Принципиальная схема регулирования частоты вращения турбины

Схема регулирования частоты вращения турбины показана на рис. 20.3, в которой основными элементами являются: 1- регулятор скорости; 2 - отсечной золотник; 3 - сервомотор; 4, 5 - напорная и сливная линии системы; 6 - регулирующий клапан турбины. С ростом частоты вращения ротора турбины под действием центробежных сил грузы регулятора скорости перемещают его муфту (сжимая пружину в ней), в результате чего рычаг АВ поворачивается вокруг точки В. Тогда отсечной золотник 2 смещается вверх и соединяет верхнюю полость сервомотора 3 с напорной линией 4, а нижнюю - со сливной линией 5. Поршень сервомотора перемещается вниз и через передаточные механизмы формируется усилие на закрытие регулирующего клапана 6. В итоге расход водяного пара в турбину сокращается и уменьшается крутящий момент на валу турбины, что приводит к смещению моментной характеристики M_Т в положение, обеспечивающее исходное значение частоты вращения ротора. Одновременно с помощью обратной связи (правый конец рычага АВ связан со штоком сервомотора) отсечной золотник возвращается в исходное среднее положение, что стабилизирует переходный процесс и обеспечивает устойчивость регулирования. При снижении частоты вращения процесс регулирования протекает аналогично, но этот процесс связан с ростом расхода водяного пара в турбину.

Рис. 20.3. Принципиальная схема САР с однократным усилением

1- регулятор скорости; 2 - отсечной золотник; 3 - сервомотор; 4 - напорная линия системы;

5 – сливная линия; 6 - регулирующий клапан турбины

Совокупность установившихся режимов работы турбины и положений органов ее САР представляются развернутой статической характеристикой (рис. 20.4,а). Здесь зависимость перемещения муфты регулятора скорости от частоты вращения x=f(n) в квадранте II представленной диаграммы является статической характеристикой регулятора частоты, характер которой определяется его конструкцией. Зависимость хода поршня сервомотора от перемещения муфты регулятора является прямолинейной (z=f(x) в III квадранте). В IV квадранте дана зависимость электрической мощности от хода сервомотора (N_Э=f(z)). В итоге простых построений в I квадранте получается собственно статическая характеристика регулирования n=f(N_Э), связывающая частоту вращения с мощностью. Из нее следует, что при изменении мощности турбины частота вращения не остается постоянной, например, несколько снижается с ростом мощности. Наклон статической характеристики определяется степенью неравномерности регулирования частоты

, (20.2)

где n_xx - частота вращения при холостом ходе, n_нн - то же при номинальной мощности, n₀ – то же номинальная (рис. 20.4,а). В соответствии с ГОСТ 24278-89 при номинальных значениях параметров водяного пара в турбине d = 4…5%. При больших значениях степени неравномерности возрастают динамические забросы частоты при сбросах нагрузки, а при меньших значениях d трудно обеспечивается устойчивость регулирования. Статические характеристики САР обычно имеют участки с разной крутизной, а при мощности 0,15N_Э^ном степень неравномерности не регламентируется для повышения устойчивости работы на малых нагрузках, а также для облегчения процесса включения турбоагрегата в сеть. Горизонтальные участки статической характеристики регулирования исключаются из-за потери устойчивости САР. Вместе с тем, в системах автоматического регулирования мощных паровых турбин имеется возможность оперативно изменять степень неравномерности в пределах d=0,02-0,08.

а) б)

Рис. 20.4. Развернутая (а) и реальная (б) статические характеристики САР турбины

Наличие сил трения в механических элементах системы автоматического регулирования, люфтов в ее передаточных механизмах и других приводит к нечувствительности регулирования (рис. 20.4,б), которая характеризуется степенью нечувствительности по частоте вращения: e_n=Dn/n₀. Этой величиной определяется совершенство САР. В соответствии с ГОСТ 13109-87 для паровых турбин мощностью свыше 150 МВт с гидравлическими системами регулирования степень нечувствительности e_n<0,1% должна быть, а в электрогидравлической системе с регулятором мощности - e_n<0,06%. Один из путей совершенствования САР – отказ от механических связей в системе регулирования и замена их гидравлическими или электрическими.

Частота электрического тока в энергосистеме в соответствии с ПТЭ (Правилами технической эксплуатации энергетического оборудования) должна поддерживаться на уровне 50±0,1 Гц. Временно допускается отклонение частоты не более ±0,2 Гц. В то же время степени неравномерности d=4…5% соответствует изменение частоты 2…2,5 Гц, т.е. на порядок больше допустимого уровня. Кроме того, приходится изменять частоту вращения ротора турбины в процессах включения турбогенератора в сеть (при синхронизации электрогенератора) и при испытаниях автоматов безопасности турбины. Поэтому в САР должен быть механизм для изменения частоты вращения при работе турбины в энергосистеме, когда частота в ней поддерживается всеми параллельно работающими турбоагрегатами. Этот механизм называют МУТ – механизмом управления турбиной. С его помощью изменяется положение какого-либо звена системы (буксы золотника регулятора частоты вращения) передачи импульса на перемещение от регулятора скорости к регулирующим клапанам. В регуляторе ЛМЗ (рис. 20.1) воздействие ручкой 14 переводит буксу 13 в новое положение, чем изменяется открытие окна 11 и в итоге давление р_х. Если турбина работает в изолированной сети, то ее мощность, определяемая положением поршня сервомотора (положением штока регулирующего клапана), практически не изменится, но частота вращения валопровода турбоагрегата станет другой. Если турбина работает в энергосистеме, это же воздействие МУТ приведет к возрастанию мощности турбины при неизменной частоте вращения. В обоих случаях воздействие МУТ приводит к смещению характеристики z=f(x) в III квадранте развернутой статической характеристики САР (рис. 20.4,а), что, в свою очередь, вызывает смещение характеристики n=f(N_Э) в I квадранте. Механизм управления турбиной используется в процессе синхронизации электрического генератора при включении турбоагрегата в энергосистему для его параллельной работы с другими турбоустановками.