автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Характеристики энергоблоков ТЭЦ при их участии в противоаварийном управлении энергосистемой

61 •

Министерство общего и специального образования Российской

Федерации

Санкт-Петербургский государственный технический университет

На правах рукописи

Лисицкий Эдуард Николаевич

Характеристики энергоблоков ТЭЦ при их участии в противоаварийном

управлении энергосистемой

Специальность 05.14.14 - «Тепловые электрические станции

(тепловая часть)»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -Заслуженный деятель науки и техники РФ, академик РИА, доктор технических наук профессор В. А. Иванов

Санкт-Петербург - 1999

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Р - площадь поверхности; в - расход; И - энтальпия;

д - относительное отклонение расхода; к - коэффициент теплопередачи; N - мощность;

п - показатель политропы; число участков;

0 - тепловая мощность;

г - удельная теплота парообразования;

э - скольжение;

Т - постоянная времени;

Т8 - постоянная времени сервомотора;

1 - температура;

^ - температура насыщения;

- температура воды; ^ - температура металла; Укст. - объем конденсата на стенке; а - коэффициент теплоодачи; 5 - фазовый угол; толщина стенки; 8ПЛ - толщина пленки; X -относительное отклонение мощности;

д - относительное отклонение перемещение регулирующего органа; р - плотность вещества; т - время;

Тзап - время запаздывания;

Тц - время перемещения регулирующего органа;

Индексы

О - исходный режим; в - вода; вых- выход;

к - конденсат; конденсация;

м - металл;

ок - обратный клапан;

осв - обратная сетевая вода;

охл - охлаждающая вода конденсатора;

п - пар;

пл - пленка;

сп - сетевой подогреватель;

ст - стенка;

форс - форсировка;

э - параметр в состоянии насыщения;

2. - параметры в сечении за турбиной и в конденсаторе;

Сокращения в тексте

АСР - автоматическая система регулирования;

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка;

МГП - механогидравлический преобразователь.

МУТ - механизм управления турбиной;

нв - неравномерность;

ПВД-Э - эквивалентный подогреватель высокого давления; ПНД-Э - эквивалентный подогреватель низкого давления; САОН - система аварийного отключения нагрузки; СП - сетевой подогреватель;

СПО - система противоаварийного ограничения мощности турбины; СПР - система противоаварийной разгрузки турбины;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр среднего давления;

ЦСД - цилиндр низкого давления;

ЧВД - часть высокого давления;

ЧНД - часть среднего давления;

ЧСД - часть низкого давления;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

ЭМП - электромеханический преобразователь;

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................... 7

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ....................... 9

1.1. Обзор способов противоаварийного управления мощностью

турбин...................................................................................... 9

1.2. Обзор работ, посвященных исследованию характеристик энергоблоков при противоаварийном управлении энергосистемой... ^

1.3. Постановка задач диссертационной работы............................

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН.................................................................................... 51

2.1. Расчетные схемы теплофикационных турбин........... ................ 33

2.2. Моделирование сетевых и регенеративных подогревателей......

2.3. Моделирование конденсатора................

58

2.4. Моделирование систем регулирования теплофикационных турбин............................... ............................ 68

2.5. Моделирование парового тракта турбины............. ................... 80

3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ОТБОРОВ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН КАК СКРЫТОГО ВРАЩАЮЩЕГОСЯ РЕЗЕРВА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ......................... 82

3.1. Анализ переходных процессов в турбоустановке Т-250/300-23,5

при открытии регулирующих диафрагм......................................... 23

3.2. Влияние температуры обратной сетевой воды на выработку дополнительной мощности при открытии регулирующих диафрагм.. 90

3.3. Влияние процессов в конденсаторе........................................

3.4. Статические характеристики дополнительной мощности теплофикационных турбин.......................................................... ^

3.5. Способы увеличения дополнительной мощности турбин при открытии регулирующих диафрагм....................................т

4. ИМПУЛЬСНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ

турбин....................................................................................

4.1. Определение быстродействия систем регулирования турбин....

4.2. Влияние быстродействия системы регулирования на импульсные характеристики теплофикационных турбин..................

4.3. Влияние системы регенеративного подогрева питательной воды.................................

....................................................... т

4.4. Влияние режимов отпуска тепла на импульсные

характеристики теплофикационных турбин....................................

ЗАКЛЮЧЕНИЕ........................................................................... 152

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК................................................ ^55

ПРИЛОЖЕНИЯ..........................................................................

/

ВВЕДЕНИЕ

Ввод генерирующих мощностей в европейской части России в течение последних двух десятилетий шел, в основном, за счет мощных атомных и теплофикационных энергоблоков при практически полном прекращении строительства КЭС. В результате этого в ряде энергосистем, примыкающих к крупным мегаполисам, сложилась структура генерирующих мощностей, при которой доля КЭС недостаточна как для регулирования суточных графиков электрических нагрузок, так и для предотвращения аварий в энергосистеме, вследствие чего встает вопрос об использовании для этих целей агрегатов ТЭЦ. Управление генерирующей мощностью является эффективным способом предотвращения системных аварий. В зависимости от ситуации в энергообъединении требуется экстренное снижение или увеличение мощности энергоблоков, широко используемые на КЭС. Отопительные и производственные отборы пара могут существенно изменять динамические свойства турбин ТЭЦ. Исследования в этой части, в условиях предполагаемого повышения доли ТЭЦ в структуре генерирующих мощностей и разуплотнения графиков нагрузок, приобретают возрастающую актуальность.

Большая часть опубликованных работ по предложенной теме, обзор которых представлен в первой главе, посвящена исследованию и анализу эффективности отопительных отборов теплофикационных турбин как аварийного резерва энергосистемы, синтезу системы регулирования аварийным резервом теплофикационной турбины. Но среди этих работ отсутствует анализ влияния режимов подогрева сетевой воды и работы конденсатора на характеристики дополнительной мощности. В опубликованных работах, посвященных импульсным разгрузкам теплофикационных турбин, в основном представлены результаты экспериментальных исследований характеристик элементов системы регулирования, между тем, отсутствуют импульсные характеристики теплофикационных турбин.

Цель исследований в данной диссертации - определение влияния эксплуатационных факторов на характеристики теплофикационных энергоблоков при их участии в противоаварийном управлении энергосистемой. Для этого автор наметил определить характеристики прироста мощности теплофикационных турбин при открытии регулирующих диафрагм в зависимости от

б

режимов подогрева сетевой воды; выявить влияние характеристик элементов системы регулирования, системы регенеративного подогрева питательной воды и режимов отпуска тепла на импульсные характеристики теплофикационных турбин, сравнить полученные импульсные характеристики с экспериментальными характеристиками конденсационных турбин.

Исследование характеристик теплофикационных турбин проведено на основе математических моделей. Математическое моделирование элементов энергоблоков, принципы которого обоснованы в работах многих авторов, нашло широкое применение при исследовании и анализе их динамических характеристик при противоаварийном регулировании энергосистемой, в том числе на электродинамических моделях энергообъединений. Обоснование разработанных в диссертации моделей основано на сравнении полученных расчетных характеристик с экспериментальными характеристиками элементов энергоблоков ТЭЦ, полученных в работах предыдущих авторов.

Работа состоит из четырех глав. В первой главе проведен обзор способов противоаварийного управления мощностью турбин и характеристик энергоблоков при противоаварийном управлении энергосистемой. Во второй главе дано описание принципов математического моделирования элементов теплофикационных энергоблоков. Особое внимание уделено моделированию сетевых подогревателей и конденсатора. В третьей главе получены и исследованы характеристики теплофикационных турбин при подхвате мощности за счет ограничения тепловой нагрузки при быстром открытии регулирующих диафрагм в зависимости от режимов отпуска тепла, процессов в конденсаторе. В четвертой главе исследованы полученные импульсные характеристики теплофикационных турбин.

Автор выносит на защиту характеристики прироста мощности теплофикационных турбин при быстром открытии регулирующих диафрагм в зависимости от режимов подогрева сетевой воды и процессов в конденсаторе; импульсные характеристики с учетом влияния режимов отпуска теплоты; заключение об эффективности участия ТЭЦ в противоаварийном управлении энергосистемами на основании анализа полученных характеристик.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Регулирование паровых турбин, составляющих значительную долю в структуре генерирующих мощностей, является одним из эффективных способов предотвращения и ограничения развития системных аварий. Противоаварийное управление энергосистемой осуществляет противо-аварийная автоматика, реализуя следующие мероприятия [65]:

- восстановление баланса мощности в энергосистеме отключением генераторов или нагрузок, регулированием паровых турбин, электрическим торможением генераторов, управлением мощностью электропередач и вставок постоянного тока [46];

- повышение запаса потенциальной энергии в энергосистеме специальным регулированием возбуждения синхронных генераторов и компенсаторов, автоматическое повторное включение линий электропередач и прочее [6, 54, 83];

- локализация действия аварийного возмущения делением энергосистемы на несинхронно работающие части, а также отключение отдельных линий, не приводящее к делению энергосистемы.

Регулирование паровых турбин осуществляют системы противоава-рийной разгрузки (СПР) и противоаварийного ограничения мощности (СПО) [33]. Системы СПР и СПО строятся по иерархическому принципу с выделением агрегатного, станционного и системного уровней [65]. Эффективность СПР и СПО зависит от закона или алгоритма формирования управляющего воздействия и характеристик систем регулирования турбин.

1.1. Обзор способов противоаварийного управления мощностью турбин

Задачей СПР является сохранение синхронной динамической устойчивости, результирующей динамической устойчивости и демпфирование колебаний частоты и мощности. Разработкой СПР занимались

многие организации, среди них МЭИ (СПР-1) [51]. ВТИ (СПР-2, 3) [43, 45], ВНИИЭ (СПР-4, 5) [34, 70], ЛМЗ (СПР-6) [75], ВНИИ-Электромаш (СПР-7) [9], НИИПТ [59], а также ЛПИ, ВЭИ и другие [8, 12, 32, 40, 69]. Классификация СПР для обзора принята согласно работе [33].

СПР-1, 2, 3, 6 - замкнутые автоматические системы, величина и форма выходного сигнала которых определяется изменением контролируемых координат турбогенератора, среди которых мощность турбины Ыт, генератора Ыг и скольжение е. Входная информация СПР представлена в табл. 1.

Таблица 1.

СПР 1 2 3 4 5 6 7

нет да да нет да да да

N. нет да да нет нет да нет

Б да да да да да ^ да нет

СПР-7 - разомкнутая автоматическая система, выходной сигнал которой имеет постоянную, заранее выбранную форму. СПР-4, 5 - комбинированные автоматические системы, входные сигналы которых содержат как постоянную, так и формируемую в течение аварийного процесса составляющие. СПР-1, 4, 5, 6 являются многоканальными системами. Состав каналов, формирующих управляющий сигнал, изменяется в зависимости от аварийного процесса в энергосистеме, когда требуется сохранение динамической устойчивости и (или) демпфирование качаний частоты и мощности. В СПР-1 каналы регулирования имеют функциональное разделение: сохранение синхронной динамической устойчивости и демпфирование колебаний в энергосистеме. В СПР-4, 5 также возможно провести функциональное разделение: сохранение устойчивости и ресинхронизация генератора. СПР-6 не имеют четкого функционального разделения. СПР-2, 3 представляют одноканальные устройства с корректирующими звеньями.

СПО должны обеспечивать быстрое снижение мощности турбины на длительное время по уставкам от устройств противоаварийной автоматики. Отработка задания должна выполняться со статической точностью 1-2 % номинальной мощности блока. Скорость отработки задания считается достаточной, если через 1 с статическая и динамическая погрешность в сторону превышения задания не превышает 2-3 % номинальной мощности энергоблока [ 65].

В большинстве случаев работа СПО происходит совместно с исчезающим импульсом на разгрузку турбины, вырабатываемым устройствами противоаварийной автоматики. В этих условиях действие СПО не должно суммироваться с действием форсирующего импульса. Разработки СПО проводились во многих организациях (ВТИ, ВНИИЭ, ЭСП, ЛМЗ, ЛПИ и других), в результате созданы системы, отличающиеся друг от друга структурной схемой и используемой информацией. По структурной схеме разработанные СПО можно разделить на три типа: без обратной связи (разомкнутая схема), с обратной связью (замкнутая схема) и комбинированные схемы. ЭСП [25] предложил СПО разомкнутого типа, в которой на механизм управления турбины (МУТ) подается нормированный по длительности сигнал. Двигатель МУТ переводится на работу с максимальной скоростью. Этот способ легко реализуется на основе действующей системы регулирования турбины, но имеет низкую статическую точность. Его эффективность зависит в значительной мере от изменения режимных координат [33].

Замкнутые СПО обладают значительно лучшими характеристиками. Обратная связь может быть осуществлена по мощности турбины или генератора Ыт, Ыр, углу линии электропередач 5. Наиболее просто реализуется обратная связь по электрической мощности генератора [75], обладающая, впрочем, недостатком - возможной значительной колебательностью в аварийном переходном процессе. Этого недостатка лишен параметр [1, 44, 60], но существует проблема точного измерения

1 с~

мощности турбины. Она может быть определена по давлению пара в камерах отборов турбины, либо по значениям скольжения и мощности генератора.

В работе [48] представлены результаты испытаний СПО турбин Ки-ришской ГРЭС после модернизации введением дополнительных обратных связей по мощности турбины и генератора. На всех блоках станции внедрены автоматические системы аварийной разгрузки блока (АСАРБ), автоматически переводящие котлы на нагрузку, соответствующую ограниченной мощности блока. На всех турбинах К-300-23,5 ЛМЗ, оснащенных электроприставками ЭПК-300, установлены блоки противоаварий-ной разгрузки (БПР) и блоки релейной форсировки электроприставок (БРФ). Имеется разомкнутая и замкнутая часть АСАРБ. Функцию разомкнутой системы выполняет БРФ. Замкнутое управление осуществляет БПР - усилитель, сравнивающий сигналы заданной и фактической мощности. Разгрузка блока осуществляется следующим образом. На ЭГП подается сигнал, достаточный для полного закрытия регулирующих клапанов с максимальной скоростью (4 неравномерности (нв)). После их закрытия начальный импульс экспоненциально снимается. После быстрого снижения мощность турбины возрастает. По мере увеличения мощности возрастает сигнал на выходе БПР, удерживающего мощность по уставке. Одновременно происходит перекладка управляющего воздействия на МУТ. До модернизации по мере открытия регулирующих клапанов ЦСД за счет аккумулированного в промперегревателе пара мощность турбины превышала уставку на 7-10%. Для повышения статической устойчивости в БПР введены дополнительные обратные связи: внутренняя - по давлению пара в камере за регулирующими клапанами ЦСД и внешняя - по активной мощности генератора. Учет влияния свойства турбины - аккумуляции пара в промперегревателе, повысил динамическую точность СПО.

7 Э

Принцип работы АСАРБ предложен, исследован и апробирован в работе [80]. В задачу разработанного устройства разгрузки (УР) входит разгрузка парогенератора с максимальной скоростью на заданную величину. При этом сведены к возможному минимуму отклонения основных параметров энергоблока. Проведена экспериментальная проверка возможности участия блока в противоаварийном управлении энергосистемой в системе Ленэнерго по специальной программе с отключением линий электропередач с напряжением 330 и 750 кВ. После нанесения возмущения СПО подавала на ЭГП турбины ступенч�