Способ защиты турбомашины при сбросе нагрузки

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPGHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA (21) 3665179/24-06 (22) 22. 11.83 (46) 07.04.85. Бюл. № 13 (72) В. И. Фефелов и И. Ф. Золотов (71) Производственное предприятие «Уралтехэперго» Производственного объединения по наладкс, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей

«Союзтехэнерго» (53) 621.165-783.5 (088,8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР

¹ 914778, кл. F 01 D 21/02, 1980.

2. Авторское свидетельство СССР № 983286, кл. F 01 D 21/02, 1981. (54: 5 ) СПОСОБ ЗАЩИТЫ ТУРБОМАШИ11Ы ПРИ СБРОСЕ НАГРУЗКИ пугем измерения частоты вращения ротор и электрической мощности генератора, определе,.Я0„„1149037 А

4(59 F О1 D 21 02 ния сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, формирования первого защитного сигнала при равенстве нулю электрической мощности в течение заданного интервала времени и второго защитного сигнала на основе измерения частоты вращения и закрытия стопорных клапанов при наличии одновр". енно всех сформированных сигналов, от. ичаюсцийся тем, что, с целью повышения надежности, дополнительно измеряют мощность турбины, определение сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, ведут по разности мощности турбины и электрической мощности генератора, а формирование второго защитного сигнала ведут при превышении суммой частоты вращения ротора и сигнала, характе- Е

Ф ризующего кинетическую мощность ротора заданного значения.

1149037

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при автоматизации процесса защиты турбомашины от недопустимого повышения частоты вращения ротора.

Известны способы защиты турбомашины при сбросе нагрузки путем измерения частоты вращения ротора, определения сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, формирования на этой основе защитных сигналов и закрытия стопорных клапанов при наличии одновременно всех сформированных сигналов (1).

Однако эти способы не предотвращают ложное закрытие стопорных клапанов при качаниях в энергосистеме.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ защиты турбомашины при сбросе нагрузки путем измерения частоты вращения ротора и электрической мощности генератора, определения сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, формирования первого защитного сигнала при равенстве нулю электрической мощности в течение заданного интервала времени и второго защитного сигнала на основе измерения частоты вращения и закрытия стопорных клапанов при наличии одновременно всех сформированных сигналов (2) .

Недостатком известного способа является его несколько пониженная надежность из -за определения сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, через ускорение ротора, которое, в свою очередь, определяют дифференцированием сигнала по частоте вращения, что вносит динамическую погрешность.

Цел ь изобретен и я — повышение н адежности.

Для достижения поставленной цели согласно способу защиты турбомашины при сбросе нагрузки путем измерения частоты вращения ротора и электрической мощности генератора, определения сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, формирования первого защитного сигнала при равенстве нулю электрической мощности в течение заданного интервала времени и второго защитного сигнала на основе измерения частоты вращения и закрытия стопорных клапанов при наличии одновременно всех сформированных сигналов, дополнительно измеряют мощность турбины, определение сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора, ведут по разности мощности турбины и электрической мощности генератора, а формирование второго защитного сигнала ведут при превышении суммой частоты. вращения ротора и сигнала, характеризующего кинетическую мощность ротора заданного значения.

Кинетическая мощность ротора представляет собой комплекс 1 и.— .—" (где 1 — моdt мент инерции вращающихся масс, и — частота вращения, — Д- — ускорение ротора), d. который определяют как разность между

MoIgHocTblo Ng турбины (эффективная механическая мощность) и электрической мощностью N генератора, т.е.

10 I n +p = N — N3. с(Мощность турбины определяют путем измерения давлений пара в контрольных точках проточной части турбины и алгебраического суммирования полученных сигналов

N К,Р, — К,Р, +КР,, где Р давление пара в регулирующей ступени части высокого давления (ЧВД); р, -давление пара на выхлопе

20 ЧВД; — давление пара за регулирующими клапанами части среднего давления турбины;

) А, ) — постоянные коэффициенты.

Сигнал, пропорциональный кинетической мощности роторов турбины и генератора, суммируется с сигналом частоты вращения.

Сумма сигналов сравнивается с заданным значением, которое для каждой турбины определяется индивидуально (или для серии

З0 турбин) .

На чертеже приведена схема реализации способа.

Сигналы P,, P, Р по давлению пара преобразуются в сумматоре в сигнал мощности турбины путем алгебраического суммирования

КРа + КРз 1 1т

Электрическая мощность генератора измеряется датчиком 2, сигнал от которого

40 поступает в элемент 3 вычитания, на выходе элемента 3 величина сигнала пропорциональна кинетической мощности ротора. Частота вращения турбины измеряется датчиком

4 и преобразуется в аналоговый сигнал в преобразователе 5. В сумматоре 6 сигналы

45 по частоте вращения и кинетической мощности ротора суммируются. Факт превышения суммой заданного значения определяется блоком 7 сравнения. В формирователе 8 формируется защитный сигнал.

Равенство нулю электрической мощности генератора определяется элементом 9 сравнения. В случае, если равенство нулю электрической мощности наблюдается в течение заданного интервала времени, что определяется блоком 10 сравнения времени, то

55 формируется защитный сигнал формирователем 11. Условие одновременности формирования защитных сигналов определяется

1149037

Составитель В. Калашников

Редактор П. Коссей Техред И. Верес Корректор Н. Король

Заказ 1846/24 Тираж 497 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, )К вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4 логическим элементом 12, который подает команду на закрытие стопорных клапанов их выключателю 13. Таким образом, формирование защитных сигналов производится по двум независимым каналам, имеющим один общий датчик 2.

При сбросе нагрузки электрическая мощность генератора равна нулю. Следовательно, через заданный интервал времени формирователем 11 формируется первый защитный сигнал. Второй защитный сигнал будет сформирован только в том случае, если кинетическая мощность ротора в сумме с сигналом частоты вращения превысит заданное значение. Это возможно при отказе системы регулирования частоты вращения турбины (неправильное действие элементов регулирования, неплотность регулирующих клапанов или их заедание и т.п.), тогда закрытие стопорных клапанов (при наличии обоих сигналов) происходит до повышения частоты вращения до уровня срабатывания центробежных выключателей, что облегчает работу лопаточного аппарата. проточной части турбины при сбросе нагрузки.

При качаниях в энергосистеме закрытие стопорных клапанов усугубляет аварийную ситуацию. Поэтому в этих условиях, когда частота вращения турбины и электрическая мощность генератора изменяются со значительными отклонениями от заданных значений с возможным переходом через нуль, важно, чтобы схема обеспечивала наименьшую вероятность ложного закрытия стопорных клапанов турбины. Электрическая мощность генератора при качаниях в энергосистеме по характеру изменения напоминает синусоиду и в своих экстремальных точках может принимать нулевые значения в течение заданного интервала времени, который в целях повышения надежности (уменьшения повышения частоты вращения при сбросе нагрузки) выбирается минимально возможным.

При данном способе исключается возможность ложного срабатывания (закрытия) стопорных клапанов при качаниях в энер20 госистеме и сбросах нагрузки. Это достигается наиболее точной оценкой кинетической мощности ротора путем измерения давлений в проточной части турбины, с помощью которых определяется мощность турбины.