Экзаменационный билет №12

1. Принципиальные схемы регулирования частоты вращения конденсационных паровых турбин. Статическая характеристика регулирования. Степень нечувствительности. Степень неравномерности.

Рассмотрим принципиальную схему регулирова­ния турбины с центробежным регулятором частоты вращения, представленную на рис. 9.2. С ростом частоты вращения и центробежные силы грузов 5 увеличиваются, муфта (точка А) регулятора 1 под­нимается, сжимая пружину 6 и поворачивая рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в точке С отсечной золотник 2 смещается из среднего поло­жения вверх, за счет чего верхняя полость гидрав­лического сервомотора 3 сообщается с напорной линией, а нижняя — со сливной. Поршень сервомо­тора перемещается вниз, прикрывая регулирующий клапан 4 и 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 (рис. 9.3).

Зависимость перемещения муфты регулятора от частоты вращения х = 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 (рис. 9.2) оказывается неизмен­ным, а зависимость хода сервомотора от перемеще­ния муфты регулятора z = f(x) будет прямолиней­ной (квадрант III диаграммы).

Наконец, в квадранте IV дана зависимость выра­батываемой электрической мощности от хода сер­вомотора N₃ = /(z), определяемая при неизменных

параметрах пара.

По характеристикам квадрантов II—IV диаграм­мы простым построением, показанном на рис. 9.3 штриховыми линиями, в квадранте I находим зави­симость п =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.

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 п_хх— п_н.н.

Наклон статической характеристики регулирова­ния определяется отношением статической ошибки к номинальной частоте вращения п₀, т.е. величиной

δ=(п_хх— п_н.н.)/ n0 (9.3)

называемой степенью неравномерности (статизмом) регулирования частоты вращения турбины. В соответствии с ГОСТ 24278-89 при номинальных параметрах пара 8 = 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 электрогидравлических системах ре­гулирования мощных паровых турбин имеется воз­можность оперативно изменять степень неравномер­ности регулирования в пределах 8 = 0,02... 0,08.

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

δ* =-(dn/dNэ)(Nэ.ном/nо).

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 (рис. 9.5), что свидетельствует о нечувствительно­сти регулирования, характеризуемой степенью не­чувствительности по частоте вращения ε_n = ∆ п / n₀

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.

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 электрогидравли­ческой системе регулирования с регулятором мощ­ности должно быть обеспечено ε_п < 0,06 %.

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