Степень нечувствительности турбины что такое

Способ определения величины нечувствительности системы регулирования турбины

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (6! ) Дополнительное к авт. свид-.ву (53)M. Кл. (22) Заявлено 28. 08. 80 (21) 2975390/24-06 с присоединением заявки,М.(23) Приоритет

Дата опубликования описания 09. 04. 82 д д рд руд. р 4„, теплотехнический научно-исследовательский ЙУВт +т@

«ъ им. Ф. Э. Дзержинского и Производственное предприятие «6жтехэнерго» (71) Заявители (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ НЕЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ

СИСТЕИЫ РЕГУЛИРОВИНИЯ ТУРБИНЫ

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для контроля работоспособности систем регулирования паровых турбин.

Известны способы определения величины нечувствительности системы регулирования турбины путем изменения положения главного сервомотора и coot ветствующих значений частоты вращения ротора при ее увеличении и уменьшении и последующего определения нечувстви о тельности сравнением измеренных зна» чений частоты вращения при одинаковых положениях сервомотора. Для уменьшения динамической погрешности положе15 ние главного сервомотора изменяют с, запаздыванием по отношению к соответствующему значению частоты вращения, равным по величине постоянной времени этого сервомотора 313 °

Однако точность этих способов недостаточно высока из-за отсутствия учета таких факторов, как действие давления пара на клапаны турбины;

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ определения величины нечувствительности системы регулирования турбины путем измерения управляющего сигнала, положения главного сервомотора и соответствующих значений частоты вращения ротора при ее увеличении и уменьшении в пределах степени неравномерности и последующего определения степени нечувствительности на холостом ходу сравнением измеренных значений частоты вращения при одинаковых положениях сервомотора (2).

Недостатком указанного известного способа следует с итать пониженную точность, так как и в этом способе не учитывается действие давления пара на клапаны турбины.

Цель изобретения — повышение точности путем учета действия пара на клапаны турбины.

Для достижения поставленной цели дополнительно измеряют при работе турбины на холостом ходу и под нагрузкой разности перепадов давления рабочей жидкости на поршне сервомотора при перемещении его в сторону открыS тия и закрытия, при заторможенном поршне определяют зависимость между перепадом давления и изменением управляющего сигнала, по этой зависи10 мости находят приращения управляющего сигнала, соответствующие измеренным разностям перепадов давления на холостом ходу и под нагрузкой, определяют отношения найденных приращений к изменению управляющего сигнала на степень неравномерности для соответствующих положений сервомотора и к степени нечувствительнос» ти на холостом ходу прибавляют разность указанных отношений при работе

20 турбины под нагрузкой и на холостом ходу.

30 же, под нагрузкой; на фиг. 4 — характеристика перепада на поршне сервомотора, управляющий сигнал на входе в сервомотор.

При работе турбины на холостом ходу снимают статическую характеристику при уменьшении и увеличении расхода пара в турбину (фиг.1), из которой по разнос- ти частот ратора f (отнесенных к степени неравномерности системы регулирования ) при уменьшении (кривая 1) и увеличении (кривая 2) для одинаковых положений Н главного сервомотора определяют степень нечувствительности

3 на холостом ходу. Измеряют разности р„ и р перепадов давлений рабочей жидкостй на поршне сервомотора (разности давлений под поршнем одностороннего сервомотора) при перемещении

его в сторону открытия и закрытия на холостом ходу (величина 4 на фиг. 2) и под нагрузкой (величина 5 на фиг.3) под действием механизма управления.

Эти разности перепадов давления являются мерой зависящих от направления перемещения клапанов сил сопротивления, возникающих в парораспределительном механизме при отсутствии

3 4 паровых нагрузок на клапаны (величина 4) и при их действии (величина 5).

При заторможенном поршне главного сервомотора определяют зависимость между перепадом давления P изменением управляющего сигнала Р>> на входе в сервомотор (фиг. 4). Используя эту зависимость, можно по найденным ранее величинам 4 и 5 разностей перепадов давления найти приращения 6 и

7 управляющего сигнала, необходимые для преодоления сервомотором сил сопротивления на холостом ходу и под нагрузкой соответственно, для любых положений сервомотора. Затем определяют отношения найденных приращений к изменению управляющего сигнала на степень неравномерности и к полученной ранее степени нечувствительности

3 на холостом ходу прибавляют разность этих отношений.

Таким образом предлагаемый способ позволяет определить величину нечувствительности в условиях работы турбины под нагрузко» при учете действия на клапаны паровых сил, что обеспечивает повышение точности.

5 и под нагрузкой, определяют отноше-, ния найденных приращений к измененйю управляющего сигнала на степень неравномерности для соответствующих положений сервомотора и к степени нечувствительности на холостом-ходу прибавляют разность указанных отно » шений при работе турбины под нагрузкой и на холостом ходу.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе!

1. Авторское свидетельст во СССР по заявке У 2916066/06, кл. F 0 1 D

2. Авторское свидетельство СССР

;N 556226, кл. F 01 D 17/26, 1975 рлк

Составитель A. Калашникова

Редактор М. Келемеш Texgeg С. Мигунова Корректор А. Ференц

Заказ 2050/5 Тираж 537 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

Филиал ППП «Патент», r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Источник

4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин

должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпушенных ранее 01.01.91 г., а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

При параллельной работе турбин в энергосистеме увеличение нагрузки, т.е. потребляемой мощности, вызывает понижение частоты вращения роторов турбин. Это, в свою очередь, приводит к открытию регулирующих клапанов на турбинах и увеличению вырабатываемой мощности для восстановления частоты в системе. При уменьшении нагрузки процесс идет в обратном порядке.
Значение, на которую изменяется мощность турбины при изменении частоты в системе, определяется наклоном статической характеристики регулирования. Чем она более полога, т.е. чем меньше неравномерность регулирования, тем больше меняется мощность турбины. Если угол наклона статической характеристики близок к 0° (степень неравномерности регулирования мала), то нагрузка такой турбины может меняться на большее значение при незначительном изменении частоты; такая турбина будет работать неустойчиво.
Наоборот, если угол наклона статической характеристики велик (большая неравномерность системы регулирования), то мощность такой турбины даже при значительном изменении частоты в системе будет меняться мало. Такие турбины имеют плохие динамические свойства, не участвуют в первичном регулировании частоты в системе.

Источник

Статическая характеристика

Рассмотрим схему простейшей системы регулирования частоты вращения (рис.97).

Валик регулятора приводится в движение от вала турбины. На нем расположена муфта, которая может перемещаться вдоль него под действием приложенных сил. Грузы регулятора при вращении под действием центробежных сил стремятся разойтись и сдвинуть муфту влево. Фиксированное положение муфты на регуляторном валике будет тогда, когда центробежная сила, развиваемая грузами, уравновесится усилием в пружине растяжения. Если частота вращения увеличивается, то грузы расходятся, если уменьшается – пружина 2 перемещает муфту вправо. Совокупность муфты, грузов и пружины представляет собой регулятор скорости.

К муфте через шарнир присоединен рычаг, поворачивающийся вокруг неподвижного шарнира и, тем самым, перемещающий регулирующий клапан, впускающий пар в турбину.

турбоагрегата: 1 – валик регулятора частоты вращения; 2 – пружины; 3 – грузики; 4 – муфта; 5 – рычаг; 6 – шарнир; 7 – регулирующий клапан; 8 – маховичок; 9 – пружина механизма управления

Предположим, что положение регулятора скорости и клапана турбины отвечает некоторой частоте вращения и мощности турбины. Если, например, нагрузка турбины увеличивается, то ротор турбины начнет замедлять свое вращение, центробежная сила грузов уменьшится, муфта сдвинется вправо, вследствие чего клапан турбины откроется для того, чтобы увеличить мощность турбины в соответствии с ее возросшей нагрузкой. Таким образом, турбина автоматически увеличит свою мощность до необходимой, однако ее частота вращения не вернется к прежнему значению. При изменении положения клапана изменяется положение муфты регулятора и, следовательно, натяжение пружины 2, которое может уравновесить только центробежная сила грузов при другой частоте вращения. При максимальной нагрузке турбины клапан полностью откроется, муфта займет крайнее правое положение, а частота вращения будет наименьшей.

Связь между мощностью турбины и частотой вращения n называют статической характеристикой системы регулирования. Для ее построения нужно отложить по оси абсцисс нагрузку турбины, а по оси ординат – частоту вращения. Эта зависимость изображена на рис.98 сплошной линией.

Рассмотренная схема регулирования пригодна лишь для очень маленьких турбин по причинам, которые будут рассмотрены ниже. Реальные системы регулирования характеризуются большей сложностью, однако у любой из систем имеется статическая характеристика регулирования. Характеристика называется статической потому, что она отражает установившиеся положения органов парораспределения и частот вращения (статику регулирования), не давая самих процессов перехода от одной нагрузки к другой (динамика регулирования).

Если обозначить частоту вращения турбины на холостом ходу (когда =0) через n_х.х, а при максимальной нагрузке – через n_м.н, то разность этих частот вращения, отнесенная к средней частоте вращения n₀, называется степенью неравномерности или просто неравномерностью системы регулирования:

.

Согласно ПТЭ неравномерность регулирования частоты вращения конденсационных турбин должна составлять 4,5±0,5%. Это означает, что если, например, δ=5%, а номинальная частота вращения равна 50 1/с, то при изменении нагрузки от холостого хода до максимальной частота вращения будет изменяться от 51,25 до 48,75 1/с.

Допустим, что точка А на статической характеристике (рис.98) отвечает какому-то положению системы регулирования. Представим, что внешняя нагрузка турбоагрегата растет; тогда частота вращения должна уменьшаться, клапан 7 должен открываться, однако с уменьшением частоты вращения и опусканием грузов 3 клапан начнет открываться не сразу, во-первых, потому, что центробежная сила грузов должна измениться на величину, достаточную для преодоления сил трения и, во-вторых, потому, что во всех шарнирах должны быть выбраны люфты. Таким образом, движение клапана начнется не в точке А, а в точке . Подобным же образом при уменьшении нагрузки движение клапана начнется в точке . Иными словами, действительная статическая характеристика регулирования представляет собой не линию, а область, нижняя граница которой соответствует непрерывному постепенному возрастанию мощности (нагружению турбины), а верхняя – уменьшению мощности (разгружению турбины).

Отношение ширины области Δn к номинальной частоте вращения n₀, выраженное в %, называется степенью нечувствительности регулирования:

.

Чем меньше , тем выше качество регулирования, так как малому отвечает, во-первых, большая быстрота реакции на изменение условий работы и, во-вторых, меньшая неопределенность в мощности при фиксированной частоте вращения. Действительно, нечувствительность по существу означает, что при фиксированной частоте вращения n₀ мощность турбины может произвольно изменяться на величину . В ПТЭ оговаривается, что степень нечувствительности не должна превышать 0,3% для турбин мощностью свыше 50 МВт. Однако даже при такой нечувствительности колебания нагрузки могут быть весьма существенны: если, например, турбина мощностью 800 МВт имеет неравномерность регулирования =4%, то возможные колебания нагрузки составят:

.

Тщательное изготовление, монтаж и наладка системы регулирования, а также постоянное поддержание чистоты рабочей жидкости позволяют уменьшить степень нечувствительности до 0,1-0,15%.

Источник

5.1.3. Выполнение диспетчерского графика нагрузок (как электрических, так и тепловых) является одной из основных задач эксплутационного персонала – поэтому система регулирования должна справляться и с этой задачей, выдерживая задаваемую нагрузку, а также давать возможность плавного перехода от одной заданной нагрузки к другой.

5.1.5. Статическая характеристика и степень ее неравномерности в первую очередь определяют реакцию турбины на изменение частоты электрической сети, т.е. если частота сети изменилась на 0,1 Гц (0,2%) от номинальной, то при степени неравномерности 5% изменение мощности составит 4% (при100МВт – это 4МВт).

5.1.6. Жесткие требования к неравномерности системы регулирования обусловлены реакцией турбины на наиболее опасный для нее режим – режим полного сброса нагрузки с отключением электрического генератора от сети. При большой неравномерности турбина плавно переходит на холостой ход, однако статическое повышение оборотов оказывается недопустимо большим, учитывая еще и дополнительный динамический заброс – обороты могут превысить предельно допустимую величину 1,2n, т.е. 3600 об/мин.

5.1.7. При малой неравномерности переходной процесс при сбросе нагрузки протекает по-другому: статическое повышение частоты вращения небольшое, динамический заброс оборотов оказывается на том же уровне, но при этом обороты будут то повышаться, то понижаться, т.е. носить колебательный характер, что вовсе не допустимо.

5.1.8. В механизмах и деталях системы регулирования, начиная от датчика скорости и кончая регулирующими клапанами, возникают силы трения, детали изнашиваются, усилия на перемещение золотников и сервомоторов меняются – это приводит к разности частот вращения при одинаковой нагрузке на турбине при ее нагружении и разгружении. Разность частот вращения, взятых при одной и той же нагрузке, отнесенная к номинальной частоте вращения, называется степенью нечувствительности по частоте вращения. Чем совершеннее система регулирования, тем степень ее нечувствительности меньше. По ПТЭ степень нечувствительности должна быть не более – 0,3%.

5.1.9. Существует формула позволяющая судить о колебаниях мощности на турбине в зависимости от степени нечувствительности и степени неравномерности:

5.1.10. Тщательное изготовление, монтаж и наладка системы регулирования, а также постоянное поддержание чистоты масла позволяют уменьшить степень нечувствительности до 0,15%.

5.1.11. Система регулирования турбины Т-110/120-130-4 имеет два регулятора – регулятор скорости и регулятор давления. Чувствительным элементом их является мембранно-ленточная система.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

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

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.

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

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

Источник