RU2031212C1 - Method of controlling power unit - Google Patents
Method of controlling power unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2031212C1 RU2031212C1 SU5065801A RU2031212C1 RU 2031212 C1 RU2031212 C1 RU 2031212C1 SU 5065801 A SU5065801 A SU 5065801A RU 2031212 C1 RU2031212 C1 RU 2031212C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signal
- turbine
- steam
- boiler
- sum
- Prior art date
Links
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для регулирования мощности энергоблоков, работающих в режимах номинального и скользящего давления свежего пара. The invention relates to energy and can be used to control the power of power units operating in the nominal and sliding pressure modes of fresh steam.
Известна система регулирования блока котел-турбина на скользящих параметрах свежего пара, например система, содержащая регулятор котла с подключенным к нему датчиком положения регулирующих клапанов турбины и регулятор турбины с подключенными к нему датчиком частоты вращения и датчиком давления свежего пара, причем в системе между датчиком положения регулирующих клапанов и регулятором котла установлен пропорционально-интегральный регулятор [1]. В этой системе реализован способ управления энергоблоком при скользящем давлении свежего пара путем изменения паропроизводительности котла в зависимости от отклонения фактического положения регулирующих клапанов от заданного по пропорционально-интегральному закону. A known system for controlling a boiler-turbine unit on the sliding parameters of fresh steam, for example, a system comprising a boiler controller with a position sensor for turbine control valves connected to it and a turbine controller with a speed sensor and fresh steam pressure sensor connected to it, moreover, in the system between the position sensor control valves and boiler regulator installed proportional-integral regulator [1]. This system implements a method of controlling a power unit at a sliding pressure of fresh steam by changing the boiler’s steam capacity depending on the deviation of the actual position of the control valves from the set according to the proportional-integral law.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ, реализованный в системе регулирования мощности энергоблока [2] , содержащий регулятор давления с подключенными к нему на вход через первый сумматор датчиком и задатчиком давления пара и через второй сумматор датчиком и задатчиком положения регулирующих клапанов турбины, причем между выходами сумматоров и входом регулятора давления включен выделитель экстремального сигнала. The closest in technical essence and the achieved effect to the proposed one is the method implemented in the power unit power control system [2], comprising a pressure regulator with a sensor and a steam pressure regulator connected to the input through the first adder and a regulating valve position sensor and regulator through the second adder turbines, and between the outputs of the adders and the input of the pressure regulator is switched on an extreme signal isolator.
Способ заключается в том, что расход пара в турбину от парового котла изменяют в зависимости от экстремального сигнала из двух сигналов, один из которых является отклонением от заданного значения давления свежего пара, а другой - отклонением от заданного значения положения регулирующего органа турбины. The method consists in the fact that the flow rate of steam into the turbine from the steam boiler is changed depending on the extreme signal from two signals, one of which is a deviation from the set value of the fresh steam pressure, and the other is a deviation from the set value of the position of the turbine regulator.
Недостатком известного способа является узкая область его применимости, ограниченная возможностью его использования только на режиме работы энергоблока при скользящем давлении пара. The disadvantage of this method is the narrow area of its applicability, limited by the possibility of its use only in the operating mode of a power unit with a moving vapor pressure.
Целью изобретения является расширение функциональных возможностей управления энергоблоком путем обеспечения режимов работы энергоблока как при скользящем давлении пара, так и при номинальном его уровне. The aim of the invention is to expand the functionality of controlling a power unit by providing operating modes of a power unit both at a sliding steam pressure and at its nominal level.
Цель достигается тем, что по способу управления энергоблоком, заключающемуся в изменении расхода пара в турбину от парового котла путем изменения пропускной способности регулирующего органа турбины, согласно изобретению пропускную способность регулирующего органа изменяют в зависимости от управляющего сигнала, формируемого в виде суммы двух сигналов, из которых первый является суммой сигналов заданного значения пропускной способности регулирующего органа и отклонения частоты вращения турбины от заданного значения, а второй - детектированной суммой проинвертированного первого сигнала и проинвертированного сигнала отклонения от заданного значения давления пара за котлом. The goal is achieved in that according to the method for controlling a power unit, which consists in changing the flow rate of steam to the turbine from the steam boiler by changing the capacity of the turbine regulating body, according to the invention, the capacity of the regulating body is changed depending on the control signal generated as the sum of two signals, of which the first is the sum of the signals of the set value of the throughput of the regulatory body and the deviation of the turbine speed from the set value, and the second is the detective the sum of th e first inverted signal and inverted signal deviation from a predetermined pressure value for the steam boiler.
Для реализации управления энергоблоком по предлагаемому способу на режиме скользящего давления пара заданное значение давления пара за котлом изменяют путем сложения с ним ограниченного сигнала, формируемого в виде суммы проинвертированного сигнала отклонения от заданного значения давления пара и проинвертированного суммарного сигнала заданного значения пропускной способности регулирующего органа и отклонения от заданного значения частоты вращения турбины. To implement power unit control according to the proposed method in the sliding steam pressure mode, the set value of the steam pressure behind the boiler is changed by adding a limited signal with it, generated as the sum of the inverted signal deviation from the set value of the steam pressure and the inverted total signal of the set value of the regulator's throughput and deviation from the set value of the turbine speed.
С целью повышения степени устойчивости процессов регулирования мощности энергоблока при его работе в составе электроэнергетической системы, определяющей частоту вращения турбогенератора, по предлагаемому способу сигнал отклонения от заданного значения частоты вращения турбины формируют при превышении отклонением определенного значения. Указанные отличительные признаки позволяют сделать вывод о наличии новизны в предлагаемом техническом решении. In order to increase the degree of stability of the power unit power control processes during its operation as part of the electric power system that determines the speed of the turbogenerator, according to the proposed method, a signal of deviation from the set value of the turbine speed is generated when the deviation exceeds a certain value. These distinctive features allow us to conclude that there is novelty in the proposed technical solution.
Из анализа заявляемого и известных решений следует, что тождественных по технической сущности и решаемой задаче не имеется. From the analysis of the claimed and well-known solutions it follows that there are no identical in technical essence and the problem to be solved.
На чертеже представлена функциональная схема, иллюстрирующая заявляемый способ управления энергоблоком. The drawing shows a functional diagram illustrating the inventive method of controlling a power unit.
Энергоблок 1 включает в себя котел 2, паровую турбину 3 и регулирующий орган 4, который связан через исполнительный механизм 5 с системой 6 управления энергоблоком. Система 6 может быть построена в виде управляющей вычислительной машины, реализующей предлагаемый способ управления, соответствующим образом представленный в виде управляющих программ, и связана с выходами датчика 7 давления свежего пара за котлом 2 и датчика 8 частоты вращения вала турбины 3. The power unit 1 includes a boiler 2, a steam turbine 3 and a regulatory body 4, which is connected through an actuator 5 with the control unit 6 of the power unit. The system 6 can be built in the form of a control computer that implements the proposed control method, appropriately presented in the form of control programs, and is associated with the outputs of the fresh steam pressure sensor 7 behind the boiler 2 and the turbine shaft speed sensor 8.
Сущность предлагаемого способа управления энергоблоком состоит в следующем. The essence of the proposed method for controlling a power unit is as follows.
Возможные мощностные режимы турбины 3 энергоблока 1 определяются паропроизводительностью котла 2 с давлением пара за ним, контролируемым датчиком 7 и поддерживаемым на заданном уровне системой 6 управления в соответствии с заданным значением давления Рзад1 за счет изменения через исполнительный механизм 5 пропускной способности регулирующего органа 4. К регулирующему органу 4 турбины 3 приложен управляющий сигнал, изменяющий его пропускную способность как в зависимости от давления пара за котлом 2 - сигнал U2, так и в зависимости от частоты вращения турбины nф и заданного значения пропускной способности - сигнал Gзад регулирующего органа 4.Possible power modes of the turbine 3 of the power unit 1 are determined by the steam capacity of the boiler 2 with the steam pressure behind it, controlled by the sensor 7 and maintained at a predetermined level by the control system 6 in accordance with the preset pressure value P ass1 due to a change in the throughput of the regulator 4 through the actuator 5 regulator 4 of the turbine 3 is applied a control signal, which changes its bandwidth in dependence of the vapor pressure of the boiler 2 - U 2 signal, and depending on the frequencies turbine speed n and p setpoint bandwidth - G signal backside Regulator 4.
Из схемы согласно изобретению можно записать следующие соотношения сигналов (в относительных единицах):
Uр.о=U1+ U2д; (1)
U1= (nзад-nф)+Gзад ; (2)
U2= (Рзад1-Рф)(-1)-U1 , (3) где Uр.о - сигнал, управляющий пропускной способностью регулирующего органа 4;
nзад,nф,Рзад1,Рф - заданные и фактические значения частоты вращения турбины 3 и давления пара за котлом 2;
Gзад - заданное значение пропускной способности регулирующего органа 4;
U2д - продетектированный U2, т.е. U2д = 
Следует отметить, что знак при U2 определяется соотношением генерируемого и потребляемого турбиной количества пара, а именно при избытке пара U2>0 (U2д=0 и не воздействует на регулирующий орган турбины), при недостатке пара U2<0 и оказывает прикрывающее воздействие на регулирующий орган.The following signal ratios (in relative units) can be written from the circuit according to the invention:
U r.o = U 1 + U 2d ; (1)
U 1 = (n ass -n f ) + G ass ; (2)
U 2 = (P ass 1 -P f ) (- 1) -U 1 , (3) where U r.o - a signal that controls the capacity of the regulatory body 4;
n ass , n f , P ass 1 , P f - set and actual values of the frequency of rotation of the turbine 3 and the vapor pressure behind the boiler 2;
G ass - the set value of the throughput of the regulatory body 4;
U 2d - detected U 2 , i.e. U 2d =
It should be noted that the sign at U 2 is determined by the ratio of the amount of steam generated and consumed by the turbine, namely, with an excess of steam U 2 > 0 (U 2d = 0 and does not affect the regulator of the turbine), with a lack of steam, U 2 <0 and provides a covering impact on the regulatory body.
Подставив выражения (2) и (3) в уравнение (1), получают
при недостатке пара
Uр.о=Рф-Рзад1, (4)
при избытке пара
Uр.о=U1=nзад-nф+Gзад .Substituting expressions (2) and (3) in equation (1), get
with a lack of steam
U r.o = P f -P ass 1 , (4)
with excess steam
U r.o = U 1 = n ass -n f + G ass .
Таким образом, предлагаемый способ управления обеспечивает работу энергоблока так, что при недостаточной паропроизводительности котла 2 пропускная способность регулируемого органа 4 изменяется только в зависимости от отклонения от заданного значения давления пара, а при избыточной паропроизводительности - от суммы заданной пропускной способности Gзад и отклонения от заданного значения частоты вращения турбины.Thus, the proposed control method ensures the operation of the power unit in such a way that when the steam capacity of the boiler 2 is insufficient, the capacity of the regulated body 4 changes only depending on the deviation from the set value of the steam pressure, and if the steam capacity is excessive, the sum of the set throughput G ass and deviation from the set turbine speed values.
Для перевода энергоблока на режим скользящего давления пара по предлагаемому способу сигнал U2 суммируют с номинальным заданным значением давления Рзад.н. При этом при недостаточной паропроизводительности котла одновременно со снижением фактического давления пара Pф происходит снижение заданного значения Рзад1 вследствие вычитания из Рзад.н сигнала U2, что позволяет удерживать согласно выражению (4) соотношение Uр.о≈ const. Это означает, что снижение мощности энергоблока 1 при снижении паропроизводительности котла происходит со скольжением давления при минимально возможных потерях в регулирующем органе турбины. Диапазон изменения давления пара на скользящих режимах определяется уровнем ограничения сигнала U2 перед его суммированием с Рзад.н.To transfer the power unit to the sliding steam pressure mode according to the proposed method, the signal U 2 is summed with the nominal pressure setpoint P ass.n. At the same time, when the boiler’s steam production is insufficient, at the same time as the actual steam pressure P f decreases, the predetermined value P ass 1 decreases due to the subtraction of the signal U 2 from P ass.n , which allows keeping the ratio U r.o ≈ const according to expression (4). This means that a decrease in the power of Unit 1 with a decrease in the boiler's steam output occurs with a pressure glide at the lowest possible loss in the regulating body of the turbine. The range of variation of the vapor pressure in the sliding modes is determined by the level of limitation of the signal U 2 before summing it with P ass .
При работе энергоблока в составе электроэнергетической системы в случае приведения во вращение турбиной электрогенератора, когда частота вращения турбогенератора определяется сетью, появляется возможность снизить влияние изменения частоты вращения турбины на пропускную способность регулирующего органа турбины за счет того, что сигнал отклонения (nзад-nф) предварительно пропускают через нелинейный элемент с зоной нечувствительности. Это является чрезвычайно актуальным при использовании котла 2 рассматриваемого энергоблока 1 в качестве котла-утилизатора, утилизирующего энергию выхлопа газовой турбины в составе электростанции с основным газотурбогенератором. При этом отклонения частоты электросети от номинального значения в заданных пределах, обусловленных величиной зоны нечувствительности в канале сигнала nзад-nф, не влияют на экономичность установки, так как расход пара в турбину целиком определяется паропроизводительностью котла-утилизатора.During operation of a power unit as part of an electric power system, when a generator is brought into rotation by a turbine, when the rotational speed of the turbogenerator is determined by the network, it becomes possible to reduce the influence of changes in the turbine speed on the throughput of the turbine regulator due to the deviation signal (n ass -n f ) previously passed through a nonlinear element with a dead zone. This is extremely relevant when using boiler 2 of the considered power unit 1 as a recovery boiler, utilizing the energy of the exhaust of a gas turbine as part of a power plant with a main gas turbine generator. In this case, deviations of the mains frequency from the nominal value within the specified limits due to the deadband in the signal channel n ass -n f do not affect the efficiency of the installation, since the steam consumption in the turbine is entirely determined by the steam capacity of the recovery boiler.
Предлагаемый способ управления позволяет расширить функциональные возможности управления энергоблоком, так как решает задачу его эксплуатации как при номинальном, так и при скользящем давлении пара за котлом, а также позволяет просто осуществлять переход с режима номинального давления на скользящее давление и обратно. The proposed control method allows you to expand the control capabilities of the power unit, as it solves the problem of its operation both at nominal and sliding steam pressure behind the boiler, and also allows you to simply switch from nominal pressure to sliding pressure and vice versa.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065801 RU2031212C1 (en) | 1992-07-28 | 1992-07-28 | Method of controlling power unit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065801 RU2031212C1 (en) | 1992-07-28 | 1992-07-28 | Method of controlling power unit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2031212C1 true RU2031212C1 (en) | 1995-03-20 |
Family
ID=21614948
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5065801 RU2031212C1 (en) | 1992-07-28 | 1992-07-28 | Method of controlling power unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2031212C1 (en) |
-
1992
- 1992-07-28 RU SU5065801 patent/RU2031212C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 366272, кл. F 01K 7/24, 1973. * |
| 2. Авторское свидетельство СССР N 560074, кл. F 01K 7/24, 1977. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPH06149306A (en) | Water adjusting operation controller | |
| JPS60243402A (en) | Maximum efficiency steam temperature controller | |
| RU2031212C1 (en) | Method of controlling power unit | |
| RU2224952C2 (en) | Gear to supply liquid fuel to combustion element | |
| JP2001295607A (en) | Method and device for controlling load of thermal power plant | |
| JPS6019521B2 (en) | process control equipment | |
| JP2749123B2 (en) | Power plant control method and device | |
| JPS6350608A (en) | Control process for non-interference flow inside turbine | |
| RU2094620C1 (en) | Power unit control method | |
| SU454359A2 (en) | The method of adjustment of the boiler turbine unit | |
| JPH07224610A (en) | Load control device for steam turbine | |
| JPS5985404A (en) | Fuel flow-rate controller for combined type power generation apparatus | |
| SU1134740A1 (en) | Control system of steam extraction turbine plant | |
| JPS6269090A (en) | Method of controlling operation of movable vane pump | |
| JPH04159401A (en) | Turbine control method | |
| JP2811662B2 (en) | Alkali metal engine control device | |
| JP2002276527A (en) | Governing control device of hydraulic power plant, and governing control method of hydraulic power plant | |
| RU2172857C1 (en) | Gas-turbine engine automatic control system | |
| SU442312A1 (en) | Control system of the boiler turbine unit | |
| JPH031563B2 (en) | ||
| SU1643875A1 (en) | System of automatic control of fuel supply into gas-heavy oil boiler | |
| JPS58105306A (en) | Water supply controller | |
| JPH06180102A (en) | Controller for amount of boiler feedwater | |
| JPS60196594A (en) | Optimum vane opening control device of movable vane- type circulating water pump | |
| JPH0393498A (en) | Control of speed of water wheel |