Регулювання частоти обертання турбогенераторів - Автоматичне керування та захист

Кожна турбіна має регулятор частоти обертання1 (РЧВ), який постачається разом із турбіною. Цей регулятор має чутливий елемент, пов'язаний з валом турбіни і сигнал, що виробляє, пропорційний відхилення частоти обертання від заданого, причому задана частота для даного типу турбіни завжди постійна (в СРСР прийнято 3000 або 1500 об/хв). Сигнал відхилення частоти надходить на регулятор, що впливає на сервомотор ЦВД, який керує переміщенням клапанів турбіни, що регулюють. При збільшенні частоти обертання клапани прикриваються, а при зменшенні відкриваються, при цьому змінюється витрата пари на турбіну, а отже, і її потужність. Залежність електричної потужності турбіни N від положення валу сервомотора z при номінальному тиску перед турбіною називається характеристикою паророзподілу і має вигляд, зображений на рис. 8.19 а. При відхиленні тиску від номінального електрична потужність турбіни змінюється приблизно пропорційно тиску:

(8.21) де N(z,p)—електрична потужність при положенні валу сервомотора z і тиску р\NH (z, /? н) - електрична потужність при номінальному тиску рів. До роботи РЧВ пред'являється ряд жорстких вимог, зумовлених режимом роботи турбогенераторів:

висока швидкодія та динамічна точність: при зменшенні електричного навантаження турбогенератора від номінальної потужності до рівня власних потреб (близько 10% номінальної) регулятор не повинен допускати збільшення частоти обертання більш ніж на 5-10% на час понад 1-2 с;
великі зусилля, що розвиваються (до 300000 Н) і швидке переміщення штоків клапанів, що регулюють витрати пари до 300кг/с;
мала зона статичної нечутливості, необхідна якісного регулювання частоти мережі: у сучасних системах вона становить 1,5—5 об/хв (т. е. 0,05—0,15% значення регульованої величини).

Цим вимогам задовольняють спеціальні гідравлічні або електрогідравлічні автоматичні системи регулювання, що розробляються та постачаються разом із турбіною. Привід клапанів здійснюється за допомогою гідравлічних поршневих сервомоторів, що працюють на тиску робочої рідини (олії або води) до 1 МПа. Всі регулятори турбін реалізують пропорційний закон регулювання, тобто переміщення валу сервомотора z пропорційно відхиленню частоти обертання п від номіналу, і наслідують лінійну залежність (рис. 8.19,б). Переміщення сервомотора при зміні п може бути розраховане за рівнянням

(8.22) де п3 - номінальна частота обертання; б - ступінь нерівномірності, %, z - номінальне відкриття клапана при п = п3. Для можливості зміни потужності турбіни при незмінному числі її оборотів в РЧВ є механізм управління турбіною (МУТ) або синхронізатор. При дії на МУТ можна змінювати рівняння (8.22) значення п3 (чи, що еквівалентно, значення Zo), зміщуючи залежності рис. 8.19,6 паралельно самим собі Зазвичай з допомогою МУТ можна міняти п3 на 10—12% (цей діапазон іноді називають межами синхронізації). Роль РЧВ істотно залежить від того, включений турбогенератор в мережу або працює ізольовано (на власні потреби) Якщо турбогенератор працює на мережу, то частота його обертання п жорстко задається частотою мережі f і дорівнює n = 60f (для турбін з пн = = 3000об / хв) або п = 30 / (для турбін з пн = 1500 об / хв) Тому вплив на МУТ призводить до зміни потужності турбіни при постійній частоті обертання (дляпростоти ми розглядаємо випадок, коли сумарна потужність генераторів, що працюють у мережі, набагато більше потужності аналізованого генератора). Така дія на МУТ може здійснюватися дистанційно оператором або автоматичними регуляторами (див. гл. 9). Вплив МУТ можна простежити на рис. 8.19,6 де при зміні за допомогою МУТ характеристики сервомотора (лінії 1 і 2) його положення г при незмінному числі обертів змінюється від 0,2 до 0,5. При невідповідності виробленої та споживаної мережі потужності змінюється частота, отже (див. § 2.2), і становище регулюючих клапанів всіх турбін відповідно до рис. 8.19,6 та рівнянням (8. 22). При зниженні частоти клапани відкриваються і потужність турбогенераторів зросте. Турбіни, призначені для роботи в базисному режимі (див. § 2.2), зазвичай мають більший ступінь нерівномірності, і переміщення їх клапанів менше, ніж у турбін, що працюють у регулювальному режимі і мають менші ступені нерівномірності. Зауважимо, що при незмінній потужності реактора збільшення потужності турбіни буде тимчасовим, тому що при зростанні витрати пари на турбіну його тиск падатиме, що відповідно (8. 21) поведе до зниження потужності доти, поки витрата пари не повернеться до колишнього значенню. Тому, якщо необхідно, щоб турбогенератор при відхиленні частоти зберігав нову потужність протягом тривалого часу, слід змінювати і потужність реактора. Короткочасна зміна потужності всіх турбін (у тому числі працюючих у базисному режимі), що відбувається при різких коливаннях частоти системи, є корисною, оскільки допомагає відпрацюванню збурень турбінами, що працюють у регулювальному режимі. Це є однією з причин, через яку нерівномірність не повинна перевищувати зазначеного вище значення 6%. При відключеному відУ генераторі турбіна працює або в режимі холостого ходу (вироблення електроенергії не виробляється), або на власні потреби (див. § 2.1). Режим холостого ходу зазвичай здійснюється при пуску турбогенератора, коли відбувається поштовх ротора та збільшення частоти обертання аж до номінальної відповідної частоти мережі. При цьому частота обертання турбіни залежить від співвідношення моменту, що крутить, Мкр, що визначається витратою пари і моменту опору обертанню Мс (рис. 8.19,в). Момент опору збільшується зі зростанням частоти обертання, а момент, що крутить, падає. Тому при цьому відкритті регулюючих клапанів встановлюється частота обертання, коли ці моменти рівні (точка а рис. 8.19,в). Якщо збільшити відкриття регулюючих клапанів, витрата пари і момент, що крутить: збільшаться, що призведе до збільшення частоти обертання, поки момент опору не врівноважить крутний момент (точка б). Як точка а, так і точка б є стійкими, тому що в них МКр = Мс, а при випадковому збільшенні частоти обертання момент Мс стає більше Мкр, що призведе до гальмування ротора турбіни і повернення до попереднього значення. При зменшенні швидкості ротора Мс Якщо напруга або частота мережі відхиляється від номіналу на неприпустимі величини, генератор спеціальним захистом відключається від мережі. При цьому потужність та момент опору генератора різко зменшуються і ротор турбіни збільшує частоту обертання. У цьому режимі РЧВ повинен швидко (за час менше 1 с) прикрити регулюючі клапани до значення, що відповідає рівню власних потреб г = 20ч-25% (рис. 8.19, а), не допустивши збільшення частоти обертання більш ніж на 5-10% після чого РЧВ підтримує постійну частоту обертання, а отже, і частоту напруги мережі власних потреб за будь-яких коливань її навантаження.У силу статизму регулятора частота мережі власних потреб встановиться дещо вищою, ніж номінальна частота енергосистеми. Дійсно, нехай до відключення генератора турбіна працювала за максимальної потужності при z0= 1 й п=пж. Визначимо частоту обертання, що вона матиме при z=zс.н. З (8.22) отримаємо звідки Наприклад, при zсн=0,25, т. е. збільшення частоти становитиме 3%. Після закінчення перехідного процесу впливом на МУТ можна домогтися, щоб частота мережі власних потреб стала рівною номінальному значенню.

Рис 8 20. Регулювання тиску пари перед турбіною впливом на регулятор частоти обертання: а - схема регулювання, б - перехідні процеси при стрибкоподібному збільшенні частоти мережі, в - статична характеристика розвантаження турбіни при зниженні тиску пари,------------------- процеси без регулятора тиску,----------------- - процеси з регулятором тиску

У блоках, які працюють у базисному режимі, потужність реактора яких постійна і залежить від коливань частоти мережі, РЧВ часто використовується регулювання тиску пари перед турбіною (рис. 8.20,а). РЧВ 1, який отримує сигнал за частотою обертання 2, впливає на регулюючі клапани турбіни 3. Задане положення клапанів визначається МУТ 4. На МУТ діє регулятор тиску 5, який отримує сигнал від манометра 6, встановленого на трубопроводі перед турбіною. При підвищенні тиску регулятор 5 діє МУТ у бік збільшення відкриття клапанів 3, при зниженні — у бік зменшення відкриття. Розглянемо роботу цієї системи (рис. 8.20,6) при стрибкоподібному збільшенні частоти мережі. Це обурення сприймається РЧВ і практично миттєво призводить до прикриття клапанів р. Зменшення витрати пари на турбіну за тієї ж паропродуктивностіЯППУ викликає зростання тиску Р. За рахунок зростання тиску витрата пари на турбіну та її потужність N дещо зростають. Відхилення тиску сприймається регулятором 5, який через МУТ змінює характеристику регулюючих клапанів (рис. 8.19,6), зміщуючи її вправо, так що при новому, підвищеному числі обертів клапани займають колишнє положення, а тиск і потужність повертаються до значень, які вони мали до нанесення обурення. Зазначимо, що і без регулювання витрата пари на турбіну повертається до колишнього значення, що дорівнює паропродуктивності ЯППУ. Описана схема регулювання працездатна тільки при роботі турбіни на потужну мережу, в якій є велика кількість генераторів, що змінюють свою потужність відповідно до реального споживання енергії в системі. Працюючи на мережу малої потужності чи мережу власних потреб вплив на МУТ призведе до невідповідності виробленої і споживаної потужності, т. е. до неприпустимому відхилення частоти мережі. Тому в схемі (рис. 8.20,а) повинен бути передбачений вимикач 7, відключає регулятор 5 від МУТ при відключенні генератора від мережі за сигналом із системи захисту генератора 8. При відключеному регуляторі 5 регулятор 1 забезпечує таку витрату пари на турбіну, при якому її електрична потужність дорівнює споживанню у мережі. Так як паропродуктивність ЯППУ при цьому може бути більшою, ніж витрата пари на турбіну, тиск повинен підтримуватися шляхом скидання надлишку пари через редукційні установки пароприймальні пристрої (див. § 8.7). При зниженні тиску гострої пари перед турбіною при великій потужності виникає небезпека порушення правильного режиму її роботи. Тому в багатьох турбінах є стерегучий регулятор (незалежний від регулятора тиску), що знижує потужність турбіни при зниженні тиску пари додопустимого рівня Nдоп відповідно до статичної характеристики (рис. 8.20,в). Якщо дійсна потужність турбіни при цьому менше Nдоп, то регулятор, що стереже, не втручається в роботу інших систем регулювання. Якщо при роботі регулятора, що стереже, паропродуктивність ЯППУ перевищує його споживання турбіною, здійснюється скидання зайвої пари через редукційні установки.