Регулятор частоты вращения турбин

Первичные регуляторы частоты вращения турбин

В начальный период развития ЭЭС поддержание частоты на определенном уровне возлагалось на центробежные регуляторы частоты вращения — АРЧВ, которыми снабжаются все тепловые и гидравлические турбины. Эти регуляторы получили наименование первичных регуляторов.

Принцип устройства АРЧВ показан на рис. 1.5

Рис. 1.5. Принципы устройства и действия первичного регулятора частоты вращения турбины.

Измерительным органом АРЧВ является центробежный маятник 1, вращаемый ротором турбины или синхронным электродвигателем, который питается напряжением от специального измерительного генератора, связанного с валом турбины. При уменьшении частоты вращения и понижение частоты сети шары маятника опускаются и его муфта из положения А перемещается в положение А1. При этом рычаг АВ, поворачиваясь относительно точки В, опускает шар Б в положение Б1 и поворачивает рычаг ГЕ относительно точки Г. В результате перемещается вниз поршень золотника 2 и масло под давлением поступает под поршень масляного двигателя 3. Поршень поднимается и увеличивает впуск энергоносителя (пара или воды) в турбину, что приводит к увеличению частоты вращения и перемещению муфты маятника в положение А2.

Одновременно рычаг АВ, поворачиваясь относительно точки А2, поднимает шарнир Б, а также точки Д и Е рычага ГЕ в прежнее положение, что приводит к закрытию золотника и прекращению процесса регулирования. Новому положению поршня масляного двигателя 3 и соответственно новому положению муфты в точке А2 соответствует меньшая, чем была, частота вращения маятника 1, а следовательно, и ротора турбины. Таким образом, рассмотренный АРЧВ компенсирует возросшую нагрузку турбины увеличением впуска пара (или воды), но не возвращает частоту вращения турбины к первоначальному значению. Такие АРЧВ называются статическими.

Для восстановления номинального значения частоты вращения в АРЧВ, а также для ручного управления турбиной предусмотрен специальный механизм управления турбиной (МУТ) (блок 4 рис. 1.5.), с помощью которого можно изменять положение точки Г. Так, при перемещении точки Г вверх рычаг ГЕ повернется относительно точки Д и опустит поршень золотника 2. При этом масляный двигатель 3 увеличит впуск пара (или воды), частота вращения турбины увеличится и муфта маятника вернется в исходное положение А. Механизм управления турбиной имеет дистанционное управление с помощью электродвигателя 5.

Наряду с рассмотренными имеются АРЧВ, которые возвращают частоту вращения турбины к первоначальному значению – астатические АРЧВ.

Характеристики регулирования частоты вращения

Турбин и электрической части сети

Первичные регуляторы частоты вращения турбин, а также вторичные регуляторы частоты сети могут иметь характеристики регулирования двух типов: астатическую и статическую.

Регулятор, имеющий астатическую характеристику, поддерживает частоту вращения n или частоту сети f неизменной при изменении нагрузки генератора от холостого хода до номинальной, что является положительным свойством регулирования по этой характеристике. Недостатком же этого вида регулирования является невозможность параллельной работы нескольких генераторов из-за неопределенности в распределении нагрузки между ними.

Рис. 1.6. Статическая (1) и астатическая (2) характеристики регулирования.

Так, если параллельно работают два генератора с астатическими АРЧВ и при номинальной частоте они имеют определенную загрузку, то при понижении частоты оба регулятора начнут загружать свои генераторы, стремясь восстановить частоту. При этом они будут загружаться совершенно произвольно, и может даже оказаться, что генератор, регулятор которого оказался более чувствительным, воспримет всю дополнительную нагрузку. Второй генератор не загрузится совсем или начнет загружаться только тогда, когда нагрузка первого генератора достигнет максимальной, а частота еще не восстановится.

Применение АРЧВ со статическими характеристиками в случае параллельной работы нескольких генераторов обеспечивает их устойчивую работу и заданное распределение нагрузки между ними.

Так, если при частоте f1 два генератора работали параллельно (см. рис. 1.7.) и по своим характеристикам несли нагрузку Р1 и Р2, то при понижении частоты до значения f2 каждый генератор загрузится до вполне определенной величины и соответственно. Изменяя наклон характеристики АРЧВ, можно обеспечить необходимое долевое участие генераторов в регулировании нагрузки электростанции. Рассмотренная особенность является положительным свойством регулирования по статическим характеристикам. Недостатком же роботы по статическим характеристикам является невозможность поддержания неизменной частоты.

Рис. 1.7. Распределение нагрузки между параллельно работающими агрегатами, оснащенными АРЧВ со статическими характеристиками.

Отклонение частоты сети от номинального значения зависит от коэффициента статизма регулятора, который определяется как отношение изменения частоты сети к изменению нагрузки, Гц/МВт:

где f1 – f2 – начальная и конечная частота сети; Р1 и Р2 начальная и конечная нагрузка генератора.

или, выражая коэффициент статизма в относительных единицах (относительно номинальной частоты сети f0 и номинальной мощности генератора Р0),

или в процентах

Коэффициент статизма часто характеризуют обратной величиной, МВт/Гц:

Величину называют крутизной частотной характеристики.

Дата добавления: 2018-05-31 ; просмотров: 1139 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Регулирование частоты первичными регуляторами частоты вращения турбин

Для изменения мощности агрегата электростанции, состоящего из паровой или гидравлической турбины и синхронного генератора, необходимо изменять количество энергоносителя (пара и воды) вводимого в турбину, что осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин.

Автоматические регуляторы частоты вращения турбин делятся на:

1) Гидромеханические, для паровых турбин малой и средней мощности;

2) Гидродинамические, для паровых турбин большой мощности;

3) Электрогидравлические для гидравлических турбин.

Регулятор частоты вращения турбины является первичным регулятором. Он изменяет впуск энергоносителя, воздействуя на регулирующий клапан для паровой турбины и на направляющий аппарат у гидротурбины.

Основные функции АРЧВ:

1) Регулирование частоты вращения;

2) Изменение частоты вращения при синхронизации;

3) Изменение мощности турбин;

4) Распределение нагрузки между параллельно работающими турбинами;

5) Ограничение мощности турбины;

6) Участие в регулировании частоты и мощности энергосистемы.

Этот способ является простейшим. Частоту регулируют все генераторы электростанций энергосистемы, оснащенные АРВЧ со статическими характеристиками.

Первичные регуляторы не могут обеспечить поддержание частоты в требуемых пределах без вмешательства оперативного персонала.

Наиболее доступным способом регулирования частоты с участием оперативного персонала является периодическое восстановление частоты путем смещения им характеристик первичных регуляторов на одной из электростанций (обычно гидростанций), специально выделенной для регулирования частоты в энергосистеме.

Основным недостатком такого полуавтоматического регулирования частоты является необходимость постоянного контроля со стороны диспетчера энергосистемы за колебаниями частоты, суммарной нагрузкой энергосистемы и величиной резерва мощности (регулировочного диапазона) на регулирующей электростанции.

Дата добавления: 2015-03-26 ; просмотров: 1371 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

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

где n xx — частота вращения при холостом ходе, n нн — то же при номинальной мощности, n 0 – 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 0,15 N 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.

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/n 0. 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 e n 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.

Источник

Поделиться с друзьями
Электрика и электроника
Adblock
detector