Паровые турбины

 

 

 

4.4. СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АСР

 

Статическая характеристика системы регулирования представляет собой зависимость между частотой вращения ротора и мощностью турбины (рис. 10.4). Непосредственно такая  зависимость может быть получена при работе турбогенератора на индивидуальную нагрузку, когда изменение нагрузки приводит к изменению частоты  вращения ротора до тех пор, пока благодаря работе АСР не установится расход, пара, соответствующей новой Нагрузке.

По статической характеристике определяются общая и местные степени неравномерности регулирования. Общая степень неравномерности равняется разности частот вращения, при которой изменяется мощность турбины от полной до нуля, и может выражаться как абсолютной величиной (например, 2,5 с-1), так и относительной в процентах  номинальной частоты n0 (например, 5%). Для обеих модификаций турбины К-500-240 общая степень неравномерности колеблется в пределах 2—2,5 с-1 или 4—5%.

 

Рис. .4.3. Статическая   характеристика системы регулирования

Статическая характеристика турбины нелинейна. В зонах полной нагрузки и холостого хода она имеет более крутой вид, в зоне средних нагрузок — более   пологий. Отклонения от линейности в различных зонах принято характеризовать величиной местной степени неравномерности.

Местная степень неравномерности  в конкретной точке статической характеристики равняется разности частот, при которых касательная к статической характеристике в рассматриваемой точке достигает значений полной и нулевой мощности. Значения местной степени неравномерности в отдельных точках у турбины К-500-240-2 не менее 1,9% и не более 10%. Значения общей степени неравномерности, минимальной и максимальной местных неравномерностей существенным образом влияют на качество работы АСР.

В зонах с малой местной неравномерностью уменьшается запас устойчивости АСР и становятся возможными качания сервомоторов. В зонах с увеличенной местной неравномерностью мощность турбин мало изменяется при колебаниях частоты, и, таким образом, уменьшается степень (особенно при достаточной протяженности такой зоны) участия данной турбины в первичном поддержании частоты энергосистемы. Уменьшение или увеличение общей степени неравномерности приводит к еще большему уменьшению минимальной местной неравномерности и увеличению максимальной. Кроме того, увеличение общей степени неравномерности приводит к дополнительному росту угловой скорости при сбросе нагрузки.

Статическая характеристика (рис. 4.3) связывает изменение частоты и мощности в медленно протекающих процессах, когда давления пара в промежуточных камерах турбины успевают устанавливаться в соответствии с нагрузкой. При изменении мощности со скоростью 10%/с и более изменение давлений пара мощности запаздывает по отношению к перемещению клапанов, а статическая характеристика видоизменяется.

На рис. 4.4 приведена статическая характеристика, построенная в предположении сохранения номинального давления пара в промперегревателе: так называемая квази-статическая характеристика. В быстро протекающих процессах связь нагрузки с частотой вращения в первые секунды переходного процесса определяется квазистатической характеристикой и через 10—20 с статической.

Для обеих модификаций  турбины К-500-240 общая неравномерность регулирования по квазистатической характеристике составляет 5—6%, местная максимальная 15—20%, минимальная 1,5—2%.

Степень участия турбины  в первичном поддержании частоты  сети зависит не только от степени  неравномерности, но и от чувствительности системы    регулирования.  Гарантируемая степень нечувствительности АСР составляет 0,1 с-1, или 0,2% номинальной частоты вращения.

Изменение мощности турбины  при постоянной частоте вращения может производиться другими  регуляторами (ЭГП, давления пара) и механизмом управления турбиной (МУТ). При этом форма статической характеристики не изменяется, а она смещается эквидистантно вдоль оси я. Крайняя верхняя характеристика, соответствующая крайнему положению МУТ и на «прибавить», проходит через точку полной нагрузки при частоте 102,5% номинальной; снизу все характеристики ограничены частотой вращения, при которой регулятор скорости вступает в работу. Для турбин К-500-240 и К-500-240-2 — это 95% номинальной частоты.

 

Рис.   4.4.   Квазистатическая   характеристика   системы регулирования

 

4.5. ДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АСР

 

Быстродействие АСР выбрано  из условия предотвращения срабатывания автомата без-опасности при полном сбросе нагрузки с генератора, т. е. обеспечения заброса частоты вращения в этом режиме не более 10—10,5% номинальной частоты. Расчетный заброс составляет 10% для обоих модификаций турбины. При примерно равных маховых моментах ротора (постоянная времени ротора 6,7 с) заброс частоты зависит в основном от схемы формирования сигнала при сбросе нагрузки, запаздываний и скорости перемещения серво-моторов, паровых объемов между клапанами и турбиной.

На турбинах К-500-240-2 сброс  нагрузки приводит к полному закрытию клапанов независимо от уровня частоты вращения. При подаче сигнала на отключение генератора воздушным выключателем или появлении ускорения ротора, большего заданного и свидетельствующего о снятии нагрузки с генератора, срабатывает электрогидропреобразователь и клапаны закрываются. Через несколько секунд ЭГП возвращается в исходное положение, а клапаны остаются под управлением регулятора скорости. АСР турбины К-500-240 рассчитана и на режим с выключенным ЭГП. Для закрытия клапанов промперегрева при небольшом повышении частоты в ней были выполнены форсирующие связи, осуществлявшие дополнительную подпитку линий обратных связей сервомоторов промперегрева при перемещении отсечных золотников    главных    сервомоторов    на  треть хода.

Предельные времена запаздываний t3 и перемещения tc сервомоторов регулирующих клапанов обеих модификаций турбин одинаковы и указаны в табл. 4.3. Здесь же указаны изменения заброса частоты вращения при отклонении времен запаздывания и перемещения одного сервомотора от предельного значения. Наличие нескольких отклонений одновременно приводит в первом приближении к суммарному изменению заброса частоты вращения.

Таблица   4.3. Динамические характеристики АСР при сбросе нагрузки

 

 

 

 

Турбины К-500-240-2 допускают  кратковременную разгрузку со скоростью, определяемой быстродействием регулирования, с последующим нагружением также со скоростью, определяемой быстродействием регулирования на открытие. Для разгрузки и нагружения на ЭГП должен быть подан сигнал 500 мА и длительностью, определяемой необходимым разгружением. Формирование сигнала АСР не производит, сигнал должен быть задан внешними устройствами.

 

 

 

 

4.6. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА АСЗ. НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЭЛЕМЕНТОВ

На обеих модификациях турбины АСЗ выполнена беззолотниковой, с положительной обратной связью во всех ступенях усиления. На турбинах К-500-240-2 эта система проектная, на К-500-240 — установлена взамен золотниковой при модернизации.

Система защиты (рис. 4.6) имеет четыре (пять на К-500-240) сервомотора 1, 8 и четы-ре регулятора (два механических автомата безопасности по предельной частоте вращения 15 и два защитных устройства 12 по остальным сигналам) и выполнена с двумя ступенями усиления. В промежуточных сту-пенях использованы выключатели с положи-тельной обратной связью.

Все сервомоторы АСЗ —  односторонние, открытие производится конденсатом из напорных линий 2, 5, закрытие — пружинами. В рабочую камеру каждого сервомотора через ограничительную шайбу осуществляется постоянный подвод конденсата, слив из камеры зависит от положения пластины беззолотникового выключателя 3, 7.

Положение каждой пластины выключателя зависит от соотношения давлений над ней р3 и под ней рР. При р3>0,33рР пластина прижата к нижнему упору, слив из рабочей камеры закрыт и сервомотор открыт. При ра<0,ЗЗрр пластина прижата к верхнему упору, открывая слив    и позволяя   сервомотору под действием пружин закрыться с максимальным быстродействием.

В случае р3=0,33рр пластина находится  во взвешенном равновесном положении. Работа выключателей при выбивании и взведении защиты подробно рассматривается в следующем параграфе.

Беззолотниковые выключатели сервомоторов являются второй ступенью усиления АСЗ. Первой ступенью усиления являются также беззолотниковые защитные устройства 12, управляющие сливами из линий защиты 4 и 6. Защитных устройств — два, установлены они параллельно. При срабатывании каждого закрываются все стопорные клапаны, для открытия клапанов необходимо взведение обоих защитных устройств. Каждое из защитных устройств управляет сливом из двух линий защиты и линии 1-го усиления 13 (управляющей регулирующими клапанами). Давление в одной линии защиты определяет положение находящихся с одной стороны турбины клапанов высокого давления и промперегрева, ложное падение давления приводит к закрытию клапанов только одной стороны и не препятствует продолжению работы турбины со сниженной нагрузкой в течение некоторого времени.

Основным элементом защитного устройства является пластина, работающая подобно пластине выключателя сервомотора. Снизу пластина нагружена давлением из линий за-щиты 4, 6 я 1-го усиления 13, сверху давлением импульсной линии защиты 10. Подвод в последнюю постоянен, сливами управляют четыре клапана. Два клапана, размещенные непосредственно в корпусах защитных устройств, жестко связаны с электромагнитами защиты и кнопками ручного останова турбины. При нажатии на одну кнопку или срабатывании одного электромагнита происходит перемещение клапана соответствующего защитного устройства. Два других клапана открывают слив из импульсной линии от действия механических автоматов безопасности при повышении частоты вращения ротора. Общая  схема управления    стопорными  и регулирующими клапанами при работе защит изображена на рис. 4.7.

Работа АСЗ происходит следующим образом. Перед подачей конденсата в систему взводят клапаны исполнительного механизма автомата безопасности (поз. 9 на рис. 4.6), перекрывая слив из импульсной линии защиты 10, электромагниты 11 выбивают, открывая слив из линии 10.

При поступлении в напорные коллекторы 2, 5, 14 конденсат через  ограничительные шайбы попадает в рабочие камеры сервомоторов 1, 8 и в линии защиты 4, 6, 10. Так  как слив из линии 10 открыт, давление в ней не создается и пластины защитных устройств 12 под действием  давления в линиях 4, 6 поднимаются, открывая слив из этих линий. В результате давление в линиях 4, 6 также не поднимается  выше величины, достаточной для создания усилия, поднимающего пластины защитных устройств. Подобным образом при малых давлениях в линиях 4 я 6 конденсат из коллекторов 2, 5 поднимает пластины выключателей 3 и 7, что делает невозможным повышение давления в рабочих камерах сервомоторов 1, 8. Сервомоторы остаются закрытыми под действием пружин.

 

Рис. 4.6. Принципиальная схема защиты:

1 — сервомоторы клапанов  высокого давления; 2 — напорный  коллектор к сервомоторам высокого  давления; 3 — выключатели сервомоторов  высокого давления; 4— линия защиты  правой стороны; 5 — напорный коллектор  к сервомоторам промперегрева; 6 — линия защиты левой стороны; 7 — выключатели сервомоторов промперегрева; 8 — сервомоторы клапанов промперегрева; 5 — исполнительный механизм автомата безопасности; 10 — импульсная линия защиты; 11— электромагниты; 12 — защитные устройства; 13— линия 1-го усиления; 14 — напорный коллектор к регуляторам; 15 — механический автомат безопасности

 

При взведении электромагнитов 11 сливы из линии 10 перекрываются, давление в ней возрастает и устанавливает на нижние упоры пластины защитных устройств 12. Из-за прекращения сливов из линий 4, 6 давление тажже возрастает и устанавливает на нижние упоры пластины выключателей 3, 7. Давления в рабочих камерах сервомоторов поднимаются до уровня давления коллекторах 2, 5, и сервомоторы открывают клапаны.

Выбивание электромагнитов 11 или срабатывание механического  автомата безопасности 15 приводит к  открытию слива и снижению давления в линии 10, подъему пластин защитных устройств и снижению давления в линиях 4, 6, подъему пластин выключателей, снижению давления в рабочих камерах сервомоторов 1, 8 я закрытию стопорных клапанов. 

Рис. 10.7. Взаимодействие   систем регулирования и защиты:

1 — клапаны   автомата  безопасности;    2 — электромагниты;   3 — защитные   устройства;   4,   5 — сервомоторы   регулирующих  клапанов; 6, 7 — сервомоторы стопорных клапанов

 

АСЗ предусматривает возможность индивидуального закрытия стопорных клапанов (на полный ход или частично) и индивидуального срабатывания механических автоматов безопасности на работающей турбине под нагрузкой. Индивидуальное частичное закрытие стопорных клапанов производится уменьшением подпитки рабочих камер сервомоторов с одновременным сливом из них (клапаны промлерегрева) или только дополнительного слива из рабочих камер (клапаны высокого давления). Индивидуальное полное закрытие клапанов промперегрева и высокого давления производится полным прекращением подпитки рабочих камер с одновременным сливом из них.

Срабатывание механического автомата безопасности (поз. 15 на рис. 10.6) при нормальной частоте вращения достигается подачей масла в него для увеличения эксцентриситета центра тяжести массы кольца. Перед подачей масла соответствующий клапан отсекается от импульсной линии защиты 10, поэтому срабатывание клапана не приводит к закрытию сервомоторов. После проверки автомата безопасности перед присоединением к линии 10 клапана последний возвращается в исходное положение.

 

5 КОНСТРУКЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ

5.1. ДАТЧИК УГЛОВОЙ СКОРОСТИ

 

В качестве датчика угловой  скорости применен двухступенчатый  центробежный импульсный насос (импеллер), создающий давление 0,8 МПа (8,15 кгс/см²) при частоте вращения ротора 50 с^-1 (3000 об/мин) и давлении на всасывании 0,03—0,04 МПа (0,305— 0,407).

Насос установлен в опоре  переднего подшипника турбины. Ротор  насоса крепится к ротору турбины  высокого давления. Продольный разрез импульсного насоса изображен на рис. 11.1. Корпус насоса 13 выполнен сварно-литым с горизонтальным разъемом. Всасывающий патрубок расположен в основной (нижней) части корпуса, напорный — в съемной (верхней) части. Для поддержания постоянного давления на всасе насоса подвод воды к всасывающему патрубку осуществляется из подпорного бачка, установленного на отметке 14 м на колонне машинного зала.

Насос крепится к опоре  переднего подшипника при помощи лапы, приваренной к нижней половине корпуса. Импульсные колеса 5, 11, изготовленные из хромистой стали, насажены на вал 6, выполненный из хромомолибденовой стали. Для предохранения от коррозии вал и колеса азотированы. К валу присоединяется хвостовик 3 с муфтой, соединяющей вал насоса с промежуточным валом сигнализатора Вращения. Со стороны входа в колесо первой ступени расположена обойма 1, удерживающая уплотнение 2 от аксиальных перемещений. Обойма является одновременно и направляющей втулкой, предотвращающей закручивание потока жидкости вращающимся валом.