Необходимость регулирования и управления.

Система регулирования

К-1000/60-3000

КЛ.1б.ПО.01.03:СО.S.SЕ.--.ПХ.ОВ.--01

согласовано

Руководитель ОУМО

___________В.Г.Щелик

__.__.2005

Содержание.

1. ВВЕДЕНИЕ................................................................................................. 6

2. Цели обучения..................................................................................... 7

3. Основная часть.................................................................................. 8

3.1.Основные принципы регулирования частоты вращения турбоагрегата. 8

3.2.Необходимость регулирования и управления..................................... 8

3.3.Схемы регулирования частоты вращения.......................................... 10

3.3.1.Простейшая схема регулирования (непосредственное регулирование).. 10

3.3.2.Схема непрямого регулирования.................................................... 11

3.3.3.Схема гидродинамического регулирования................................... 11

3.3.4.Схема регулирования с бесшарнирным регулятором скорости... 11

3.4.Характеристики системы регулирования........................................... 13

3.5.Особенности регулирования и защиты турбин для АС..................... 16

3.6.Требования ПТЭ к системе автоматического регулирования турбины. 18

3.6.1.Автомат безопасности...................................................................... 18

3.7.Назначение и общие сведения по САРЗ............................................. 19

3.8.Состав системы регулирования.......................................................... 20

3.9.Маслоснабжение системы................................................................... 21

3.10.Гидравлическая часть САРЗ, конструкция, работа и взаимодействие узлов и механизмов.................................................................................................. 26

3.10.1.Задающая и исполнительная части САРЗ..................................... 26

3.10.2.Задающая часть САРЗ................................................................... 26

3.10.3.Исполнительная часть САРЗ......................................................... 29

3.10.4.Работа и взаимодействие узлов и механизмов САРЗ при развороте системы..................................................................................................................... 30

3.10.5.Взаимодействие узлов и механизмов САРЗ при подаче команд на сброс нагрузки и останов ТГ.............................................................................. 32

3.10.6.Работа САРЗ при действии команд предварительной защиты.... 33

3.10.7.Разгрузка и перевод на холостой ход турбины по командам ЭЧСР. 34

3.10.8.Опробование бойков автоматов безопасности подачей на них масла, без повышения оборотов ТГ, при нормальных режимах эксплуатации...... 35

3.10.9.Опробование (расхаживание) электромагнитных выключателей турбин без воздействия на САРЗ................................................................................. 36

3.10.10.Устройство и работа ограничителя мощности........................... 37

3.10.11.Система парораспределения высокого давления, назначения, конструкция и работа органов парораспределения......................................................... 37

3.10.11.1.Блок парораспределения………………………………………... 37

3.10.11.2.Устройство и работа сервомотора стопорного клапана ЦВД... 39

3.10.12.Устройство и работа механизма расхаживания......................... 40

3.10.13.Устройство и работа предохранительного клапана................... 40

3.10.14.Устройство и работа сервомотора регулирующего клапана ЦВД. 41

3.10.15.Устройство и работа механизма расхаживания......................... 42

3.10.16.Устройство и работа золотника 36.............................................. 42

3.10.17.Устройство и работа золотника ограничения расхода.............. 43

3.10.18.Устройство редукционного клапана........................................... 44

3.10.19.Устройство и работа промежуточного золотника...................... 44

3.11.Блок парораспределения низкого давления..................................... 46

3.11.1.Блок парораспределения............................................................... 46

3.11.1.1.Устройство и работа парового сервомотора……………………. 47

3.11.2.Устройство и работа промежуточного усилителя парового сервомотора. 48

3.11.3.Устройство и работа сервомотора стопорного клапана низкого давления. 49

3.11.4.Устройство и работа механизма расхаживания........................... 50

3.11.5.Устройство и работа сервомотора регулирующего клапана низкого давления..................................................................................................................... 51

3.12.Устройство и работа золотника........................................................ 52

3.13.Устройство для испытания сервомоторов....................................... 53

3.14.Сервомотор клапана подачи греющего пара на СПП..................... 55

3.15.Сервомотор сбросного клапана........................................................ 57

3.16.Устройство и работа ручного механизма расхаживания сбросного клапана......................................................................................................... 59

3.17.Устройство и работа золотников электрогидравлического

преобразоватля (ЭГП)……………………………………………………….. 60

3.18.Устройство и работа эектромеханического

преобразователя (ЭМП)……………………………………………………….. 62

4.Электрическая часть системы регулирования............... 63

4.1.Назначение системы............................................................................. 64

4.2.Краткое описание работы ЭЧСР.......................................................... 65

5.1.Режим работы ЭЧСР............................................................................... 66

5.1.1.Функциональные каналы ЭЧСР...................................................... 66

5.1.2.Работа БКУ ЭЧСР в режиме сброса электрической нагрузки....... 67

5.1.3 Работа БКУ ЭЧСР в аварийных режимах энергосистемы при работе устройства ПА.............................................................................................................. 68

5.1.4 Работы БКУ ЭЧСР в режимах технологических ограничений на блоке. 69

5.1.5. Работа ЭЧСР в режиме дистанционного управления.................... 69

5.1.6.Работа МКУ ЭЧСР в стационарных режимах работы блока........ 70

5.1.7. Работа МКУ ЭЧСР в аварийных режимах энергосистемы при работе устройства ПА........................................................................................... 72

5.1.8. Работа МКУ ЭЧСР в режимах технологических ограничений на блоке. 72

5.1.9. Работа МКУ ЭЧСР в режимах сброса электрической нагрузки... 74

5.2 .Связь ЭЧСР со смежными системами................................................ 74

5.3 Обслуживание ЭЧСР во время работы................................................ 75

Видеокадры управления ЭЧСР 77

5.5.Описание работы регулятора частоты вращения турбины энергоблока №3 в режиме «Разворот»…………………………………………………… 84

5.6.Разворот в автоматическом режиме управления э/д МУТ……………84

5.7.Нагружение………………………………………………………………….86

5.8.Подготовка механизмов и узлов САРЗ к работе……………………….88

5.9.Предпусковая проверка САРЗ……………………………………………. 89

5.10.Обслуживание САРЗ при работе ТГ…………………………………….. 91

5.10.1.Объем и периодичность контроля оборудования САРЗ……………….91

5.10.2 Объем и периодичность проверок (расхаживания) механизмов САРЗ в период эксплуатации................................................................................................. 91

5.11.Указания мер безопасности............................................................... 93

5.12.Проверка технического состояния защиты..................................... 94

5.12.1 Опробование электромагнитных выключателей.......................... 94

5.12.2 Опробование золотника отключения электромагнитных выключателей. 94

5.12.3. Проверка действия золотника предварительной защиты........... 94

5.13.Испытание бойков повышением частоты вращения...................... 96

5.13.1.Совместное испытание бойков повышением частоты вращения. 96

5.13.2.Проверка плотности регулирующих и стопорных клапанов ЦВД. 97

5.13.3.Проверка плотности регулирующих и стопорных клапанов НД. 98

5.13.4.Испытание сервомоторов системы регулирования

расхаживанием.......................................................................................... 99

6. Перечень наиболее часто встречающихся или возможных неполадок............................................................................................. 101

7. Контрольные вопросы:............................................................... 105

8.ПРИЛОЖЕНИЯ:

Рис. 1.Характеристики моментов турбины и генератора…………………… 106

Рис. 2.Простейшая схема регулирования частоты вращения

турбоагрегата…………………………………………………………………... 106

Рис. 3.Принципиальная схема регулирования частоты вращения

турбоагрегата…………………………………………………………………... 106

Рис. 4.Статическая характеристика системы регулирования………………. 107

Состав системы автоматического регулирования турбины

К-1000-60/3000 ЛМЗ…………………………………………………………...108

Рис. 5.1.Узлы и механизмы САРЗ……………………………………………..109

Рис. 5.2.Узлы и механизмы САРЗ……………………………………………..110

Рис. 6.Блок золотников регулятора скорости (ЗРБ)…………………………. 111

Рис. 7.Датчик частоты вращения……………………………………………... 112

Рис. 8.Золотник подачи масла на бойки РБ………………………………….. 113

Рис. 9.Рычаги регулятора безопасности……………………………………… 114

Рис. 10.Регулятор безопасности………………………………………………. 115

Рис. 11 золотники регулятора безопасности…………………………………. 116

Рис. 12.Золотник предварительной защиты………………………………….. 117

Рис. 13.Электромагнитные выключатели и золотник отключения ЭМВ….. 118

Рис. 14.Электрогидравлический преобразователь…………………………... 119

Рис. 15.Промежуточный золотник……………………………………………. 120

Рис. 16.Аккумулятор пружинно-грузовой…………………………………… 121

Рис. 17.Клапан греющего пара СПП…………………………………………. 122

Рис. 18.Золотник испытания сервомоторов…………………………………. 123

Рис. 19.Выключатель регулирующих клапанов ВД………………………… 124

Рис. 20.Блок парораспределения ВД…………………………………………. 125

Рис. 21.Блок парораспределения НД…………………………………………. 126

Рис. 22.Клапан сбросной……………………………………………………… 127

Рис. 23.SE70-Быстрый контур управления…………………………………... 128

Рис. 24.SE10-Диагностика ПЗ………………………………………………... 129

Рис. 25.SE00 ЭЧСР-НАГР/РАЗГР при П/О…………………………………... 130

Рис. 26.SB11 ЭЧСР-РАЗВОРОТ……………………………………………... 131

Рис. 27.SP10 ЭЧСР-НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ……………………………... 132

ВВЕДЕНИЕ.

Данное учебное пособие предназначено для изучения системы регулирования и защит турбины К-1000 – 60/3000 Ленинградского машиностроительного завода, установленной на 3-м блоке Калининской АЭС. В материале содержится описание принципа работы как отдельных элементов, так и всей системы в целом, приведены основные требования к автоматическим системам регулирования современных турбин. Рассмотрены алгоритмы работы электрической части системы регулирования и ее совместная эксплуатация с АРМ реактора.

Пособие предназначено для повышения и поддержания квалификации оперативного персонала

Цели обучения.

Конечные цели:

· изложить назначение системы автоматического регулирования турбины К-1000 – 60/3000 ЛМЗ;

· изложить основные требования, предъявляемые к системам регулирования паровых турбин;

· рассказать о назначении электрической части системы регулирования;

· объяснить принцип работы системы регулирования и защит;

· проанализировать воздействия САР на элементы парораспределения в различных режимах работы.

Промежуточные цели:

· перечислить основные характеристики системы регулирования;

· дать краткую характеристику объекта регулирования системы;

· указать на схеме потоки рабочей жидкости в системе регулирования при перемещении органов регулирования;

· разобрать конструктивные особенности элементов системы регулирования и защит;

· разъяснить функции механизмов, входящих в состав САР;

· перечислить режимы работы МКУ;

· перечислить режимы работы БКУ;

· разобрать видеокадры управления ЭЧСР;

· рассказать о подготовке механизмов и узлов САРЗ к работе;

· рассказать о обслуживании САРЗ при работе ТГ;

· указать меры безопасности при обслуживании и эксплуатации САРЗ;

· объяснить связь ЭЧСР со смежными системами и АРМ6К.

Основная часть.

Основные принципы регулирования частоты вращения турбоагрегата.

Необходимость регулирования и управления.

Выработка электроэнергии турбоагрегатами энергосистемы всегда должна совпадать с ее потреблением. Следовательно, турбина должна иметь механизм управления, позволяющий изменять ее мощность в зависимости от потребности в электроэнергии.

Как известно, при протекании пара через турбину на валу ротора возникает крутящий момент М_Т. Если зафиксировать расход пара G и его параметры, то с ростом частоты вращения n крутящий момент будет уменьшаться, как показано на рис.1, поскольку мощность равна произведению крутящего момента на угловую скорость. Зависимость М_Т(n) называется характеристикой движущего момента турбины. При новом, например меньшем, постоянном расходе пара G' характеристика М'_Т(n) будет располагаться ниже. Электрический генератор турбоагрегата также имеет характеристику момента сопротивления вращения, представляющую собой связь крутящего момента сопротивления М_Г, развиваемого электромагнитными силами, с частотой вращения n при постоянной нагрузке Nэ питаемой электрической сети. При снижении нагрузки до N'э характеристика момента генератора снижается.

Ясно, что при М_Т ≠ М_Г устойчивого вращения ротора турбины не будет: при М_Т > М_Г вращение будет ускоряться, а при М_Т < М_Г - замедляться. При М_Т =М_Г ротор будет вращаться устойчиво, а на характеристиках моментов это состояние будет изображаться точкой пересечения характеристики моментов турбины и генератора, соответствующих определенным расходу пара G и нагрузке сети Nэ соответственно.

Если представить, что турбина не имеет автоматической системы регулирования, а характеристика момента сопротивления генератора снизится вследствие уменьшения электрической нагрузки генератора значения N'э по причине, например, отключения потребителей электрической энергии, то турбогенератор приобретёт новую частоту вращения n' > n и рабочая точка переместится из точки а в точку б. Если бы диапазон изменения частоты вращения при изменении нагрузки генератора не имел значения для потребителя, то не требовалось бы какой-либо системы автоматического регулирования, т.к. переход от одного устойчивого состояния к другому происходил бы за счет саморегулирования путем изменения частоты вращения.

Но т.к. почти все потребители электроэнергии рассчитаны и изготовлены для работы в сети с определенной частотой, то требуется очень точное поддержание частоты сети и, следовательно, частоты вращения турбогенераторов.

При нарушении баланса между количеством генерируемой и потребляемой мощностей, которое может происходить при подключении новых потребителей (бытовая нагрузка в час пик), при отключении потребителей (аварии в энергосетях), при отключении энергоблоков необходимо быстрое его восстановление. Оператор не в состоянии сделать это быстро и качественно, поэтому поддержание частоты вращения передается системе автоматического регулирования турбины(САР).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: