СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ СИНХРОНИЗАЦИИ И СПОСОБ ЕЕ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
CONTROL SYSTEM OF STEAM TURBINE FOR MAINTENANCE OF SYNCHRONISATION  AND METHOD FOR ITS IMPLEMENTATION

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к области техники паровых турбин, и в частности к системе регулирования паровой турбины для поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания в сети и к способу ее осуществления.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В данной области техники известно, что паровая турбина представляет собой устройство, которое преобразовывает тепловую энергию пара под давлением в механическую энергию.
Механическая энергия, полученная паровой турбиной, может использоваться для приведения в движение ротора электрогенератора для выработки электроэнергии. В частности, ротор электрогенератора приводят в движение посредством вала турбины, который соединяет вышеуказанный ротор с паровой турбиной.
Обычно электрогенератор соединен с электросетью переменного тока (ниже именуемой электросетью) для распределения выработанной электроэнергии потребителям по множеству линий передачи. В частности, для того чтобы добиться подачи электроэнергии от электрогенератора в электросеть, важно, чтобы электрогенератор и электросеть были синхронизированы так, что частота электрогенератора совпадает с частотой электросети.
Однако может происходить короткое замыкание сети в одной или в большем количестве линий передачи. Для устранения короткого замыкания сети линию передачи, в которой произошло короткое замыкание, изолируют посредством автоматического выключателя. Вышеуказанное событие известно как сброс нагрузки и приводит к падению электрической мощности на выходе электрогенератора. Кроме того, падение электрической мощности на выходе электрогенератора приводит к дисбалансу между электрическим крутящим моментом и механическим крутящим моментом электрогенератора. В частности, величина электрического крутящего момента электрогенератора становится меньшей, чем величина механического крутящего момента электрогенератора, что приводит к ускорению паровой турбины. В результате этого ускорения частота электрогенератора становится более высокой, чем частота электросети, вследствие чего может происходить потеря синхронизации между электрогенератором и электросетью.
Для предотвращения такой потери синхронизации может использоваться система регулирования паровой турбины. Эта система выполнена с возможностью поддержания скорости паровой турбины, равной той скорости (известной как скорость синхронизации), при которой частота электрогенератора совпадает с частотой электросети, для предотвращения потери синхронизации между электрогенератором и электросетью. В частности, после возникновения короткого замыкания сети паровая турбина ускоряется, и ее скорость превышает скорость синхронизации, вследствие чего частота электрогенератора становится более высокой, чем частота электросети. Система регулирования паровой турбины служит для регулирования скорости паровой турбины до тех пор, пока последняя не возвратится к скорости синхронизации, при которой частота электрогенератора совпадает с частотой электросети.
Известные системы регулирования паровых турбин содержат регулятор для регулирования скорости паровой турбины путем регулирования потока пара в последней. Регулирование потока пара в паровой турбине обеспечено посредством клапанного механизма, приводимого в действие по требованию регулятора. В частности, клапанный механизм расположен в одной или в большем количестве паровых труб, через которые парогенератор подает пар в паровую турбину. Для поддержания вышеуказанной синхронизации после возникновения короткого замыкания сети клапанный механизм приводится в действие по требованию регулятора для ограничения скорости паровой турбины, когда скорость последней превышает скорость синхронизации.
В одной из систем регулирования паровой турбины известного типа регулятор регулирует скорость паровой турбины в ответ на измерение скорости паровой турбины после возникновения короткого замыкания сети. Вышеуказанное измерение обеспечивается датчиком скорости, расположенным на валу турбины. Датчик скорости обменивается информацией с регулятором для передачи сигнала скорости в последний, когда скорость паровой турбины превышает величину от 100% до 130% от скорости синхронизации. В ответ на этот сигнал скорости регулятор приводит в действие клапанный механизм до тех пор, пока скорость паровой турбины не станет равной скорости синхронизации.
В другой системе регулирования паровой турбины известного типа регулятор регулирует скорость паровой турбины в ответ на измерение падения электрической мощности, которое имеет место в случае сброса нагрузки на выходе электрогенератора после возникновения короткого замыкания сети. Измерение падения электрической мощности может быть обеспечено посредством датчика электрической мощности, расположенного на выходе электрогенератора. Датчик электрической мощности обменивается информацией с регулятором для передачи в последний сигнала падения электрической мощности. В ответ на этот сигнал падения электрической мощности, регулятор приводит в действие клапанный механизм до тех пор, пока скорость паровой турбины не станет равной скорости синхронизации.
Однако приведение в действие клапанного механизма в вышеуказанных системах регулирования паровой турбины имеет существенную задержку после возникновения короткого замыкания сети. Эта существенная задержка может приводить к потере синхронизации между электрогенератором и электросетью.
Соответственно, существует потребность в улучшении существующих в настоящее время систем регулирования паровых турбин уровня техники для обеспечения поддержания синхронизации между электрогенератором и электросетью после возникновения короткого замыкания сети.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей изобретения является создание системы регулирования паровой турбины, которая обеспечивает поддержание синхронизации между электрогенератором и электросетью после возникновения короткого замыкания сети.
Другой задачей настоящего изобретения является создание системы регулирования паровой турбины, которая уменьшает задержку инициирования регулирования скорости паровой турбины после возникновения короткого замыкания сети.
Эти и другие задачи решены посредством системы регулирования паровой турбины по настоящему изобретению. В частности, система регулирования паровой турбины по настоящему изобретению поддерживает синхронизацию между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания сети в электросети, при этом электрогенератор приводится в действие паровой турбиной и содержит:
регулятор, выполненный с возможностью управления клапанным механизмом, причем его клапаны регулируют поток пара в паровой турбине так, чтобы поддерживать синхронизацию между электросетью и электрогенератором;
средство измерения падения напряжения на выходе электрогенератора; и
средство измерения падения электрической мощности на выходе электрогенератора.
Регулятор соединен со средством измерения падения напряжения и со средством измерения падения электрической мощности, оба из которых расположены на выходе электрогенератора, регулятор дополнительно выполнен с возможностью приведения в действие клапанного механизма, регулирующего поток пара в паровой турбине, в ответ на падение напряжения, превышающее заданную величину напряжения, на выходе электрогенератора и на падение электрической мощности, превышающее заданную величину электрической мощности, на выходе электрогенератора, после возникновения короткого замыкания сети.
Система регулирования паровой турбины по настоящему изобретению начинает работать тогда, когда падение напряжения превышает заданную величину напряжения, и падение мощности также превышает заданную величину мощности. Такое приведение в действие является более быстрым, чем в уровне техники, как будет более подробно объяснено ниже.
Согласно другому аспекту изобретения также предложен способ поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания сети в электросети, при этом электрогенератор приводится в действие паровой турбиной, а способ включает в себя этапы, на которых:
измеряют падение напряжения на выходе электрогенератора, причем параллельно измеряют падение электрической мощности на выходе электрогенератора;
приводят в действие клапанный механизм паровой турбины в ответ на падение напряжения, превышающее заданную величину напряжения, на выходе электрического генератора, и на падение электрической мощности, превышающее заданную величину электрической мощности, на выходе электрического генератора, для поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания сети.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Вышеуказанные задачи и признаки настоящего изобретения станут очевидными из подробного описания одного/нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:
на фиг.1 проиллюстрирована система регулирования паровой турбины согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,
на фиг.2a проиллюстрирована диаграмма изменения механического крутящего момента электрогенератора во времени согласно системам регулирования паровых турбин уровня техники,
на фиг.2b проиллюстрирована диаграмма изменения механического крутящего момента электрогенератора во времени согласно системе регулирования паровой турбины по варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.1,
на фиг.3 проиллюстрирована схема последовательности операций способа поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания сети согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,
на фиг.4 проиллюстрирована схема последовательности операций способа поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором после возникновения короткого замыкания сети согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг.1 показан электрогенератор 20, соединенный с паровой турбиной 30, которая соединена с парогенератором 90. Парогенератор 90 подает пар в паровую турбину 30 через клапанный механизм 50. Кроме того, электрогенератор 20 соединен с электросетью 10 для передачи электроэнергии потребителям по множеству линий передачи электросети 10. В линиях передачи электросети 10, которые не проиллюстрированы на фиг.1, обычно используют трехфазный переменный ток (AC) высокого напряжения.
Кроме того, на фиг.1 проиллюстрирован вариант осуществления системы регулирования паровой турбины для поддержания синхронизации между электросетью и электрогенератором 20 после возникновения короткого замыкания сети. Эта система регулирования паровой турбины содержит регулятор 40, который соединен со средством 60 измерения падения напряжения на одном выходе электрогенератора 20 и со средством 70 измерения падения электрической мощности на выходе электрогенератора 20. Средством 60 измерения падения напряжения является, например, вольтметр, а средством 70 измерения падения мощности является, например, ваттметр. Средство 60 измерения падения напряжения и средство 70 измерения падения электрической мощности расположены на выходе электрогенератора 20, и они, соответственно, передают сигнал падения напряжения и сигнал падения электрической мощности в регулятор 40. Регулятор 40 соединен с клапанным механизмом 50 для приведения последнего в действие посредством приводного механизма в ответ на падение напряжения, превышающее заданную величину напряжения, и на падение электрической мощности, превышающее заданную величину электрической мощности. В одном из вариантов осуществления изобретения клапанный механизм 50 содержит по меньшей мере клапан высокого давления и клапан отсечки давления. В частности, оба клапана: клапан высокого давления и клапан отсечки давления, расположены между парогенератором 90 и паровой турбиной 30. Эта конкретная конструкция клапанного механизма является хорошо известной для специалиста в данной области техники, и на фиг.1 она подробно не проиллюстрирована.
Как уже было указанно в разделе «Уровень техники», в системах регулирования паровых турбин уровня техники, приведение в действие клапанного механизма происходит либо в ответ на то, что измеренная скорость паровой турбины превышает величину от 100% и 130% от скорости синхронизации, либо в ответ на падение электрической мощности, которое имеет место в случае сброса нагрузки на выходе электрогенератора после возникновения короткого замыкания сети.
Система регулирования паровой турбины по варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.1, позволяет идентифицировать возникновение короткого замыкания сети в электросети 10 и своевременно приводить в действие клапанный механизм 50. Измерение падения напряжения, превышающего заданную величину напряжения на выходе электрогенератора 20, которое дополнительно подтверждается измерением падения электрической мощности, превышающего заданную величину электрической мощности на выходе электрогенератора 20, надежно свидетельствует о возникновении короткого замыкания сети на выходе электрогенератора. Приведение в действие клапанного механизма 50 регулятором 40 из системы регулирования паровой турбины согласно варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.1, которое происходит в момент идентификации короткого замыкания сети и, в особенности, когда падение напряжения превышает заданную величину напряжения и падение мощности превышает заданную величину мощности, предпочтительно является более быстрым, чем соответствующее приведение в действие, выполняемое в системах уровня техники. Это объясняется тем, что короткое замыкание сети происходит перед тем, как происходит событие падения мощности на выходе электрогенератора в случае сброса нагрузки, а также происходит перед событием увеличения скорости паровой турбины, поскольку короткое замыкание сети является причиной этих двух событий. Соответственно, задержка приведения в действие клапанного механизма 50 значительно уменьшена по сравнению с задержкой, наблюдаемой в системах регулирования паровых турбин уровня техники, и, следовательно, обеспечено поддержание синхронизации между электрогенератором 20 и электросетью 10.
Важно отметить, что заданная величина напряжения и заданная величина мощности определяются пользователем системы регулирования паровой турбины, и обе они зависят от характеристик паровой турбины и генератора, а также от характеристики и протяженности электросети.
В одном из вариантов осуществления изобретения средство 60 измерения падения напряжения на выходе электрогенератора 20 содержит датчик напряжения для измерения падения напряжения и для подачи сигнала выходного напряжения, пропорционального расчетному номинальному напряжению, в результате падения напряжения, превышающего заданную величину напряжения. Датчики напряжения этого типа являются известными для специалиста в данной области техники. Кроме того, в другом варианте осуществления изобретения средство 70 измерения падения электрической мощности на выходе электрогенератора 20 содержит датчик электрической мощности для измерения падения электрической мощности и для подачи сигнала выходной электрической мощности, пропорционального расчетной номинальной электрической мощности, в результате падения электрической мощности, превышающего заданную величину электрической мощности. Датчики электрической мощности этого типа также являются известными для специалиста в данной области техники.
Предпочтительно регулятором 40 является электрогидравлический регулятор, который регулирует поток пара в паровой турбине 30 путем управления клапанным механизмом 50 посредством приводного механизма для поддержания синхронизации между электросетью 10 и электрогенератором 20.
Предпочтительно приведение в действие клапанного механизма 50 и, в частности, инициирование закрывания последнего регулятором 40 для уменьшения скорости паровой турбины после возникновения короткого замыкания сети выполняют тогда, когда регулятор 40 принимает сигнал напряжения в результате падения напряжения, превышающего заданную величину от 50% до 90% от номинальной величины напряжения, и сигнал электрической мощности в результате падения электрической мощности, превышающего заданную величину от 10% до 30% от номинальной величины электрической мощности.
Согласно другому варианту осуществления изобретения система регулирования паровой турбины дополнительно содержит средство 80 измерения продолжительности короткого замыкания сети. Средством 80 измерения продолжительности короткого замыкания сети предпочтительно является таймер, приводимый в действие тогда, когда падение напряжения превышает заданную величину напряжения и падение мощности превышает заданную величину мощности на выходе указанного электрического генератора, и отключают тогда, когда падение напряжения и падение мощности устранены. В частности, как проиллюстрировано на фиг.1, средство 80 измерения продолжительности короткого замыкания сети соединено с обоими средствами: со средством 60 измерения падения напряжения и со средством 70 измерения падения электрической мощности на выходе электрогенератора 20. Средство 80 измерения продолжительности короткого замыкания сети одновременно принимает первый сигнал активации из средства 60, когда падение напряжения превышает заданную величину напряжения, и второй сигнал активации из средства 70, когда падение электрической мощности превышает заданную величину мощности на выходе электрического генератора 20. Оба эти два сигнала передают в средство 80 в момент идентификации короткого замыкания сети. В этот момент таймер инициализирует измерение продолжительности короткого замыкания сети. Когда измеренное падение напряжения и измеренное падение электрической мощности на выходе электрогенератора 20 оба устранены (как напряжение, так и электрическая мощность на выходе электрогенератора приобретают их номинальные величины), таймер принимает первый сигнал деактивации из средства 60 и второй сигнал деактивации из средства 70.
Регулятор 40 выполнен с возможностью сохранения закрытого состояния клапанного механизма 50 пропорционально продолжительности короткого замыкания сети. В частности, регулятор 40 соединен с таймером так, что он принимает из последнего сигнал, указывающий продолжительность короткого замыкания сети, когда измерение этой продолжительности было завершено. Затем регулятор 40 умножает эту продолжительность на коэффициент, зависящий от продолжительности короткого замыкания сети, и сохраняет закрытое состояние клапанного механизма 50 в течение промежутка времени, равного результату этого умножения. Затем регулятор дает команду повторного открывания клапанного механизма 50. Это умножение может быть выполнено посредством микропроцессора, встроенного в регулятор 40. Важно отметить, что продолжительность короткого замыкания сети зависит от инерции паровой турбины.
Преимущество поддержания работы клапанного механизма 50 и, в частности, закрывания последнего в течение продолжительности времени в зависимости от продолжительности короткого замыкания сети, состоит в том, что необходимо только одно закрывание клапанного механизма 50 до тех пор, пока скорость паровой турбины не приобретет величину, равную скорости синхронизации после возникновения короткого замыкания сети. В отличие от этого в системах уровня техники выполняют более одного закрывания клапанного механизма 50 до тех пор, пока скорость паровой турбины не приобретет величину, равную скорости синхронизации.
Важно отметить, что в случае короткой продолжительности (которую обычно считают меньшей чем 60 мс) коротких замыканий сети клапаны 50 могут не полностью закрываться до момента выдачи регулятором команды повторного открывания последних.
На фиг.2a показано изменение механического крутящего момента (на единицу) электрогенератора 20 в зависимости от времени, выраженного в секундах, наблюдаемое в системе регулирования паровой турбины уровня техники, тогда как на фиг.2b показано изменение механического крутящего момента (на единицу) электрогенератора 20 в зависимости от времени, выраженного в секундах, наблюдаемое в системе регулирования паровой турбины по настоящему изобретению. Важно отметить, что падение механического крутящего момента электрогенератора является результатом закрывания клапанного механизма 50, выполняемого для уменьшения скорости паровой турбины 30 после возникновения короткого замыкания сети.
В частности, механический крутящий момент электрогенератора в системе уровня техники (см. фиг.2a) имеет собой два падения, тогда как механический крутящий момент электрогенератора в системе по настоящему изобретению имеет только одно падение (см. фиг.2b). К тому же на фиг.2a падение механического крутящего момента и, следовательно, приведение в действие клапанного механизма начинается через 1,08 секунды после возникновения короткого замыкания сети, тогда как на фиг.2b падение механического крутящего момента начинается через 1,02 секунды после возникновения короткого замыкания сети. Таким образом, задержка приведения в действие клапанов в системе по настоящему изобретению является меньшей, чем соответствующая задержка в системах уровня техники. Для конкретного примера, показанного на фиг.2a и фиг.2b, короткое замыкание сети продолжается в течение 80 миллисекунд. К тому же приведение в действие клапанного механизма 50 в примере из фиг.2b выполняют в ответ на падение напряжения, превышающее заданную величину, составляющую 50% от номинальной величины напряжения, и на падение электрической мощности, превышающее заданную величину, составляющую 10% от номинальной величины электрической мощности.
На фиг.3 проиллюстрирован вариант осуществления способа поддержания синхронизации между электросетью 10 и электрогенератором 20 после возникновения короткого замыкания сети в электросети 10.
На этапе 100 измеряют падение напряжения на выходе электрогенератора посредством датчика напряжения, входящего в состав системы регулирования паровой турбины, и параллельно на этапе 200 измеряют падение электрической мощности на выходе электрогенератора посредством датчика электрической мощности, входящего в состав системы регулирования паровой турбины.
На этапе 300 приводят в действие клапанный механизм 50 посредством регулятора 40 в ответ на падение напряжения, превышающее заданную величину напряжения, и на падение электрической мощности, превышающее заданную величину электрической мощности, на выходе указанного электрического генератора.
Согласно другому варианту осуществления изобретения способ дополнительно содержит этап 400, на котором измеряют продолжительность короткого замыкания сети таймером и этап 500, на котором поддерживают работу клапанного механизма паровой турбины регулятором 40 в течение продолжительности времени в зависимости от продолжительности короткого замыкания сети (см. фиг.4).
Как описано выше, измерение продолжительности короткого замыкания сети производят путем приведения в действие средства 80 измерения продолжительности короткого замыкания сети тогда, когда падение напряжения превышает заданную величину напряжения, и падение мощности превышает заданную величину мощности, на выходе указанного электрического генератора, и отключения средства 80, когда падение напряжения и падение мощности устранены.