Защиты паровых турбин
Качество электроэнергии определяется частотой и напряжением переменного тока. Частота переменного тока f определяется частотой вращения n электрогенератора турбоустановки: f= р n, где р – число пар полюсов генератора. Номинальное значение частоты сети энергосистем в РФ равно 50 Гц, поддержание которой при любых нагрузках составляет основную задачу регулирования турбин ТЭС и АЭС.
При одной паре полюсов генератора n=50 с-1 (3000 об/мин) частоте f=50 Гц соответствует n=50 с-1 (3000 об/мин). Генераторы, приводимые во вращение тихоходными турбинами с n=25 с-1 (1500 об/мин), имеют две пары полюсов, для них p=2.
Требование постоянства частоты определяет одну из основных задач регулирования турбины: сохранение частоты вращения ротора турбогенератора и, следовательно, турбины постоянной и близкой к номинальной, несмотря на изменения нагрузки.
Если турбина предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (теплофикационные турбины), то наряду с поддержанием постоянной частоты вращения ротора турбины ставятся дополнительные условия сохранения неизменными давлений в камерах регулируемых отборов или за турбиной (типа Р) при изменениях тепловой нагрузки.
Для этого все турбоагрегаты снабжены системами автоматического регулирования (САР), одним из главных элементов которых является регулятор скорости вращения ротора турбины. Такой регулятор измеряет частоту вращения и управляет системой, устанавливающей взаимосвязь внешней электрической нагрузки и крутящего момента на валу турбины. В качестве примера на рис. 20.1 показана конструкция центробежного регулятора скорости.
К концу вала 1 крепится корпус регулятора 2, к которому присоеденена лента 3 с грузами 4. Эти грузы жестко связаны с пружиной 5, центр которой прикреплен к валу. В середине ленты 3 укреплена отбойная пластина 6. К отбойной пластине подходит сопло 7, укрепленное в подвижной части 8, представляющей собой поршень с отсечными кромками, регулирующими слив масла из линии управления 9. К поршню подводится масло, проходящее через дроссель 10 в наружную полость, из которой оно проходит в сопло 7. При изменении частоты вращения ротора турбины грузы 4 под действием центробежной силы перемещают отбойную пластину 6, в результате чего изменяются расход масла из сопла 7 и давление на сливе по отношению к давлению в линии управления 9. Изменение давления рх является командой в систему регулирования для включения в работу регулирующих клапанов турбины.
Рис. 20.1. Центробежный регулятор скорости Рис. 20.2. Моментные характеристики:
турбины ЛМЗ 1 и 4 - турбины МТ=f(n); 2 и 3 - генератора МГ=f(n)
Моментная характеристика турбины (линия 1 на рис. 20.2) построена для постоянного пропуска водяного пара и его неизменных параметрах, при которых крутящий момент МТ на валу турбины соответствует определенному открытию регулирующих клапанов. В точке а момент МТ равен моменту сопротивления МГ на валу электрического генератора, характеристика которого определена линией 2. В данном установившемся режиме работы формируется частота вращения валопровода турбоагрегата nа. При изменении нагрузки электрической сети характеристика электрогенератора сместится (например, в положение, определяемое линией 3 на рис. 20.2). Если положение регулирующих клапанов не изменится, то установится новый режим работы в точке b с другой частотой вращения nb. Таким образом, турбина и генератор могут переходить из одного устойчивого режима работы в другой без какого-либо воздействия на них. Этот процесс называют саморегулированием и он определяется тем, что в точке пересечения моментных характеристик ¶ МТ /¶ n <0, а ¶ МГ /¶ n >0. Но изменение частоты вращения при этом оказывается большим. Для того, чтобы частота вращения оставалась в допустимом диапазоне ее изменения (например, со значением nс), следует сместить характеристику турбины в положение 4 (рис. 20.2) изменением пропуска пара посредством регулирующих клапанов, являющихся исполнительными органами системы автоматического регулирования. Все установившиеся режимы работы турбоагрегата при совместном изменении характеристик турбины и генератора в итоге определяются линией 5, которую называют статической характеристикой турбоагрегата.
При нарушении установившегося режима работы угловое движение валопровода турбоагрегата описывается уравнением
, (20.1)
где J – момент инерции валопровода; dw/dt - его угловое ускорение. При МТ>МГ dw/dt >0 и частота вращения валопровода турбоагрегата растет, а при МТ<МГ частота уменьшается. Допуская некоторое малое отклонение частоты вращения от номинального значения, это отклонение можно использовать в качестве командного импульса для системы автоматического управления турбиной. При этом речь в итоге идет о воздействии на крутящий момент, развиваемый водяным паром в рабочих решетках турбинных ступеней. Это воздействие определяется изменением расхода пара в турбину посредством его дросселирования в регулирующих клапанах системы парораспределения.