степень нечувствительности турбины что такое

Основные элементы и назначения системы регулирования. Степень неравномерности, степень нечувствительности

Импеллер золотник

4.6.2. Система регулирования ГТУ должна:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10°С;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5% номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях; минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%);

иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

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, выпущенных ранее 01.01.91 г., а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при 4-5

номинальных параметрах пара)*, %

Местная степень неравномерности по частоте вращения, %:

минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже 2,5

в диапазоне нагрузок до 15% N_ном, не более 10

в диапазоне нагрузок от 15% N_ном до максимальной, не более 6

Степень нечувствительности** по частоте вращения, %, не 0,3

Степень нечувствительности регулирования давления пара в

отборах и противодавления:

при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2 5

(0,25 МПа), кПа, не более

при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см2 (0,25 2

МПа) и выше, %, не более

* Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5%.

** Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.

Вопрос 4.

Пуск подготовка к пуску

НА РЕЗЕРВНОМ ТОПЛИВЕ.

Собрать схему подачи ж.т. до задвижки 1К-15м согласно инструкции по эксплуатации насосной ж.т.

К моменту пуска ГТУ должна быть в горячем резерве или выполнены все предпусковые условия.

Подготовкой ГТУ к пуску на ж.т. по месту занимается машинист о.т.о. под руководством старшего машиниста. Подготовку на ЦЩУ осуществляет машинист ГТУ под руководством НСТО.

Машинист о.т.о под руководством ст. машиниста должен выполнить:

I. При штатном пуске выполнить промывку фильтров ж.т.

1.Закрыть задвижки 1К-14А, 1К- 14Б, открыть задвижки 1К-18Б, 1К-18А, 1К-15М, 1К-15Б, 1К-13А, 1К-13Б.

2.Включить НЖТ-2п открыть задвижку 1К-15 и выполнить промывку системы в течении 30 сек., контролируя заполнение дренажного бака ж.т. ГТУ-1.

3.Отключить НЖТ-2п, убедиться в закрытии задвижки 1К-15.

4.Закрыть 1К-15м 1К-18Б, 1К-18А,

5.Открыть задвижки 1К-14А, 1К- 14Б.

II.Собрать и проверить схему подачи ж.т. от АЗк до камеры сгорания:

1. Убедиться в закрытом положении А.З.к. и байпасного клапана ж.т.(1К-15А).

2. Проверить закрытое положение РК ж.т. Н сервомотора = 0, ролики каждого клапана легко проворачиваются от руки.

3. Проверить закрытое положение клапанных устройств с приводом от МЭО (К-1,К-2,К-3,К-4). Угол поворота распредвала =0 ролики каждого клапана легко проворачиваются от руки.

4. Проверить закрытое положение вентиля холостого хода 1К-17.

5. Проверить закрытое положение задвижек 1Г-28, 1Г-29А, 1Г-29Б, 1Г-29В.

6. Проверить открытое положение дренажных вентилей 1К-19, 1К-20, 1К-21, 1К-22, 1К-22А. Поворотные заглушки после 1К-15Б и дренажным баком ж.т. установить в открытое положение.

7. Проверить закрытое положение задвижек 1В-8, 1В-7А, 1В-7Б. Закрыть задвижку 1В-9. Разобрать эл. схему привода.

8. Проверить закрытое положение задвижек 1Г-22,1IГ-20,1IIГ-20, 1Г-30, 1Г-31. Открытое положение 1Г-21, 1Г-23, 1Г-23Б.

9.Проверить закрытое положение задвижек 1Г-24, 1Г-33, 1Г-34, 1Г-36, 1Г-37, 1Г-38, 1Г-39.

10.Перевести МЭО отсечных золотников газа в сторону «убавить а ж.т. в сторону «прибавить» до отметок работы на ж.т. с контролем по месту.

Выполняет машинист ГТУ:

1. Подготовить ГТУ к пуску.

2. Проверить работоспособность световых табло и звуковой сигнализации. В случае неисправности потребовать устранение дефектов.

3. Установить ключ выбора топлива в положение «жидкое топливо».

4. Получить подтверждение от старшего машиниста о переводе МЭО отсечных золотников в положение ж.т.

5. По распоряжению ст. машиниста, при отсутствии давления ж.т. перед АЗк, опробовать систему регулирования путем взведения ЗУОС ж.т. Убедиться, что при этом не идут на открытие РК ж.т.

6. Проконтролировать открытие АЗк, открытие моноблока (К-1, К-2, К-3,К-4) до угла поворота 30 град (подтверждение от ст. машиниста).

7. Воздействием на синхронизатор открыть РК ж.т. на полный ход сервомотора. Убедиться в плавности хода, отсутствии качаний, исправной работе сигнализации.

9. Докладывает НСТО о готовности ГТУ к пуску на ж.т.

Выполняет старший машинист:

1. Переводит кулачки ОЗ в положение ж.т.

2. Проверяет ход синхронизатора.

3. Проверяет открытие АЗк, плавность хода РКж.т и открытие моноблока до угла поворота 30град

4. Открывает задвижку 1К-15м

5. Докладывает НСТО о готовности ГТУ к пуску на ж.т.

Пуск ГТУ производится только дистанционно

1. Включить УР. На 300 об./мин отключить ВПУ. Вывести ГТУ на 530 об./мнн.

2. Проверить открытое положение задвижек 1К-15М, 1К-15Б, 1К-13А, 1К-13Б, 1К-14А, 1К- 14Б. Проверить закрытое положение задвижек 1К-18Б, 1К-18А.

3.Ключами управления с ЦЩУ открыть задвижки 1Г-22,1IГ-20,1IIГ-20 проверить закрытие задвижек 1Г-21, 1Г-23. Открыть задвижку 1Г-30, проверить закрытие задвижки 1Г-23Б.

4. Провести вентиляцию ГТУ в течении 5 мин. Закрыть вентиль 1К-22А.

5. Включить НЖТ-IIп. Убедиться в нормальной работе насоса.

6. Открыть задвижку 1К-15

7. Через 30сек. после открытия задвижки 1К-15 включить зажигание. Наличие импульса на зажигание в течении 20 сек.

В. Взведение ЗУОС ж.т.

Г. Открытие АЗк и байпасного клапана 1К-15А.

Д. Закрытие дренажных вентилей 1К-19, 1К-20, 1К-21, 1К-22.

При успешном зажигании открытие К-1, К-2, К-3, К-4 до угла поворота 30 гр. Контроль по месту. Через 30 сек. ключем с ЦЩУ открыть К-1,К-2,К-3,К-4 до угла поворота 160 град.

Ж. Ключем на ЦЩУ дать отмену команды зажигания

8. Воздействием на синхронизатор в сторону «прибавить» осуществить подрыв РК-2 до угла поворота примерно 10гр. Контроль по месту.

9. Воздействием на синхронизатор осуществить пламяпереброс на основные горелки 1-й ступени при угле поворота распредвала РКж.т. 45гр. Н сервомотора = 37мм. Контроль по месту.

Контроль за температурой газов за турбиной на ЦЩУ. При забросе температуры газов за турбиной выше 500гр. пуск прекратить.

10.Открыть задвижки 1В-7А, 1В-7Б,1В-8.

11.Попеременным воздействием на УР и синхронизатор вывести ГТУ на обороты 2200 об/мин. Отключить УР, проконтролировать отключение.

12.Воздействием на синхронизатор вывести ГУ на холостой ход.

При подьеме оборотов контролировать подрыв РК-1 на ЦЩУ и по месту. Температуру газов за турбиной на ЦЩУ.

13.После выхода на холостой ход осмотреть ГТУ.

14.Ввести ГТУ в параллелную работу. Взять нагрузку 5Мвт. Открыть вентиль холостого хода 1К-17.

а. Устойчивость факела на ЦЩУ и по месту.

б. Температура газов за турбиной на ЦЩУ.

12.Произвести запись параметров.

При неуспешном зажигании КОНТРОЛИРОВАТЬ:

1. Закрытие АЗк.и байпасного клапана 1К-15А.

2. Закрытие задвижек 1Г-31, 1Г-22, 1IГ-20, 1IIГ-20. Закрыть задвижку 1Г-30. Открытие задвижек 1Г-21, 1Г-23Б, 1Г-23.

3. Открытие дренажных вентилей 1К-19, 1К-20, 1К-21, 1К-22. Открыть вентиль 1К-22А.

Перед повторным зажиганием провентилировать ГТУ в течении 10мин. Убедиться в отсутствии течи ж.т. через дренажные вентили.

Вопрос 5.

Действие персонала при резком снижении давления в обратном т\п сетевой воды

Источник

Объявления

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений 7

1 Тема от Nikodim 2017-04-04 13:32:51

Тема: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

Здравствуйте! Если есть спецы по данному вопросу, то подскажите, пожалуйста.
В регуляторах скорости вращения турбины имеется зона нечувствительности (по стандарту СО ЕЭС для разных типов турбин разная допустимая величина этой зоны). По принципу его работы возник вопрос. Для наглядности вопроса допустим зона нечувствительности равна +/- 0,02 Гц.
При снижении частоты ниже 50-0,02=49,98 Гц регулятор увеличивает подачу пара (воды, газа) в турбину, соответственно мощность увеличивается и частота в системе, с учетом комплексного действия всех электростанций, возвращается в коридор 50 +/- 0,02 Гц. Здесь все понятно.
При статическом законе регулирования регулятор реагирует на изменение контролируемого параметра, но не возвращает его в к исходному значению, поэтому после возмущения может установиться некоторое отклонение. Если рассматривать такой закон регулирования, в процессе которого установилась частота в системе, допустим, 49,9 Гц (что по ГОСТу нормально), то каково будет дальнейшее действие регуляторов?
Как он будет себя вести при возникновении новых возмущений? Что будет с зоной нечувствительности: будет она «плясать» относительно нового установившегося значения 49,9 +/- 0,02 Гц или же регулятор будет «дергаться» при любых малейших отклонениях?

2 Ответ от Sm@rt 2017-04-04 14:49:12 (2017-04-04 14:49:31 отредактировано Sm@rt)

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

3 Ответ от ПАУтина 2017-04-05 00:48:07

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

4 Ответ от Пользователь 2017-04-05 08:07:38

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

все частоты на генераторах, сколько бы их не было подравниваются под 50 Гц.

— на каких генераторах стоит
«Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование)»
?

Добавлено: 2017-04-05 09:02:28

зона нечувствительности задана, что бы АРС не реагировала на любой «чих»

или определяется «механическими люфтами» в цепи управления?

Добавлено: 2017-04-05 09:07:38

— АРС задает «зависимость мощности генератора от частоты», а не саму частоту,

5 Ответ от Саня 2017-04-05 09:37:02

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

При статическом законе регулирования регулятор реагирует на изменение контролируемого параметра, но не возвращает его в к исходному значению, поэтому после возмущения может установиться некоторое отклонение. Если рассматривать такой закон регулирования, в процессе которого установилась частота в системе, допустим, 49,9 Гц (что по ГОСТу нормально), то каково будет дальнейшее действие регуляторов?

Частота в системе (где параллельно работают несколько станций) 49,9 может установиться после возмущения только при не балансе активной мощности генерации и потребления, при неизменных прочих условиях. После любого возмущения при сохранении баланса частота восстанавливается до исходного значения.
Если только один генератор работает в автономном режиме на остров нагрузки возможно значительное отклонение частоты при балансе мощности из-за электрических и механических люфтов регулятора турбины и высокой зоны нечувствительности.

6 Ответ от ПАУтина 2017-04-05 13:25:23

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

— АРС задает «зависимость мощности генератора от частоты», а не саму частоту,

Частота и АРС1.bmp 831.97 Кб, 11 скачиваний с 2017-04-05

Частота и АРС2.bmp 757.86 Кб, 8 скачиваний с 2017-04-05

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

7 Ответ от Windtalker315 2017-04-05 15:51:09

Re: Регулятор скорости вращения турбины и его зона нечувстительности

Здравствуйте! Если есть спецы по данному вопросу, то подскажите, пожалуйста.
В регуляторах скорости вращения турбины имеется зона нечувствительности (по стандарту СО ЕЭС для разных типов турбин разная допустимая величина этой зоны). По принципу его работы возник вопрос. Для наглядности вопроса допустим зона нечувствительности равна +/- 0,02 Гц.
При снижении частоты ниже 50-0,02=49,98 Гц регулятор увеличивает подачу пара (воды, газа) в турбину, соответственно мощность увеличивается и частота в системе, с учетом комплексного действия всех электростанций, возвращается в коридор 50 +/- 0,02 Гц. Здесь все понятно.
При статическом законе регулирования регулятор реагирует на изменение контролируемого параметра, но не возвращает его в к исходному значению, поэтому после возмущения может установиться некоторое отклонение. Если рассматривать такой закон регулирования, в процессе которого установилась частота в системе, допустим, 49,9 Гц (что по ГОСТу нормально), то каково будет дальнейшее действие регуляторов?
Как он будет себя вести при возникновении новых возмущений? Что будет с зоной нечувствительности: будет она «плясать» относительно нового установившегося значения 49,9 +/- 0,02 Гц или же регулятор будет «дергаться» при любых малейших отклонениях?

Источник

Степень нечувствительности турбины что такое

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

Динамическая характеристика оценивает работу системы регулиро­вания в переходном процессе и пред­ставляет собой график изменения частоты вращения турбины с момен — п

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.

Регулирование частоты в совре­менных объединенных энергосисте­мах производится следующим обра­зом. При отключении или подключе­нии потребителей■возникает неба­ланс между генерируемой мощ­ностью и нагрузкой. Это приводит к ускорению или замедлению рото­ров турбины и изменению частоты в энергосистемах. Системы регули­рования вступают в работу и в со­ответствии со своей неравномер­ностью и нечувствительностью меня­ют нагрузку турбин. Таким образом осуществляется первичное регулиро­вание частоты. Однако частота в си­стеме при этом меняется в некото­рых пределах в соответствии с не­равномерностью всей энергосисте­мы, определяемой неравномерностя — ми систем регулирования отдель­ных агрегатов и их нечувствитель­ностью.

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*

I — I—— 1—- 1__ I___ I___ I___ і і і________ І і і I

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