Принципиальные схемы регулирования частоты вращения конденсационных паровых турбин

Рассмотрим принципиальную схему регулирования турбины с центробежным регулятором частоты вращения, представленную на Рисунке 13.34. С ростом частоты вращения п центробежные силы грузов 5 увеличиваются, муфта (точка А) регулятора 1 поднимается, сжимая пружину 6и поворачивая рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в точке С отсечной золотник 2смещается ни среднего положения вверх, за счет чего верхняя полость гидравлического сервомотора 3сообщается с напорной линией, а нижняя - со сливной. Поршень сервомотора перемешается вниз, прикрывая регулирующий клапан 4и уменьшая пропуск пара в турбину. Одновременно с помощью обратной связи (правый конец рычага АВ связан со штоком поршня сервомотора) золотник возвращается в среднее положение, в результате чего стабилизируется переходный процесс и обеспечивается устойчивость регулирования. При снижении частоты вращения процесс регулирования протекает аналогично, но с увеличением пропуска пара в турбину.

Совокупность установившихся режимов работы турбины и положений органов ее системы регулирования изображается с помощью развернутой статической характеристики регулирования(Рисунок 13.35).

Зависимость перемещения муфты регулятора от частоты вращения x=f(n) в квадранте II диаграммы представляет собой статическую характеристику регулятора частоты вращения, полностью определяемую конструкцией последнего.

Так как на всех установившихся режимах работы отсечной золотник занимает одно и то же среднее положение, в котором он отсекает подвод масла из напорной линии к полостям сервомотора, то положение точки С оказывается неизменным, а зависимость хода сервомотора от перемещения муфты регулятора z=f(x) будет прямолинейной (квадрант IIIдиаграммы).

Наконец, в квадранте IVдаyа зависимость вырабатываемой электрической мощности от хода сервомотора N_э=f(z), определяемая при неизменных параметрах пара.

По характеристикам квадрантов II—IV диаграммы простым построением, показанном на Рисунке 10.35 штриховыми линиями, в квадранте I находим зависимость n=f(N_э), связывающую регулируемый параметр - частоту вращения - с мощностью. Это и есть собственно статическая характеристика регулирования частоты вращения, имеющая важнейшее значение для работы турбины как в изолированной электрической сети, так и параллельно с другими агрегатами в общей энергосистеме.

Рисунок 13.34 – Принципиальная схема регулирования с однократным усилением: 1 – регулятор частоты вращения; 2 – отсечной золотник; 3 – сервомотор; 4 – регулирующий клапан; 5 – грузы регулятора; 6 – пружина регулятора.

Рисунок 13.35 – Развернутая статическая характеристика регулирования

Как следует из статической характеристики регулирования, при изменении мощности частота вращения не остается постоянной. Она несколько снижается с ростом мощности. При изменении нагрузки от номинальной до нуля (холостой ход) установившаяся или статическая ошибка регулирования составляет n_х.х.-n_н.н..

Наклон статической характеристики регулирования определяется отношением статической ошибки к номинальной частоте вращения п_о, т.е. величиной

(13.11)

называемой степенью неравномерности (статизмом) регулирования частоты вращения турбины. В соответствии с ГОСТ 24278-89 при номинальных параметрах пара δ=0,04... 0,05. При меньших значениях степени неравномерности трудно обеспечить достаточную устойчивость регулирования, а при больших ее значениях ухудшается точность регулирования и возрастает динамическое повышение частоты вращения при сбросах нагрузки. Тем не менее в современных злектрогидравлических системах регулирования мощных паровых турбин имеется возможность оперативно изменять степень неравномерности регулирования в пределах δ = 0,02... 0,08.

Под рациональной статической характеристикой в настоящее время часто понимают характеристику, имеющую участки с разной крутизной, которая характеризуется местной степенью неравномерности

, (13.12)

Повышенная местная неравномерность обычно выбирается при малых нагрузках в области холостого хода и при больших нагрузках, близких к номинальной. Но если при N_э <= 0,15N_э.ном. местная степень неравномерности не регламентируется, то при N_э => 0,9N_э..ном она не должна превышать среднего значения более чем в 3 раза. Кроме того, при работе на всех нагрузках должно быть обеспечено δ_* >= 0,02, что продиктовано необходимостью исключить очень пологие участки статической характеристики, на которых теряется устойчивость.

При построении развернутой статической характеристики принималось, что все ее зависимости являются однозначными. В реальных системах это не выполняется. Статические характеристики некоторых элементов и системы в целом, полученные при нагружении и разгружении турбины, не совпадают (Рисунок 13.37), что свидетельствует о нечувствительности регулирования, характеризуемой степенью нечувствительности по частоте вращения.

Основной вклад в появление нечувствительности вносят силы трения в регуляторах старых конструкций, передаточных механизмах, золотниках, сервомоторах, регулирующих клапанах, люфты в шарнирных соединениях, перекрыши на окнах отсечных золотников.

Рисунок 13.36 – Статическая характеристика регулирования с повышенной местной неравномерностью при малых и больших нагрузках

Рисунок 13.37 – Статическая характеристика регулирования при наличии нечувствительности

С ростом нечувствительности процесс регулирования ухудшается, снижается его точность, возможно возникновение автоколебаний. Поскольку степень нечувствительности в значительной мере характеризует совершенство системы регулирования, она регламентируется ГОСТ 13109-87. Для турбин ТЭС мощностью свыше 150 МВт с гидравлическими системами регулирования степень нечувствительности не должна превышать 0,1%. В электрогидравли-ческой системе регулирования с регулятором мощности должно быть обеспечено ε_н<= 0,06 %.

Современная тенденция ужесточения требований по нечувствительности ставит перед конструкторами систем регулирования турбин непростую задачу. Одним из путей ее решении является практически полный отказ от механических связен в системе регулирования и замена их гидравлическими или электрическими.

Рисунок 13.38 – Принципиальная схема регулирования турбины с двумя звеньями усиления и гидравлическими связями

В качестве примера на Рисунке 13.38 представлена принципиальная схема регулирования турбины с двумя звеньями усиления и гидравлическими связями. Управляемый проточным золотником регулятора частоты вращения дифференциальный сервомотор первой ступени усиления выполнен как единое целое с отсечным золотником главного сервомотора, перемещающего регулирующие клапаны. Все прямые и обратные связи в системе регулирования выполнены гидравлическими.

Масло из напорной линии через дроссель постоянного сечения площадью f₀ поступает в импульсную линию, откуда сливается через три параллельно включенных сечения, регулируемых золотником регулятора (f_x), конусом самовыключения дифференциального сервомотора (f_y) и конусом обратной связи главного сервомотора (f_z).С ростом частоты вращения золотник регулятора увеличивает сливное сечение f_x. Давление в импульсной линии р_хпадает, равновесие дифференциального сервомотора нарушается, и он перемещается вверх, конусом самовыключении уменьшая сливное сечение f_y и восстанавливая давление р_х. Вместе с дифференциальным сервомотором вверх смещается и отсечной золотник главного сервомотора. Сервомотор, прикрывая регулирующие клапаны, движется вниз до тех пор, пока его обратная связь, изменяющая сечение f_zи воздействующая через импульсную линию на дифференциальный сервомотор, не вернет отсечной золотник в среднее положение.

Из условия равновесия дифференциального сервомотора имеем р_х = const. В установившемся режиме работы, кроме того, и f_y=const, откуда следует, что f_x + f_z = const, или иначе Δf_x + Δf_z = 0, т.е. изменение сливного сечения, управляемого регулятором, компенсируется изменением сечения обратной связи главного сервомотора.

Дата добавления: 2015-03-29