75 группа 2 вариант / Режимы роботы и эксплуатации ТЭС / ПТ / Книги / Учебное пособие. Режимы работы и эксплуатация паротурбинных установок ТЭС

пана, тем самым мощность турбины и частота вращения ротора увеличиваются.

Связь между частотой вращения ротора и мощностью турбо- генератора при медленном изменении последней называется

статической характеристикой регулирования n = f(Nэ). Стати-

ческая характеристика должна представлять собой плавную кривую (или прямую) без перегибов и горизонтальных участков

(рис. 2.28, а).

Рис. 2.28. Статическая характеристика системы регулирования турбины: а – без учёта нечувствительности; б – с учётом нечувстви- тельности

В то же время в области холостого хода график статической характеристики должен иметь более крутой участок для облег- чения синхронизации и повышения устойчивости регулирова- ния на холостом ходу и малых нагрузках [1]. Такую же конфи- гурацию может иметь статическая характеристика и в области максимальной мощности. В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание экономической нагрузки.

Получить статическую характеристику непосредственно из- мерением невозможно, так как при работе турбогенератора на изолированного потребителя плавное изменение нагрузки во всём регулировочном диапазоне не представляется возможным, а при работе турбогенератора в параллель с ёмкой электросетью

131

нельзя изменить частоту сети, а значит, и обороты турбины. По- этому статическая характеристика снимается опосредованно (рис. 2.29) с помощью поэлементного снятия статических харак- теристик импульсного органа х = f(n) (квадрант I), передаточно- го механизма z = f(х) (квадрант II), и исполнительного механиз- ма Nэ = f(z) (квадрант III). При наличии указанных характери-

стик статическая характеристика АСР n = f(Nэ) получается посредством графического построения (квадрант IV).

Рис. 2.29. Развёрнутая статическая характеристика автоматиче- ской системы регулирования турбины

Общий порядок организации и проведения испытаний систем автоматического регулирования и построения статических ха- рактеристик турбин регламентируется соответствующими руко- водящими документами [21] и указаниями заводов- изготовителей паровых турбин.

Разница между частотой вращения турбины при холостом ходе nх.х. и частотой вращения при максимальной нагрузке nм.н.,

132

отнесённая к номинальной частоте вращения ротора турбины nн, выраженная в процентах, называется степенью неравномерно-

сти системы регулирования δ:

δ= (nх.х – n м.н)·100 / nн.

Всоответствии с Правилами технической эксплуатации элек-

трических станций и сетей Российской Федерации [9] степень неравномерности регулирования частоты вращения должна со- ставлять:

–при номинальных параметрах пара 4,5 ± 0,5 %;

–в диапазоне нагрузок до 15 % от Nном не более 10 %;

–в диапазоне нагрузок от 15 % от Nном до максимальной не

более 6 %.

Приведённая на рис. 2.28,а статическая характеристика явля- ется теоретической. В действительности конструктивно узлы регулирования и парораспределения турбин, а также связи меж- ду ними выполнены, как правило, в виде механико- гидравлической системы с большим числом трущихся соедине- ний. Силы трения в подвижных парах, а также люфты в соеди- нениях элементов регулирования и парораспределения вызыва- ют нечувствительность системы регулирования и ухудшают ее работу. Затрудняется синхронизация генератора при включении его в электрическую сеть. При параллельной работе турбоагре- гата в сети повышенная нечувствительность системы регулиро- вания приводит к колебаниям нагрузки. Не менее важной зада- чей системы регулирования является обеспечение возможности плавного (без толчков) перехода от одной заданной нагрузки к другой. Из-за нечувствительности системы регулирования и инерционности промежуточных усилителей и главных сервомо- торов может возникнуть запаздывание закрытия регулирующих клапанов, при котором частота вращения возрастает сверх пре- дела, вызывающего срабатывание автомата безопасности, что приводит к закрытию стопорных клапанов и останову турбины. На рис. 2.28,б приведена статическая характеристика, постро- енная с учётом нечувствительности системы регулирования турбины. Согласно графику, расчётная статическая характери- стика будет находиться посередине между двумя действитель-

133

ными кривыми, одна из которых снята при повышении частоты вращения (верхняя), а другая (нижняя) – при понижении часто- ты вращения ротора турбины. Суммарная нечувствительность системы регулирования складывается из нечувствительности всех элементов и характеризуется степенью нечувствительно- сти, определяемой в процентах выражением ε = (2 n/nн)·100. А максимальная величина самопроизвольного изменения нагрузки на параллельно работающей турбине при постоянной частоте сети может быть определена как ∆N = ε·Nном/δ, где Nном – номинальная мощность турбины. Допустимая степень нечувствительности системы регулирования энергетических турбин по частоте вращения, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Феде- рации [9], не должна превышать 0,3 %.

2.13.2. Принципиальные схемы регулирования паровых турбин

Рассмотренная схема прямого регулирования (см. рис. 2.27) содержит все основные элементы любой самой сложной систе- мы регулирования, однако имеет следующие недостатки [22]:

–малую перестановочную силу регулятора скорости;

–боль шое количество механических соединений и шарни- ров, что является причиной значительной нечувствительности системы регулирования турбины;

– центробе жный регулятор скорости, представленный на рис. 2.27, требует пониженной частоты вращения, поэтому его привод от ротора турбины должен осуществляться через пони- жающую передачу, что влечёт снижение надёжности работы си- стемы регулирования и в целом турбоагрегата.

В реальных автоматических системах регулирования турбин между регулятором частоты и регулирующим клапаном вклю- чается цепочка усиления, обеспечивающая одно-, двух- или n- кратное усиление импульса. Она (цепочка усиления) может быть выполнена на гидравлической или электрической основе. При этом во всех случаях конечная ступень усиления гидравли-

134

ческая. В настоящее время в качестве конечной ступени усиле- ния используются, так называемые, гидравлические сервомото- ры с поступательным или реже поворотным движением силово- го поршня. Управление сервомотором осуществляется золотни- ком, который при минимальном смещении от воздействия регу- лятора скорости обеспечивает необходимый перепад давлений рабочей жидкости на поршне сервомотора для его перемещения, в результате которого происходит изменение расхода пара и со- ответствующее изменение мощности турбины. При этом в силу несжимаемости рабочей жидкости (масла или воды) обеспечи- вается максимальное быстродействие системы при больших пе- рестановочных усилиях, действующих на регулирующий клапан турбины.

Следует отметить, что ввиду большого разнообразия и слож- ности реальных схем автоматического регулирования турбин целью материала данного раздела является только ознакомление с принципиальными схемами основных типов систем автомати- ческого регулирования и управления турбин.

2.13.2.1. Рычажно-гидравлическая система автоматического регулирования турбины с однократным усилением

Система автоматического регулирования частоты вращения ротора турбины с однократным усилением (рис. 2.30) работает следующим образом. При увеличении частоты вращения ротора турбины муфта 2 центробежного регулятора поднимает рычаг. В это время конец рычага А неподвижен и шарнир Б, с которым связан отсечной золотник 4, движется вверх. При этом масло, поступающее от главного маслонасоса в среднюю полость зо- лотника, через его верхние окна подаётся в полость над силовым поршнем сервомотора. Из-под поршня сервомотора масло сли- вается через нижнее окно золотника. Поршень сервомотора начинает перемещаться вниз, закрывая регулирующий клапан тур- бины. Одновременно шток сервомотора увлекает поршень золот- ника вниз, и золотник возвращается в среднее положение.

135

Рис. 2.30. Рычажно-гидравлическая система автоматического ре- гулирования турбины с однократным усилением: Р1 – давление ра-

бочего масла, подаваемого с главного маслонасоса турбины; Р2 – дав- ление сливного масла; 1 – центробежный регулятор скорости враще- ния; 2 – муфта регулятора скорости; 3 – букса отсечного золотника главного сервомотора; 4 – отсечной золотник; 5 – силовой поршень главного гидравлического сервомотора; 6 – регулирующий клапан турбины; 7 – паровая турбина; 8 – передающий механизм (рычаги)

При снижении частоты вращения ротора турбины сервомо- тор открывает регулирующий клапан. Механическая связь меж- ду золотником и штоком сервомотора, возвращая золотник к среднему положению, играет роль обратной связи, предназна- ченной для повышения устойчивости системы автоматического регулирования турбины.

136

Следует заметить, что по принципу действия различают от-

сечные и проточные золотники. Отсечным называется золот-

ник, который в отсутствие регулирующего импульса находится в среднем, отсечном, положении, когда пояски золотника пере- крывают окна буксы и не пропускают (отсекают подачу) масло к полостям управляемого сервомотора. Поэтому отсечной золот- ник называют ещё и выключателем сервомотора. Таким обра- зом, отклонение золотника от среднего положения осуществля- ется только в момент прохождения регулирующего импульса, а для возвращения его в среднее положение всегда используется обратная связь.

Проточные золотники работают с регулируемым пропуском рабочего тела и используются в цепочках усиления для форми- рования регулирующего импульса и устранения зоны нечув- ствительности в гидравлических системах регулирования.

2.13.2.2. Гидравлическая система автоматического регулирования турбины

Рычажные системы, применявшиеся на ранней стадии разви- тия систем регулирования, неудобны тем, что они загромождали передний стул турбины и не давали возможности компактного размещения элементов системы регулирования. Кроме того, степень нечувствительности таких систем уже не могла обеспе- чить требований руководящих документов в отношении систем регулирования современных мощных турбоагрегатов. Недостат- ки рычажных и рычажно-гидравлических систем автоматиче- ского регулирования турбин преодолены при использовании ступеней усиления с чисто гидравлическими связями.

На рис. 2.31 представлена принципиальная схема регулиро- вания с быстроходным бесшарнирным регулятором частоты вращения и гидравлическими связями.

Перемещение регулирующего клапана 15, который управляет подачей пара в турбину 16, осуществляет сервомотор 14, пред- ставляющий собой цилиндр с движущимся внутри поршнем.

137

Рис. 2.31. Принципиальная схема гидравлической системы регу-

лирования турбины: 1 – маховик механизма управления турбиной; 2 – проточный золотник управления регулятором частоты вращения; 3 – следящий сервомотор регулятора частоты вращения; 4, 5 – проточ- ные окна; 6, 7 – камеры подвижной буксы золотника регулятора часто- ты вращения; 8 – отбойная пластина; 9 – быстроходный бесшарнирный упругий регулятор частоты вращения; 10 – импульсная линия; 11 – от- сечной золотник сервомотора регулирующего клапана; 12 – проточный золотник обратной связи сервомотора регулирующего клапана; 13 – проточные окна; 14 – сервомотор регулирующего клапана; 15 – регу- лирующий клапан турбины; 16 – конденсационная турбина; 17 – соп- ло подвижной буксы золотника регулятора частоты вращения

При подаче рабочей жидкости под давлением в полость над поршнем и сообщении полости под поршнем с областью пони- женного давления (сливом) поршень перемещается вниз и за- крывает регулирующий клапан. При подаче рабочей жидкости

138

под давлением в полость под поршнем регулирующий клапан открывается.

Подачей рабочей жидкости в сервомотор управляет отсечной золотник 11, на который сверху действует усилие пружины, а снизу – давление рабочей жидкости с напора главного маслона- соса. При установившемся режиме работы турбины кромки (буртики) золотника 11 располагаются в точности против окон в буксе золотника, следовательно, рабочая жидкость, поступаю- щая в полость между управляющими буртиками золотника, не может проходить в сервомотор, поэтому клапан 15 турбины неподвижен. Движение сервомотора происходит только при смещении золотника. В этом случае в одну из полостей серво- мотора поступает жидкость под давлением, а другая полость со- общается через золотник с областью низкого давления. При этом для перемещения золотника 11 не требуется большой пере- становочной силы, а в сервомотор можно подать жидкость под высоким давлением, что позволяет получить большое переста- новочное усилие на регулирующем клапане турбины при малых размерах сервомотора.

Важным элементом системы регулирования является золот- ник обратной связи 12 сервомотора, обеспечивающий устойчи- вость её работы. При своём движении поршень сервомотора 14 не только перемещает регулирующий клапан, но и воздействует (через золотник обратной связи) на давление под отсечным зо- лотником 11, возвращая его к прежнему состоянию и останавли- вая движение поршня сервомотора регулирующего клапана 14.

Регулятор частоты вращения 9 помещён непосредственно на валу турбины 16 и выполнен в виде упругой ленты, деформация которой вызывает перемещение отбойной пластины 8, изменя- ющей расход жидкости через сопло 17 в следящем сервомоторе 3. Положение буксы определяется разностью давлений рабочей жидкости в камерах 6 и 7. Если, например, частота вращения ротора возрастает, то отбойная пластина 8 регулятора частоты вращения сдвигается вправо, слив из сопла 17 увеличится и дав- ление в камере 7 снизится. Поэтому букса сдвинется вправо и увеличит площадь для прохода рабочей жидкости через окна 5 и

139

4 на слив в линию низкого давления. Это приведёт к падению давления в линии 10 и движению вниз отсечного золотника (ли- нию 10 называют импульсной, поскольку она даёт импульс на перемещение золотника). Рабочая жидкость начнёт поступать в верхнюю полость сервомотора, и регулирующий клапан 15 пой- дёт на закрытие. При этом золотник 12 обратной связи, переме- щающийся вместе с поршнем сервомотора, будет прикрывать окна 13, компенсируя открытие окон 5 и восстанавливая давле- ние в импульсной линии под золотником 11. В результате зо- лотник 11 займёт снова среднее положение, а регулирующий клапан 15 – новое положение, обеспечивая поддержание часто- ты вращения. При снижении частоты вращения процесс регули- рования будет протекать в обратном порядке.

Золотник 2, перемещаемый с помощью маховика 1 (или элек- тродвигателя), играет роль механизма управления турбиной (МУТ). Действительно, если турбина включена в мощную энер- госистему и её частота вращения практически неизменна, то, при закрытии окна 4 золотником 2, повышается давление под золотником 11, что вызовет его перемещение вверх и поступле- ние рабочей жидкости под поршень сервомотора 14. Поршень сервомотора поднимется, и мощность турбины увеличится. От- крытие окон золотника 13 восстановит импульсное давление под золотником 11 и вернёт его в среднее положение при новом режиме работы турбины.

На рис. 2.32 представлены статические характеристики при различных положениях механизма управления. Как видно из графика, смещение статической характеристики (путём соответ- ствующего воздействия на маховик 1 управляющего золотника 2) из положения а‒б при номинальной частоте nо мощной элек- трической сети (когда мощность турбины существенно меньше мощности сети) в положение аʹ‒бʹ или аʺ‒бʺ приводит, соответ- ственно, к уменьшению мощности турбогенератора от NЭ до NЭʹ или к увеличению мощности от NЭ до NЭʺ.

Таким образом, нагружение (разгрузка) турбогенератора, включённого в ёмкую электрическую сеть, означает переход ра- бочей точки вправо (влево) на смещённую вверх (вниз) статиче-

140