Claims (2)
Дл этого фиксируют масто повреждени , и при повреждении агрегата, на который воздействует регул тор нагрузки , подключают ко входу этого регул тора задатчик сниженной нагрузки, а при повреждении агрегата, на которы( воздействует регул тор ре нма, переключают регул тора нагрузки к выходамдатчиков регул тора режима и подключают задатчик сЕ1иженной нагрузки ко входу регул тора режима. На фиг. 1 представлена схема осуществлени данного способа управлени энергоблоком в аварийных ситуаци х с регул тором нагрузки, воздействующим на турбину, на фиг. 2 - то же, с pery л тором нагрузки, воздействующим на котел. Нормальный режим управлени энерго блоком осуществл етс блоком 1 сравнени действительной N и заданной N з величин мощности, блоком 2 выделени минимального сигнала, позвол ющим вво дить сигналы ограничений нормального режима, регул тором 3 нагрузки турбины , блоком 4 выделени и сравнени Be личин контролируемого параметра (действительной величины с заданной), регул тором 5 нагрузкикотлоагрегата. Операции управлени мощностью в ав рийных ситуаци х реализуютс с помоИью блоков 6 и 7, осуществл ющих срав нение действительной мощности N и за данной величины сниженной нагрузкиМраз соответственно на турбине и на котле, блока 8 выделени минимального сигнала , блоков 9, 10 и 11 фиксации места возникновени аварийной ситуации на турбине или на котле. Блоки 9, 10 и 1 могут быть выполнены в виде релейных датчиков команд. В схема с регул тором нагрузки, во действующим на котел (фиг, 2), при ре гулировании мощности в нормальном режиме дополнительно используетс блок 12 суммировани сигналов. Управление мощностью в аварийных ситуаци х на энергоблоке осуществл етс следующим образом. При системе с воздействием регул тора нагрузки на турбину (фиг. 1) в нормальном режиме эксплуатации энерго блока до наступлени аварийной ситуации на выходе блока 1 формируетс сиг нал, пропорциональный отклонению действительной величи 1ы мощности N от заданной N д . В блоке 2 этот сигнал сравниваетс с сигналами ограничений нормального режима работы турбины, пропорциональными отклонению параметров режима от заданных их предельно допустимых значении. Меньший из входных сигналов выдел етс блоком 2 и передаетс на вход регул тора 3, управл ющего турбиной. В нормальном режиме на вход блока сравнени 6 подаютс сигналы, соответ ствующие опорной уставке Wg и вели чине N . Величина NO выбираетс таким образом, что NO больше N с некоторым запасом при любой нагрузке энерго блока. Поэтому в нормальном режиме эксплуатации энергоблока сигнал на выходе блока 6 больше сигнала на выходе блока 1, и блок 2 не выбирает его дл передачи к регул тору 3. Блоки 7 и 8 действуют аналогично блокам 6 и 2, но воздействуют на регул тор 5 нагрузки котла, который вл етс здесь регул тором режима. В зависимости от величины нагрузки энергоблока регулируегиым параметром могут быть давление перед турбиной, положение регулирующего органа турбины, минимально допустимое давление по тракту котла. Выбор параметра, контролируемого в данный момент времени, осуществл еБС блоком 4. В нормальном режиме эксилуатации блок 8 выбирает дл передачи на вход регул тора 5 сигнал с. выхода бло-ка 4. При аварии на турбоагрегате срабатывает блок 9 и подключает на вход блока б вместо опорной уставки NO ус тавку , определ емую видом аварии ;Йразгр I. При этом на выходе блока 6 по вл етс сигнал, меньший, чем сигнал блока 1, и по цепи блока 2 и регул тора 3 проходит воздействие на турбину в направлении уменьшени нагрузки. Регул тор 5 в это врем уменьшает нагрузку котлоагрегата в соответствии с уменьшающейс нагрузкой турбоагрегата так же, как и в нормальном режиме - по цепи блоков 4, 8 и регул тора 5 . При аварии на котле срабатывает блок 10 и подключает на вход блока 7 вместо опорной уставки NQ уставку, определ емую видом аварии Мразгр. При этом на выходе блока 7 по вл етс сигнал, меньший чем сигнал блока 4, и по цепи блока 8 и регул тора 5 проходит воздействие на котел в направпении уменьшени нагрузки. Одновременно блок 11 подключает сигнал блока 4 через блок 2 дл воздействи на регул тор 3. В результате регул тор 3 автоматически переводитс в режим регулировани контролируемого параметра режима энергоблока и уменьшает нагрузку турбины вслед за уменьшением нагрузки котла. В случае воздействи регул тора нагрузки на котел (фиг. 2) назначение и действие блоков 1, 2, 4, б, 7 и 8 остаютс такими же, как в системе с воздействием этого регул тора на турбину . Однако регул тор 5 используетс в качестве регул тора нагрузки энергоблока , а регул тор 3 - в Качестве регул тора режима энергоблока. Кроме того, на вход регул тора 3 через блок сум14ировани 12 подаетс сигнал блока 1 дл улучшени приемистости в нормальном режнме .;см. фиг 2) условно не показаны вхолн,:с; сигналы блоков 1, 4, б, 7, KOTOp;Je пО ;ключены так же, каки на фиг. 1 . При аварии на турбине блоки 9 и 6 | действуют таким же образом, как и в схеме на фиг, 1, отключа сигнал Ng и подключа N .faitp При этом по цепи блока 2 и регул тора 3 с-игнап блока 6 начинает действовать в сторону уменьшени нагрузки турбины. Однсррв менно блок 9 подключает сигнал лП ко входу блока 8. Блок 8 выбирает в кс.честве управл ющего сигнала сигнал бл ;а 4, и в результате регул тор нагруз ки котла автоматически переводитс в режим поддержани параметра. При аварии на котле блоки 9 и 10 действуют так же, как и в схеме на фиг. 1. При этом сигнал блока 7 по це пи блока 8 и регул тора 5 начинает действовать на уменьшение нагрузки котла. Блок 8 выбирает в качестве управл ющего сигнала сигнал блока 7, который становитс меньше сигнала блока Одновременно блок 11 снимает,со вх да блока 12 сигнал блока 1, и на умен шение нагрузки турбоагрегата воздействует сигнал блока 4 по цепи блоков 12, 2 и регул тора 3. Таким образом, предлатаемый способ позвол ет осуществить функции системы автоматической разгрузки, св занные с необходимостью разгрузки энергоблока до заданной величины, с помощьго систе мы автоматического управл{ ни , действующей в нормальном режиме, ыто упрощает систему в целом и повьпиает ее надежность. Формула изобретени Способ управленн энергоблоком путем регулировани мощности воздействием регул тора нагрузки на котел (турбину ) и поддержани параметров энергоблока воздействием регул тора режима, снабженного датчиками, на турбину (котел ) с переключением регул тора нагрузки и подключением задатчика сниженной нагрузки при повреждении одного из агрегатов котла или турбины, отличающийс тем, что, с целью повышени надежности путем yi potneни системы аварийной разгрузки, фиксируют место повреждени , и при повреждении агрегата, на который воздействует регул тор нагрузки, подключают ко входу этого регул тора задатчик сниженной нагрузка, а при повреждении агрегата, на который воздействует регул тор режима, переключают входы регул тора нагрузки к выходам датчиков регул тора режима и подключают задатчик сниженной нагрузки ко входу регул тора режима. Источники информации, прин тые во внимание при экспертизе; 1.Отчет ВТИ Типовые регулировани мощности моноблоков с пр моточными котлами мощностью 300 МВт и выше (нормальные режимы), 1974. To do this, fix the masto damage, and if the unit affected by the load regulator is damaged, a reduced load master is connected to the input of this regulator, and if the unit is damaged, it is switched (load the regulator) to the output sensors of the regulator the mode and connect the load control unit to the input of the mode regulator. Fig. 1 shows a scheme for implementing this method of controlling a power unit in emergency situations with a load regulator acting on the turbo Inu, in Fig. 2, the same with pery load acting on the boiler. The normal control mode of the power unit is carried out by a unit 1 for comparing the actual N and a given N 3 power values, by the unit 2 for extracting the minimum signal, allowing input constraints of the normal mode, the turbine load controller 3, the selection unit 4 and the comparison of the Be parameters of the monitored parameter (actual value with a given one), the load controller 5 of the cooling unit. Power control operations in emergency situations are implemented with the help of blocks 6 and 7, comparing the actual power N and for a given value of reduced load, Mraz, respectively, on the turbine and on the boiler, block 8 for allocating the minimum signal, blocks 9, 10 and 11 emergency in a turbine or boiler. Blocks 9, 10 and 1 can be made in the form of relay command sensors. In a circuit with a load regulator acting on the boiler (Fig. 2), the signal summing unit 12 is additionally used when regulating the power in the normal mode. Power management in emergency situations at the power unit is as follows. In a system with a turbine load regulator (Fig. 1), in normal operation of the power unit, before an emergency situation, a signal is generated at the output of unit 1 proportional to the deviation of the actual value N of power from the given N d. In block 2, this signal is compared with the signals of the constraints of the normal mode of operation of the turbine, proportional to the deviation of the mode parameters from their maximum permissible values. The smaller of the input signals is extracted by block 2 and transmitted to the input of controller 3, which controls the turbine. In the normal mode, signals are input to the input of the comparator unit 6, corresponding to the reference setpoint Wg and the value N. The value of NO is chosen in such a way that NO is greater than N with a certain margin at any load of the power unit. Therefore, in the normal operation of the power unit, the signal at the output of block 6 is greater than the signal at the output of block 1, and block 2 does not select it for transmission to controller 3. Blocks 7 and 8 act similarly to blocks 6 and 2, but act on the boiler load regulator 5 which is the mode control here. Depending on the size of the power unit load, the variable parameter can be the pressure in front of the turbine, the position of the regulator of the turbine, the minimum allowable pressure along the boiler path. The choice of the parameter monitored at a given time is performed by the block 4. In the normal operation mode, the block 8 selects the signal c for the input to the controller 5. block 4 output. In case of an accident on the turbine unit, block 9 is activated and connects to the input of block b, instead of the reference setpoint NO, the setting determined by the type of accident; JSrgr I. At the same time, the output of block 6 is a signal smaller than the block signal 1, and the circuit of block 2 and regulator 3 is impacted on the turbine in the direction of reducing the load. The controller 5 at this time reduces the load of the boiler unit in accordance with the decreasing load of the turbine unit in the same way as in the normal mode - along the chain of blocks 4, 8 and controller 5. In case of an accident at the boiler, unit 10 is activated and connects to the input of unit 7 instead of the reference setpoint NQ, the setpoint determined by the type of accident Mrasgr. In this case, a signal smaller than the signal of block 4 appears at the output of block 7, and the circuit of block 8 and controller 5 passes the impact on the boiler in the direction of reducing the load. At the same time, block 11 connects the signal of block 4 through block 2 to act on regulator 3. As a result, regulator 3 is automatically transferred to the control mode of the monitored parameter of the power unit mode and reduces the turbine load following a decrease in the boiler load. In the case of a boiler load control (Fig. 2), the purpose and effect of blocks 1, 2, 4, b, 7 and 8 remain the same as in the system with the effect of this control on the turbine. However, controller 5 is used as a power unit load controller, and controller 3 is used as a power unit mode controller. In addition, the input of the regulator 3 through the summation block 12 is given a signal of the block 1 to improve the injectivity in normal mode; see. Fig 2) conventionally not shown in the waves,: s; the signals of blocks 1, 4, 6, 7, KOTOp; Je p; are also connected as in FIG. one . In case of a turbine accident, blocks 9 and 6 | act in the same way as in the circuit in fig. 1, disconnecting the Ng signal and connecting the N .faitp. In this case, the circuit of block 2 and controller 3 with the ignition of block 6 starts to act in the direction of reducing the load of the turbine. However, block 9 connects the LP signal to the input of block 8. Block 8 selects the bl signal from the control signal and 4, and as a result, the boiler load controller automatically switches to the parameter maintenance mode. In the event of a boiler accident, blocks 9 and 10 act in the same way as in the diagram in FIG. 1. At the same time, the signal of block 7 along the chain of block 8 and regulator 5 begins to act on reducing the load on the boiler. Block 8 selects the signal of block 7 as the control signal, which becomes less than the block signal. Simultaneously, block 11 removes the signal of block 1 from the input of block 12, and the signal of block 4 affects the load reduction of the turbine unit on block 12, 2 and the regulator 3. Thus, the proposed method allows the functions of the automatic unloading system to be associated with the need to unload the power unit to a predetermined value using the automatic control system operating in normal mode, which simplifies the system in povpiaet scrap and reliability. The invention is controlled by a power unit by adjusting the power by applying a load controller to the boiler (turbine) and maintaining the power unit parameters by applying a mode regulator equipped with sensors to the turbine (boiler), switching the load regulator and connecting a reduced load unit when one of the boiler units is damaged or turbines, characterized in that, in order to increase reliability by means of a yi potne of an emergency unloading system, the damage site is fixed, and in case of damage to the unit, which influences the load controller, connect the reduced load master to the input of this regulator, and in case of damage to the unit affected by the mode regulator, switch the inputs of the load regulator to the outputs of the mode regulator sensors and connect the reduced load set to the mode regulator input. Sources of information taken into account in the examination; 1. VTI Report Typical monoblock power control with 300 MW and more continuous flow boilers (normal modes), 1974.
2.Авторское свидетельство CCCPJ 421786, кл.Р 01 К 7/24, 1972.2. Author's certificate CCCPJ 421786, cl. R 01 K 7/24, 1972.
NO Npaiip WNO Npaiip W
РигRig
Из} Of}
fusZfusZ