Основні положення автоматизації гес

КОНСПЕКТ ДИСЦИПЛІНИ

ОСНОВИ АВТОМАТИЗАЦІЇ НА ГЕС

напрям підготовки   050602 Гідроенергетика

 

спеціальність            5.05060201 «Монтаж і експлуатація гідроенергетичних установок»

відділення                 Енергобудівельне

                                                                    

 

Запоріжжя

2013 рік

Конспект дисципліни «Основи автоматизації на ГЕС» для студентів за напрямом 050602 «Гідроенергетика», 5.05060201 «Монтаж і експлуатація гідроенергетичних установок»  . - 97 с.

“   ”                     2013 року

 

 

]Розробник:Чван В. М., викладач спецдисциплін

 

Конспект затверджений на засіданні предметної (циклової) комісії МГУ

Протокол від. “    ”                    2013 року №    .

 

                    Голова предметної (циклової) комісії МГУ

 

“ ”      _____ 2013 року                                _____________(Філімонова І. А.)

                                                                                   ^{(підпис)}   

ЗМІСТ

 

ВСТУП………………………………………………………………………………4

1 Основні положення автоматизації ГЕС…………………………………………5

1.1 Принципи побудови систем управління ГЕС…………………………..8

1.2 Функції і особливості побудови систем автоматичного

управління ГЕС…………………………………………………………...9

1.3 Типові структурні схеми систем управління ГЕС……………………...9

2 Склад автоматичної системи управління……………………………………….13

2.1 Склад мікропроцесорної системи управління………………………….13

2.2 Класифікація електричних датчиків і вимоги до них……………….....19

2.3 Параметричні датчики активного опору………………………………..20

2.4 Генераторні датчики……………………………………………………..29

2.5 Підсилювачі і стабілізатори……………………………………………..34

2.5.1 Принцип дії і основні співвідношення магнітного підсилювача……35

2.5.2 Гідро-, пневмопідсилювачі…………………………………………….37

3 Автоматизація допоміжних пристроїв і механізмів гідроагрегатів……….…..39

3.1 Затвори турбін і напірні трубопроводи…………………………………42

3.2 Маслонапірні установки…………………………………………………46

3.3 Технічне водопостачання………………………………………………..50

3.4 Контроль роботи гідротехнічних споруд……………………………….52

4 Автоматизація гідроагрегатів і режимів роботи ГЕС…………………………..58

4.1 Основні відомості про конструкції гідроагрегатів…………………….58

4.2 Змащення підшипників і охолодження гідроагрегатів……………….59

4.3 Гальмування гідроагрегатів……………………………………………..65

4.4 Регулятори швидкості гідротурбін. ……………………………………68

4.5 Електрогідравлічні регулятори швидкості……………………………..70

4.6 Регулятори швидкості гідротурбін з подвійним регулюванням………74

5 Автоматична синхронізація гідрогенераторів…………………………………..75

5.1 Способи синхронізації гідрогенераторів і області їх застосування…..75

5.2 Пристрої для автоматичної точної синхронізації………………………77

6 Система управління електростанцій і підстанцій……………………………….78

6.1 Принципи управління електроустановками………………………………..78

6.2 Система управління ГЕС……………………………………………...….80

6.3. Автоматизовані системи управління технологічним процесом

електростанцій………………………………………………………..…80

6.4 Послідовності автоматизованого управління гідроагрегатом……........89

ЛІТЕРАТУРА………………………………………………………………………...97

 

ВСТУП

 

У зв'язку із загальним завданням забезпечення безперебійного і економічного виробництва і розподілу електроенергії автоматизація гідроелектростанцій ставить своєю метою ефективніше використання енергетичних ресурсів за рахунок підвищення точності підтримки заданого режиму роботи ГЕС, вибору більш вигідного для даного режиму числа працюючих агрегатів і більш економічного розподілу навантаження між ними. Додаткове підвищення ефективності використання енергетичних ресурсів може бути досягнуто також за рахунок (прискорення процесів управління агрегатами, і їх допоміжного устаткування)

На автоматизованих ГЕС процеси пуску і зупинки агрегатів здійснюються безперервно, без участі персоналу, у зв'язку з чим помітно зменшується час роботи агрегатів на холостому ході і в неекономічних перехідних режимах. На сучасних ГЕС тривалість пуску агрегатів з включенням їх в мережу складає всього декілька десятків секунд, тоді як при ручному пуску агрегату потрібне близько 10-15 хв.

Можливість швидкого введення в роботу резервних агрегатів дозволяє, у свою чергу, зменшити потужність агрегатів, що обертаються, в енергосистемі, що дає додатковий економічний ефект. Автоматизація управління допоміжними механізмами ГЕС дозволяє уникнути роботи їх вхолосту і тим скоротити витрату енергії на власні потреби.

Наявність безперервного автоматичного контролю стану устаткування і споруд ГЕС дозволяє своєчасно виявити відхилення режиму їх роботи від нормального і прийняти необхідні заходи: включити в роботу резервні механізми, подати застережливий сигнал, а при необхідності вивести устаткування з роботи.

Автоматичне управління агрегатами ГЕС і регулювання режиму їх роботи важливе також і для підвищення надійності роботи енергосистем. У аварійних режимах, що виникають в результаті дефіциту потужності в системі, автоматика дозволяє швидко вводити в роботу резервні агрегати ГЕС і збільшувати їх навантаження, а отже, швидко відновлювати баланс між споживанням і генеруванням енергії. Автоматичне регулювання збудження генераторів підвищує стійкість паралельної роботи енергосистем і сприяє швидкому відновленню напруги в мережі після коротких замикань

Здійснення комплексної автоматизації ГЕС значно підвищує продуктивність праці експлуатаційного персоналу. При автоматизації можуть бути значно скорочені розміри і кількість устаткування загальностанційних пунктів управління за рахунок відмови від дистанційного керування з них допоміжним устаткуванням ГЕС і окремими апаратами агрегатів і скорочення числа приладів візуального контролю.

 

 

Генераторні датчики

До генераторних датчиків відносяться термоелектричні, п'єзоелектричні і тахометричні датчики.

До термоелектричних датчиків генераторного типу можна віднести термопари, в яких зміна температури перетвориться в термоелектрорушійну силу (термо-ЕРС) Е. У основу роботи термопари покладено явище термоелектричного ефекту. Це явище полягає в тому, що якщо з'єднати кінці двох різнорідних за матеріалом провідників 1 і 2 (рис. 2.12, а) і місця з'єднань помістити в середовища з різними температурами t ₁ і t ₂, то в ланцюзі термопари з'являється термо-ЕРС, яка буде тим більше, чим більше різниця температур кінців термопари t ₁- t ₂.

Кінець термопари, що має температуру t ₁, називається робочим кінцем (гарячим спаєм), а кінець термопари, що знаходиться при постійній температурі t ₂, називається вільним кінцем (холодним спаєм).

Рисунок 2.12 - Термопари.

а - термоелектричний ланцюг; б - характеристики термопар; в - схема включення термопари: г - послідовне включення термопар.

 

Провідники 1 і 2, за допомогою яких утворюється термопара, називаються термоелектродами. Термоелектроди зазвичай виготовляються з чистих металів (платина, золото, нікель, мідь, залізо, вольфрам, молібден), сплавів (константан, ніхром, платинородій, чавун, алюмель, копель, хромель) і напівпровідникових матеріалів (вугілля, карборунд). Термоелектроди бувають термопозитивними і термонегативними. Термопозитивний електрод - це такий термоелектрод, на якому при з'єднанні його з хімічно чистою платиною при t ₁ > t ₂ утворюється позитивний потенціал по відношенню до платини. Термонегативний електрод - це термоелектрод, на якому за тих же умов утворюється негативний потенціал по відношенню до платини. Наприклад, при з'єднанні заліза з платиною при температурі робочого кінця t ₁ = 100°С і вільного кінця t ₂=0°С заліза має по відношенню до платини позитивний потенціал, рівний Е _з.п= + 1,75 мВ. При з'єднанні копеля з платиною при t ₁ = 100°C і t ₂=0°С на копелі утворюється по відношенню до платини негативний потенціал Е _п.к - =-4,0 мВ.

Для підвищення термо-ЕРС беруть і сполучають позитивні і негативні термоелектроди. Так, при з'єднанні заліза і копеля при t ₁=100°C і t ₂=0°С потенціалу заліза по відношенню до копелю визначається по формулі:

 

Е _з.к= Е _з.п- Е _к.п=+1,75-(-4,0)=+5,75 мВ

 

Термоелектроди термопари сполучають між собою паянням або зварюванням.

Якщо термопару використовують як датчик, то її спочатку градуюють, тобто визначають залежність термо-ЕРС від температури робочого кінця при температурі вільного кінця t ₂=0°С (температура танення льоду).

Припустимо, що при вимірюванні температура t ₂ не рівна температурі, при якій відбувалося градуювання термопари, тоді дійсне значення термо-ЕРС Е _ДІЙС необхідно визначати з урахуванням поправки на температуру вільного кінця:

 

Е _ДІЙС= Е _ЗМ+ Е ₂,                                         (2.10)

 

де Е _ЗМ- зміряна термо-ЕРС при t ₂≠0°С;

Е ₂ - поправка на температуру вільного кінця.

При точному визначенні температури по величині термо-ЕРС необхідно користуватися стандартними градуювальними таблицями. У табл. 2.1 приведені характеристики деяких термопар при температурі вільних кінців 0°С.

На рис. 2.12, б приведені характеристики трьох термопар, які є майже лінійною залежністю термо-ЕРС від температури робочого кінця.

Слід зазначити, що будь-яка термопара має наступні основні властивості:

· якщо не змінювати температуру робочого t ₁ і вільного t ₂ кінців, то абсолютне значення термо-ЕРС залишається постійним при нагріванні будь-якої точки провідника термопари;

· значення термо-ЕРС не зміниться, якщо в розрив термопари включити третій провідник, обидва кінці якого мають однакову температуру.

Термопара 1 може включатися як безпосередньо в ланцюг вимірювального приладу 2 (рис. 2.12, в), так і по компенсаційній схемі. Принцип компенсації заснований на урівноваженні термо-ЕРС термопари рівною і протилежною по знаку напругою.

 

 

Таблиця 2.І - Характеристики термопар

 

Матеріал термоелектродів	Умовне позна- чення градую-вання	Максимальна робоча температура при тривалому застосуванні	Термо-ЭРС при максимальній робочій температурі, мВ
Платинородій — платина	ПП-1	1300	13,13
Хромель — алюмель	ХА	1000	41,32
Ніхром — нікель	—	1000	36,70
Хромель — копель	ХК	600	49,02
Залізо — копель	ЗК	600	37,40
Мідь — копель	МК	400	23.13
Мідь — константан	—	350	17,10

Примітка. У найменуванні термопар першим вказаний позитивний термоелектрод.

Основними перевагами металевих термопар є: простота і дешевизна, велика різноманітність конструктивних форм виконання.

До недоліків металевих термопар можна віднести:

· наявність паразитних термо-ЕРС (за рахунок домішок в металах);

· теплову інерційність (постійна часу термопар коливається від декількох хвилин до десятих доль секунди).

В даний час промисловістю випускаються термопари, виготовлені з напівпровідникового матеріалу, які мають термо-ЕРС, рівну 1 мВ/⁰С, тобто в десятки разів більшу, ніж металеві термопари. Основними недоліками напівпровідникових термопар є: порівняно невеликий діапазон вимірювання температур (от +200 до +400°С); мала міцність.

Термопари як металеві, так і напівпровідникові виконуються різних розмірів і конфігурацій. Термопари великих розмірів, як правило, встановлюються в промислових печах, а мініатюрні термопари - у вакуумі. Для тривалого вимірювання високих температур (біля 2000°С) застосовуються вольфрамо-іридієві н вольфрамо-молібденові термопари.

У автоматиці для вимірювання температур зазвичай використовують не одиночні термопари, а декілька термопар (рис. 2.16, г), сполучених послідовно. Таке з'єднання термопар дозволяє підвищити значення термо-ЕРС і вихідну потужність термоелектричного датчика.

Тахометричні датчики. До тахометричних датчиків можна віднести тахогенератори, які є малопотужними електричними машинами, що перетворюють механічне обертання в електричний сигнал. Тахогенератори призначені для отримання напруги, пропорціональній частоті обертання, і застосовуються як електричні датчики кутової швидкості. У залежно від виду вихідної напруги і конструкції вони діляться на тахогенератори постійного і змінного струму.

Тахогенератори постійного струму конструктивно є електрогенераторами постійного струму і виконуються із збудженням від постійних магнітів або електромагнітів. На рис. 2.13, а приведена схема тахогенератора постійного струму із збудженням від постійних магнітів.

Рисунок 2.13 - Тахогенераторі постійного струму

а - схема тахогенератора із збудженням від постійних магнітів; б - вихідні характеристики; в - схема тахогенератора з незалежним електромагнітним збудженням.

 

При обертанні якоря тахогенератора з частотою п з його щіток знімається ЕРС, значення якої визначається по формулі:

                                               (2.11)

 

 

де  - коефіцієнт, залежний від конструкції і схеми якоря (р - число пар полюсів; w - число витків обмотки якоря; 2 а --число паралельних гілок обмотки якоря); Ф - магнітний потік.

Для даного типу тахогенератора магнітний потік Ф є величиною постійною, оскільки він створюється постійними магнітами. Тому ЕРС залежить тільки від частоти обертання якоря тахогенератора п. Вихідні характеристики розглянутого тахогенератора для різних значень навантажень R _H приведені на рис. 2.17, б. З цього рисунка виходить, що із збільшенням частоти обертання тахогенератора до певного моменту його вихідна напруга U _ВИХ росте пропорційно і лише при великій частоті лінійність характеристики порушується, причому чим більше опір навантаження R _H, тим більше крутизна характеристики і тим більше її лінійність.

В автоматиці застосовуються також тахогенератори постійного струму з незалежним електромагнітним збудженням. У таких тахогенераторах магнітний потік збудження Ф _в створюється спеціальною обмоткою збудження ОВ

(рис. 2.13, в), яка розташовується на полюсах статора. В цьому випадку магнітний потік рівний:

,                                              (2.12)

 

де k _ф - коефіцієнт пропорційності;

I _в- струм в обмотці збудження.

Для тахогенераторів з незалежним електромагнітним збудженням ЕРС можна знайти таким чином, для цього у формулі (2.13) замість Ф подставити Ф _в:

Конструкції тахогенераторів із збудженням від постійних магнітів простіше, ніж конструкції тахогенераторів з незалежним електромагнітним збудженням, тому що відсутнє додаткове джерело живлення.

Головна вимога, що пред'являється до тахогенераторів, - це точність перетворення механічного обертання в електричну напругу.

Основним недоліком тахогенераторів постійного струму є наявність колектора і щіток, що мають нестабільний перехідний контактний опір. Це приводить до деякої нестабільності вихідної напруги тахогенераторів і до появи зони нечутливості при частотах обертання якоря, близьких до нуля.

В даний час наша промисловість випускає тахогенератори постійного струму із збудженням від постійних магнітів марок ТГП-1А, ТГП-3, ТГП-ЗА і. з незалежним електромагнітним збудженням марок ТГ-1, ТГ-2, ТД-101, ТД-102 і ТД-103. Тахогенератори перемінного струму можна розділити на два види: синхронні і асинхронні. Основними перевагами тахогенераторів змінного струму в порівнянні з тахогенераторами постійного струму є: відсутність колектора і щіток; синусоїдальна форма вихідний ЕРС; велика надійність; стабільність характеристик.

Синхронний тахогенератор (рис 2.14) на практиці застосовується рідко, тому що має два основні недоліки:

· при зміні частоти обертання ротора частота напруги змінюється, що утрудняє використання його в звичайних схемах змінного струму;

· фаза U _BИХ не залежить від напряму обертання ротора, тобто він нечутливий до зміни напряму обертання.

Головний недостаток асинхронного тахогенератора – зміна вихідної ЕРС при зміні температури. Це пояснюється тим, що при роботі тахогенератора відбувається нагрів ротора, в результаті чого міняється опір обмотки ротора, який в багато разів перевищує опір обмотки статора.

Рисунок 2.14 - Синхронний тахогенератор.

а - спрощена конструкція; б - схема включення (1 - обмотка статора, 2 - ротор);

 

Підсилювачі і стабілізатори

У автоматиці вихідний сигнал датчика використовується для приведення в дію виконуючого пристрою автоматичної системи. Проте потужність вихідного сигналу датчика недостатня, тому її необхідно підсилювати. Це здійснюється в зусиллях за рахунок енергії допоміжного джерела. Залежно від виду допоміжного джерела енергії підсилювачі можуть розбити на наступні групи:

- електричні

- гідравлічні

- пневматичні

- комбіновані

Бувають підсилювачі однокаскадні і багатокаскадні, із зворотними зв'язками і без зворотних зв'язків.

Найчастіше застосовуються електричні, які підрозділяються на дві групи:

підсилювачі, що не містять рухомих частин і підсилювачі, що містять рухомі частини.

До основних характеристик підсилювачів відносяться:

- коефіцієнт підсилення;

- потужність, споживана від допоміжного джерела енергії;

- вихідна потужність;

- ККД;

- швидкодія (значення постійної часу);

- вхідні і вихідні опори підсилювача;

- власні шуми підсилювача (поява вихідної величини при величині вхідної

рівній нулю).

Коефіцієнт підсилення, наприклад, для електричних підсилювачів показує, в скільки разів потужність або струм або напруга на виході підсилювача більша, ніж на його вході.

Розрізняють коефіцієнт підсилювача по потужності К _Р; по струму К _I; по напрузі К _U:

; , .                             (2.13)

 

Гідро- пневмопідсилювачі

Ці підсилювачі за принципом дії підрозділяються на дросельні і струменеві.

До дросельних підсилювачів в першу чергу слід віднести золотникові підсилювачі. Золотниковим підсилювачем є спеціальний прецизійний механічний пристрій, який складається з гільзи з дроселюючими вікнами і плунжера, що переміщається усередині неї. Воно призначається для розподілу по робочих трубопроводах тиску і витрати робочого середовища (масла або повітря), що поступає по напірному трубопроводу. Золотники бувають плоскі і циліндрові. Найчастіше застосовуються циліндрові золотники.

На рис. 2.16 приведена схема підсилювача на основі відсічного золотника. Тут здійснюється управління двостороннім приводом, тобто робоче середовище під тиском подається то в одну, то в іншу порожнину робочого циліндра. Золотниковий пристрій складається з гільзи 1 і плунжера 2, що переміщається усередині цієї гільзи під дією вхідної величини х, що управляє. Переміщаючись, плунжер перекриває вікна в гільзі, що ведуть до трубопроводів 4 і 3, що забезпечує подачу робочого середовища у відповідну робочу порожнину виконавчого циліндра. По трубопроводу 6 до золотника підводиться під тиском робоче середовище, а по трубопроводах 5 і 7 його відведення від золотника. Плунжер 2 є здвоєним поршнем або цілісною циліндровою деталлю з проточками і в середньому положенні перекриває одночасно обидва вікна, що ведуть до трубопроводів 4 і 3, Цим відсікається надходження робочого середовища в робочий циліндр або відтік її звідти.

Рисунок 2.16 - Схема золотникового гідропідсилювача:

1 - гільза; 2 - плунжер; 3 - трубопровід підведення (відведення) до (з) робочої порожнини; 4 - трубопровід підведення (відведення) до (з) робочої порожнини;

5, 7 - трубопроводи відведення від золотника; 6 - трубопровід підведення до золотника

 

При зсуві плунжера щодо середнього положення відповідні вікна відкриваються для подачі робочого середовища в ту або іншу порожнину робочого циліндра і для відтоку її з іншої порожнини. Швидкість переміщення робочого поршня визначається ступенем відкриття відповідного вікна.

Золотникові підсилювачі цього типу дозволяють отримувати на виході потужність 100 кВт при дії на плунжер потужності близько декількох ватів.

Різниця між визначальним розміром вікна гільзи і шириною поршня плунжера називається величиной перекриття золотника. Залежно від знаку такого перекриття розрізняють:

• золотники з позитивним перекриттям, коли ширина поршня плунжера більше визначального розміру вікна гільзи;

• золотники з нульовим перекриттям, коли ширина поршня плунжера дорівнює визначальному розміру вікна гільзи;

• золотники з негативним перекриттям, коли ширина поршня плунжера менше визначального розміру вікна гільзи.

Відсічні золотники виконують з позитивним перекриттям, чим досягається щільніше відсічення подачі робочого середовища, але при цьому виникає відповідна зона нечутливості.

Навпаки, проточні золотники виконуються з негативним перекриттям, унаслідок чого через золотник такого типу завжди проходить потік робочого середовища.

У струменевих гідро- і пневмопідсилювачах як підсилювальний елемент використовується струменева трубка. Відповідна конструктивна схема і статична характеристика такого підсилювача приведені на рис. 2.17.

 

Рисунок 2.17 - Конструктивна схема (а) і статична характеристика (б) гідро- або пневмопідсилювача на базі струменевої трубки:

1, 2 - приймальні сопла; 3 - приймач; 4 - поворотна трубка; 5 - вісь; 6 -

противага

 

Відповідно до рис. 2.17 струменевий гідро- або пневмопідсилювач складається з поворотної трубки 4, в яку подається робоче середовище, і приймача 3 з соплами 1 і 2. Під дією сигналу х, що управляє, струменева трубка 4 повертається навколо осі 5, внаслідок чого змінюється напрям струменя робочого середовища і її надходження в приймальні сопла 1 і 2. Зазвичай гідро- і пневмопідсилювачі на базі поворотних струменевих трубок забезпечуються також противагами 6, призначеними для утримання цієї трубки в рівноважному положенні.

Струменеві гідравлічні трубки працюють з тиском масла 4...8 бар при витраті через трубку 5... 10 л/хв. Максимальне відхилення такої трубки складає зазвичай

1...2 мм. Гідро- і пневмопідсилювач і бувають і одно- і двохкаскадні.

 

Контрольні запитання

1. Який склад мікропроцесорної системи?

2. Перечисліть функціональні можливості мікропроцесорної системи?

3. Які основні вимоги до датчиків?

4. Які датчики відносяться до параметричних?

5. Які датчики відносяться до генераторних?

6. Які підсилювачі використовуються в системах автоматизації ГЕС?

7. Склад гідропідсилювача.

 

Маслонапірні установки

Маслонапірні установки (МНУ) використовуються для постачання маслом під тиском систем регулювання турбін і управління затворами. У склад МНУ входять маслоповітряний напірний котел, зливний бак і насоси, що нагнітають масло в котел із зливного бака. Напірний котел частково заповнений маслом і частково (близько 60% об'єму) стислим повітрям, завдяки чому він є акумулятором енергії.

При витраті масла з котла МНУ рівень його в котлі знижується, проте наявність стислого повітря виключає різке пониження його тиску. Компенсація витрати масла з котла проводиться за допомогою маслонасосів, причому МНУ для системи регулювання швидкості потужних турбін забезпечуються двома насосами; МНУ гідротурбін невеликої потужності і затворів, управління якими проводиться відносно рідко, зазвичай мають один насос.

Відпрацьоване масло з системи регулювання (або системи управління затворами) поступає в зливний бак, де воно фільтрується і потім знову поступає через всмоктуючу трубу насоса в маслоповітряний котел. Таким чином, MHУ разом з трубопроводами і обслуговуваними нею механізмами представляє замкнуту систему. На вітчизняних гідроелектростанціях котли МНУ систем регулювання гідротурбін часто використовуються як повітрозбірники для гальмування агрегатів, причому коли повітря з маслоповітряного котла не витрачається на гальмування агрегату, його кількість змінюється достатньо поволі. Проте за наявності неминучих витоків потрібна періодична його підкачка. У практичних умовах ця підкачка проводиться або спеціальним компресором, який зазвичай встановлюється на ГЕС для обслуговування одночасно декілька МНУ, або маслоповітряним компресором, що встановлюється на кожному котлі.

Деякі іноземні фірми здійснюють одночасну підкачку масла і повітря в котли маслоповітряними насосами. Нормально ці насоси нагнітають в котел тільки масло. При підвищенні рівня масла в котлі у зв'язку з витоком з нього повітря і відповідному пониженні рівня масла в зливному баку маслоповітряний насос починає нагнітати в котел разом з маслом також повітря. Останній спосіб підкачки повітря в котел має ту перевагу, що він не вимагає установки додаткового устаткування. Проте слід мати на увазі, що підкачка повітря в котел залежно від рівня масла в зливному баку забезпечує надійну роботу МНУ тільки за відсутності значних витоків масла з системи регулювань. Якщо ці витоки існують, то маслоповітряний насос закачуватиме в котел повітря більше, ніж слідує, і поступово видавить з котла масло. Тому при використанні маслонасосів для підкачки повітря в котел необхідне контролювати рівень масла в котлі.

Автоматизація управління маслонапорними установками зводиться до підтримки нормального тиску і рівня масла в котлі для справної дії системи регулювання гідротурбін; крім того, необхідна подача попереджувальних сигналів про ненормальні режими роботи МНУ. Для того, щоб система регулювання агрегату (або управління затвора) завжди була готова до роботи, автоматика МНУ повинна діяти незалежно від роботи гідроагрегатів.

На рис. 3.3 зображена схема маслонапірної установки.

Рисунок 3.3 - Схема маслонапірної установки ЛМЗ.

1 - масляний бак; 2 - датчики тиску; 3 - зворотні клапани; 4 - масломірне скло; 5 - маслонасоси; 6 - датчики рівня; 7 - запобіжний клапан; 8 - лекажний бак; 9 - лекажний насос; 10 - електродвигун.

Примітка. Лекажний агрегат служить для збору всіх протікань масла з гідравлічної системи регулювання і управління турбіною, а також для перекачування його в зливний бак маслонапірної установки (МНУ).

Установка забезпечена двома маслонасосами з асинхронними двигунами. Нормально один з насосів є робочим, а інший - резервним. 

Режим роботи насосів задається обслуговуючим персоналом станції. Управління двигунами насосів здійснюється за допомогою датчиків тиску манометричного типа ЗДД-7ДД, У нормальному режимі робочий маслонасос включається в роботу при спрацьовуванні датчика тиску ЗДД, уставка якого відповідає нижньому нормальному значенню тиску в котлі Р _н.мін. Відключення маслонасоса відбувається при збільшенні тиску в котлі до нормального максимального рівня Р _н.макс коли спрацьовує датчик тиску 5ДД.

Таким чином, датчики тиску ЗДД і 5ДД (рис. 3.4), впливаючи на маслонасоси, регулюють тиск в котлі в деякому заданому діапазоні, званим перепадом тиску, вибираним з умови, щоб тиск в котлі не падав нижче заданої межі, а включення робочого маслонасоса не відбувалося  частіше чим через 10--15 хв. Резервний маслонасос включається в роботу тільки при несправності робочого насоса або при дуже інтенсивному регулюванні турбіни (наприклад, при сильних коливаннях частоти в аварійних умовах) датчиком тиску 4ДД, уставка якого вибирається на 1-2 ат нижче, ніж уставка датчика ЗДД. Включення резервного насосу зазвичай супроводжується подачею попереджувального сигналу про ненормальний режим маслонапірної установки з витримкою часу, достатньою для відновлення тиску в котлі МНУ при справному стані робочого насоса. Відключення резервного насоса проводиться також датчиком тиску 5ДД. Для зниження надмірного тиску в системі МНУ вона забезпечується запобіжними клапанами, що забезпечують скидання надлишків масла в зливний_бак.

Окрім датчиків тиску, що управляють маслонасосами, на котлі МНУ встановлюються датчики тиску 6ДД і 7ДД. Перший спрацьовує і подає попереджувальний сигнал при зниженні тиску нижче нормального допустимого рівня, другий - при зниженні тиску до аварійного рівня, при якому вже необхідно закрити направляючий апарат турбіни і зупинити агрегат.

Уставки спрацьовування датчиків аварійного тиску виключення резервного насоса вибираються з урахуванням наступного:

· спрацьовування датчика аварійного тиску повинне відбуватися при тиску в котлі, достатньому для закриття направляючого апарату, причому об'єм масла, що залишився, в котлі після спрацьовування датчика повинен забезпечувати закриття направляючого апарату і збереження в нім рівня масла, що виключає попадання повітря в систему регулювання турбіни.

· у експлуатаційних умовах зміна тиску в котлі, рівна різниці нормального і аварійного тиску, повинна забезпечувати витрату масла не менше чим на три ходи поршня направляючого апарату і робочого колеса. Це дозволить виконати закриття направляючого апарату при скиданні з агрегату повного навантаження і подальший пуск агрегату з набором повного навантаження і декілька часткових переміщень (гойдань) серводвигуна в процесі скидання навантаження і синхронізації.

Режим управління двигунами насосів МНУ визначається положенням ключів ЗКР і 4КР, кожний з яких може займати положення:

· відключено;

· ручний пуск;

· автоматична робота

· насос в резерві на автоматичному управлінні.

 

Рисунок 3.4 - Типова схема управління двигунами насосів МНУ.

 

У положенні ключа «ручний пуск» замикаються його контакти 1, і контактор 1КМ електродвигуна включається в роботу незалежно від тиску в котлі МНУ (рис.3.4). Ручний пуск насосів зазвичай застосовується тільки для цілей випробування при ремонті і випробуваннях МНУ. Коли ключ знаходиться в положенні «автоматична робота» замкнуті його контакти 2 і відповідно при положенні ключа «насос в резерві на автоматичному управлінні» - контакти 3.

При замиканні контактів датчика ЗДД-1 або ЗДД-2 включається контактор двигуна робочого маслонасосу 1КМ або 2КМ. Допоміжний контакт контактора (1КМ1 або 2КМ1) через замкнутий контакт датчика 5ДД створює ланцюг самоутримування контактора, унаслідок чого робочий маслонасос працює до розриву ланцюга контактора контактами датчика 5ДД. Резервний насос підключається тільки при спрацьовуванні датчика 4ДД (замкнутий контакт 4ДД-1 або 4ДД-2), а відключається при спрацьовуванні датчика 5ДД. Робочий і резервні маслонасоси можуть відключитися також при несправності їх двигунів від теплового реле 1РТ або 2РТ.

Технічне водопостачання

Системи технічного водопостачання на гідроелектростанціях призначаються для охолоджування і змащування підшипників турбін з неметалічними вкладишами, а також для гідравлічних ущільнюючих пристроїв турбін і затворів. Вода, використовувана для вказаних цілей, повинна бути достатньо чистою, без хімічних агресивних речовин. Найбільш жорсткі вимоги до якості води пред'являються за умовами роботи турбінних, підшипників з неметалічними вкладишами.

В більшості випадків забір води в систему водопостачання здійснюється з річки, на якій розташована гідроелектростанція, зазвичай через систему фільтрів, а за наявності в ній великої кількості зважених частинок - через спеціальні відстійники. Технічне водопостачання ГЕС здійснюється самопливом з використанням натиску гідроелектростанції і насосами з забором води з нижнього б'єфу станції. Застосовується також комбінована система з забором води з верхнього б'єфу, причому при низьких відмітках верхнього б'єфу вода подається насосами, а при високих - поступає самопливом.

Самотечна система технічного водопостачання, як правило, застосовується при натиску ГЕС від 12 до 40 м. При нижчих натисках не забезпечується достатня для охолоджування генераторів швидкість циркуляції води, а при натисках вище 40 м застосування самотечной системи вимагає спеціальних пристроїв для зниження тиску в системі охолоджувачів, оскільки останні зазвичай розраховуються на тиск не більше 3-4 ат. Насосні системи водопостачання з забором води з нижнього б'єфу застосовуються, як правило, на гідроелектростанціях з високим натиском. Комбіновані системи водопостачання застосовуються на ГЕС з натиском близько 12 м і нижче.

Забір води в самотечную систему проводиться з напірного трубопроводу або безпосередньо з верхнього б'єфу станції через систему фільтрів. На рис. 3.5 приведена схема самотечной системи технічного водопостачання з двома водозаборами (здійснена на одній з ГЕС великій потужності з розрахунковим натиском 19 м. Кожен водозабір забезпечений здвоєними фільтрами 1 і запірними засувками з електроприводом 2. Один з водозаборів є робочим, а інший резервним. Окрім цієї загальностанційної системи водопостачання, кожен агрегат має живлення турбінного підшипника водою з власної спіральної камери. В цьому випадку загальностанційна система водопостачання використовується для живлення турбінних підшипників як резервне джерело.

Автоматизація такої системи технічного водопостачання зводиться до контролю стану фільтрів і відкриття засувки резервного водозабору при зниженні тиску в трубопроводах 3 і спрацьовуванні датчиків тиску 5. Контроль стану фільтрів (ступінь засмічення), здійснюється за допомогою диференціальних манометричних датчиків 4.

Рисунок 3.5 - Схема самотечного технічного водопостачання ГЕС з забором води з верхнього б'єфу.

 

На рис. 3.6 приведена схема технічного водопостачання високонапірної ГЕС з центральною насосною станцією, в якій забір води здійснюється з нижнього б'єфу. Вода поступає до насосів 1 через фільтри 2. Для безперебійного водопостачання споживачів передбачена установка двох насосних агрегатів, з яких один робочий, а інший - резервний.

Схема технічного водопостачання з центральною насосною станцією може бути застосована і для низьконапірних ГЕС. Проте в останньому випадку забір води здійснюється, як правило, з верхнього б'єфу. При цьому насоси розвивають тільки деяку частину натиску, необхідного для живлення водою повітроохолоджувачів генератора і п'яти. Інша частина натиску створюється за рахунок різниці рівнів верхнього і нижнього б'єфів. Найчастіше схема