степень неравномерности турбины это что

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Степень неравномерности регулирования определяет изменение частоты вращения. Многих потребителей это не устраивает. По ПТЭ колебания частоты сети не должны превышать 0 1 Гц. Из приведенного выше примера видно, что в сети с потреблением 1900 МВт при изменении мощности на 200 МВт частота сети изменилась на 0 23 Гц. В реальных энергосистемах мощность в течение суток может изменяться вдвое и более, и поэтому изменения частоты сети будут еще существеннее. Поэтому возникает задача поддержания частоты сети в очень узких пределах при любой нагрузке энергосистемы. Эта задача разрешается с помощью специального механизма управления турбиной ( МУТ), который часто называют синхронизатором, так как им пользуются для точной подгонки частоты вращения при синхронизации турбины перед включением ее в сеть. [2]

Степень неравномерности регулирования значительно больше допускаемой. [4]

Степень неравномерности регулирования не должна превышать заранее заданную величину. [5]

Изменение степени неравномерности регулирования при изменении условий работы наступает при вынужденной работе при высокой температуре масла. [9]

Увеличение степени неравномерности регулирования частоты вращения ухудшает качество вырабатываемой электроэнергии, а уменьшение может создать трудности с обеспечением устойчивости регулирования. При параллельной работе нескольких агрегатов и изменении частоты в сети прежде и больше всего будет изменяться нагрузка тех-из них, системы регулирования которых выполнены с наименьшей неравномерностью. [10]

При снижении степени неравномерности регулирования из-за понижения противодавления по сравнению с паспортным степень неравномерности следует повышать в последнем каскаде. [11]

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.

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

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

5.1.3. Выполнение диспетчерского графика нагрузок (как электрических, так и тепловых) является одной из основных задач эксплутационного персонала – поэтому система регулирования должна справляться и с этой задачей, выдерживая задаваемую нагрузку, а также давать возможность плавного перехода от одной заданной нагрузки к другой.

5.1.5. Статическая характеристика и степень ее неравномерности в первую очередь определяют реакцию турбины на изменение частоты электрической сети, т.е. если частота сети изменилась на 0,1 Гц (0,2%) от номинальной, то при степени неравномерности 5% изменение мощности составит 4% (при100МВт – это 4МВт).

5.1.6. Жесткие требования к неравномерности системы регулирования обусловлены реакцией турбины на наиболее опасный для нее режим – режим полного сброса нагрузки с отключением электрического генератора от сети. При большой неравномерности турбина плавно переходит на холостой ход, однако статическое повышение оборотов оказывается недопустимо большим, учитывая еще и дополнительный динамический заброс – обороты могут превысить предельно допустимую величину 1,2n, т.е. 3600 об/мин.

5.1.7. При малой неравномерности переходной процесс при сбросе нагрузки протекает по-другому: статическое повышение частоты вращения небольшое, динамический заброс оборотов оказывается на том же уровне, но при этом обороты будут то повышаться, то понижаться, т.е. носить колебательный характер, что вовсе не допустимо.

5.1.8. В механизмах и деталях системы регулирования, начиная от датчика скорости и кончая регулирующими клапанами, возникают силы трения, детали изнашиваются, усилия на перемещение золотников и сервомоторов меняются – это приводит к разности частот вращения при одинаковой нагрузке на турбине при ее нагружении и разгружении. Разность частот вращения, взятых при одной и той же нагрузке, отнесенная к номинальной частоте вращения, называется степенью нечувствительности по частоте вращения. Чем совершеннее система регулирования, тем степень ее нечувствительности меньше. По ПТЭ степень нечувствительности должна быть не более – 0,3%.

5.1.9. Существует формула позволяющая судить о колебаниях мощности на турбине в зависимости от степени нечувствительности и степени неравномерности:

5.1.10. Тщательное изготовление, монтаж и наладка системы регулирования, а также постоянное поддержание чистоты масла позволяют уменьшить степень нечувствительности до 0,15%.

5.1.11. Система регулирования турбины Т-110/120-130-4 имеет два регулятора – регулятор скорости и регулятор давления. Чувствительным элементом их является мембранно-ленточная система.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник