Koordynacja obciążenia kotła i turbiny bloku energetycznego. Układ z wiodącą turbiną. Cz. II

Z pierwszej części artykułu dowiedzieliśmy się jakie są wymagania jakościowe dotyczące pracy bloku w regulacji systemu elektroenergetycznego. Dziś dowiemy się jak wygląda struktura układu regulacji obciążenia bloku oraz koordynacja pracy układu automatycznej regulacji mocy i ciśnienia pary świeżej bloku energetycznego.

1. Struktura układu regulacji obciążenia bloku

Turbiny kondensacyjne w większości przypadków biorą udział w regulacji Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Są to jednostki o dużych mocach (np.: 360MW, 200MW, 120MW). Niepoprawna praca tak dużych jednostek rzutuje na jakość pracy całego systemu elektroenergetycznego, co pociąga za sobą duże straty ekonomiczne. Niezawodność pracy całego bloku, w tym także układów regulacji, nabiera szczególnego znaczenia w sytuacji współpracy polskiego systemu elektroenergetycznego z systemem europejskim. Rosnące wymagania odnośnie zapewnienia wysokiej jakości i zmniejszenia kosztów wytwarzania energii elektrycznej doprowadziły do konieczności modernizacji układów regulacji, decydujących o poprawnej pracy Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD).

W elektrowniach zawodowych układ blokowy kocioł-turbina-generator stanowi złożony, wielowymiarowy obwód regulacyjny. W jego skład wchodzi szereg składowych układów regulacji automatycznej, których zadaniem jest utrzymanie określonych parametrów regulacyjnych na zadanym poziomie (rys. 1). Jest to obiekt o wielu wielkościach regulowanych, w którym występują sprzężenia skrośne. Oznacza to, że każda niemal wielkość wejściowa oddziałuje na więcej niż jedną wielkość wyjściową.

↓ (kliknij w rys. aby powiększyć) ↓

Rys.2.Najważniejsze obwody regulacyjne układu regulacji bloku: RH-regulator poziomu wody w walczaku; Rc-regulator ciągu w komorze paleniskowej; Rp-regulator dopływu powietrza; RpT-regulator ciśnienia pary; RTp,RTw-regulatory temperatury pary pierwotnie i wtórnie przegrzanej; Rn-regulator prędkości obrotowej turbiny; RN-regulator mocy.

Rys. 1 Najważniejsze obwody regulacyjne układu regulacji bloku:
RH-regulator poziomu wody w walczaku; Rc-regulator ciągu w komorze paleniskowej; Rp-regulator dopływu powietrza; RpT-regulator ciśnienia pary; RTp,RTw-regulatory temperatury pary pierwotnie i wtórnie przegrzanej; Rn-regulator prędkości obrotowej turbiny; RN-regulator mocy.

Głównym zadaniem bloku energetycznego, biorącego udział w regulacji mocy i częstotliwości systemu elektroenergetycznego jest właściwa realizacja zmian mocy turbozespołu tzn. szybkie, możliwie bez opóźnień i deformacji, nadążanie za sygnałem mocy zadanej. Jednym ze sposobów zapewnienia wymaganej szybkości zmian obciążenia bloków jest stworzenie odpowiedniej struktury układu regulacji obciążenia, a w szczególności wchodzącego w jego skład UAR ciśnienia pary przed turbiną.

a) Warianty regulacji mocy czynnej

Układy regulacji obciążenia bloku energetycznego oddziałują na strumień masy pary doprowadzonej do turbiny bądź to przez zmianę wydajności kotła za pośrednictwem strumienia masy paliwa doprowadzonego do spalania, bądź też przez zmianę położenia zaworu regulacyjnego turbiny. Trzy podstawowe warianty regulacji mocy czynnej wytwarzanej przez blok przedstawiono na rys. 2a, 2b, 2c. Układy przedstawione na rys. 2a i rys. 2b są układami obciążenia bloku poprzez oddziaływanie na kocioł. Jest to tzw. regulacja z wiodącym kotłem. Regulator mocy oddziałuje na strumień paliwa doprowadzanego do kotła. W wyniku zmian dopływu paliwa zmienia się strumień masy pary wytwarzanej, a w rezultacie również i ciśnienie za kotłem. W układzie z rys. 2a regulator ciśnienia steruje pracą zaworu regulacyjnego turbiny utrzymując ciśnienie na stałym, zadanym poziomie. W ten sposób obciążenie turbiny dostosowuje się do wydajności kotła, a wydajność kotła do wartości mocy zadanej będącej sumą mocy bazowej ustawianej przez operatora bloku i sygnałów zadawanych z Krajowej Dyspozycji Mocy. W układzie z rys. 2b brak jest regulatora ciśnienia, a zawór regulacyjny jest całkowicie otwarty. Obciążenie turbiny zależne jest tylko od ciśnienia za kotłem, a co za tym idzie od strumienia masy doprowadzonego paliwa. Wadą układów omawianych powyżej jest niemożliwość uzyskiwania szybkich zmian obciążenia bloku ze względu na opóźnienie wprowadzane przez kocioł i niewykorzystywanie zdolności akumulacyjnych kotła.

Układem powszechnie stosowanym w systemie jest układ regulacji obciążenia bloku poprzez oddziaływanie na turbinę czyli układ z wiodącą turbiną (rys. 2c). W układzie tym regulator mocy steruje pracą zaworów regulacyjnych turbiny. Każde przestawienie zaworów wywołuje zmianę ciśnienia pary, a to z kolei reakcję regulatora ciśnienia zmieniającego strumień masy doprowadzonego paliwa do kotła aż do zbilansowania strumienia masy pary produkowanej przez kocioł ze strumieniem masy pary pobieranej przez turbinę. W rezultacie wydajność kotła dopasowuje się do obciążenia turbiny.

Rys. 2a Typowe układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku przez oddziaływanie na kocioł (z reg. ciśnienia).

Rys. 2a Typowy układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku przez oddziaływanie na kocioł (z reg. ciśnienia).

Rys. 2b Typowe układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku pracującego przy poślizgowym ciśnieniu pary.

Rys. 2b Typowy układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku pracującego przy poślizgowym ciśnieniu pary.

Rys. 2c Typowy układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku przez oddziaływanie na turbinę.

Rys. 2c Typowy układy regulacji obciążenia bloku energetycznego. Układ regulacji bloku przez oddziaływanie na turbinę.

Oznaczenia: K: kocioł, T: turbina, G: generator, KDM: Krajowa Dyspozycja Mocy, KSE: Krajowy System Elektroenergetyczny, Z: zawór regulacyjny, RP: regulator mocy, Rc: regulator ciśnienia, pz: wartość zadana ciśnienia pary, Pz: wartość zadana mocy, P: tor pomiarowy mocy czynnej, pT: tor pomiarowy ciśnienia pary, f: częstotliwość napięcia w KSE.

Regulacja mocy i prędkości obrotowej dokonywana jest przez oddziaływanie układu regulacji na zawory regulacyjne części wysokoprężnej (WP) turbiny. W sterowniku wypracowywany jest sygnał nastawczy, który przez przetwornik elektrohydrauliczny steruje pracą zaworów.

2. Koordynacja pracy UAR: mocy i ciśnienia pary świeżej bloku energetycznego

Turbiny kondensacyjne są konstruowane w celu uzyskania maksymalnej mocy elektrycznej z generatora pracującego z turbiną, zazwyczaj w układzie blokowym (kocioł → turbina → generator). Układ regulacji ciśnienia pary w kotle, jako znacznie wolniejszy od układu regulacji mocy turbiny, decyduje o czasie trwania procesu przejściowego regulacji bloku. Należy zwrócić uwagę na niekorzystne zjawiska występujące podczas pracy kotła, w którym występują wahania ciśnienia pary świeżej. W pracy [6] dokonano oceny bezpieczeństwa pracy kotła przy braku stabilizacji ciśnienia pary. Przy skokowym otwarciu zaworów, któremu odpowiada zmiana mocy generowanej ΔN maksymalna szybkość zmian ciśnienia w blokach 200 MW:

wzór 1

[MPa/min]

Nadmierna szybkość zmian ciśnienia może wywołać przekroczenie dopuszczalnych naprężeń w ściankach walczaka, gdyż zależą one od szybkości zmian temperatury ścianki (jednoznacznej z temperaturą nasycenia pary tn):

wzór 2

wzór 3

Przykładowo – dla zmiany mocy ΔN = 20MW otrzymujemy:

wzór 4

oraz:

wzór 5

podczas gdy szybkość bezpieczna wynosi 1 – 1,5 stopni Celsjusza na minutę.

Od szybkości zmian ciśnienia zależy szybkość samoodparowania (dp/dτ < 0) lub samokondensacji (dp/dτ > 0) w parowniku kotła, co może spowodować zatrzymanie cyrkulacji i w konsekwencji uszkodzenie rur ekranowanych. Te same przyczyny mogą zakłócić pomiar poziomu wody w walczaku i uniemożliwić zasilenie kotła wodą, a także zakłócić regulację temperatury pary świeżej i wtórnej. Aby korzystanie z akumulacji, zwłaszcza akumulacji cieplnej , nie doprowadziło do zakłóceń w pracy bloku należy tak sterować, aby odchyłki ciśnienia i szybkości jego zmian nie przekroczyły granic dopuszczalnych.

W celu doraźnego zabezpieczenia przed niedopuszczalnymi zmianami ciśnienia pary w kotle stosuje się parowy ogranicznik mocy (POM). Działanie POM umożliwia zmianę mocy turbozespołu o ΔN, w zależności od odchyłki wartości zadanej ciśnienia pary w kotle:

gdzie: kp - współczynnik wzmocnienia, pz - ciśnienie zadane, p - ciśnienie pary w kotle.

gdzie: kp – współczynnik wzmocnienia, pz – ciśnienie zadane, p – ciśnienie pary w kotle.

Charakterystyka POM jest nieliniowa, jej kształt przedstawiono na rys. 3.

Rys. 3 Charakterystyka parowego ogranicznika mocy.

Rys. 3 Charakterystyka parowego ogranicznika mocy.

Dla ciśnienia pary w kotle z przedziału p1 ≤ p ≤ p2 współczynnik kp = 0, zaś dla p > p2 oraz p < p1 współczynnik kp = var. Zarówno strefa nieczułości jak i wzmocnienie kp są nastawialne. W produkowanych obecnie regulatorach mikroprocesorowych [8] działanie POM jest dwustopniowe: wewnątrz strefy określonej wartościami ciśnień p1 i p2 wyznaczono zakres ciśnień p1′-p2′ taki, że przekroczenie wartości p1′ lub p2′ powoduje zatrzymanie całkowania regulatora mocy o charakterystyce PI.

Należy zwrócić uwagę na fakt, że czynniki związane ze współspalaniem w kotłach biomasy [5] dodatkowo wpływają na dynamikę pracy kotła. Poprawa tego procesu jest możliwa poprzez włączenie sygnałów wyprzedzających od zakłóceń mocy w tor regulatora ciśnienia. Sygnały te informują układ regulacji ciśnienia pary w kotle o zamierzonej zmianie mocy turbiny. Rozwiązanie problemu koordynacji pracy UAR: mocy i ciśnienia pary świeżej ma zatem duże znaczenie praktyczne. Zmiana mocy wywołana np. działaniem regulacji pierwotnej lub wtórnej (zwłaszcza mocy interwencyjnej) wywołuje znaczne – niekorzystne dla kotła wahania ciśnienia pary świeżej. Należy zwrócić uwagę na fakt, że czułość regulacji UAR kotła ma w obecnej chwili duże znaczenie. Związane jest to z jakością spalanego paliwa (współspalanie w kotle biomasy). Stabilizacja ciśnienia pary podczas zmian mocy bloku energetycznego ma duże znaczenie dla poprawnej eksploatacji elektrowni, a co za tym idzie dla poprawy jakości procesu wytwarzania energii elektrycznej. W celu osiągnięcia wymaganej stabilizacji ciśnienia pary należy więc do układu automatycznej regulacji (UAR) ciśnienia wprowadzić dodatkowe sygnały z regulatora mocy turbiny. Mikroprocesorowy regulator turbiny konstrukcji OTC IEn stwarza w tym zakresie duże możliwości. Z części centralnej takiego regulatora można wyprowadzić odpowiednie sygnały wyprzedzające, które mogą wcześniej „przygotować” kocioł na zakłócenie wywołane zmianą położenia zaworów WP. Na rys. 4 przedstawiono sposób wyprowadzenia z regulatora REH sygnałów sprzęgających UAR kotła i turbiny. Generowanymi w regulatorze turbiny, sygnałami pomocniczymi są: strumień masy pary (mDT) części WP turbiny, sygnał nastawczy regulatora mocy (YH), sygnał odchyłki mocy rzeczywistej(YN), sygnał odchyłki mocy zadanej i sygnału przetworzonego w ograniczniku szybkości obciążania (OSO) (YNZ).

↓ Rys. niedługo będzie dostępny w lepszej rozdzielczości ↓

Rys. 4 Schemat wyprowadzenia sygnałów pomocniczych z regulatora turbiny do układu regulacji ciśnienia pary w kotle.

Rys. 4 Schemat wyprowadzenia sygnałów pomocniczych z regulatora turbiny do układu regulacji ciśnienia pary w kotle.

Należy zwrócić uwagę na łatwą dostępność sygnałów w regulatorze REH oraz na możliwość tworzenia odpowiednich kombinacji poszczególnych sygnałów (wzmocnienie, sumowanie) w celu osiągnięcia sygnału optymalnego.

W kolejnej części omówiony zostanie wpływ sygnału pomocniczego YNZ na pracę UAR mocy i ciśnienia pary świeżej oraz przedstawione zostaną badania obiektowe (wybrane bloki 120MW).

Autor: dr inż. Jacek Karczewski, Instytut Energetyki Oddział Techniki Cieplnej „ITC” w Łodzi

Rys.: zasoby własne autora

Fot.: sxc.hu

Czytaj także: 

Literatura

  1. Karczewski J, Pawlak M: Układy regulacji turbin kondensacyjnych, a regulacja KSE. Energetyka Cieplna i Zawodowa, nr.7,8/2009., lipiec 2009, str.100-104
  2. Karczewski J, Pawlak M, Szuman P., Wąsik P: Availability assessment of power units participating in electrical power system control. Archives of energetic, 2010, nr 1-2, str.89-103
  3. Karczewski J, Pawlak M, Rękoś J: Poprawa jakości wytwarzania energii elektrycznej poprzez modernizację układów regulacji bloków energetycznych.” Wiadomości Elektrotechniczne, nr.11/2010, str..35
  4. Karczewski J, Pawlak M.: Elektrohydrauliczny regulator turbiny TK-120 XI Konferencja “ElektrowniE Cieplne. Eksploatacja – Modernizacje – Remonty”, Słok 2013
  5. Karczewski J: Optymalizacja układów regulacji: mocy i ciśnienia pary świeżej bloku energetycznego współspalającego biomasę. Cieplne maszyny przepływowe Turbomachinery nr 138. 2010
  6. Tymes E. , Wierzbicki Z.: Zrzuty do stanów pośrednich obciążenia i praca bloku w układzie wyspowym – na przykładzie doświadczeń El. Połaniec. „Energetyka” nr 3/1996