Claims (2)
3 который введен элемент 7 нечувствительности . Выходы измерительных каналрв 5 и 6 соединены с входами сумматора 8, выход которого подключен к электрическому блоку 9 регул тора 10 скорости. К вЙ|16ЙУ ёКтрического блока 9 подключен своим входом узел 11 программной блокировки, с выходом которого соединен вход релейного блока 4. К выходу электрического блока 9 й6)1КЛК)Чен также дифферециатор 12. К выходу pelyл тора 10 скорости подключен исполнительный орган 13. Устройство работает следующим образом. При отсутствии синхронных качаний в энергосистеме контакт 2 нормально замкнут, и в работе находитс основной измерительный канал 5, по которому управл етс исполнительный орган 13. При возникновении синхронных качаний узел 11 программной блокировки формирует сигнал на входе релейного блока 4, при срабатывании которого контактом 3 подключаетс в рабрту дополнительный измерительный канал ,6 с элементом 7 нечувствительности, а основной измерительный канал 5 отключаетс размыканием контакта 2. Сигнал на выходе сумматора 8, поступающий на вход дифферециатора 12 и через электрический блок 9 на управление испольнительным брганом 13, равен нулю при синхронных качани х, благодар соответствующей настройке элемента 7 нечувствительности по частоте вращени РОБОЙ турбины. После исчезновени сигнала на выходе узла 11 программной блокировки в работу снова подключаетс основной канал 5. Таким образом, при синхронныхкачани х предотвращаетс управление исполнительным органом от дифференциатора и регу . ;л тора скорости, а при значительном отклонении чистоты вращени , превосход щем jaСтройку элемента 7 нечувствитеЯьностй,дифференциатор участвует в защите турбины. /Таким образом, данное устройство дл регулировани способствует повЫ:Шёнйю безопасности и экономичности работы энергоблока , а также улучшению демпфировани колебаний частоты вращени , что обеспечивает прекращение синхроНнцх качаний и пЪвТьгтаетйадежность эксплуатации энергосистемы . Возможность использовани. воздействи на исполнительный орган от дифференциатора при аварийном забросе частоты вращени турбины обеспечивает экономический выигрыш за счет предотвращени останова турбинь и повышени коэффициента использований мощности электростанции. Формула изобретени Устройство дл регулировани паровой турбины, содержащее электрический Датчик частоты вращени , подключенный через контакты релейного блока к входам двух измерительных каналов, в один из которых введен Элемент нечувствительности, сумматор. входы которого соединены с выходами измерительнь1х каналов, а выход --- с электрическим блоком регул тора скорости, и узел программной блокировки, подключенный своим входом к выходу электрического - - - блока, отличающеес тем, что, с целью повышени надежнрсти в режиме синхронных качаний, вход релейного блока соединен с выходом узла программной блокировки. Источники информации. прин тые во внимание при экспертизе 1. Герценберг Г. Р. и др. Электрическа часть системы регулировани скорости крупных паровых турбин.-Доклады на С Всесоюзном научно-тёхническом совещании по устойчивости и . надежности энергосистем СССР. М., «Энерги , 1969, с. 214-235. 3 which introduced the element 7 insensitivity. The outputs of the measuring channels 5 and 6 are connected to the inputs of the adder 8, the output of which is connected to the electrical unit 9 of the speed controller 10. To the VY | 16YU of the YeKtrichesky block 9 is connected with its input node 11 of the software lock, with the output of which is connected the input of the relay block 4. To the output of the electrical unit 9th 6) 1KLK) Chen also differentiator 12. To the output of the speed controller 10, an executive body 13 is connected. Device works as follows. In the absence of synchronous oscillations in the power system, contact 2 is normally closed, and the main measuring channel 5 is in operation, through which the actuator 13 is controlled. When synchronous oscillations occur, the software-locking unit 11 generates a signal at the input of the relay unit 4, when activated by contact 3 it is connected an additional measuring channel, 6 with an insensitivity element 7, is in operation, and the main measuring channel 5 is switched off by opening contact 2. The signal at the output of the adder 8 arriving at input one of the differentiator 12 and, through the electric unit 9 to control the executive bar 13, is equal to zero for synchronous oscillations, thanks to the appropriate setting of the insensitivity element 7 in terms of the rotation frequency of the ROBY turbine. After the disappearance of the signal at the output of the node 11 of the software lock, the main channel 5 is put back into operation. Thus, synchronous pumping prevents the actuator from controlling the differentiator and regul. ; speed limit, and with a significant deviation of the purity of rotation, exceeding jaBuilding the element 7 is insensitive, the differentiator participates in the protection of the turbine. / Thus, this device for regulation contributes to the safety and efficiency of the power unit, as well as to the improvement of the damping of the rotational frequency oscillations, which ensures the cessation of the synchronous oscillations and the operation of the power system. Ability to use. influencing the actuator from the differentiator during an emergency overrun of the turbine speed provides an economic gain by preventing the turbine from stopping and increasing the utilization rate of the power plant. Claims An apparatus for regulating a steam turbine, comprising an electrical rotational speed sensor connected through the contacts of a relay unit to the inputs of two measuring channels, one of which has an insensitive element, an adder. the inputs of which are connected to the outputs of the measuring channels, and the output --- with an electrical speed controller unit, and a software lockout unit connected by its input to the output of an electric - - - unit, characterized in that, in order to increase reliability in the synchronous sweep mode, the input of the relay unit is connected to the output of the software blocking node. Information sources. taken into account during the examination 1. G. Herzenberg, et al. The electrical part of the speed control system of large steam turbines. Reports on the All-Union Scientific and Technical Conference on Sustainability and. reliability of the power systems of the USSR. M., “Energie, 1969, p. 214-235.
2. Фрагии М. С. и др. Системы регулировани конденсационных турбин большой мощности ЛМЗ. «Теплоэнергетика, 1972, с. |9-25.2. Frags MS and others. Systems for regulating high-power condensing turbines LMZ. “Thermal Engineering, 1972, p. | 9-25.
. у . at
.- . b;.,i -r r-j;7).4 -2&%i5 -fi.i. -- iS.-. b;., i -r r-j; 7) .4 -2 &% i5 -fi.i. - iS