Простейшая система регулирования. Статическая характеристика

Схема простейшей системы регулирования частоты вращения показана на рис. 10.2.

Рис. 10.2. Принципиальная схема регулирования частоты вращения турбоагрегата:

1 – валик регулятора частоты вращения; 2 – пружина; 3 – грузики; 4 – муфта;

5 – рычаг; 6 – шарнир; 7 – регулирующий клапан; 8 – маховичок механизма управления; 9 - пружина

Валик регулятора приводится в движение от вала турбины. На нём распо-

ложена муфта, которая может перемещаться вдоль него под действием приложенных сил. Грузы регулятора при вращении под действием центробежных сил стремятся разойтись и сдвинуть муфту влево. Фиксированное положение муфты на регуляторном валике будет тогда, когда центробежная сила, развиваемая грузами, уравновесится усилием в пружине растяжения. Если частота вращения увеличивается, то грузы расходятся, если уменьшается, то пружина 2 перемещает муфту вправо. Совокупность муфты, грузов и пружины представляет собой датчик частоты вращения, часто называемый регулятором частоты вращения.

К муфте через шарнир присоединен рычаг, поворачивающийся вокруг неподвижного шарнира и тем самым перемещающий клапан, впускающий пар в турбину.

Рассмотрим работу описанной системы регулирования. Предположим, что положение регулятора частоты вращения и клапана турбины отвечает некоторой частоте вращения и мощности турбины. Если, например, нагрузка турбины увеличится, то ротор турбины начнет замедлять свое вращение, центробежная сила грузов уменьшится, муфта сдвинется вправо, вследствие чего клапан турбины откроется, с тем чтобы увеличить мощность турбины в соответствии с её возросшей нагрузкой. Таким образом, турбина автоматически увеличит свою мощность до необходимой, однако её частота вращения не вернется к прежнему значению. Это становится ясным из рис. 10.2: при изменении положения клапана изменяется положение муфты регулятора и, следовательно, натяжение пружины 2, которое может уравновесить только центробежная сила грузов при другой, вполне определенной частоте вращения. При максимальной нагрузке турбины клапан полностью откроется, муфта займет крайнее правое положение и частота вращения будет максимальной.

Связь между мощностью турбины N _э и частотой вращения п называют статической характеристикой системы регулирования. Для её построения нужно отложить по оси абсцисс нагрузку турбины, а по оси ординат – частоту вращения. Эта зависимость изображена на рис. 10.3 сплошной плавной линией.

Рис. 10.3. Статическая характеристика системы регулирования

Схема регулирования, показанная на рис. 10.2, пригодна лишь для очень маленьких турбин по причинам, которые будут рассмотрены ниже. Реальные системы характеризуются большей сложностью, однако у любой из систем имеется статическая характеристика регулирования. Показанная характеристика называется статической потому, что она отражает установившиеся положения органов парораспределения и частот вращения (статику регулирования), не давая самих процессов перехода от одной нагрузки к другой (динамика регулирования).

Если обозначить частоту вращения турбины на холостом ходу (когда электрическая мощность равна нулю) через п _х.х, а при максимальной нагрузке – через п _м.н, то разность этих частот вращения, отнесённая к средней частоте вращения п ₀, называется степенью неравномерности d или просто неравномерностью системы регулирования:

. (10.1)

Государственный стандарт требует, чтобы степень неравномерности регулирования частоты вращения паровых турбин всех типов составляла 4 – 5 %. Это означает, что если, например, d = 5 % при номинальной частоте вращения 50 1/с, то при изменении нагрузки от холостого хода до максимальной частота вращения будет изменяться от 48,75 до 51,25 1/с.

Такие жесткие требования к неравномерности системы регулирования диктуются одним из самых опасных режимов работы турбины – режимом полного сброса электрической нагрузки с отключением электрического генератора от сети. При сбросе нагрузки система автоматического регулирования турбины обеспечивает резкое уменьшение пропуска пара в турбину и её перевод на режим холостого хода, при котором частота вращения в соответствии со статической характеристикой должна быть больше номинальной на величину D п _ст = d× п ₀, называемую статическим повышением частоты вращения. Однако сам процесс перехода от полной нагрузки к холостому ходу может протекать по-разному в зависимости от степени неравномерности.

При большой неравномерности, например 8 %, частота вращения турбины плавно возрастает до 54 1/с (см. кривую 1 на рис. 10.4). Однако само значение частоты холостого хода оказывается недопустимо большим, поскольку наиболее напряженные детали турбины рассчитываются на предельную частоту вращения п _пред = (1,18 ¸ 1,20)× п ₀, а вступление в работу системы зашиты должно происходить при частоте вращения п _с.з = (1,1 ¸ 1,12)× п ₀. При этом необходимо помнить, что срабатывание защиты и отключение генератора от сети представляет по существу аварию, поскольку прекращение отпуска электроэнергии в сеть может повлечь отключение потребителей электроэнергии.

При малой степени неравномерности, например 1 %, статическое повышение частоты вращения оказывается небольшим (см. кривую 3 на рис. 10.4), однако процесс перехода на частоту холостого хода будет носить медленно затухающий, а иногда и не затухающий вовсе колебательный характер. Поэтому степень неравномерности систем регулирования не делают слишком малой.

При величине степени неравномерности, предусмотренной стандартом, статический заброс частоты вращения является умеренным. При этом, однако, из-за невозможности мгновенно прекратить подачу пара в турбину возникает динамический заброс частоты вращения D п _дин (см. кривую 2 на рис. 10.4). При нормально работающей системе регулирования суммарное повышение частоты вращения при сбросе нагрузки D п _макс = D п _ст + D п _дин составляет 7 – 8 % номинальной. Статическая характеристика и степень её неравномерности в первую очередь определяют реакцию турбины на изменение частоты сети вследствие нарушения баланса производства электроэнергии и её потребления. Если, например, частота сети изменилась на 0,1 Гц, т.е. на 0,2 % номинальной частоты вращения п ₀ = 50 Гц, то это означает, что при d = 5 % изменение мощности турбоагрегата составит N _э/ N _э0 = D f /d = 0,2/5 = 0,04, т. е. 4 %. Для турбины мощностью 1000 МВт это означает самопроизвольное изменение нагрузки на 40 МВт. Важно понять, что это изменение нагрузки произойдёт автоматически, без всякого вмешательства оператора. На большей своей части статическая характеристика прямолинейна, она никогда не имеет горизонтальных участков, так как такой участок означает неопределенность (многозначность) мощности при частоте вращения, отвечающей этому участку. В диапазонах малой и большой мощности турбины статическую характеристику делают более крутой. Например, турбина К-300-240 ЛМЗ при мощности до 15 % имеет степень неравномерности 10 %, а в остальном диапазоне – примерно 4 %. При малых мощностях это позволяет более устойчиво держать нагрузку, при больших нагрузках обеспечивает малое изменение мощности вследствие изменения частоты сети, когда турбина имеет максимальный КПД.

Вернемся к рассмотрению рис. 10.2 и 10.3. Допустим, что изображенному на рис. 10.2 положению системы регулирования отвечает точка А на статической характеристике (см. рис. 10.3). Представим себе, что внешняя нагрузка турбоагрегата растет. Тогда частота вращения должна уменьшаться и клапан 7 должен открываться. Однако с уменьшением частоты вращения и опусканием грузов 3 клапан начнет открываться не сразу, во-первых, потому, что центробежная сила грузов должна измениться на величину, достаточную для преодоления сил трения, и, во-вторых, потому, что во всех шарнирах должны быть выбраны люфты. Таким образом, движение клапана начнется не в точке А, а в точке А'. Подобным же образом при уменьшении нагрузки движение клапана начнется в точке А". Иными словами, действительная статическая характеристика регулирования представляет собой не линию, а область, нижняя граница которой соответствует непрерывному постепенному возрастанию мощности (нагружению турбины), а верхняя – уменьшению мощности (разгружению турбины).

Отношение ширины области D п к номинальной частоте вращения п ₀(см. рис. 10.3), выраженное в процентах, называется степенью нечувствительности регулирования:

. (10.2)

Чем меньше e, тем выше качество регулирования, так как малому e отвечает, во-первых, большая быстрота реакции на изменение условий работы и, во-вторых, меньшая неопределенность в мощности при фиксированной частоте вращения. Действительно, нечувствительность по существу означает, что при фиксированной частоте вращения п ₀ (см. рис. 10.3) мощность турбины может произвольно изменяться на величину D N _э.

Государственный стандарт требует, чтобы степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой мощности не превышала 0,2 % для турбин АЭС и 0,3 % для турбин ТЭС и ТЭЦ. Однако даже при такой нечувствительности колебания нагрузки могут быть весьма существенны: если, например, турбина мощностью 800 МВт имеет неравномерность регулирования d = 4%, то возможные колебания нагрузки составят

МВт. (10.3)

Тщательное изготовление, монтаж и наладка системы регулирования, а также постоянное поддержание чистоты рабочей жидкости позволяет уменьшить степень нечувствительности до 0,1 – 0,15 %.

ЛЕКЦИЯ № 12 РЕГУЛИРОВАНИЕ, МАСЛОСНАБЖЕНИЕ И ЗАЩИТА ТУРБИН (продолжение)

Дата добавления: 2015-07-20