что такое степень неравномерности системы регулирования турбины

Режимы работы систем автоматического регулирования

В работе систем автоматического регулирования различают два режима: установившийся и переходный.

При установившемся режиме все величины, определяющие состояние отдельных звеньев и всей САР, практически не меняются во времени. Для САР, рассмотренной на рис. 2, такой установившийся режим характеризуется постоянством частоты вращения ротора, положения регулирующего клапана и муфты регулятора скорости, нагрузки и т. п.

Каждому установившемуся режиму соответствуют вполне определенные частота вращения ротора, открытие регулирующего клапана и, следовательно, нагрузка (при условии постоянства параметров пара перед и за турбиной). Зависимость частоты вращения n от нагрузки N называется статической характеристикой системы регулирования частоты вращения (рис. 3, а). При изменении электрической нагрузки от максимальной Nmax до 0, т. е. до холостого хода, частота вращения возрастет от своего минимального значения nмин до максимального значения nмакс.

Рис. 3. Статические характеристики САР.

Статическое изменение регулируемого параметра Δnст при изменении нагрузки от нуля до максимального (номинального) значения называют неравномерностью системы регулирования. Для рассматриваемой САР неравномерность Δnст = nмакс — nмин. Количественно она характеризуется коэффициентом неравномерности или статизма.

Коэффициент или степень неравномерности δ выражается в процентах от среднего значения регулируемого параметра nср, за которое обычно принимают его номинальное значение:
Степень неравномерности показывает, какое должно быть относительное изменение регулируемого параметра при изменении нагрузки от нуля до максимального (номинального) значения.

Для системы регулирования давления пара в отборе турбины статической характеристики будет являться зависимость изменения давления пара в отборе р от расхода пара Q к потребителю. При изменении расхода пара от нуля до максимального (номинального) значения Qмакс давление в отборе уменьшится от максимального значения pмакс до минимального pмин. Степень неравномерности в этом случае будет:
Так же определяется степень неравномерности для турбин с регулируемым противодавлением.

Перемещение элементов регулирования из одного положения в другое всегда сопровождается трением сопрягаемых деталей. При изменении направления движения часть хода элементов регулирования тратится на выбирание люфтов в различных соединениях. Поэтому статические характеристики при повышении и при снижении нагрузки не совпадают друг с другом (рис. 3,6). Линия 1—2 соответствует статической характеристике при повышении нагрузки, линия 4—5 соответствует статической характеристике при снижении нагрузки, так как требуется некоторое дополнительное изменение частоты вращения Δnн для преодоления сил трения и люфтов при изменении направления движения. Это приводит к тому, что одной и той же нагрузке для реальной системы регулирования могут соответствовать разные частоты вращения (например, точки 2, 3 и 4 при нагрузке N макс или точки 5, 6 и 1 при холостом ходе).

Возможное отклонение Δnн частоты вращения при данной нагрузке N называется зоной нечувствительности, или нечувствительностью системы регулирования. Нечувствительность характеризуется коэффициентом нечувствительности е, который определяется в процентах от среднего (номинального) значения частоты вращения:
Если силы трения и люфты постоянны по всему ходу элементов системы регулирования, то линии 1—2 и 4—5 будут эквидистантными. В этом случае максимальное изменение частоты вращения в процессе регулирования может составить величину Δnн:
Эта величина характеризует статическую точность регулирования.

При появлении внешних возмущений в САР возникает переходный процесс. Если переходный процесс со временем приводит к новому установившемуся режиму, то такая САР называется устойчивой. При переходном режиме процессы перехода регулируемого параметра от одного установившегося значения ny1к другому установившемуся значению nу2 могут проходить по разным кривым (рис. 4,а). Кривые 1 и 2 соответствуют переходным процессам без колебаний или апериодическим процессам. Кривая 3 соответствует затухающему колебательному процессу. Если после внешних возмущений с течением времени нового установившегося режима не наступает, а значение регулируемого параметра все больше отклоняется от заданного или продолжает периодически колебаться, то такая САР называется неустойчивой. Кривые 4, 5 и 6 (рис. 4,6) показывают примеры таких процессов.

Рис. 4. Динамические характеристики САР.

Качество переходных процессов оценивается динамическим забросом или перерегулированием Δnн регулируемого параметра и продолжительностью процесса Т. Динамический заброс характеризует наибольшее отклонение регулируемого параметра от нового установившегося значения в переходном процессе. Продолжительность переходного процесса Т есть время от начала внешнего возмущения t0 входа регулируемого параметра в заданную зону допустимого отклонения Δn и дальнейшего пребывания в ней t1, t2, t3.

Характер и качество переходных процессов зависят от свойств объекта и системы регулирования, а также от величины и характера внешних возмущений. Статические и динамические свойства системы регулирования определяются свойствами каждого звена системы и их взаимных связей. Для каждого звена можно выделить входную величину х (или несколько входных величин) и выходную величину y. Зависимость выходной величины у от входной х называется характеристикой звена. Эти характеристики также подразделяются на статические и динамические.

Статические характеристики показывают связь между y и x при установившихся режимах, а динамические характеристики (и их частный случай — переходные) отражают их взаимосвязь во время переходных процессов. Они практически полностью определяют свойства звеньев. На рис. 5 показаны различные типы таких характеристик.

Рис. 5. Характеристики звена САР.

По типу характеристик звенья САР подразделяются на линейные и нелинейные. Для линейных звеньев статическая характеристика выражается прямой линией (прямая 1 на рис. 5, а) и описывается уравнением yc = kxc. Коэффициент k, равный тангенсу угла наклона α статической характеристики коси абсцисс (рис. 5,а), называется коэффициентом усиления или передаточным отношением звена. Для линейных звеньев эта величина постоянна, для нелинейных звеньев статическая характеристика выражается кривой линией (кривая 2 на рис. 5,а), а коэффициент усиления меняется в зависимости от режима.

Динамические или переходные характеристики (рис. 5,6) показывают процесс перехода выходной величины от одного установившегося значения уу1 к другому установившемуся значению уу2 при изменении входной величины от значения xy1 до ху2. Эти процессы могут быть апериодическими (кривые 2 и 3), затухающими колебательными (кривая 4) или ступенчатыми (кривая 1). Они также характеризуются величинами перерегулирования и продолжительностью процесса.

Определение статических и динамических характеристик звеньев и всей САР может производиться расчетным или опытным путем. Сначала определяют характеристики звеньев, потом — всей системы. Изменяя определенным образом статические и динамические свойства отдельных звеньев, добиваются устойчивости САР, а также необходимого качества переходных процессов.

Источник

4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин

должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпушенных ранее 01.01.91 г., а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

При параллельной работе турбин в энергосистеме увеличение нагрузки, т.е. потребляемой мощности, вызывает понижение частоты вращения роторов турбин. Это, в свою очередь, приводит к открытию регулирующих клапанов на турбинах и увеличению вырабатываемой мощности для восстановления частоты в системе. При уменьшении нагрузки процесс идет в обратном порядке.
Значение, на которую изменяется мощность турбины при изменении частоты в системе, определяется наклоном статической характеристики регулирования. Чем она более полога, т.е. чем меньше неравномерность регулирования, тем больше меняется мощность турбины. Если угол наклона статической характеристики близок к 0° (степень неравномерности регулирования мала), то нагрузка такой турбины может меняться на большее значение при незначительном изменении частоты; такая турбина будет работать неустойчиво.
Наоборот, если угол наклона статической характеристики велик (большая неравномерность системы регулирования), то мощность такой турбины даже при значительном изменении частоты в системе будет меняться мало. Такие турбины имеют плохие динамические свойства, не участвуют в первичном регулировании частоты в системе.

Источник

Характеристики системы регулирования.

Динамическая и статическая характеристики работы системы регулирования дают качественную оценку работы системы.

Динамическая характеристика– оценивает работу системы регулирования в переходном процессе. Представляет собой график изменения частоты вращения ротора турбины с момента полного сброса нагрузки. Это периодический процесс с затухающей амплитудой.

Статическая характеристика описывает работу регулирования в установившемся режиме. Представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагрузки турбины.

Динамические качества системы регулирования определяются значением “динамического заброса” частоты вращения (максимальное увеличение должно быть ниже уровня настройки автомата безопасности не менее чем на 2¸3%) и длительности переходного процесса до стабилизации (время переходного процесса должно быть по возможности малым). Характеристика снимается при помощи лабораторного осциллографа, снимающего показания изменения частоты вращения и других параметров, сброс нагрузки производится отключением воздушного выключателя генератора. Это испытание проводится при приемке турбины после монтажа и после реконструкции, изменяющей динамические характеристики системы регулирования, и является очень ответственным.

Снятие статической характеристики производится раз в год до и после капитального ремонта. При снятии характеристики во избежание динамических эффектов нагрузка турбины должна меняться медленно, с достаточно длительной выдержкой на режимах, при которых проводятся замеры. Так как на турбине, работающей на оБПУю электрическую сеть, получить характеристику невозможно в связи с малым изменением частоты сети, она определяется косвенным методом – путем построения после получения опытных характеристик отдельных элементов системы регулирования. Статическая характеристика строится по известным характеристикам центробежного регулятора, передаточного механизма и регулировочных органов турбины. Статическая характеристика (рис. 4) представляет собой плавную прямую без перегибов и горизонтальных участков, в области холостого хода график имеет более крутой участок для облегчения синхронизации и повышения устойчивости регулирования на холостом ходу и при малых нагрузках. В области максимальной мощности статическая характеристика имеет такой же вид, в этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание экономической нагрузки.

Важное значение имеет степень неравномерности регулирования δ. Обозначим частоту вращения турбины на холостом ходу (когда электрическая мощность равна нулю) через n _хх, а при максимальной нагрузке – через n _мн. Тогда разность этих частот вращения, отнесенная к номинальной частоте вращения n₀, называется степенью неравномерности δ или просто неравномерностью системы регулирования:

Каждый элемент системы регулирования обладает той или иной нечувствительностью, т.е. система не реагирует на некоторые небольшие изменения регулируемого параметра. Это приводит к тому, что при небольшом изменении частоты вращения воздействия на регулирующие органы не происходит, пока не будут преодолены силы трения в подвижных соединениях. Суммарная нечувствительность характеризуется степенью нечувствительности e и складывается из нечувствительности всех элементов:

,

где 2Dn – конечные отклонения частоты вращения, не вызывающие изменения расхода пара на турбину.

Положительный эффект нечувствительности регулирования сказывается в гашении случайных высокочастотных колебаний частоты в сети, которые могут вызвать износ элементов в чрезмерно чувствительной системе.

Степень неравномерности определяет наклон статической характеристики и не может быть постоянной, т.к. в области холостого хода и максимальной нагрузки статическая характеристика конструктивно выполняется более крутой. Поэтому применяется местный коэффициент неравномерности, который в области максимальных нагрузок может превышать среднюю величину в три раза. Коэффициент неравномерности конструктивно определяется жесткостью пружины регулятора и профилем окон дроссельного золотника. Наклон статической характеристики определяется поведением турбогенераторов во время их параллельной работы на оБПУю электрическую сеть. При снижении частоты в сети турбогенератор с пологой характеристикой воспринимает большую часть дополнительной нагрузки по сравнению с турбогенератором, обладающим более крутой характеристикой. Наклон характеристики регулирования выбирается в зависимости от назначения турбогенератора. Тот, что предназначен для несения базовой нагрузки, должен иметь крутую характеристику, т.е. коэффициент неравномерности регулирования должен быть большим. Высокоэкономичные турбины выгодно эксплуатировать как базовые, с большой нагрузкой, а для поддержания частоты в сети следует использовать турбины с более низким КПД. 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.

Источник

Статическая характеристика

Рассмотрим схему простейшей системы регулирования частоты вращения (рис.97).

Валик регулятора приводится в движение от вала турбины. На нем расположена 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 – пружина 2 перемещает муфту вправо. Совокупность муфты, грузов и пружины представляет собой регулятор скорости.

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

турбоагрегата: 1 – валик регулятора частоты вращения; 2 – пружины; 3 – грузики; 4 – муфта; 5 – рычаг; 6 – шарнир; 7 – регулирующий клапан; 8 – маховичок; 9 – пружина механизма управления

Предположим, что положение регулятора скорости и клапана турбины отвечает некоторой частоте вращения и мощности турбины. Если, например, нагрузка турбины увеличивается, то ротор турбины начнет замедлять свое вращение, центробежная сила грузов уменьшится, муфта сдвинется вправо, вследствие чего клапан турбины откроется для того, чтобы увеличить мощность турбины в соответствии с ее возросшей нагрузкой. Таким образом, турбина автоматически увеличит свою мощность до необходимой, однако ее частота вращения не вернется к прежнему значению. При изменении положения клапана изменяется положение муфты регулятора и, следовательно, натяжение пружины 2, которое может уравновесить только центробежная сила грузов при другой частоте вращения. При максимальной нагрузке турбины клапан полностью откроется, муфта займет крайнее правое положение, а частота вращения будет наименьшей.

Связь между мощностью турбины и частотой вращения n называют статической характеристикой системы регулирования. Для ее построения нужно отложить по оси абсцисс нагрузку турбины, а по оси ординат – частоту вращения. Эта зависимость изображена на рис.98 сплошной линией.

Рассмотренная схема регулирования пригодна лишь для очень маленьких турбин по причинам, которые будут рассмотрены ниже. Реальные системы регулирования характеризуются большей сложностью, однако у любой из систем имеется статическая характеристика регулирования. 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 =0) через n_х.х, а при максимальной нагрузке – через n_м.н, то разность этих частот вращения, отнесенная к средней частоте вращения n₀, называется степенью неравномерности или просто неравномерностью системы регулирования:

.

Согласно ПТЭ неравномерность регулирования частоты вращения конденсационных турбин должна составлять 4,5±0,5%. Это означает, что если, например, δ=5%, а номинальная частота вращения равна 50 1/с, то при изменении нагрузки от холостого хода до максимальной частота вращения будет изменяться от 51,25 до 48,75 1/с.

Допустим, что точка А на статической характеристике (рис.98) отвечает какому-то положению системы регулирования. Представим, что внешняя нагрузка турбоагрегата растет; тогда частота вращения должна уменьшаться, 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 . Подобным же образом при уменьшении нагрузки движение клапана начнется в точке . 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 Δn к номинальной частоте вращения n₀, выраженное в %, называется степенью нечувствительности регулирования:

.

Чем меньше , тем выше качество регулирования, так как малому 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 n₀ мощность турбины может произвольно изменяться на величину . В ПТЭ оговаривается, что степень нечувствительности не должна превышать 0,3% для турбин мощностью свыше 50 МВт. Однако даже при такой нечувствительности колебания нагрузки могут быть весьма существенны: если, например, турбина мощностью 800 МВт имеет неравномерность регулирования =4%, то возможные колебания нагрузки составят:

.

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

Источник

ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ

Качественную оценку работы си­стемы регулирования в целом дают две характеристики: статическая и динамическая.

Рис. 4-1. Динамическая характеристика си­стемы регулирования.

Та полного сброса нагрузки (рис. 4-1). Это периодический про­цесс с затухающей амплитудой.

Динамические качества системы регулирования определяются преж­де всего величиной динамического заброса частоты вращения А0 и дли­тельностью переходного процесса Время переходного процесса должно быть по возможности ма­лым, а максимальное увеличение частоты вращения должно быть на 1—2%’ ниже уровня настройки ав­томата безопасности.

Применение вычислительных ма­шин дает возможность рассчитать динамические характеристики регу­лирования паровых турбин, однако в процессе эксплуатации эти харак­теристики меняются, и в практиче­ской работе предпочтение отдается натурным испытаниям регулирова­ния на сбросы нагрузки.

Динамическая характеристика снимается с помощью лабораторно­го осциллографа, записывающего из­менение частоты вращения и дру­гих параметров во времени.

Сброс нагрузки производится от­ключением масляного или воздуш­ного выключателя генератора.

‘Перед испытаниями необходимо проведение статических испытаний по полной программе, а также тща­тельная (внеочередная) проверка ра­боты защиты, предохраняющей тур­бину от недопустимого повышения частоты вращения, проверка плотно­сти стопорных, регулирующих и об­ратных (для турбин с регулируемы­ми отборами пара) клапанов, про­верка работы предохранительных клапанов свежего пара, промпере­грева и регулируемых отборов, про­верка посадки обратных клапанов на регенеративных отборах. Испы­тания начинаются со сброса 50%’ нагрузки с последующим сбросом нагрузки, соответствующей макси­мальному расходу пара на турбину. Если на промежуточной нагрузке произошло срабатывание автомата безопасности, то дальнейшие опыты следует прекратить и перейти к на­ладке системы регулирования. Это испытание является весьма ответст­венным и проводится силами спе­циальных наладочных или ремонт­ных организаций. Подробно органи­зация и проведение динамических испытаний изложены в [67].

Статическая характеристика опи­сывает работу регулирования в уста­новившемся режиме и представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагруз­ки турбины ‘(рис. 4-2). Для избе­жания динамических эффектов при снятии характеристики нагрузка турбины должна меняться медленно, с достаточно длительной выдержкой на режимах, при которых произво­дятся замеры. Статическая характе­ристика должна представлять собой плавную кривую (или прямую) без перегибов и горизонтальных участ­ков.

График статической характери­стики в области холостого хода мо-

Рис. 4-2. Статическая характеристика си­стемы регулирования.

Жет иметь более крутой участок для облегчения синхронизации и повы­шения устойчивости регулирования на холостом ходу и малых нагруз­ках. Такую же конфигурацию может иметь статическая характеристика и в области максимальной мощно­сти. В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание эко­номической нагрузки.

Разница между частотой враще­ния турбины щ при холостом ходе и частотой вращения гіг при номи­нальной нагрузке, отнесенная к но­минальной частоте вращения турби­ны п, выраженная в процентах, на­зывается степенью неравномерности системы регулирования

Эта величина в определенной мере характеризует степень наклона ста­тической характеристики.

Представленная на рис. 4-2 ста­тическая характеристика снята без учета нечувствительности системы регулирования. В действительности же все системы регулирования обла­дают той или иной нечувствитель­ностью, которая проявляется в том, что система не реагирует на некото­рые небольшие изменения регули­руемого параметра. В данном слу­чае это приведет к тому, что при не­большом изменении частоты вра­щения расход пара и мощность тур­бины будут оставаться постоянны­ми до тех пор, пока не будут прео­долены силы трения в подвижных элементах системы регулирования и не будут выбраны зазоры в шар­нирных соединениях. В этих услови­ях расчетная статическая характери­стика будет находиться посередине между двумя действительными кри­выми (рис. 4-3), одна из которых снята при повышении частоты вра­щения (верхняя), а другая при по­нижении частоты вращения (ниж­няя). Вся заштрихованная полоса между этими кривыми представляет собой зону нечувствительности си­стемы регулирования.

Суммарная нечувствительность системы регулирования складывает­ся из нечувствительности всех эле­ментов и характеризуется степенью нечувствительности, определяемой в процентах выражением

Где п — номинальная частота вра­щения; 2Ап — конечные отклонения частоты вращения, не вызывающие изменения расхода пара на турби­ну. Эта величина и регламентирует­ся ПТЭ.

Увеличение степени нечувстви­тельности сверхдопустимых преде­лов сказывается отрицательно на ра­боте системы регулирования. Это выражается в том, что турбина мо­жет не держать холостой ход при сбросе нагрузки вследствие увеличе­ния запаздывания закрытия регу­лирующих клапанов турбины. Нали­чие значительной нечувствительно­сти затрудняет поддержание задан­ной частоты в сети, влияя тем самым на качество отпускаемой энер­гии. Нечувствительность регулирова­ния может также вызвать самопро­извольное изменение нагрузки на параллельно работающей турбине при постоянной частоте сети. Мак­симальная величина этого изменения может быть подсчитана по формуле

Где Whom — номинальная мощность турбины.

Увеличение нечувствительности системы регулирования может быть вызвано целым рядом причин: изно­сом пальцев и выработкой отверстий в шарнирных соединениях, заносом шламом золотников и отверстий в буксах, увеличением трения што­ков во втулках вследствие засоре­ния зазоров, перекосом золотников и штоков, значительной аэрацией мас­ла и пр.

Поскольку нечувствительность регулирования в значительной мере зависит от условий эксплуатации, обслуживающий персонал имеет воз­можность поддерживать эту величи­ну на минимальном уровне, указан­ном в ПТЭ. Для этого необходимо тщательно следить за состоянием масла, не допуская его обводнения, аэрации, загрязнения посторонними примесями. Особенно опасно с этой точки зрения появление в масле во­дорастворимых кислот, которые мо­гут вызвать коррозию трущихся поверхностей в системе регулирова­ния и увеличить трение в этих эле­ментах.

Аналогичные требования предъ­являются и к огнестойким маслам типа «Иввиоль» и «ОМТИ». При во­дяных системах регулирования осо­бую опасность с точки зрения уве­личения нечувствительности пред­ставляет попадание механических частиц в систему регулирования, что может произойти при нарушении нормальной работы фильтров.

При капитальных ремонтах все изношенные детали системы регули­рования должны быть заменены, а зазоры в шарнирных и других под­вижных соединениях приведены в со­ответствие с нормой.

Помимо элементов автоматиче­ского управления, система регулиро­вания содержит также и органы руч­ного управления турбиной. Эти ор­ганы называются механизмами управления (синхронизаторами). С их помощью обслуживающий пер­сонал может вручную плавно ме­нять расход пара на турбину, что очень важно при синхронизации аг­регата, а также при параллельной работе, когда требуется изменить нагрузку. В качестве механизма управления может служить устрой­ство для изменения натяжения пру­жины регулятора скорости, устрой­ство для изменения длины тяги под­веса золотника или смещения бук­сы. дополнительный управляемый слив масла из импульсной линии или линии усиления при использова­нии в схемах регулирования проточ­ных линий.

Во всех случаях независимо от типа механизма управления его дей­ствие заключается в смещении ста­тической характеристики примерно параллельно самой себе, что позво­ляет изменять мощность от нуля до максимума при работе турбины в параллель или менять в широких пределах частоту вращения отклю­ченной от сети турбины.

На рис. 4-4 представлены стати­ческие характеристики при различ­ном положении механизма управле­ния. Как видно из графика, смеще­ние статической характеристики из положения а — b в положение а’ — Ь’ и а»—Ь» при номинальной часто­те в сети (чему соответствует номи­нальная частота вращения По) при­водит к увеличению мощности от N& соответственно ДО N’a и N»3. Необхо-

Рис. 4-4. Статическая характеристика регу­лирования при различных положениях ме­ханизма управления.

Димо иметь достаточный ход меха­низма управления, чтобы обеспечить любой режим работы турбоагрегата при постоянной частоте сети.

Эти положения должны быть справедливы и при допустимых из­менениях частоты в системе. Вслед­ствие этого механизм управления должен иметь дополнительные запа­сы хода, чтобы обеспечить перевод турбины на холостой ход при допу­стимой величине понижения часто­ты и нагружение турбины до номи­нальной мощности при повышении частоты в системе.

На рис. 4-4 представлены край­ние положения статической характе­ристики и выделена рабочая об­ласть нормальной эксплуатации си­стемы регулирования турбоагрегата при допустимых колебаниях часто­ты в энергосистеме.

Кроме того, регулятор скорости и сервомотор должны иметь запас хода для обеспечения номинальной мощности турбогенератора при сни­жении параметров пара в разре­шенных заводом-изготовителем пре­делах.

При работе турбины в парал­лель с другими агрегатами наклон и конфигурация статической харак­теристики будут определять измене­ние нагрузки турбины при измене­нии частоты в сети.

Как видно из рис. 4-5, турбины, имеющие более крутую характери­стику, слабо реагируют на измене­ние частоты, в то время как турби­ны, имеющие пологую характеристи­ку, меняют свою мощность на зна­чительную величину.

Если в объединенной системе од­новременно работают турбины раз­ной экономичности, то было бы ра­ционально, чтобы более экономич­ные машины имели более крутое протекание статической характери­стики, а менее экономичные имели пологую характеристику с малой степенью неравномерности. Это поз­волило бы экономичным машинам работать в устойчивом режиме, сни­мая базовую часть графика нагру-

Рис. 4-5, График изменения мощности при параллельной работе турбин.

Зок в то время как турбины, имею­щие пологую статическую характе­ристику, автоматически снимали бы пики нагрузки, поддерживая частоту в сети.

Однако практически это целесо­образно делать лишь в редких слу­чаях. В настоящее время объеди­ненные энергосистемы, основу кото­рых составляют крупные энергобло­ки, достигли очень больших мощно­стей. Старые маломощные турбоаг­регаты уже не в состоянии покрыть пики графика нагрузок системы. В то же время изменения частоты в мощных энергосистемах при их нормальных режимах работы стали более медленными и малыми по ве­личине в силу того, что соотноше­ние мощности единичного потреби­теля и всей системы значительно уменьшилось.

Для обеспечения постоянства ча­стоты в энергосистеме служит вто­ричное регулирование частоты, ко­торое осуществляется с помощью сетевых автоматических регулято­ров частоты. Последние воздейст­вуют на механизмы управления вы­деленных для этих целей агрегатов или станций (обычно менее эконо­мичных) и смещают их статические характеристики таким образом, что­бы вернуть частоту к прежнему зна­чению. При этом нагрузка турбин, не участвующих во вторичном регу­лировании частоты, возвращается к прежнему значению, а весь неба­ланс мощности воспринимается вы­деленными регулирующими агрега­тами.

Из всего вышесказанного видно, что конфигурация статической ха­рактеристики регулирования оказы­вает определенное влияние на усло­вия эксплуатации турбины и прежде всего на надежность ее работы, и поэтому необходимо иметь возмож­ность снимать эту характеристику в натурных условиях. Директивны­ми указаниями Министерства энер­гетики и электрификации СССР предлагается снимать статическую характеристику при каждом капи­тальном ремонте турбины и в слу­чае проведения наладочных работ в системе регулирования. В случае, если капитальные ремонты прово­дятся не ежегодно, снятие статиче­ской характеристики должно произ­водиться не реже 1 раза в год.

Эта задача является достаточно сложной, поскольку снять статиче­скую характеристику в конечном ви­де n=f(N3) не представляется воз­можным. Для этого пришлось бы менять в широком диапазоне часто­ту вращения и мощность турбоагре­гата. Однако при параллельной ра­боте на общую сеть частота враще­ния турбины меняться не будет. Из­менение расхода пара приведет лишь к изменению мощности. Ча­стоту вращения в широких пределах можно изменять лишь при отклю­чении турбины от сети, но при этом турбина окажется без нагрузки.

В настоящее время широкое рас­пространение нашел метод графиче­ского построения статической харак­теристики на базе характеристик отдельных элементов системы регу­лирования, снятых при различных режимах работы турбины. Такими характеристиками являются харак­теристики регулятора скорости, пе­редаточного механизма и исполни­тельного органа. Характеристика регулятора скорости x(p)

,f>(n) (рис. 4-6,а) представляет собой за­висимость между частотой вращения турбины п и ходом муфты регулято­ра скорости х или давлением масла (воды) в импульсной линии р при гидравлической системе регулирова­ния.

Характеристика передаточного механизма 2(ф) =f(x, p) (рис. 4-6,6) связывает между собой ход поршня сервомотора или угол поворота по­воротного сервомотора с ходом муф­ты регулятора скорости или давле­нием масла (воды) в импульсной линии. Третья характеристика Na— —f(z, ф) (рис. 4-6,в) дает зависи­мость между ходом (углом поворо­та) сервомотора и электрической мощностью турбоагрегата.

Наличие трех указанных харак­теристик позволяет построить ста­тическую характеристику регулиро­вания при опредленном положении

Рис. 4-6. Характеристики элементов систе^ мы регулирования.

Рис. 4-7. Построение статической характе­ристики по характеристикам элементов си­стемы регулирования.

Механизма управления, как это представлено на рис. 4-7. Статиче­ская характеристика строится пу­тем кругового переноса эксперимен­тальных точек в верхний правый квадрант.

Такие же построения производят­ся при крайних положениях меха­низма управления, что дает возмож­ность выделить рабочую область нормальной эксплуатации турбоаг­регата (рис. 4-4).

Практически статическую харак­теристику системы регулирования строят путем совмещения двух за­висимостей: хода (поворота) порш­ня сервомотора от частоты враще­ния z(>ф) —f(n) и электрической мощности от хода (поворота) порш­ня сервомотора N3=f(z, cp).

Для снятия характеристик систе­мы регулирования проводятся три опыта: при холостом ходе, при ра­боте турбины под нагрузкой и на остановленной турбине [67].

Первый опыт позволяет устано­вить зависимость перемещения муф­ты регулятора скорости (давления в импульсной линии) и хода порш­ня (угла поворота) сервомотора от частоты вращения. Опыт, произво­дится при холостом ходе турбогене­ратора и включает в себя проверку нечувствительности регулятора ско­рости и всей системы регулирования в целом. Опыт должен производить­ся при трех различных положениях механизма управления, соответст­вующих:

А) сниженному до предела значе­нию частоты вращения, при этом по­путно выявляется минимальная ча­стота вращения, при которой турбо­генератор еще может быть разгру­жен до холостого хода;

Б) номинальной частоте враще­ния турбогенератора;

В) повышенному до предела зна­чению частоты вращения.

При проведении опыта расход изменяется вручную с помощью бай­паса ГПЗ. Замер частоты вращения производится с помощью ручного» тахометра класса 0,5, узкопредель­ного тахографа или стрелочного ча­стотомера, включенного в цепь ста­тора генератора. В последнем слу­чае генератор должен быть возбуж­ден. Перемещение муфты регулято­ра скорости, хода или угла поворо­та сервомотора фиксируется по спе­циально установленным шкалам. В гидравлических системах регули­рования замер давления в импульс­ной линии производится по маномет­ру МТИ-0,5.

Для определения нечувствитель­ности опыты проводят как при уве­личении, так и при понижении ча­стоты вращения, В дальнейшем ре­зультаты этих замеров наносят в ви­де отдельных кривых, которые и бу­дут определять общую степень не­чувствительности регулирования.

Отметим, что опыт холостого хо­да проводится при параметрах све­жего и отработавшего пара, близ­ких к номинальным или указанных в эксплуатационной инструкции.

Второй опыт проводят на турби­не, работающей в параллель. Цель опыта — определение зависимости между величиной перемещения сер­вомотора и мощностью турбоагрега­та N3=f(z, tр). Перед началом опыта турбина должна быть хорошо про­грета, параметры пара должны быть номинальными, а тепловая схема со­ответствовать эксплуатационной.

При проведении этого опыта надле­жит попутно выявить настройку по­рядка открытия регулирующих кла­панов, экономичность работы каждо­го регулирующего клапана и воз­можность нагружения турбогенера­тора при сниженных параметрах па­ра в пределах, разрешенных заво­дом-изготовителем.

Экономичность работы клапанов определяется по величине дроссели­рования при полном открытии, кото­рая не должна превышать 3—4% номинального давления пара.

Настройка порядка открытия ре­гулирующих клапанов должна соот­ветствовать данным завода-изгото- вителя и отвечать требованиям эко­номической работы агрегата, т. е. не допускать излишнего дросселиро­вания пара не полностью открытыми клапанами в момент начала откры­тия очередного клапана. Дроссели­рование можно считать допустимым, если оно не превышает 10% номи­нального значения давления перед клапаном. Нельзя допускать и из­лишне малой перекрыши в открытии клапанов, нарушающей плавность статической характеристики.

Для оценки правильности поряд­ка открытия клапанов полезно снять диаграмму зависимости давления за регулирующими клапанами от мощ­ности турбины (рис. 4-8). Для этого в процессе нагружения турбины за­меряются давления пара за каждым регулирующим клапаном.

Определение возможности нагру­жения турбины до номинальной мощности при сниженных парамет­рах пара производится при достиже­нии номинальной мощности путем дросселирования свежего пара глав­ной паровой задвижкой или стопор­ным клапаном. Отмечается давле­ние пара, при котором мощность на­чинает уменьшаться. При проведе­нии этого испытания необходимо тщательно следить за работой упор­ного подшипника и давлением в кон­трольной ступени. При увеличении температуры колодок упорного под­шипника или увеличении давления

В контрольной ступени сверх макси­мального значения, установленного заводом-изготовителем, опыт следу­ет прекратить. Категорически запре­щается производить опыты со сни­жением начального давления на турбине, имеющей солевой запас проточной части.

Опыт на остановленной машине производится для определения пре­делов перемещения элементов си­стемы регулирования |(муфты цент­робежного регулятора, сервомотора, регулирующих клапанов и механиз­ма управления), проверки соответст­вия настройки системы формуляр­ным данным завода-изготовителя, предварительного выявления нечув­ствительности отдельных узлов. Опыт проводится со снятой пружи­ной центробежного регулятора ско­рости при работающем вспомога­тельном маслонасосе. Перемещение муфты регулятора скорости произ­водится с помощью специального приспособления.

На турбинах с гидродинамиче­ской системой регулирования демон­тируется трубопровод, соединяющий напорную камеру импеллера с ре­гулятором скорости. К регулятору скорости подсоединяется трубопро­вод с регулировочным вентилем от пускового маслонасоса или насоса системы регулирования.

Муфта центробежного регулято­ра или золотник регулятора скоро­сти и сервомотор должны иметь за­пас хода для обеспечения номиналь­ной мощности турбогенератора при снижении параметров пара в разре­шенных заводом-изготовителем пре­делах. В противоположном направ­лении муфта или золотник регулято­ра скорости должны иметь запас хо­да для обеспечения закрытия регу­лирующих клапанов при сбросе на­грузки. Этот запас должен состав­лять не менее 25% располагаемого хода муфты для систем регулирова­ния, у которых механизм управле­ния смещает характеристику цент­робежного регулятора, и не менее 10 % располагаемого хода муфты для систем регулирования, у кото­рых механизм управления смещает зависимость между перемещением муфты и сервомотора.

Ранее рассматривались общие вопросы снятия статической харак­теристики для конденсационных и противодавленческих турбин. Стати­ческие испытания систем регулиро­вания турбин с регулируемыми отбо­рами имеют свои особенности. Так, опыты при изменении электриче­ской нагрузки от максимальной до минимальной проводятся при посто­янных, в том числе при максималь­ных, расходах пара з регулируемые отборы (в соответствии с диаграм­мой режимов). В результате полу­чается семейство характеристик N3=f(z). Кроме того, проводятся опыты по изменению расхода пара в отбор при постоянной электриче­ской нагрузке. В опытах на оста­новленной турбине для турбин с ре­гулируемыми отборами пара, кроме перечисленных выше величин, опре­деляется возможность закрытия ре­гулятором скорости парораспредели­тельных органов ЧВД, ЧСД, ЧНД в случае мгновенного сброса макси­мально допустимой электрической нагрузки при максимальных расхо­дах пара в регулируемые отборы. На остановленной турбине выявля­ется также возможность обеспече­ния системой регулирования всех режимов, которые предусмотрены диаграммой режимов турбины.

В заключение рассмотрим во­просы снятия статической характе-

I — вал турбины; 2 — кронштейн регуляторе; 3 — ушко; 4 — пружина; J — гибкая пружинная лен­та; 6 — отбойная пластина; 7 — гайка; 8 — груз; 9 — болт.

Ристики регулирования мощных блочных турбин.

В настоящее время у этих агре­гатов в качестве импульсных орга­нов широко применяются упругие бесшарнирные датчики скорости (рис. 4-9). При наличии импульсно­го органа такого типа, а также ре­гулирующих клапанов, приводимых индивидуальными сервомоторами, рационально строить статическую характеристику не по трем, а по двум графикам. В качестве первого графика можно принять зависи­мость давления в линии промежу­точного усиления от частоты враще­ния, в качестве второго графика бе­рется зависимость мощности агрега­та от изменения давления в линии промежуточного усиления.

На рис. 4-10 приводится пример построения статической характери­стики для турбины К-800-240-2 ЛМЗ. Промежуточным параметром, связывающим частоту вращения с мощностью, является давление,
управляющее работой отсечных зо­лотников сервомоторов (Рупр). Для турбин ХТГЗ это может быть давле­ние в линии первого усиления. Сня­тие зависимости Pynp=f(n) произво­дится на холостом ходу турбины при различных положениях механизма управления. Зависимость М>= Ирущ>) снимается при работе турби­ны под нагрузкой.

Рис. 4-10. Построение статической характе­ристики регулирования турбины К-800-240-2.

При проведении испытаний сле­дует иметь в виду, что отклонение

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28кгс/см*

0,4 О, в 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,В 2,8 МПа

Рис. 4-12. Зависимость хода сервомоторов от управляющего давления в системе регу­лирования турбины К-800-240-2.

Рис. 4-11. Зависимость хода следящего зо­лотника г от частоты вращения турбины К-800-240-2.

Параметров пара и вакуума от нор­мы. а также изменения в тепловой схеме приводят к изменению расхо­да пара на турбину и, следователь­но, к изменению конфигурации ха­рактеристики. Поэтому все парамет­ры следует выдерживать в процессе опыта в нормальных пределах.

Помимо этого, для анализа рабо­ты системы регулирования полезно снять ряд дополнительных характе­ристик, таких, как зависимость хо­да следящего золотника от частоты вращения, зависимость хода серво­моторов ЦВД, ЦСД, сбросных кла­панов и отсечных клапанов турбопи- тательного насоса от управляющего давления, зависимость управляюще­го давления от хода золотника уп­равления, зависимость хода буксы промежуточного золотника от хода золотника управления и т. д. Первые две характеристики для турбины К-800-240-2 представлены на рис. 4-11 и 4-12.

Источник