ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ

Качественную оценку работы си­стемы регулирования в целом дают две характеристики: статическая и динамическая.

Динамическая характеристика оценивает работу системы регулиро­вания в переходном процессе и пред­ставляет собой график изменения частоты вращения турбины с момен - п

— N3

II,

'макс

T

Рис. 4-1. Динамическая характеристика си­стемы регулирования.

Та полного сброса нагрузки (рис. 4-1). Это периодический про­цесс с затухающей амплитудой.

Динамические качества системы регулирования определяются преж­де всего величиной динамического заброса частоты вращения А0 и дли­тельностью переходного процесса Время переходного процесса должно быть по возможности ма­лым, а максимальное увеличение частоты вращения должно быть на 1—2%' ниже уровня настройки ав­томата безопасности.

Применение вычислительных ма­шин дает возможность рассчитать динамические характеристики регу­лирования паровых турбин, однако в процессе эксплуатации эти харак­теристики меняются, и в практиче­ской работе предпочтение отдается натурным испытаниям регулирова­ния на сбросы нагрузки.

Динамическая характеристика снимается с помощью лабораторно­го осциллографа, записывающего из­менение частоты вращения и дру­гих параметров во времени.

Сброс нагрузки производится от­ключением масляного или воздуш­ного выключателя генератора.

'Перед испытаниями необходимо проведение статических испытаний по полной программе, а также тща­тельная (внеочередная) проверка ра­боты защиты, предохраняющей тур­бину от недопустимого повышения частоты вращения, проверка плотно­сти стопорных, регулирующих и об­ратных (для турбин с регулируемы­ми отборами пара) клапанов, про­верка работы предохранительных клапанов свежего пара, промпере­грева и регулируемых отборов, про­верка посадки обратных клапанов на регенеративных отборах. Испы­тания начинаются со сброса 50%' нагрузки с последующим сбросом нагрузки, соответствующей макси­мальному расходу пара на турбину. Если на промежуточной нагрузке произошло срабатывание автомата безопасности, то дальнейшие опыты следует прекратить и перейти к на­ладке системы регулирования. Это испытание является весьма ответст­венным и проводится силами спе­циальных наладочных или ремонт­ных организаций. Подробно органи­зация и проведение динамических испытаний изложены в [67].

Статическая характеристика опи­сывает работу регулирования в уста­новившемся режиме и представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагруз­ки турбины '(рис. 4-2). Для избе­жания динамических эффектов при снятии характеристики нагрузка турбины должна меняться медленно, с достаточно длительной выдержкой на режимах, при которых произво­дятся замеры. Статическая характе­ристика должна представлять собой плавную кривую (или прямую) без перегибов и горизонтальных участ­ков.

График статической характери­стики в области холостого хода мо-

Жет иметь более крутой участок для облегчения синхронизации и повы­шения устойчивости регулирования на холостом ходу и малых нагруз­ках. Такую же конфигурацию может иметь статическая характеристика и в области максимальной мощно­сти. В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание эко­номической нагрузки.

Разница между частотой враще­ния турбины щ при холостом ходе и частотой вращения гіг при номи­нальной нагрузке, отнесенная к но­минальной частоте вращения турби­ны п, выраженная в процентах, на­зывается степенью неравномерности системы регулирования

Ь= -100. (4-1)

Эта величина в определенной мере характеризует степень наклона ста­тической характеристики.

Представленная на рис. 4-2 ста­тическая характеристика снята без учета нечувствительности системы регулирования. В действительности же все системы регулирования обла­дают той или иной нечувствитель­ностью, которая проявляется в том, что система не реагирует на некото­рые небольшие изменения регули­руемого параметра. В данном слу­чае это приведет к тому, что при не­большом изменении частоты вра­щения расход пара и мощность тур­бины будут оставаться постоянны­ми до тех пор, пока не будут прео­долены силы трения в подвижных элементах системы регулирования и не будут выбраны зазоры в шар­нирных соединениях. В этих услови­ях расчетная статическая характери­стика будет находиться посередине между двумя действительными кри­выми (рис. 4-3), одна из которых снята при повышении частоты вра­щения (верхняя), а другая при по­нижении частоты вращения (ниж­няя). Вся заштрихованная полоса между этими кривыми представляет собой зону нечувствительности си­стемы регулирования.

Суммарная нечувствительность системы регулирования складывает­ся из нечувствительности всех эле­ментов и характеризуется степенью нечувствительности, определяемой в процентах выражением

. = 100, (4-2)

Где п — номинальная частота вра­щения; 2Ап — конечные отклонения частоты вращения, не вызывающие изменения расхода пара на турби­ну. Эта величина и регламентирует­ся ПТЭ.

Увеличение степени нечувстви­тельности сверхдопустимых преде­лов сказывается отрицательно на ра­боте системы регулирования. Это выражается в том, что турбина мо­жет не держать холостой ход при сбросе нагрузки вследствие увеличе­ния запаздывания закрытия регу­лирующих клапанов турбины. Нали­чие значительной нечувствительно­сти затрудняет поддержание задан­ной частоты в сети, влияя тем самым на качество отпускаемой энер­гии. Нечувствительность регулирова­ния может также вызвать самопро­извольное изменение нагрузки на параллельно работающей турбине при постоянной частоте сети. Мак­симальная величина этого изменения может быть подсчитана по формуле

AW = - у - Whom,

Где Whom — номинальная мощность турбины.

Увеличение нечувствительности системы регулирования может быть вызвано целым рядом причин: изно­сом пальцев и выработкой отверстий в шарнирных соединениях, заносом шламом золотников и отверстий в буксах, увеличением трения што­ков во втулках вследствие засоре­ния зазоров, перекосом золотников и штоков, значительной аэрацией мас­ла и пр.

Поскольку нечувствительность регулирования в значительной мере зависит от условий эксплуатации, обслуживающий персонал имеет воз­можность поддерживать эту величи­ну на минимальном уровне, указан­ном в ПТЭ. Для этого необходимо тщательно следить за состоянием масла, не допуская его обводнения, аэрации, загрязнения посторонними примесями. Особенно опасно с этой точки зрения появление в масле во­дорастворимых кислот, которые мо­гут вызвать коррозию трущихся поверхностей в системе регулирова­ния и увеличить трение в этих эле­ментах.

Аналогичные требования предъ­являются и к огнестойким маслам типа «Иввиоль» и «ОМТИ». При во­дяных системах регулирования осо­бую опасность с точки зрения уве­личения нечувствительности пред­ставляет попадание механических частиц в систему регулирования, что может произойти при нарушении нормальной работы фильтров.

При капитальных ремонтах все изношенные детали системы регули­рования должны быть заменены, а зазоры в шарнирных и других под­вижных соединениях приведены в со­ответствие с нормой.

Помимо элементов автоматиче­ского управления, система регулиро­вания содержит также и органы руч­ного управления турбиной. Эти ор­ганы называются механизмами управления (синхронизаторами). С их помощью обслуживающий пер­сонал может вручную плавно ме­нять расход пара на турбину, что очень важно при синхронизации аг­регата, а также при параллельной работе, когда требуется изменить нагрузку. В качестве механизма управления может служить устрой­ство для изменения натяжения пру­жины регулятора скорости, устрой­ство для изменения длины тяги под­веса золотника или смещения бук­сы. дополнительный управляемый слив масла из импульсной линии или линии усиления при использова­нии в схемах регулирования проточ­ных линий.

Во всех случаях независимо от типа механизма управления его дей­ствие заключается в смещении ста­тической характеристики примерно параллельно самой себе, что позво­ляет изменять мощность от нуля до максимума при работе турбины в параллель или менять в широких пределах частоту вращения отклю­ченной от сети турбины.

На рис. 4-4 представлены стати­ческие характеристики при различ­ном положении механизма управле­ния. Как видно из графика, смеще­ние статической характеристики из положения а — b в положение а' — Ь' и а"—Ь" при номинальной часто­те в сети (чему соответствует номи­нальная частота вращения По) при­водит к увеличению мощности от N& соответственно ДО N'a и N"3. Необхо-

Димо иметь достаточный ход меха­низма управления, чтобы обеспечить любой режим работы турбоагрегата при постоянной частоте сети.

Эти положения должны быть справедливы и при допустимых из­менениях частоты в системе. Вслед­ствие этого механизм управления должен иметь дополнительные запа­сы хода, чтобы обеспечить перевод турбины на холостой ход при допу­стимой величине понижения часто­ты и нагружение турбины до номи­нальной мощности при повышении частоты в системе.

На рис. 4-4 представлены край­ние положения статической характе­ристики и выделена рабочая об­ласть нормальной эксплуатации си­стемы регулирования турбоагрегата при допустимых колебаниях часто­ты в энергосистеме.

Кроме того, регулятор скорости и сервомотор должны иметь запас хода для обеспечения номинальной мощности турбогенератора при сни­жении параметров пара в разре­шенных заводом-изготовителем пре­делах.

При работе турбины в парал­лель с другими агрегатами наклон и конфигурация статической харак­теристики будут определять измене­ние нагрузки турбины при измене­нии частоты в сети.

Как видно из рис. 4-5, турбины, имеющие более крутую характери­стику, слабо реагируют на измене­ние частоты, в то время как турби­ны, имеющие пологую характеристи­ку, меняют свою мощность на зна­чительную величину.

Если в объединенной системе од­новременно работают турбины раз­ной экономичности, то было бы ра­ционально, чтобы более экономич­ные машины имели более крутое протекание статической характери­стики, а менее экономичные имели пологую характеристику с малой степенью неравномерности. Это поз­волило бы экономичным машинам работать в устойчивом режиме, сни­мая базовую часть графика нагру-

Зок в то время как турбины, имею­щие пологую статическую характе­ристику, автоматически снимали бы пики нагрузки, поддерживая частоту в сети.

Однако практически это целесо­образно делать лишь в редких слу­чаях. В настоящее время объеди­ненные энергосистемы, основу кото­рых составляют крупные энергобло­ки, достигли очень больших мощно­стей. Старые маломощные турбоаг­регаты уже не в состоянии покрыть пики графика нагрузок системы. В то же время изменения частоты в мощных энергосистемах при их нормальных режимах работы стали более медленными и малыми по ве­личине в силу того, что соотноше­ние мощности единичного потреби­теля и всей системы значительно уменьшилось.

Регулирование частоты в совре­менных объединенных энергосисте­мах производится следующим обра­зом. При отключении или подключе­нии потребителей■возникает неба­ланс между генерируемой мощ­ностью и нагрузкой. Это приводит к ускорению или замедлению рото­ров турбины и изменению частоты в энергосистемах. Системы регули­рования вступают в работу и в со­ответствии со своей неравномер­ностью и нечувствительностью меня­ют нагрузку турбин. Таким образом осуществляется первичное регулиро­вание частоты. Однако частота в си­стеме при этом меняется в некото­рых пределах в соответствии с не­равномерностью всей энергосисте­мы, определяемой неравномерностя - ми систем регулирования отдель­ных агрегатов и их нечувствитель­ностью.

Для обеспечения постоянства ча­стоты в энергосистеме служит вто­ричное регулирование частоты, ко­торое осуществляется с помощью сетевых автоматических регулято­ров частоты. Последние воздейст­вуют на механизмы управления вы­деленных для этих целей агрегатов или станций (обычно менее эконо­мичных) и смещают их статические характеристики таким образом, что­бы вернуть частоту к прежнему зна­чению. При этом нагрузка турбин, не участвующих во вторичном регу­лировании частоты, возвращается к прежнему значению, а весь неба­ланс мощности воспринимается вы­деленными регулирующими агрега­тами.

Из всего вышесказанного видно, что конфигурация статической ха­рактеристики регулирования оказы­вает определенное влияние на усло­вия эксплуатации турбины и прежде всего на надежность ее работы, и поэтому необходимо иметь возмож­ность снимать эту характеристику в натурных условиях. Директивны­ми указаниями Министерства энер­гетики и электрификации СССР предлагается снимать статическую характеристику при каждом капи­тальном ремонте турбины и в слу­чае проведения наладочных работ в системе регулирования. В случае, если капитальные ремонты прово­дятся не ежегодно, снятие статиче­ской характеристики должно произ­водиться не реже 1 раза в год.

Эта задача является достаточно сложной, поскольку снять статиче­скую характеристику в конечном ви­де n=f(N3) не представляется воз­можным. Для этого пришлось бы менять в широком диапазоне часто­ту вращения и мощность турбоагре­гата. Однако при параллельной ра­боте на общую сеть частота враще­ния турбины меняться не будет. Из­менение расхода пара приведет лишь к изменению мощности. Ча­стоту вращения в широких пределах можно изменять лишь при отклю­чении турбины от сети, но при этом турбина окажется без нагрузки.

В настоящее время широкое рас­пространение нашел метод графиче­ского построения статической харак­теристики на базе характеристик отдельных элементов системы регу­лирования, снятых при различных режимах работы турбины. Такими характеристиками являются харак­теристики регулятора скорости, пе­редаточного механизма и исполни­тельного органа. Характеристика регулятора скорости x(p)~,f>(n) (рис. 4-6,а) представляет собой за­висимость между частотой вращения турбины п и ходом муфты регулято­ра скорости х или давлением масла (воды) в импульсной линии р при гидравлической системе регулирова­ния.

Характеристика передаточного механизма 2(ф) =f(x, p) (рис. 4-6,6) связывает между собой ход поршня сервомотора или угол поворота по­воротного сервомотора с ходом муф­ты регулятора скорости или давле­нием масла (воды) в импульсной линии. Третья характеристика Na— —f(z, ф) (рис. 4-6,в) дает зависи­мость между ходом (углом поворо­та) сервомотора и электрической мощностью турбоагрегата.

Наличие трех указанных харак­теристик позволяет построить ста­тическую характеристику регулиро­вания при опредленном положении

Механизма управления, как это представлено на рис. 4-7. Статиче­ская характеристика строится пу­тем кругового переноса эксперимен­тальных точек в верхний правый квадрант.

Такие же построения производят­ся при крайних положениях меха­низма управления, что дает возмож­ность выделить рабочую область нормальной эксплуатации турбоаг­регата (рис. 4-4).

Практически статическую харак­теристику системы регулирования строят путем совмещения двух за­висимостей: хода (поворота) порш­ня сервомотора от частоты враще­ния z(>ф) —f(n) и электрической мощности от хода (поворота) порш­ня сервомотора N3=f(z, cp).

Для снятия характеристик систе­мы регулирования проводятся три опыта: при холостом ходе, при ра­боте турбины под нагрузкой и на остановленной турбине [67].

Первый опыт позволяет устано­вить зависимость перемещения муф­ты регулятора скорости (давления в импульсной линии) и хода порш­ня (угла поворота) сервомотора от частоты вращения. Опыт, произво­дится при холостом ходе турбогене­ратора и включает в себя проверку нечувствительности регулятора ско­рости и всей системы регулирования в целом. Опыт должен производить­ся при трех различных положениях механизма управления, соответст­вующих:

А) сниженному до предела значе­нию частоты вращения, при этом по­путно выявляется минимальная ча­стота вращения, при которой турбо­генератор еще может быть разгру­жен до холостого хода;

Б) номинальной частоте враще­ния турбогенератора;

В) повышенному до предела зна­чению частоты вращения.

При проведении опыта расход изменяется вручную с помощью бай­паса ГПЗ. Замер частоты вращения производится с помощью ручного» тахометра класса 0,5, узкопредель­ного тахографа или стрелочного ча­стотомера, включенного в цепь ста­тора генератора. В последнем слу­чае генератор должен быть возбуж­ден. Перемещение муфты регулято­ра скорости, хода или угла поворо­та сервомотора фиксируется по спе­циально установленным шкалам. В гидравлических системах регули­рования замер давления в импульс­ной линии производится по маномет­ру МТИ-0,5.

Для определения нечувствитель­ности опыты проводят как при уве­личении, так и при понижении ча­стоты вращения, В дальнейшем ре­зультаты этих замеров наносят в ви­де отдельных кривых, которые и бу­дут определять общую степень не­чувствительности регулирования.

Отметим, что опыт холостого хо­да проводится при параметрах све­жего и отработавшего пара, близ­ких к номинальным или указанных в эксплуатационной инструкции.

Второй опыт проводят на турби­не, работающей в параллель. Цель опыта — определение зависимости между величиной перемещения сер­вомотора и мощностью турбоагрега­та N3=f(z, tр). Перед началом опыта турбина должна быть хорошо про­грета, параметры пара должны быть номинальными, а тепловая схема со­ответствовать эксплуатационной.

При проведении этого опыта надле­жит попутно выявить настройку по­рядка открытия регулирующих кла­панов, экономичность работы каждо­го регулирующего клапана и воз­можность нагружения турбогенера­тора при сниженных параметрах па­ра в пределах, разрешенных заво­дом-изготовителем.

Экономичность работы клапанов определяется по величине дроссели­рования при полном открытии, кото­рая не должна превышать 3—4% номинального давления пара.

Настройка порядка открытия ре­гулирующих клапанов должна соот­ветствовать данным завода-изгото- вителя и отвечать требованиям эко­номической работы агрегата, т. е. не допускать излишнего дросселиро­вания пара не полностью открытыми клапанами в момент начала откры­тия очередного клапана. Дроссели­рование можно считать допустимым, если оно не превышает 10% номи­нального значения давления перед клапаном. Нельзя допускать и из­лишне малой перекрыши в открытии клапанов, нарушающей плавность статической характеристики.

Для оценки правильности поряд­ка открытия клапанов полезно снять диаграмму зависимости давления за регулирующими клапанами от мощ­ности турбины (рис. 4-8). Для этого в процессе нагружения турбины за­меряются давления пара за каждым регулирующим клапаном.

Определение возможности нагру­жения турбины до номинальной мощности при сниженных парамет­рах пара производится при достиже­нии номинальной мощности путем дросселирования свежего пара глав­ной паровой задвижкой или стопор­ным клапаном. Отмечается давле­ние пара, при котором мощность на­чинает уменьшаться. При проведе­нии этого испытания необходимо тщательно следить за работой упор­ного подшипника и давлением в кон­трольной ступени. При увеличении температуры колодок упорного под­шипника или увеличении давления

В контрольной ступени сверх макси­мального значения, установленного заводом-изготовителем, опыт следу­ет прекратить. Категорически запре­щается производить опыты со сни­жением начального давления на турбине, имеющей солевой запас проточной части.

Опыт на остановленной машине производится для определения пре­делов перемещения элементов си­стемы регулирования |(муфты цент­робежного регулятора, сервомотора, регулирующих клапанов и механиз­ма управления), проверки соответст­вия настройки системы формуляр­ным данным завода-изготовителя, предварительного выявления нечув­ствительности отдельных узлов. Опыт проводится со снятой пружи­ной центробежного регулятора ско­рости при работающем вспомога­тельном маслонасосе. Перемещение муфты регулятора скорости произ­водится с помощью специального приспособления.

На турбинах с гидродинамиче­ской системой регулирования демон­тируется трубопровод, соединяющий напорную камеру импеллера с ре­гулятором скорости. К регулятору скорости подсоединяется трубопро­вод с регулировочным вентилем от пускового маслонасоса или насоса системы регулирования.

Муфта центробежного регулято­ра или золотник регулятора скоро­сти и сервомотор должны иметь за­пас хода для обеспечения номиналь­ной мощности турбогенератора при снижении параметров пара в разре­шенных заводом-изготовителем пре­делах. В противоположном направ­лении муфта или золотник регулято­ра скорости должны иметь запас хо­да для обеспечения закрытия регу­лирующих клапанов при сбросе на­грузки. Этот запас должен состав­лять не менее 25% располагаемого хода муфты для систем регулирова­ния, у которых механизм управле­ния смещает характеристику цент­робежного регулятора, и не менее 10 % располагаемого хода муфты для систем регулирования, у кото­рых механизм управления смещает зависимость между перемещением муфты и сервомотора.

Ранее рассматривались общие вопросы снятия статической харак­теристики для конденсационных и противодавленческих турбин. Стати­ческие испытания систем регулиро­вания турбин с регулируемыми отбо­рами имеют свои особенности. Так, опыты при изменении электриче­ской нагрузки от максимальной до минимальной проводятся при посто­янных, в том числе при максималь­ных, расходах пара з регулируемые отборы (в соответствии с диаграм­мой режимов). В результате полу­чается семейство характеристик N3=f(z). Кроме того, проводятся опыты по изменению расхода пара в отбор при постоянной электриче­ской нагрузке. В опытах на оста­новленной турбине для турбин с ре­гулируемыми отборами пара, кроме перечисленных выше величин, опре­деляется возможность закрытия ре­гулятором скорости парораспредели­тельных органов ЧВД, ЧСД, ЧНД в случае мгновенного сброса макси­мально допустимой электрической нагрузки при максимальных расхо­дах пара в регулируемые отборы. На остановленной турбине выявля­ется также возможность обеспече­ния системой регулирования всех режимов, которые предусмотрены диаграммой режимов турбины.

В заключение рассмотрим во­просы снятия статической характе-

Ристики регулирования мощных блочных турбин.

В настоящее время у этих агре­гатов в качестве импульсных орга­нов широко применяются упругие бесшарнирные датчики скорости (рис. 4-9). При наличии импульсно­го органа такого типа, а также ре­гулирующих клапанов, приводимых индивидуальными сервомоторами, рационально строить статическую характеристику не по трем, а по двум графикам. В качестве первого графика можно принять зависи­мость давления в линии промежу­точного усиления от частоты враще­ния, в качестве второго графика бе­рется зависимость мощности агрега­та от изменения давления в линии промежуточного усиления.

На рис. 4-10 приводится пример построения статической характери­стики для турбины К-800-240-2 ЛМЗ. Промежуточным параметром, связывающим частоту вращения с мощностью, является давление,
управляющее работой отсечных зо­лотников сервомоторов (Рупр). Для турбин ХТГЗ это может быть давле­ние в линии первого усиления. Сня­тие зависимости Pynp=f(n) произво­дится на холостом ходу турбины при различных положениях механизма управления. Зависимость М>= Ирущ>) снимается при работе турби­ны под нагрузкой.

При проведении испытаний сле­дует иметь в виду, что отклонение

■в 1

£ § ей *

& є

2800

10 MM

Рис. 4-11. Зависимость хода следящего зо­лотника г от частоты вращения турбины К-800-240-2.

Параметров пара и вакуума от нор­мы. а также изменения в тепловой схеме приводят к изменению расхо­да пара на турбину и, следователь­но, к изменению конфигурации ха­рактеристики. Поэтому все парамет­ры следует выдерживать в процессе опыта в нормальных пределах.

Помимо этого, для анализа рабо­ты системы регулирования полезно снять ряд дополнительных характе­ристик, таких, как зависимость хо­да следящего золотника от частоты вращения, зависимость хода серво­моторов ЦВД, ЦСД, сбросных кла­панов и отсечных клапанов турбопи- тательного насоса от управляющего давления, зависимость управляюще­го давления от хода золотника уп­равления, зависимость хода буксы промежуточного золотника от хода золотника управления и т. д. Первые две характеристики для турбины К-800-240-2 представлены на рис. 4-11 и 4-12.