Филиал в г. Северодвинске Архангельской области

Кафедра океанотехники и энергетических установок

(наименование кафедры)

Попов Павел Андреевич

(фамилия, имя, отчество студента)

Институт

Севмашвтуз

курс

группа

26.03.02 Судовые энергетические установки

(код и наименование направления подготовки/специальность)

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине

Автоматизация судовых энергетических

установок

На тему

Статические характеристики турбоагрегата

(наименование темы)

Отметка о зачёте

(дата)

Руководитель

(должность)

(подпись)

(инициалы, фамилия)

(дата)

Северодвинск 2017

Содержание:

1.Введение…………………………………………………………………….3

2.Статическая характеристика турбоагрегата…………………………….4-10

3.Ограничительный П-регулятор , Всережимный регулятор …11-14

4.Список литературы……………..…………………………………….........15

Введение.

Автоматическая система регулирования (АСР) частоты вращения ротора ГТЗА или турбинных приводов вспомогательных механизмов представляет собой замкнутую систему, состоящую из объекта регулирования с регулирующими органами и регулятора. Регулируемой величиной такой АСР служит частота вращения ротора турбоагрегата, пределы допустимого изменения которой определяются назначением турбоагрегата и типом АСР.

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. В данной работе рассматриваем статическую характеристику.

Статическая характеристика турбоагрегата.

Статическая характеристика опи­сывает работу регулирования в уста­новившемся режиме и представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагруз­ки турбины '(рис. 1). 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 может 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.

Рис. 1 Статическая характеристика си­стемы регулирования.

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. 1 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. 2), 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.

Рис.2 Статическая характеристика с учетом нечувствительности.

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

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:

AW = - у – Whom

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. 3 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.

Рис. 3. Статическая характеристика регу­лирования при различных положениях ме­ханизма управления.

Необходимо 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. 3 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. 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 нагрузок ,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 неравномерностями 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.

Объекты регулирования АСР частоты вращения роторов турбо­генераторов и турбинных приводов других вспомогательных ме­ханизмов имеют более простую структуру. Как правило, они со­стояв из одного аккумулятора механической энергии. Необходи­мость в маневровых клапанах у таких турбоагрегатов отпадает, поэтому регулирующие воздействия на объект осуществляются при помощи сопловых клапанов.

У турбогенераторов с регулируемыми отборами пара, когда регулируется не только частота вращения ротора турбогенера­тора, но и давления в камерах отбора, число аккумуляторов воз­растает соответственно числу отборов пара. Необходимое регули­рующее воздействие на объект в этом случае оказывают не только за счет сопловых клапанов ТВД, но и при помощи дополнительных регулирующих клапанов, устанавливаемых на подводе пара из соответствующей камеры отбора в следующую за ней ступень турбины.

Для регулирования частоты вращения роторов турбин приме­няют П-регуляторы ограничительные, всережимные или одноре­жимные, обычно непрямого действия, гидравлические (рабочая среда — масло).

Основным возмущением САР частоты вращения w ротора глав­ной турбины является изменение нагрузки — момента сопротив­ления гребного винта М_с или характеристики отвода энергии М_с=М_с(w), называемой также винтовой характеристикой. Уста­новившийся режим работы турбины может быть нарушен и други­ми возмущениями, например, изменением параметров пара перед маневровым клапаном, что изменит движущий момент М_л на греб­ном валу, который в зависимости от со определяет характеристику подвода энергии М_д=М_д (w). Пересечение характеристик подвода АБ и отвода 0В определяет установившийся режим работы тур­бины, так как М_до=М_со, а частота вращения w_t постоянна (рис. 4, а, точка Е).

рис. 4.

Статические характеристики САР частоты вращения ротора с регуляторами:

а- ограничительным; б- однорежимным; в – всережимным при турбине, работающей на ВФШ.