувствительности

или

когда клапаны некоторых турбин

во

время

переходных процессов остаются неподвижными

(в

случаях огра-

ничения мощности, регулирования методом скользящего давления

т. п.).

Если

же

рассмотреть

прежних предположениях наиболее

невыгодный случай, когда падение частоты

на

величину

Д/

про-

исходит

от

граничной линии

/" (см. рис. 20.1, б) и

когда

все

агре-

гаты находятся

готовности

действию именно

на

этой линии,

т.

е. в

сторону возрастания частоты,

то ни

один агрегат

не

будет

реагировать

на

амплитуду колебаний

< е

лишь

при

ампли-

392

туде

> е

они все

сразу проявят активность

нужном

на-

правлении.

Аналогично рассуждая, можно оценить

приемистость энерго-

системы

составе агрегатов

различными мощностями

харак-

теристиками. Пусть, например,

САР

одного

из

агрегатов абсолютно

чувствительна. Тогда формально абсолютно чувствительно

и ре-

гулирование всей энергосистемы. Однако если относительная

мощность

такого агрегата мала,

то и

влияние

его на

приеми-

стость энергосистемы окажется ничтожным.

этой точки зрения

для высоких динамических показателей необходимо, чтобы,

по

возможности,

все

агрегаты обладали высокой чувствительностью.

Нечувствительность систем регулирования особо отрицательно

сказывается

при

малых возмущениях

сети, когда амплитуда

ко-

лебаний частоты может быть

на

порядок

более выше,

чем

най-

денная

по

статической характеристике

для

идеально чувствитель-

ной системы.

Перетоки мощности

энергосистемах.

Нагрузка в различных

частях энергосистемы весьма неравномерна. Когда крупная сов-

ременная энергосистема охватывает громадную территорию, часы

пик

провалов нагрузки изменяются

широком диапазоне

по линиям электропередач протекает большое количество элек-

тричества

из

одних частей энергосистемы

другие, выравнивая

них

избытки

дефициты мощностей.

основном такое выравни-

вание ведется планомерно,

по

заранее разработанным графикам.

При этом

процессе регулирования мощности

из

центра управле-

ния подаются команды

для

поддержания оптимального распреде-

ления нагрузок между энергоблоками

учетом возможностей

действующего оборудования

ввода резервных установок. Коман-

ды передаются

системы регулирования турбин через медленно-

действующее звено

—

механизм управления турбиной (МУТ).

Итак, крупные энергообъединения, входящие

состав энерго-

системы, связаны между собой линиями электропередач (ЛЭП).

Передаваемая

по ЛЭП

мощность определяется потребностями

нормальной работы энергосистемы. Запасы

же по

мощности меж-

системных связей, полезные

для

устойчивости энергосистем,

строго ограничены из-за огромной стоимости

ЛЭП. Это

вынуждает

применять относительно слабые связи между мощными энерго-

объединениями,

задачи безусловной надежности энергосистем

решать средствами автоматики.

В таких энергосистемах основная задача регулирования мощ-

ности состоит

устранении дефицита

или

избытка мощности

в любой

из

частей энергосистемы

и тем

самым

— в

поддержании

общей

для них

частоты.

статических условиях

эта

задача

до-

статочно просто решается совместно

плановой оптимизацией рас-

пределения нагрузок между агрегатами

и при

этом,

как

указы-

валось,

не

требует быстродействия системы регулирования.

В мо-

менты

же

переходных процессов, особенно

случаях аварийных

393

ситуаций, для ликвидации угрозы нарушения устойчивости энерго-

системы требуется чрезвычайное быстродействие и безусловно

надежное выполнение команд системами регулирования мощности

и защиты. Это главная особенность регулирования современных

энергетических блоков, требующая тщательного изучения.

Режим регулирования частоты. Современные энергоблоки

должны, по возможности, принимать участие в поддержании за-

данной частоты. При этом, чтобы избежать постоянных колебаний

нагрузки при малых отклонениях частоты, коррекция по частоте

выполняется с зоной нечувствительности, различной для повы-

шения и понижения частоты.

Для поддержания частоты более всего подходят турбинные

установки, эксплуатируемые с использованием тепла отработав-

шего пара для целей теплофикации. Они допускают временное

снижение или даже отключения отборов пара с компенсацией от-

пускаемой тепловой энергии за счет пиковых бойлеров. АЭС

мало приспособлены для покрытия пиков нагрузки, хотя и они

используются для этой цели в строго ограниченных пределах.

Регулирование давления свежего пара. Давление пара перед

турбиной не должно быть ниже определенного предела, что свя-

зано с работой парогенератора. Для выполнения этого требования

совместно с регулятором мощности действует контур мини-

мального давления. Посредством сравнения сигналов

от этих двух регуляторов устанавливается минимально допусти-

мая мощность. Предусматривается также возможность отдельной

работы регулятора минимального давления при регулировании

мощности вручную. В обоих режимах работы в случае неисправ-

ности в системе регулирования парогенератора происходит авто-

матический переход на изодромное поддержание перед турбиной

номинального давления.

Регулирование возбуждения синхронных машин. Для поддер-

жания в заданных пределах напряжения на шинах электростан-

ций служит автоматический регулятор возбуждения (АРВ) [11].

В его задачу также входят максимальное раздвижение пределов

статической и динамической устойчивости энергосистемы и улуч-

шение демпфирования послеаварийных колебаний. За регулируе-

мый параметр принимается отклонение напряжения с высоким

коэффициентом усиления и с коррекцией по производным от ре-

жимных параметров с целью повышения быстродействия си-

стемы.

Регулятор защищает синхронную машину, ограничивая ее

перегрузки: по токам в роторе и статоре с выдержкой времени;

по максимальному току в роторе без выдержки времени; по ми-

нимальному возбуждению, связанному с устойчивостью и перегре-

вом машины. Технологические функции регулятора состоят в уча-

стии в пуске и остановке агрегата: установление напряжения при

включении турбогенератора в сеть и его разгрузка по реактивной

мощности перед отключением от сети.

314

Аварийные ситуации в энергосистемах. В энергосистемах,

хотя и редко, но неизбежно по ряду причин происходят практи-

чески мгновенные отключения крупных потребителей, отдельных

агрегатов и даже целых линий электропередач с распадением

энергосистемы на части [11, 32, 35].

Главная особенность начала процесса в аварийных ситуациях

указанного типа — сильное внезапное возмущение. Отключение

ЛЭП происходит за 0,1—0,2 с. При этом из-за большой инерции

энергосистемы в первой стадии развития аварии изменение ча-

стоты вращения роторов турбогенераторов невелико и реакция

их регуляторов частоты не оказывает существенного влияния на

процесс регулирования. Большой же небаланс мощностей тур-

бины и генератора может возникать мгновенно. При этом в п е-

редающей системе, где после внезапного сброса нагрузки

образуется избыток мощности турбин, происходит опережение

тока по фазовому углу, а в приемной системе, где возникает

дефицит мощности, — отставание тока по фазовому углу. Если

несоответствие фазового угла в аварийной и остальной частях

энергосистемы достигает критического значения, то наступает

неустойчивый асинхронный режим. Это может вызвать критическое

состояние системы.

Управление системой в аварийных ситуациях крайне затруд-

нено из-за быстрого процесса развития аварии. В неблагоприят-

ных условиях критическое состояние наступает через полсекунды

и даже менее того. И именно в предаварийный период необхо-

димо весьма эффективное вмешательство системы аварийного ре-

гулирования и защиты с целью выравнивания баланса мощностей,

а тем самым и частоты в сети. Если же во всей энергосистеме или

в ее частях, сохранивших рабочее состояние, не удается поддер-

живать общую частоту, то нарушается синхронная работа генера-

торов и наступает асинхронный режим. Так зарождается ава-

рийная ситуация, грозящая временным отключением большого

числа потребителей электроэнергии и нанесением весьма ощути-

мого ущерба. Ее симптомы, течение и последствия покажем на

примере одной из наиболее впечатляющих аварий такого

рода.

Нарушения устойчивости системы. В 1965 г. в объединенной

энергосистеме нескольких северо-восточных штатов США и Ка-

нады вышла из строя одна из ЛЭП с нагрузкой 350 МВт. Хотя

эта мощность составляла всего 2,5 % от общей мощности связан-

ных двух частей энергосистемы, все же возникла крупнейшая ава-

рия. И вот как она протекала.

Началась авария на канадской гидроэлектростанции на реке

Ниагаре: от действия резервной защиты отключилась линия

350

МВт, а затем и остальные четыре линии, идущие от этой ГЭС.

При этом резко изменились потоки мощности: с 470 МВт в сто-

рону Канады на 1230 МВт в направлении США. В результате

энергосистема потеряла устойчивость, и авария стала быстро

395

развиваться. Через

3—4 с

из-за падения частоты

перегрузок

отключился

ряд

линий, связывающих энергосистемы,

отдельные

генераторы.

затем из-за снижения напряжения

частоты

усло-

виях перегрузок последовало массовое отключение генераторов

на территории

США.

Через

12 мин

после начала аварии энерго-

система северо-восточных штатов распалась

потерей почти всей

мощности.

На

несколько часов прекратилась подача электро-

энергии. Огромный район

населением

30 млн.

человек остался

без света, остановился транспорт. Убытки

от

аварии оценивались

100 млн.

долл.

Тщательный анализ этой аварии выявил

не

только организа-

ционные промахи,

но и ряд

принципиальных недостатков

регу-

лировании

защите энергосистем, среди которых подчеркнем

следующие: недостаточно эффективная разгрузка турбогенера-

торов

по

частоте; недостаточно быстрый набор нагрузки мощными

турбогенераторами; недостаточно совершенная система автомати-

зации.

Противоаварийное регулирование.

При

внезапных возмуще-

ниях

начальной стадии развития аварии изменение частоты вра-

щения ротора невелико

система регулирования частоты само-

стоятельно практически

не

может оказывать заметное влияние

на переходные процессы.

В то же

время мощность может само-

произвольно существенно перераспределяться между агрегатами

из-за мгновенного расхождения фазовых углов генераторов

энергетических узлов. Чтобы воздействовать

на

распределение

мощности между агрегатами

и тем

самым влиять

на

фазовые углы,

требуются дополнительные средства автоматики, прямо

или

кос-

венно использующие импульсы

по

разности фазовых углов.

Сравнительно просто автоматически снижать мощность агре-

гата почти мгновенно.

Но

обратный процесс (наброс нагрузки)

организовать несравненно более сложно даже

на

первой стадии

аварийной ситуации, когда парогенератор

еще

служит

как

пол-

ноценный аккумулятор. Отрицательно сказываются

на

темпе

на-

бора нагрузки обычно большее время сервомотора

сторону

открытия,

чем в

направлении закрытия клапанов, инерция

па-

рового объема промежуточного перегревателя

ограничения

по

тепловому состоянию. Решение задачи упрощается, если преду-

смотрены режимные ограничения

нормальной эксплуатации.

Например, работа агрегатов

нагрузкой ниже максимальной

создает резерв мощности, легко используемый обычными сред-

ствами регулирования мощности. Резервом может служить мгно-

венное повышение мощности турбин

за

счет автоматического

от-

ключения

по

пару подогревателей высокого давления питательной

воды

или

сетевых подогревателей

на ТЭЦ.

В предаварийном режиме, грозящем устойчи-

вости системы, управление мощностью должно предупреждать

через систему нормального

аварийного регулирования срабаты-

вание защит, отключающих оборудование.

396

Завершающий этап управления мощ-

ностью

—

перевод всей энергосистемы

пли ее

частей

на

нор-

мальный режим работы.

При

этом очень важно послеаварийное

их состояние.

большинстве случаев

(до 80 %)

такого рода ава-

рии быстро ликвидируются,

через несколько секунд восстанав-

ливается состояние готовности

ЛЭП.

Если

до

этого момента управ-

ление мощностью удержит агрегаты

рабочем состоянии

и тем

самым

не

допустит действия предельной защиты, например,

по

разности фазовых углов,

то

можно сделать попытку

автоматического повторного включе-

ния

ЛЭП с тем,

чтобы восстановить нормальное состояние

энергосистемы. Обычная пауза

до

повторного включения

0,3—

3 с.

Чтобы

течение этого краткого периода сохранить работо-

способность

частоту отделившихся частей энергосистемы, управ-

ление мощностью должно эффективно воздействовать

на

регули-

ровочные органы турбин

и на

нагрузку генераторов.

При

положи-

тельном небалансе наиболее сильное средство

—

перемещение

клапанов турбины

для

снижения

ее

мощности

до

заранее уста-

новленной величины

соответствии

надлежащей нагрузкой

ге-

нератора.

Ограничение мощности.

процессе поддержания баланса мощ-

ностей

устранения перегрузок межсистемных связей использу-

ются ограничители мощности

(см. рис. 17.15),

которые могут

перемещаться

по

сигналам защиты. Следует обратить внимание

на

роль

во

время аварии регуляторов типа

ПИД,

вырабатываю-

щих производную

по

ускорению.

Дифференциатор может очень сильно влиять

на

мощность турбины

моменты резких изменений частоты

(см.

7.4 и 12.1), что так

характерно

для

аварийных ситуаций.

Но

этих ненормальных условиях сигналы дифференциатора

могут идти

разрез

мерами

для

ликвидации аварии.

Действительно, пусть

две

системы связаны между собой

в приемной системе аварийно отключен мощный турбогене-

ратор. Тогда

в ней

сразу станет уменьшаться частота

и в нее

устре-

мится мощный приток энергии

из

передающей системы,

в которой частота также будет падать.

Это и

хорошо,

так как

снижается опасное увеличение сдвига

по

фазе

связанных между

собой системах. Дифференциатор

же

турбины

передающей

си-

стеме, резко повышая мощность, энергично препятствует сни-

жению частоты

и тем

самым увеличивает опасность появления

критического сдвига

фаз.

Чтобы предупредить развитие аварии

от

вмешательства диф-

ференциатора,

такой ситуации

его

надо блокировать, передав

сигнал

для его

отключения

по

каналам защиты через

ЭГП.

Схемы каналов управления ЭЧСР.

Все

указанные сигналы пере-

даются

систему регулирования через каналы управления

в ос-

новном через быстродействующий контур

уп-

равления, сигналы

который поступают через

ЭГП, и

397

Рис.

20.2.

Схема быстродействующего контура ЭЧСРМ:

АИР

—

канал аварийной импульсной разгрузки;

ДИФ —

канал

дифференциатора

угловой скорости;

ДМ —

датчик мощности;

ВГ —

сигнал отключе

ния

выключателя генератора;

ПЧ —

преобразователь частоты вращения ротора;

ИКН —

канал

коррекции начальной неравномерности;

ПА —

сигнал противоаварийной

авто

матики;

ПАУ —

канал послеаварийного управления мощностью;

ПЗ —

канал предвари

тельной

защиты;

РФ —

канал релейной форсировки

при

отключении выклю

чателя

генератора;

ЭГП —

электрогидравлический преобразователь;

/ — ток

статора

генератора;

U —

напряжение генератора;

N —

фактическая мощность генератора;

—

исходная

мощность

предаварийном режиме;

пд —

мощность, заданная противо

аварийной

автоматикой;

Д/ —

частота;

Т —

положение клапана турбины;

Рпп

— дав

ление

пара

промперегревателе;

t —

время

Рис.

20.3.

Схема медленнодействующего контура управления ЭЧСРМ

^п7=

КЛ

пл

учного

Управления турбиной;

ВГ 

сигнал отключения выключателя гене

ратора;

ПАУ 

сигнал канала послеаварийного управления;

РД 

канал регулипп.

вания

давления свежего пара;

РЧВ

канал регулирования частотеГ Падения

пои

пуске;

РМ 

канал регулирования мощности;

ТО 

технологические orSLT

A



контакты переключателя выбора режима;

Тт'

низма

управления турбиной;

Я 

положение эквивалентного регулирующего

турбины;

р 

давление свежего пара;

N 

мощность генератора!

Л Я Г —

си

ал

авто

мата

пуска;

п 

частота вращения:

К 

контакты защиты ЭЧСР сигнал

авто

398

медленнодействующий контур управле

ния, сигналы

который перадаются главным образом через

МТУ. Примеры схем управления даны

на рис. 20.2 и 20.3

при

менительно

системе ЭЧСР—М,

турбинах

ЛМЗ [45, 46].

На этих схемах показаны основные сигналы, поступающие

в гидравлическую систему регулирования после преобразований

в указанных контурах управления.

На

рис. 20.2

штриховыми линиями выделены каналы: предва

рительной защиты

(ПЗ),

аварийноимпульсной разгрузки (АИР),

релейной форсировки

(РФ) при

аварийном отключении генератора,

формирования сигнала

от

дифференциатора (ДИФ), коррекции

начального коэффициента неравномерности (НК.Н), послеаварий

ного управления мощностью (ПАУ).

На рис. 20.3

выделены

ка

налы: регулирования мощности

(РМ),

регулирования частоты

вращения

(РЧВ) и

регулирования давления

(РД)

свежего пара.

В каждом контуре отмечены входные сигналы

каналы,

их

пре

образование

суммирование

выходные сигналы

из

каждого

канала

после суммирования перед

ЭГП и МУТ. О

назначении

и формировании всех этих сигналов

уже

было сказано

в гл. 17—20.

20.3.

МИКРОЭВМ

В САР

ПАРОВЫХ ТУРБИН

В систему регулирования паротурбинного блока посту

пает

из

электрической сети большое количество сигналов управле

ния, защиты

ограничений,

также другой различной информа

ции.

Все это

должно обеспечить надежность блока, оптимальные

условия

его

эксплуатации, готовность, маневренность

простоту

обслуживания. Задача усложняется требованиями

автоматиза

ции пуска

остановки блока,

также

приему информации

о со

стоянии

его

главных элементов.

тому

же

многие протекающие

сети процессы требуют чрезвычайного быстродействия системы регу

лирования.

Для

полного решения задач автоматизации управле

ния блоком необходимы сотни безотказно действующих приборов.

Их создание

искусное применение

— это

главная проблема.

На первом этапе развития энергетических блоков применялся

аналоговый (непрерывный) способ преобразования сигна

лов,

идущих

от

датчиков

импульсные линии

САР.

Аналоговый

прибор заменял ручное регулирование,

и при

выходе

его из

строя

оператор

был в

состоянии выполнять

его

функции. Второй этап

был связан

укрупнением блоков.

Их

автоматизация усложня

лась,

и в

систему управления стали привлекать цифровую

ЭВМ.

Главные трудности

их

применения возникли изза неизбежных

от

казов. Оператор

уже не был в

состоянии брать

на

себя функцию

вышедшего

из

строя узла,

и это

создавало критические ситуации.

Наступивший кризис разрешил микропроцессор

— по

разительное творение электроники. Принципиально новое

нем—•

— исключительная компактность

сравнительно невысокая сто

имость.

Эти его

качества открыли путь

созданию распре

399