Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние вопроса и обзор работ по теме исследования. постановка задач исследования 32
1.1. Общие вопросы современного состояния и развития систем регулирования и защиты теплофикационных паровых турбин 32
1.2. Обзор литературных источников по исследованиям систем регулирования частоты вращения паровой турбины 39
1.3. Обзор литературных источников по системам защиты паровой турбины 45
1.3.1. Дублирование каналов защиты и границы дублирования 48
1.4. Обзор литературных источников по вопросу влияния конденсата теплообменных аппаратов на динамические характеристики паровой турбины 50
1.5. Анализ литературных источников по приводу регулирующих поворотных диафрагм теплофикационных паровых турбин 60
1.6. Анализ литературных источников по обратным связям контуров регулирования положения сервомоторов системы регулирования паровой турбины 66
1.7. Обзор литературных источников по электрогидравлическим системам регулирования и защиты паровых турбин 73
1.8. Постановка задач исследования 90
2. Исследование и оптимизация параметров регулятора частоты вращения электрогидравлической системы регулирования паровой турбины 93
2.1. Исследование и оптимизация параметров регулятора частоты вращения электрогидравлической системы регулирования паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ 93
2.1.1. Исследование механогидравлической системы регулирования паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорциональным (П-) регулятором ЧВ 95
2.1.2. Исследование эгср паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорциональным (П-) регулятором ЧВ 102
2.1.3. Исследование эгср паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорционально-интегрального (ПИ-) регулятором ЧВ 110
2.1.4. Исследование ЭГСР паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорционально-дифференциальным (ПД-) регулятором ЧВ 115
2.2. Разработка и исследование обобщённых моделей системы регулирования частоты вращения ЭГСР паровой турбины 127
2.2.1. Обобщённая модель ЭГСР паровой турбины с П-регулятором ЧВ 129
2.2.2. Обобщённая модель ЭГСР паровой турбины с ПИ регулятором ЧВ 134
2.2.2.1. Исследование на обобщённой модели ЭГСР паровой турбины с ПИ-регулятором ЧВ для турбин с противодавлением (типа Р) 136
2.2.3. Обобщённая модель ЭГСР паровой турбины с ПД-регулятором ЧВ 141
2.2.3.1 Обобщённая модель ЭГСР с ПД-регулятором ЧВ паровой противодавленческой турбины (типа Р) 142
2.2.3.2. Обобщённая модель ЭГСР с ПД-регулятором ЧВ паровой конденсационной турбины средней и большой мощности 145
2.2.3.3. Обобщённая модель ЭГСР с ПД-регулятором ЧВ паровой конденсационной турбины малой мощности на низкие параметры пара 147
2.3. Выводы 149
3. Разработка, исследование и оптимизация системы защиты паровой турбины в составе электрогидравлической системы регулирования и защиты 151
3.1. Основные положения, лежащие в основе разработки и исследования современных микропроцессорных многоканальных систем защиты 151
3.2. Требования к источникам энергии системы защиты 154
3.3. Многоканальные золотниковые системы защиты 156
3.3.1. Разработка и исследование многоканальной золотниковой системы защиты турбоагрегата, работающей по проточной схеме 156
3.3.2. Разработка и исследование трёхканальной золотниковой системы защиты турбоагрегата, работающей по отсечной схеме 161
3.4. Многоканальные беззолотниковые системы защиты 167
3.4.1. Разработка и исследование трёхканальной беззолотниковой системы защиты турбоагрегата, работающей по «комбинированному принципу» 168
3.4.2. Разработка и исследование многоканальной беззолотниковой системы защиты турбоагрегата, работающей по «комбинированному» принципу с логикой «N-1 из N» 181
3.5. Выводы 190
4. Исследование влияния объёмов пара и воды в регенеративных и сетевых подогревателях паровой турбины на разгон турбины при сбросе нагрузки 192
4.1. Разработка и обоснование практической методики оценочного расчёта влияния подогревателей на повышение частоты вращения ротора паровой турбины при сбросе нагрузки с отключением генератора от сети 192
4.2. Защита от обратного потока пара из сетевых подогревателей с применением выделенных конденсаторосборников 200
4.2.1. Обобщенная форма уравнений истечения вскипающего пара 204
4.2.2. Практическая оценка влияния вскипающего пара сетевых подогревателей паровой турбины на разгон ротора при сбросе электрической нагрузки 204
4.3. Применение обратных клапанов на сливе конденсата 209
4.4. Влияние каскадного слива конденсата 212
4.5. Уточнение расчётных формул для анализа процессов вскипания конденсата регенеративных и сетевых подогревателей при сбросе нагрузки 213
4.5.1 Уточнённые формулы образования и истечения вскипающего пара ПРИ R = CONST 215
4.5.2 Уточнённые формулы образования и истечения вскипающего пара при r = R(P) 220
4.5.3. Сравнительные результаты расчётов процессов образования и истечения вскипающего пара из конденсатосборников сетевых подогревателей в проточную часть турбины 225
4.6. Определение работы вскипающего пара 229
4.6.1. Исходные данные для расчёта работы вскипающего пара с
учётом убыли воды и переменности параметров пара 230
4. 7. Выводы 238
5. Исследование нелинейного привода поворотной регулирующей диафрагмы паровой турбины с отборами пара 239
5.1 Общий анализ работы поворотных регулирующих диафрагм паровых турбин 239
5.2. Расчётная математическая модель парового нагружения кольца регулирующей диафрагмы 248
5.3. Универсальный характер коэффициента А как характеристики дроссельной поворотной регулирующей диафрагмы 253
5.4. Определение прижимающего парового усилия, действующего на поворотное кольцо регулирующей диафрагмы 255
5.5. Расчётная схема нелинейного привода регулирующей диафрагмы 257
5.6. Кинематический расчёт нелинейного привода регулирующей диафрагмы 259
5.7. Определение требуемого усилия на тяге регулирующей диафрагмы 260
5.8. Определение требуемого усилия сервомотора регулирующей диафрагмы 262
5.9. Предельные конфигурации нелинейного привода 266
5.10. Выводы 272
6. Исследование кинематической схемы рычажного привода датчика положения сервомотора, реализованного на основе электрического энкодера 273
6.1. Общие положения 273
6.2. Анализ традиционной рычажной кинематической схемы привода датчика положения сервомотора 276
6.3. Математическая модель кинематической схемы рычажного
привода датчика положения сервомотора 280
6.4. Исследование влияния пропорций привода ДПС на
линейность преобразования хода сервомотора в угол
поворота датчика 283
6.5. Разработка методики анализа линейности характеристики
привода ДПС 285
6.6. Результаты исследования пропорций привода ДПС на линейность преобразования хода сервомотора в угол поворота датчика 291
6.7. Исследование и разработка «инженерного» варианта привода датчика положения сервомотора для ЭГСР паровых турбин УТЗ 301
6.8. Выводы 308
7. Апробация новых научных результатов и технических решений в серийном производстве паровых турбин и при их модернизации. разработка и внедрение серийной электрогидравлической системы регулирования и защиты паровой турбины 309
7.1. Апробация и опыт применения результатов исследования контура регулирования частоты вращения ЭГСРиЗ 311
7.2. Апробация результатов исследования многоканальной системы защиты турбоагрегата 316
7.3. Апробация результатов исследования влияния вскипающего пара на дополнительный разгон ротора турбины при сбросе электрической нагрузки 319
7.4. Апробация и опыт применения нелинейного привода регулирующей диафрагмы паровой турбины 323
7.5. Апробация и внедрение результатов исследования привода датчика положения сервомотора регулирующих парораспределительных органов в ЭГСРиЗ паровых турбин УТЗ 328
7.6. Разработка и внедрение в серийное производство электрогидравлической системы регулирования и защиты паровых турбин ЗАО «Уральский турбинный завод» 328
7.6.1. Этап применения в проектах реконструируемых и вновь выпускаемых турбин ЭЧСРиЗ сторонних производителей (до 2004 г.) 330
7.6.2. Этап первых самостоятельных разработок эгсриз 336
7.6.3. Этап разработки серийной эгсриз турбин зао «Уральский турбинный завод» 340
7.6.3.1 Выбор схемы приводов ЭГСРиЗ 341
7.6.3.2. Схемные и конструктивные решения, применённые в серийной ЭГСРиЗ УТЗ 343
7.6.3.3. Определение функциональных границ эгсриз 347
7.6.3.4. Функции и характеристики серийной эгсриз утз 349
7.6.3.5. Основные алгоритмические решения серийной ЭГСРиЗ УТЗ 353
7.6.3.6. Конструктивное решения основных узлов эгсриз 357
7.6.3.7. Результаты испытаний эгсриз на сброс электрической нагрузки с отключением генератора от сети 362
7.7. Выводы 365
8. Реализация основных результатов работы 368
Заключение 381
Список использованных источников
- Обзор литературных источников по исследованиям систем регулирования частоты вращения паровой турбины
- Исследование эгср паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорциональным (П-) регулятором ЧВ
- Требования к источникам энергии системы защиты
- Универсальный характер коэффициента А как характеристики дроссельной поворотной регулирующей диафрагмы
Введение к работе
Актуальность темы. В современных условиях непрерывно растут требования к качеству электрической энергии. Определяющую роль в обеспечении этого качества принадлежит паротурбинным генераторам, и их паровым турбинам, системы автоматического регулирования которых (регуляторы частоты вращения - скорости) реализуют функцию первичного регулирования частоты сети. В условиях крайне незначительного в течение длительного периода ввода новых генерирующих мощностей с паровыми турбинами, оснащёнными современными системами автоматического регулирования, такая задача представляется трудно осуществимой. Потому единственной возможностью относительно эффективного продвижения в этом направлении является оснащение электрогидравлическими системами регулирования и защиты (ЭГСРиЗ) турбин, находящихся в эксплуатации. Такие работы могут быть выполнены в период текущих, капитальных и средних ремонтов, при этом количество модернизированных систем регулирования и защиты (СРиЗ) может на порядок превосходить количество вводимого вновь оборудования. Особое значение приобретает модернизация СРиЗ теплофикационных паровых турбин, в силу их конструктивной и технологической сложности.
При реализации работ по оснащению всех (новых и модернизируемых) паровых турбин ЭГСРиЗ основной задачей является внешняя - оптимизация их характеристик с позиций энергосистемных задач регулирования частоты и мощности. Другой не менее важной задачей является внутренняя задача системы регулирования по обеспечению длительной эксплуатационной надёжности турбоагрегата в целом. В итоге, обе поставленные цели объединяются в определении необходимого качества ЭГСРиЗ.
Обеспечение безопасности работы турбогенератора в условиях непрерывно изменяющихся внешних условий и при возникновении аварийных ситуаций является другой чрезвычайно актуальной задачей, тесно переплетающейся с обеспечением эксплуатационной надёжности. Значительная
часть процедур, обеспечивающих надёжность систем защиты турбоагрегата, требует проведение их периодических нормативных испытаний (расхаживание, опробование, разгон), представляющих самостоятельную опасность в условиях значительной массовой выработки ресурса оборудовании. В связи с этим актуальной представляется задача оптимизации системы защиты турбоагрегата, позволяющей с одной стороны повысить уровень информационного контроля органов защиты, и с другой стороны - уменьшить необходимое количество её испытаний, снижающих в общем случае ресурс турбоагрегата в целом.
Известно, что надёжность работы теплофикационных турбин при сбросах электрической нагрузки в значительной мере зависит от величины обратных потоков пара из теплообменных аппаратов, подключенных к камерам отборов турбины. Для определения возможности применения того или иного способа защиты от обратных потоков необходим объективный учёт их влияния на результирующее повышение частоты вращения ротора, в особенности - при наличии в подогревателях и их конденсатосборниках значительных количеств конденсата.
Другой характерной особенностью функционирования систем регулирования теплофикационных турбин является применение поворотных регулирующих диафрагм (ПРД) для управления регулируемыми отборами пара. Анализ литературы показал, что вопросы эффективности использования ПРД, в частности их привода, исследованы недостаточно. Значительная часть мощности привода оказывается невостребованной, что снижает в целом эксплуатационные и экономические показатели турбоустановки в целом.
Особенностью современной микропроцессорной системы регулирования и защиты паровых турбин является максимально возможное упрощение гидромеханической части (по сравнению с механогидравлическими и гидродинамическими САР). Важнейшим элементом такого упрощения являются электрические обратные связи, обеспечивающие работу электрической части системы регулирования (ЭЧСР). Заводы-изготовители паровых турбин применяют электрические обратные связи исходя в
значительной степени из конструктивных и традиционных представлений. Представляется необходимым проведение комплексных исследований используемых датчиков электрических обратных связей и их приводов, поскольку их длительная надёжная и качественная работа напрямую связана с обеспечением безопасности, надёжности и эффективности турбоагрегата (турбоустановки) в целом.
Опыт практического проектирование ЭГСРиЗ паровых турбин показывает, что для принятия эффективных решений в большинстве случаев недостаточно существующих теоретических и экспериментальных исследований. Значение разработки новых методик расчётов на основе апробированных теоретических методов исследования, в некоторой степени замещающих отсутствие экспериментальных данных, становится в современных условиях особенно актуальным.
Объектом исследования и разработки являются электрогидравлическая система регулирования и защиты паровых теплофикационных турбин и их элементы, методы их моделирования, исследования и расчёта, а также их практическая реализация в серийном производстве заводов-изготовителей паровых турбин и энергоремонтными предприятиями.
Целью исследования является разработка методов анализа, расчёта и проектирования электрогидравлической системы регулирования и защиты паровых теплофикационных турбин и их отдельных элементов.
Задачи исследования
Разработка методов исследования и анализ на их основе контура регулирования частоты вращения ЭГСРиЗ паровой турбины семейства Т-100-130 с целью его оптимизации.
Разработка обобщённых методов исследования контура регулирования частоты вращения электрогидравлической системы регулирования и защиты паровой турбины с произвольной динамической характеристикой, анализ контура с целью определения диапазонов его оптимальных характеристик.
Разработка и исследование многоканальных систем защиты паровой турбины, имеющих различное конструктивное исполнение и работающих по различным логическим схемам.
Разработка уточнённой методики исследования и расчёта работы «вскипающего» пара из подогревателей паровой турбины при сбросе электрической нагрузки и отключении генератора от сети.
Разработка методики исследования и расчёта привода регулирующей поворотной диафрагмы теплофикационной паровой турбины с целью оптимизации использования его силовой характеристики.
Разработка методики расчёта и исследования кинематической рычажной схемы привода датчика положения сервомотора регулирующего органа паровой турбины, выполненного на основе электрического энкодера.
Апробация и реализация результатов перечисленных выше исследований в серийной ЭГСРиЗ паровых турбин ЗАО «Уральский турбинный завод», в структуре оборудования турбоустановок с турбинами УТЗ, в проектах модернизации СРиЗ паровых турбин любых типов (Т, ПТ, К, Р и др.) различных заводов-изготовителей (ЛМЗ, КТЗ, ТА и др.), разрабатываемых и внедряемых энергоремонтными предприятиями.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Разработаны математические модели контура регулирования частоты вращения (РЧВ) паровой теплофикационной турбины семейства Т-100-130 для гидродинамических и электрогидравлических систем регулирования; определены области оптимальных параметров РЧВ. Выявлена роль усиления в регуляторе положения сервомотора регулирующих клапанов: показано, что повышение усиления математически эквивалентно повышению быстродействия поршня сервомотора, что может быть эффективно использовано в процессах регулирования (в малых колебаниях) для повышения устойчивости контура.
На основе разработанных автором моделей РЧВ в составе ЭГСРиЗ паровой турбины семейства Т-100-130, разработаны обобщённые математические
модели контура ЧВ для турбин с различными динамическими характеристиками роторов. Предложен метод обобщения моделей, позволяющий существенно сократить количество её переменных параметров: в качестве базовой (масштабной) постоянной времени выбрана постоянная времени поршня сервомотора. Выполнены исследования контура ЧВ для турбин с различными постоянными времени роторов и РЧВ с различными законами регулирования: П, ПИ, ПД. Получены области оптимальных значений параметров РЧВ, соответствующие наилучшему соотношению быстродействия и устойчивости контура ЧВ.
Выполнен анализ различных структурных схем систем защиты турбины с позиций количества каналов защиты, конструктивных особенностей (золотниковая – беззолотниковая, проточная - отсечная) и логической схемы системы формирования сигнала защиты. Показано, что минимально возможной логической схемой, позволяющей выполнять поканальную проверку системы защиты в любых вариантах исполнения, является «2 из 3». Разработаны, исследованы, прошли апробацию и практически реализованы различные конструктивные системы защиты паровых турбин. Доказано, что для турбин УТЗ наиболее простой и надёжный вариант системы защиты, выполняемый по беззолотниковой отсечной схеме, может быть реализован минимально в 4-х канальном исполнении: практически такая система реализована 5-канальной.
Разработана методика расчёта работы «вскипающего» пара подогревателей паровой турбины при сбросе турбоагрегатом электрической нагрузки с отключением генератора от сети; выполнено уточнение методики с учётом переменности количества воды в подогревателе и параметров воды и пара на линии насыщения. Показана практическая возможность точного определения работы «вскипающего» пара как для парового объёма с сосредоточенными параметрами с использованием усредняющего коэффициента. На основе предложенной автором уточнённой методики
выполнены вариантные расчёты применительно к отдельным теплообменным аппаратам турбины семейства Т-100-130.
Выполнено исследование кинематической схемы привода сервомотора поворотной регулирующей диафрагмы (ПРД). Автором предложена и исследована «нелинейная» кинематическая схема привода ПРД. Разработана математическая модель парового нагружения кольца ПРД и методика расчёта силовых характеристик сервомотора ПРД. Доказано, что применение «нелинейного» привода ПРД эффективно как при новом проектировании (уменьшение объёма сервомотора ПРД), так и при модернизации (реконструкции) привода (повышение запаса усилия в наиболее нагруженном состоянии ПРД).
Разработана математическая модель рычажного привода датчика положения сервомотора регулирующего органа турбины (ДПС) на основе поворотного электрического энкодера. Автором разработана методика исследования рычажного привода ДПС на линейность. Выполнено исследование и найдена оптимальная конфигурация рычажного привода ДПС, сочетающая компактность и линейность передачи прямолинейного движения поршня сервомотора в поворотное движение вала энкодера (нелинейность не превышает 0,44 % от величины хода сервомотора) при угле поворота вала датчика ~ 90, что практически не требует применения процедуры линеаризации сигнала обратной связи для задач управления, отображения и контроля паровой турбины. Результаты исследования рычажного привода ДПС могут быть использованы в любых конструкциях с рычажной кинематической схемой, когда имеется необходимость наиболее точного преобразования линейного движения во вращательное и наоборот.
Все основные научные результаты реализованы и используются в системах и узлах регулирования паровых теплофикационных турбин ЗАО УТЗ (вновь изготавливаемых и модернизируемых), а также в модернизированных системах регулирования и защиты паровых турбины, реализованных ОАО «Уралэнергоремонт» (УЭР) и другими энергоремонтными предприятиями.
Результаты исследований подтверждены натурными испытаниями на стендах ЗАО УТЗ, при наладке систем регулирования и защиты на ряде ТЭЦ, а также в процессе их эксплуатации.
Основные положения, выносимые на защиту:
Результаты комплекса исследований по определению оптимальных параметров контура РЧВ паровой турбины семейства Т-100-130 с ЭГСРиЗ.
Концепцию обобщения способа исследования контура регулирования частоты вращения паровых турбин с произвольными динамическими характеристиками ротора турбоагрегата и результаты исследований для различных в динамическом отношении турбоагрегатов и различных законов РЧВ.
Структурные и конструктивные решения по организации многоканальной системы защиты турбины, работающей по логической схеме, позволяющей автоматизировать проверку защиты на работающей турбине под нагрузкой без её останова, а также методики их расчёта и выполненные на их основе исследования различных вариантов защиты.
Уточнённые методики расчёта работы «вскипающего» пара подогревателей паровой турбины при сбросе нагрузки турбоагрегатом с отключением генератора от сети, учитывающие переменность количества воды в подогревателе и параметров воды и пара на линии насыщения.
Концепцию и конструктивные решения по оптимизации привода поворотного кольца регулирующей диафрагмы паровой теплофикационной турбины по нелинейной кинематической схеме и методику расчёта характеристик такого привода, а также результаты исследований привода с целью его оптимизации.
Концепцию и методику исследования и расчёта характеристик рычажного привода датчика положения сервомотора ЭГСРиЗ паровой турбины, выполненного на основе электрического энкодера, а так же результаты исследования работы привода с целью его оптимизации.
Результаты апробации и реализации перечисленных выше исследований в серийное производство новых и модернизацию действующих
теплофикационных паровых турбин, в разработку серийной микропроцессорной ЭГСРиЗ паровых турбин ЗАО «Уральский турбинный завод».
Достоверность и обоснованность работы обеспечивается использованием апробированных методов аналитического исследования устойчивости и качества системы регулирования; использованием достоверных данных о параметрах системы регулирования, принятых из известных расчётных, эксплуатационных и экспериментальных данных заводов-изготовителей паровых турбин; использованием известного надёжного прикладного программного обеспечения для выполнения комплексных расчётных исследований; использованием уточнённых расчётных моделей, приближающих математическое описание объектов исследования к их реальному физическому состоянию; апробацией и подтверждением результатов исследования в работе новых и модернизируемых паровых турбин в различных условиях эксплуатации; участием в пусконаладочных работах и приёмосдаточных испытаниях турбин на электростанциях, подтверждающих результаты исследований; длительным опытом надёжной эксплуатации большого числа паровых турбин, на которых реализованы результаты исследований.
Практическая значимость заключается в том, что все результаты исследований реализованы в конструкциях новых паровых теплофикационных турбин ЗАО «Уральский турбинный завод» и их систем регулирования, а также использованы в проектах модернизации паровых турбин УТЗ, находящихся в эксплуатации; результаты исследований уже использованы и могут быть в дальнейшем использоваться для паровых турбин всех типов других заводов-изготовителей; уточнённые методики расчётов позволяют объективно обосновать выбор средств защиты турбоагрегата в аварийных ситуациях и, тем самым, снизить соответствующие затраты на их реализацию.
Реализация результатов работы. Результаты работы уже используются в проектах новых и модернизируемых турбин всех типов, выпускаемых ЗАО
«Уральский турбинный завод», в проектах модернизируемых систем регулирования, выполненных ОАО «Уралэнергоремонт». ЭГСРиЗ, разработанные на основе исследований автора уже установлены и эксплуатируются более чем на 50 турбоагрегатах более чем 40 ТЭС России и др. стран, в частности: Минской ТЭЦ-3, Выборгской ТЭЦ. Василеостровской ТЭЦ, Невинномысской ГРЭС, Тольяттинской ТЭЦ, Краснодарской ТЭЦ, Новосибирской ТЭЦ-4, Улан-Уденской ТЭЦ, Павлодарской ТЭЦ-3, Астанинской ТЭЦ-2 и мн. др.
Разработанные и уточнённые автором методики расчётов уже используются при проектировании паровых теплофикационных турбин и их систем регулирования и защиты в ЗАО «Уральский турбинный завод», в ОАО «Уралэнергоремонт» и др. организациях. Основные результаты диссертационной работы вошли в монографию «Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода» (два издания), в учебное пособие «Регулирование и автоматизация паровых турбин и газотурбинных установок»; ряд учебно-методических пособий; используются при чтении спецкурсов студентам вузов, а также специалистам – энергетикам в системе переподготовки и повышения квалификации.
Личный вклад автора заключается в постановке задач исследований качества системы регулирования, разработке математических моделей системы регулирования частоты вращения в различных конструктивных исполнениях и исследовании на их основе качества системы с различными законами регулирования; в разработке и обосновании методов обобщения математических моделей системы регулирования для турбоагрегатов с различными динамическими характеристиками; в уточнении методики расчёта работы вторичного («вскипающего») пара подогревателей паровой турбины при сбросе турбоагрегатом электрической нагрузки; в разработке различных вариантов многоканальной защиты турбоагрегата; в разработке концепции и методики расчёта и исследования нелинейной кинематической схемы привода регулирующей диафрагмы паровой теплофикационной турбины; в разработке
методики расчёта и исследовании рычажной кинематической схемы привода датчика положения сервомотора паровой турбины на основе электрического энкодера; в проведении на основе разработанных и уточнённых методик и моделей исследований, направленных на оптимизацию качественных и надёжностных характеристик паровых турбин; в непосредственной реализации результатов исследований в проектах паровых турбин и их систем регулирования ЗАО «Уральский турбинный завод» и в проектах реконструкции систем регулирования и защиты ОАО «Уралэнергоремонт»; в переводе системы регулирования и защиты паровых турбин ЗАО «Уральский турбинный завод» из гидродинамической в электрогидравлическую.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на 1-й, 2-й, 3-й, 4-й и 5-й Международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 1995, 1998, 2001, 2004, 2007 г.г.); 1-м, 2-м, 3-м, 4-м, 5-м и 6-м совещаниях по повышению надёжности систем автоматического регулирования паровых турбин (Екатеринбург: 1998, 1999, 2000, 2001; Среднеуральск: 2001, 2003 г.г.), Международной выставке «Russia Power, 14-16 March 2006, Expocentr, Moscow, Russia», ряде региональных конференций, совещаний и семинаров.
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 42 различных изданиях (из них 21 относятся к изданиям, рекомендуемым ВАК для опубликования результатов при защите докторских диссертаций), в том числе: в монографии (2 издания), 11 авторских свидетельствах на изобретения, 1 свидетельстве на полезную модель, а также вошли в 1 учебное пособие (2 издания) и несколько учебно-методических пособий.
Структура работы. Диссертация состоит из введения, восьми глав, заключения и списка литературных источников, насчитывающего 311 наименований. Весь материал изложен на 417 страницах машинописного текста, содержит 154 рисунка и 16 таблиц.
Обзор литературных источников по исследованиям систем регулирования частоты вращения паровой турбины
Разработаны математические модели контура регулирования частоты вращения паровой теплофикационной турбины типа Т-100-130 для гидродинамических и электрогидравлических систем регулирования, на основе моделей получены области оптимальных параметров регуляторов с позиций устойчивости и быстродействия. Выявлена роль усиления в регуляторе положения сервомотора регулирующих клапанов; показано, что повышение усиления математически эквивалентно повышению быстродействия поршня сервомотора, что может быть эффективно использовано в процессах регулирования (в малых колебаниях) для повышения устойчивости контура.
На основе моделей электрогидравлической системы регулирования частоты вращения паровой турбины типа Т-100-130, разработаны обобщённые математические модели контура ЧВ для турбин с различными динамическими характеристиками роторов. Предложен метод обобщения моделей, позволяющий существенно сократить количество переменных параметров модели: в качестве базовой (масштабной) постоянной времени выбрана постоянная времени поршня сервомотора. Выполнены исследования контура ЧВ для турбин с различными постоянными времени роторов и регуляторов ЧВ с различными реализуемыми законами регулирования: П, ПИ, ПД. Получены области оптимальных значений параметров регулятор ЧВ, соответствующие наилучшему соотношению быстродействия и устойчивости системы.
Выполнен анализ различных структурных схем систем защиты турбины с позиций количества каналов защиты, конструктивных особенностей (золотниковая – беззолотниковая, проточная - отсечная) и логической схемы системы формирования сигнала защиты. Показано, что минимально возможной логической схемой, позволяющей выполнять поканальную проверку системы защиты в любых вариантах исполнения, является схема «2 из 3». Разработаны, исследованы и практически реализованы различные конструктивные системы защиты паровых турбин. Доказано, что наиболее простой и надёжный вариант системы защиты, выполняемый по беззолотниковый отсечной схеме, может быть реализован минимум в 4-х канальном исполнении, практически оптимальной признана и реализована 5-ти канальная беззолотниковая система защиты.
Разработана методика расчёта работы «вскипающего» пара подогревателей паровой турбины при сбросе электрической нагрузки и отключении генератора от сети. Выполнено уточнение методики с учётом переменности параметров воды и пара на линии насыщения. Показана практическая возможность точного определения работы «вскипающего» пара с использованием усредняющего коэффициента как парового объёма с сосредоточенными параметрами. На основе предложенной уточнённой методики выполнены вариантные расчёты применительно к теплообменному оборудованию турбины типа Т-100-130. Выполнено исследование кинематической схемы привода сервомотора поворотной регулирующей диафрагмы (ПРД). Предложена и исследована «нелинейная» кинематическая схема привода ПРД. Разработана математическая модель парового нагружения ПРД и методика расчёта силовых характеристик привода сервомотора ПРД. Показано, что применение «нелинейного» привода ПРД эффективно как при новом проектировании (уменьшение объёма сервомотора ПРД), так и при модернизации (реконструкции) привода (повышение запаса усилия в наиболее нагруженном состоянии ПРД).
Разработана математическая модель рычажного привода датчика положения сервомотора регулирующего органа турбины (ДПС) на основе поворотного электрического энкодера. Разработана методика исследования рычажного привода ДПС на линейность. Выполнено исследование и найдена оптимальная конфигурация рычажного привода ДПС, сочетающая компактность и линейность передачи прямолинейного движения поршня сервомотора в поворотное движение вала энкодера (нелинейность не превышает 0,44 % от величины хода сервомотора) при угле поворота вала датчика 90, что практически не требует применения процедуры линеаризации сигнала обратной связи для задач управления, отображения и контроля паровой турбины. Результаты исследования рычажного привода ДПС могут быть использованы в любых конструкциях с рычажной кинематической схемой, когда имеется необходимость наиболее точного преобразования линейного движения во вращательное и наоборот.
Все основные научные результаты внедрены и используются в конструкциях систем и узлов регулирования паровых теплофикационных турбин ЗАО УТЗ (вновь изготавливаемых и модернизируемых), а также в проектах модернизации систем регулирования ОАО УЭР и других энергоремонтных предприятий. Результаты исследований подтверждены натурными испытаниями на стендах ЗАО УТЗ, при наладке систем регулирования и защиты на ТЭЦ, а также в процессе их эксплуатации.
Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается использованием апробированных методов аналитического исследования устойчивости и качества системы регулирования; использованием достоверных данных о параметрах системы регулирования, принятых из известных расчётных, эксплуатационных и экспериментальных данных завода-изготовителя паровой турбины; использованием известного надёжного прикладного программного обеспечения для выполнения комплексных расчётных исследований; использованием уточнённых расчётных моделей, приближающих математическое описание объектов исследования к их реальному физическому состоянию; внедрением и реализацией результатов исследования в проекты новых и модернизируемых паровых турбин; участим в пусконаладочных работах и приёмосдаточных испытаниях турбин на электростанциях, подтверждающих результаты исследований; длительной надёжной работой большого числа паровых турбин, на которых внедрены результаты исследований.
Исследование эгср паровой турбины типа Т-100-130 УТЗ с пропорциональным (П-) регулятором ЧВ
Система автоматического регулирования и защиты является одной из важнейших составных частей любой паровой турбины, в значительной мере определяющие её основные эксплуатационные и экономические характеристики.
Разработкой и исследованиями систем автоматического регулирования и защиты (САРиЗ) паровых турбин занимались многие выдающиеся учёные и инженеры крупных турбостроительных предприятий. Говоря об истоках этих работ, следует прежде всего упомянуть создателей теории автоматического регулирования И.А. Вышнеградского и Д.К. Максвелла [1], легшей в основу всех последующих исследований. Важнейшее значение для теоретического обоснования возможности решения вопросов устойчивости систем на основе их линеаризованных характеристик внёсли работы А.М. Ляпунова[2]. Одними из первых учёных, занимавшихся непосредственно исследованием системы регулирования турбины были А. Стодола [1, 240] и Н.Е. Жуковский [3]. Большой вклад в развитие классической теории автоматического регулирования внесли Э. Раус, А. Гурвиц, Г. Найквист, А.В. Михайлов [4]. Огромное значение в развитии теории автоматического регулирования применительно к паровым турбинам имели работы отечественных учёных А.В. Щегляева [5], С.Г. Смельницкого [5], В.Н. Веллера [6,7], И.Н. Вознесенского [8,9], Ю.Г. Корнилова, В.Д. Пивеня [10], И.И. Кириллова [11 - 17], В.А. Иванова [18 - 22], В.И. Крутова [23, 24], В.А. Бессекерского [25], Е.П. Попова [26 - 29], В.Я. Ротача [30 - 33], И.И. Гальперина [34]. В наше время работы в области управления, регулирования паровых турбин, систем парораспределения и работы турбин в составе блоков связаны с именами А.А. Калашникова [35], А.Е. Булкина [36 - 38], Аракеляна Э.К. [39 - 44], Зарянкина А.Е. [45]. Значительный вклад в практическую реализацию новых теоретических результатов в конструкции САРиЗ паровых турбин и их отдельных узлов внесли талантливые инженеры и учёные М.З. Хейфец [46,47], М.С. Фрагин [48 - 59], А.В. Рабинович [60 – 69, 241], В.Ю. Рохленко [70 - 72] и мн. др.
Вышеназванные (и многие другие) учёные и инженеры заложили фундамент теоретического обоснования работы САРиЗ паровых турбин и их практической реализации во всем парке паровых турбин современной отечественной энергетики. При этом очевидно, что конечной целью всех теоретических исследований является успешная длительная эксплуатация паровых турбин во всём многообразии их режимов работы.
Говоря об успешной эксплуатации турбоагрегатов, мы прежде всего имеем в виду надёжную и безопасную работу турбины и турбоустановки в целом в условиях большого числа внешних возмущений, от небольших, возникающих в процессе реализации технологических алгоритмов и не представляющих трудностей с позиции безопасности, и до максимальных, таких как аварийные остановы или сбросы электрической и тепловой нагрузок, требующих предельно быстрой и чёткой реакции для предотвращения разрушения машины. Безусловно, вопросы безопасности должны решаться на конструктивном уровне самой турбины, но при разумных запасах прочности основную роль в их реализации всё же играет эффективная работа системы регулирования и защиты.
Эксплуатационными характеристиками системы регулирования паровой турбины, полностью определяющими её совершенство, являются устойчивость и качество [1, 2, 4, 13, 25, 26, 28, 29, 73, 74]. Устойчивость принято характеризовать как способность системы сохранять текущее состояние при наличии внешних воздействий. Устойчивость системы регулирования является необходимым, но недостаточным условием её работоспособности, поскольку оно (это условие) определяет в конечном итоге только сходимость процесса, но принципиально не ограничивает его длительность и амплитуду. По этой причине для системы регулирования с позиций эксплуатации важна более жёсткая характеристика - качество системы [6, 75, 35, 13, 26. 28, 29], которое определяется следующими основными свойствами: - способностью системы обеспечивать допустимые отклонения регулируемых параметров при максимальных технологических возмущениях в аварийных режимах; - минимальным временем переходного процесса и минимальной его колебательностью в процессах управления (хорошей управляемостью); - устойчивостью в узком производственном смысле – отсутствием колебаний регулирующих органов и их исполнительных механизмов -сервомоторов в установившихся режимах эксплуатации; - точностью поддержания регулируемых параметров; - малой степенью нечувствительности.
Перечисленные качественные характеристики системы регулирования в совокупности определяют не только безопасность эксплуатации турбины и её экономические показатели, но и длительную эксплуатационную надёжность, проявляющуюся в низких темпах износа элементов системы регулирования, т.е. в конечном итоге в длительности межремонтных периодов.
Следует также обратить внимание на компромиссный характер показателей качества, в частности между быстродействием системы и её устойчивостью и качеством, заключающийся в том, что очевидное стремление улучшить один из них действует в направлении ухудшения другого: увеличение усиления в контуре регулирования повышает точность, но, как правило, увеличивает колебательность системы. В наиболее явной форме указанные противоречия проявляются в системе регулирования частоты вращения (СРЧВ) паровой турбины, как наиболее динамичном контуре верхнего уровня. Это обстоятельство определяет основное направление исследования любой СРЧВ (механической, гидродинамической, и др.) как поиск оптимальных параметров, при которых система наилучшим компромиссным образом обеспечивает указанные выше качества. Другой важнейшей системой, отвечающей за безопасность работы турбоагрегата, является автоматическая система защиты (АСЗ). Поскольку эта система по определению действует автоматически, далее будем её называть просто системой защиты (СЗ). СЗ появилась одновременно с САР, поскольку всегда предполагалась вероятность отказа какого-либо элемента САР, приводящая к её неспособности защитить турбину. Длительная практика создания и отработки СЗ привели к формированию нескольких основных принципов её организации и функционирования:
Требования к источникам энергии системы защиты
Анализ рис. 2.16 показывает в целом положительное влияние введения Д-составляющей в закон регулирования ЧВ. Наиболее эффективно влияние увеличения при стандартной степени неравномерности (4,5%) и её увеличении в диапазоне значений Td=0–0,4 с: годографы корней максимально эффективно удаляются от мнимой оси. При степени неравномерности ЧВ, меньшей чем стандартная, эффективные значения Д-составляющей находятся в диапазоне Td 1-1,5 c, что может найти применение при организации специальных областей с местной степенью неравномерности. Дальнейшее увеличение Td (Td 1-1,5 c) не приносит положительного эффекта, поскольку в этой области годографы доминирующих корней для всех значений неравномерности регулирования ЧВ начинают приближаться к границе устойчивости, уменьшая запас устойчивости, и отдаляться от вещественной оси, увеличивая колебательность.
Дополнительно для модели (2.13) (коэффициент K=1 - стандартная степень неравномерности =4,5%)4, построены правые границы области (запас устойчивости), соответствующие окончанию годографа действительного доминирующего корня при изменении в диапазоне значений Td=0-1 с.
Как было показано в разделе 2.2.1 [202], повышение качества СР в ЭГСР паровой турбины с П-регулятором ЧВ может быть достигнуто (при стандартной степени неравномерности регулирования ЧВ 4,5%) путём увеличения усиления во внутреннем контуре положения сервомотора регулирующих клапанов турбины (позиционере), чему соответствует введение коэффициента усиления kоз в уравнение отсечного золотника (2.5). 4 Годограф комплексного доминирующего корня при K=1 изображён более жирной линией
Несмотря на трудности реализации такого усиления в механогидравлической (гидродинамической) СР ЧВ, предварительный анализ перед исследованием ЭГСР с ПД-регулятором ЧВ и усилением в позиционере представляет интерес.
На рис. 2.17 представлены годографы доминирующих корней характеристического уравнения (2.17) при вариациях усиления ko3 в позиционере и постоянной времени дифференцирования Td регулятора ЧВ.
Очевидно, что для заданного качества ( 0,9) диапазон оптимальных значений времени дифференцирования составляет Td=0,3-0,8 с практически при любом усилении в позиционере. Действительные доминирующие корни при этом хотя и смещаются к мнимой оси, однако определяют только продолжительность переходного процесса. В частности, при Td=0,3 с годограф действительного доминирующего корня вырождается в точку (т.е. при изменении усиления корень не перемещается).
При значениях Td 0,8 с качество системы (2.16) может быть, в принципе, обеспечено (годографы загибаются вниз и вновь входят в требуемую зону), однако это может быть достигнуто только при значительном (чрезмерном) увеличении усиления позиционера, что технически трудноосуществимо и нецелесообразно. Кроме того, при этом увеличивается время переходного процесса за счёт смещения действительного доминирующего корня ближе к мнимой оси.
Действительная часть доминирующих корней Рис. 2.17. Годографы доминирующих корней характеристического уравнения (2.17)
Выполненный анализ систем, соответствующих характеристическим уравнениям (2.14), (2.15), (2.17) дает результаты, соответствующие гидродинамической (гидромеханической) системе регулирования ЧВ, в которой реализован некий виртуальный ПД-регулятор. Он даёт предварительный результат, который может служить отправной точкой для исследования реальной микропроцессорной электрогидравлической системы регулирования (ЭГСР), в которой имеются дополнительные динамические 123 элементы (запаздывания) во внешнем и внутреннем контурах (ЭГП, измерители положения сервомоторов и частоты вращения, время цикла регулирующего контроллера и т.п.), что должно приводить к смещению и сужению областей оптимальных параметров системы по сравнению с рассмотренными выше. С учётом сказанного выполним исследование ЭГСР с ПД-регулятором ЧВ на стандартной математической модели с ЭГП, представленной на рис. 2.5.
Универсальный характер коэффициента А как характеристики дроссельной поворотной регулирующей диафрагмы
Выше были получены расчётные формулы для процессов образования и истечения пара из конденсатосборников сетевых подогревателей в проточную часть турбины при сбросе электрической нагрузки для трёх случаев:
1. Количество воды в конденсатосборнике неизменно, удельная теплота парообразования r = 2100 кДж/кг = Const , такой подход характеризует запас расчёта по обоим приведённым условиям, что с инженерной точки зрения повышает необходимые требования безопасности работы турбины, т.е. повышает затраты. Такому варианту соответствуют формулы (4.14), (4.22), (4.24), (4.25), (4.26) настоящей главы.
2. Учитывается убыль воды в процессе истечения вскипающего пара, но удельная теплота парообразования принимается неизменной r = 2100 кДж/кг = Const. Такой вариант представляется промежуточным и интересен с точки зрения учёта убыли воды. Этому варианту соответствуют формулы (4.49), (4.59), (4.60), (4.61), (4.62) настоящей главы.
3. Учитываются убыль воды в процессе истечения вскипающего пара и переменность удельной теплоты парообразования, т.е. зависимость r(p) на линии насыщения. Последний вариант расчёта максимально приближен к реальному результату и должен быть основой для принимаемых решений по обеспечению безопасности работы турбины. Этому варианту соответствуют формулы (4.67), (4.81), (4.82), (4.83), (4.84) настоящей главы.
Сравнение будем производить в диапазоне давления пара отопительных отборов паровых турбин 0 p 250 кПа, поскольку только в сетевых подогревателях нашли применение выделенные конденсатосборники с воронками, установленными в парубках, соединяющих паровое пространство конденсатора и паровое пространство конденсатосборника.
В качестве исходных данных примем начальное количество воды в конденсатосборнике Dw0 =1000 кг и начальное давление в камере отбора турбины и конденсатосборнике сетевого подогревателя pw0 = pt0 = 250 кПа, конечное давление в конденсаторе pк = 5 кПа. На рис. 4.13 представлены для сравнения функции количества вскипающего пара в зависимости от начального давления в конденсатосборнике для указанных исходных данных, рассчитываемые по трём представленным выше методикам. Количество вскипающего пара в конденсатосборнике сетевого подогревателя в зависимости от начального давления pw0 для Dw0 =1000 кг , pк = 5 кПа:
Dpw,Dp w, Dp w - без учёта убыли воды и r=Const, с учётом убыли воды и r=Const, с учётом убыли воды и r = r(p) соответственно. На рис. 4.14 дополнительно представлены относительные данные (в %) снижения количества вскипающего пара при применении методик расчёта с учётом убыли конденсата и переменности r = r(p) . Для этого
Относительное снижение количества вскипающего пара (%) при учёте только убыли воды - (pw0) и при учёте убыли воды и переменности r = r(p) - (pw0) по сравнению с исходной методикой (Dw0 = Const, r = Const ). демонстрирует, что учёт переменности количества воды и r = r(p) приводит к снижению количества вскипающего пара на 13 – 15%, что эквивалентно такому же снижению повышения частоты вращения (разгона ротора), обусловленному вскипающим паром.
Представляет также интерес сравнение динамики процессов снижения давления пара в конденсатосборнике ( pw (t), pw (t), p w (t) ) и в камере отбора 228 турбины ( ph (t), ph (t), ph (t) ), а также процессов поступления вскипающего пара из конденсатосборника в проточную часть турбины ( Gst (t), Gs t (t),Gs t (t) ) при расчёте их по трём представленным методикам. На рис. 4.15 представлено указанное сравнение для давления пара в конденсатосборнике pw(t), pw (t), p w (t) (отдельного сравнение процессов изменения расхода вскипающего пара и давления в камере отбора турбины не требуется, поскольку они пропорциональны процессам изменения давления в конденсатосборнике). Процессы изменения давления в конденсатосборнике при истечении вскипающего пара.
Анализ рис. 4.15 показывает, что динамика изменения давления в конденсатосборнике практически слабо зависит от методики расчёта и определяется главным образом постоянной времени воды Dw0 , т.е. соотношением количества воды в конденсатосборнике и начальным расходом вскипающего пара, конструктивно закладываемым размерами воронок (их сечением и высотой). Это же безусловно относится и к расходу вскипающего пара и давлению пара в камере отбора. наличием коэффициента 2 в знаменателе, т.е. при одних и тех же начальных (i1, p1, v1) и конечных (i2, p2) условиях работа вскипающего пара вдвое меньше работы такого же количества сосредоточенного внутреннего объёма пара.
В первом приближении этот факт интуитивно понятен: сосредоточенный пар весь имеет в начале расширения начальные параметры, в то время как параметры вскипающего пара снижаются по мере падения давления вплоть до конечных. В результате начальные порции вскипающего пара при расширении производят работу аналогичную (равную) работе того же количества сосредоточенного пара, а конечные порции – работу практически не производят. Поэтому было бы логично предположить, что средняя работа всех порций вскипающего пара (т.е. всего вскипающего пара) равна половине работы того же количества сосредоточенного пара, о чём и говорит формула (4.5).
случае все возможные потери работы можно будет учесть посредством кпд процесса, как это было представлено в разд. 4.1, 4.2.
Параметры воды и вскипающего пара в процессе его образования всё время соответствуют линии насыщения, что позволяет использовать простые аппроксимирующие зависимости, точность которых достаточно высока применительно к задаче оценки работы вскипающего пара. Функция энтальпии воды на линии насыщения в диапазоне давлений p 3 МПа может быть вычислена по формуле (4.40) iw =132p0,25, при принятых размерностях: iw [кДж/кг], p [кПа]. зоне давлений / =3-3200кПа функция удельного объёма пара на линии насыщения v(p) может быть аппроксимирована по точным данным [225-229, 290] выражением : 8 Все аппроксимации по точным данным выполнены в стандартном алгоритме программы Mathcad, возвращающем аппроксимирующие функции заданного вида с минимальным среднеквадратичным отклонением.
