Механизм управления турбоагрегатом

Степень неравномерности регулирования определяет изменение частоты вращения. Если турбоагрегат работает с номинальной частотой 50 1/с, то это означает, что при изменении мощности от нуля до полной частота вращения будет изменяться от 49 до 51 Гц при d = 4 %. Многих потребителей это не устраивает. По ПТЭ колебания частоты сети не должны превышать ± 0,1 Гц. Из примера, приведенного выше, видно, что в сети с потреблением 1900 МВт при изменении мощности всего на 200 МВт частота сети изменилась на 0,23 Гц. В реальных энергосистемах мощность в течение суток может изменяться вдвое и более, и поэтому изменения частоты сети будут еще существеннее. Поэтому возникает задача поддержания частоты сети в очень узких пределах при любой нагрузке энергосистемы. Эта задача разрешается с помощью специального механизма управления турбиной (МУТ), который часто называют синхронизатором, так как им пользуются для точной подгонки частоты вращения при синхронизации турбины перед включением её в сеть.

На принципиальной схеме регулирования (рис. 10.2) МУТ изображен в виде дополнительной пружины 9, натяг которой можно изменять посредством маховичка 8. При выведенном механизме, т.е. при ослабленной пружине 9, система регулирования работает так, как описано в п. 10.2.

Положение муфты 4 будет определяться равенством центробежных сил грузов и силой растяжения в пружине 2.

Если маховичком 5 несколько растянуть пружину 9, то баланс сил, действующих на муфту 4, нарушится. Прежнее положение муфты, а значит, и регулирующего клапана 7 (следовательно, и нагрузки турбины) будет теперь уже достигаться при больших частотах вращения. Это означает, что при увеличении натяга пружины 9 статическая характеристика от начального положения (см. рис. 10.3) будет сдвигаться вверх, а при ослаблении – вниз.

Для того чтобы четко понять действие МУТ, представим себе, что турбина является единственным источником энергии в сети, нагрузка которой постоянна. Пусть статическая характеристика аb (рис. 10.6) соответствует некоторой затяжке пружины, а мощность турбины равна N _э1.

Рис. 10.6. Смещение статической характеристики механизмом управления

Если теперь с помощью ручного маховичка увеличить натяг пружины, то из-за изменения баланса сил, действующих на муфту, последняя переместится вправо, открывая регулирующий клапан и давая начало некоторому переходному процессу регулирования. При устойчивой системе регулирования этот процесс быстро закончится и система примет прежнее положение, однако, при большей частоте вращения. Действительно, положение регулирующего клапана не должно измениться, так как не изменилась внешняя нагрузка. Следовательно, и муфта 4 (см. рис. 10.2) вернется к прежнему положению, преодолевая натяг пружины 9 за счёт большей центробежной силы грузов при увеличенной частоте вращения. Это означает, что, изменяя затяжку пружины, можно перемещать статическую характеристику аb регулирования в пределах положений а'b' и а"b".

Понять работу механизма управления при нагружении турбины, включенной в ёмкую сеть, очень просто в том случае, если допустить, что мощность турбины существенно меньше мощности сети, иными словами, если изменение её нагрузки практически не отражается на частоте сети и, следовательно, на частоте вращения. При затягивании пружины 9 (см. рис. 10.2) муфта 4 будет принудительно опускаться вниз, что вызовет перемещение регулирующего клапана и изменит мощность турбины.

Нагружение турбины, включенной в сеть, означает переход рабочей точки вправо на смещенную вверх статическую характеристику (рис. 10.6).

Возвращаясь к рассмотренному выше примеру и рис. 10.5, объясним теперь, как можно восстановить частоту сети. Для этого на всех турбогенераторах необходимо перемещать МУТ в сторону «убавить» до тех пор, пока статические характеристики их систем регулирования не займут положения, показанного на рисунке штриховыми линиями. Однако изменять частоту вращения турбоагрегатов одновременно воздействием на МУТ всех турбин сложно, неудобно и во многих случаях нецелесообразно: ведь при изменениях мощности в энергосистеме желательно турбоагрегаты, вырабатывающие наиболее дешевую электроэнергию, держать при максимальной нагрузке, а менее экономичные агрегаты использовать для регулирования частоты. Поэтому вместо того, чтобы воздействовать на МУТ всех трех турбин для снижения частоты их вращения, можно воздействовать на МУТ лишь одной из турбин, скажем, третьей. При смещении её статической характеристики вниз рабочая точка А будет перемещаться влево к точке В и турбина будет разгружаться, но зато регуляторы частоты двух остальных турбин, восстанавливая баланс выработки и потребления электроэнергии, будут нагружать свои турбины, обеспечивая перемещение рабочих точек вдоль статических характеристик вправо к исходным значениям мощности. После снижения частоты вращения до исходной третья турбина разгрузится до 100 МВт, а первые две восстановят свои исходные нагрузки и частота в сети восстановится.

Процесс восстановления частоты сети путем воздействия на МУТ называется вторичным регулированием частоты. Следует обратить внимание на то, что при изменении частоты сети с помощью МУТ частота вращения турбоагрегата изменяется очень мало (тем меньше, чем больше мощность энергосистемы), а мощность турбины – значительно. Поэтому машинисту кажется, что он изменяет мощность турбины, а не частоту её вращения.

На самом же деле мощность управляемой им турбины в любой момент времени определяется текущими значениями нагрузки в энергосистеме и положением статических характеристик всех работающих в системе турбоагрегатов.

Реальные энергосистемы могут включать несколько десятков электростанций и несколько сотен турбоагрегатов.

Для вторичного регулирования частоты в энергосистеме выделяется одна или несколько ведущих электростанций, постоянно изменяющих свою нагрузку с помощью устанавливаемого на станции автоматического прецизионного регулятора частоты, который при изменении частоты сети обеспечивает нагружение или разгружение турбин, установленных на ней. При значительных изменениях нагрузки в энергосистеме, когда ведущие станции не могут поддержать частоту в требуемых пределах, по указанию диспетчера энергосистемы по заранее составленному графику изменяется нагрузка и на других турбоагрегатах путем смещения их статических характеристик; во многих случаях целесообразным оказывается вывод турбин в резерв при снижении нагрузки энергосистемы и ввод в работу турбин, находящихся в резерве, при её повышении.

ЛЕКЦИЯ № 13 РЕГУЛИРОВАНИЕ, МАСЛОСНАБЖЕНИЕ И ЗАЩИТА ТУРБИН (продолжение)

Дата добавления: 2015-07-20