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:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)*, % …………………….. 4-5

Местная степень неравномерности по частоте вращения, %:минимальная в любом диапазоне

нагрузок, не ниже ……………………………………….2,5

максимальная: в диапазоне нагрузок

до 15% NHOM, не более ………………………………………..10

в диапазоне нагрузок от 15 % NHOM

до максимальной, не более .…………………………….. 6

Степень нечувствительности* * по частоте

вращения, %, не более ………………………………………………0,3

Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления: при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа), кПа, не более .. 5 при давлении в отборе (противодавлении)

2,5 Кгс/см2 (0,25 мПа) и выше, %, не более ………………………2

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления дол­жна удовлетворять требованиям потребителя, согласо­ванным с заводом - изготовителем турбин, и не допус­кать срабатывания предохранительных клапанов (уст­ройств).

*Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,6 6,5%.

**Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается АО 0,5%.

Одной из основных характеристик систем регулирования и парораспределения турбины является статическая характеристика регулирования. По данной характеристике определяются степень неравномерности, местные степени неравномерности, а также степень

нечувствительности, по которым судят о качестве настрой» системы регулирования.

Статической характеристикой является графическое отображение зависимости между частотой вращения турбины и активной электрической нагрузкой генератора в диапазоне изменения последней от холостого хода турбины до номинального значения при неизменном положении МУТ

Поскольку статическую характеристику невозможно получить путем прямого эксперимента (для которого необходимо иметь возможность включения генератора турбины на индивидуального потребителя электрической энергии) на практике статическая характеристика определяется косвенно по специальной методике [6], а также в технической документации завода-изготовителя. Общие принципы снятия и построения статической характеристики описаны также в специальной учебной литературе по системам автоматического регулирования паровых турбин. На рисунке 4.4.1 (кривая 1) показана типовая статическая характеристика регулирования турбины, т.е. зависимость ча­стоты вращения п ротора турбины от изменения нагрузки N. Характеристика однозначна, т.е. каждому значению п соот­ветствует только одно возможное значение N.

, п2, п3, n4 - фиксированные значения частот, соответствую­щих нагрузкам NХX, N2, NН; Nxx = 0 (холостой ход); NH — номинальная нагрузка

Рисунок 4.4.1 - Статическая характеристика регулирования турбины

Разность частот ( ) называется неравномернос­тью системы регулирования.

На практике для удобства используется вместо нерав­номерности степень неравномерности , которая пред­ставляет собой выраженное в процентах отношение не­равномерности к номинальной частоте вращения ротора турбины nн = 3000 об/мин:

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.

Для конденсационных турбин, где основным регулируемым параметром является частота вращения, степень не­равномерности выбрана в пределах 4 — 5%, что, с одной сто­роны, обеспечивает устойчивую работу системы регулиро­вания, с другой — хорошие динамические свойства.

Для турбин с противодавлением основным регулируе­мым параметром является давление, поэтому желательно, чтобы эти турбины в меньшей степени реагировали (из­менением электрической нагрузки) на изменение частоты в электрической сети; их статическая характеристика вы­полняется более крутой, степень неравномерности допус­кается 4,5 — 6,5%.

На рисунке 4.4.1 видно, что статическая характеристи­ка регулирования имеет участки с разной крутизной, гра­фически отображающие местные неравномерности. На участке от холостого хода до мощности , неравномер­ность будет отличаться от . Значения местной степени неравномерности на участках определя­ются по формулам:

Значения местной степени неравномерности ограни­чиваются: нижнее значение (2,5%) устойчивостью работы системы регулирования, верхнее (6% для нагрузок, боль­ших 15% )— снижением приемистости турбины.

Для улучшения устойчивости регулирования значение местной неравномерности должно быть выше среднего в области холостого хода и малых нагрузок (для облегчения синхронизации при включении турбогенератора в сеть), а также вблизи номинальной нагрузки.

Б реальных системах регулирования из-за наличия сил трения, люфтов, износа деталей не удается получить од­нозначную зависимость частоты вращения от изменения мощности. Если наложить статическую характеристику, снятую при разгрузке турбины, на статическую характе­ристику, снятую при нагружении, они не совпадут. Воз­никает некоторая область вокруг статической характе­ристики (см. рисунок 4.4.1), называемая областью нечувствительности. Разность частот вращения , взятых при одной и той же нагрузке, отнесенная к номинальной частоте вращения | называется степенью нечувстви­тельности:

Нечувствительность системы регулирования отрица­тельно сказывается на регулировочных процессах. Она мо­жет вызвать качание частоты вращения на величину при работе на холостом ходу, затрудняя синхронизацию турбоагрегата, а при работе агрегата в энергосистеме — колебание нагрузки.

Повышенная нечувствительность системы регулирова­ния ухудшает способность турбины к участию в первич­ном регулировании частоты в системе, так как при воз­никновении дисбаланса генерирующих и потребляющих мощностей турбина не будет изменять мощность до тех пор, пока отклонение частоты в сети не превысит .

Чем совершеннее система регулирования, тем меньше степень ее нечувствительности. Применение электрогид­равлических систем регулирования с регулятором мощ­ности позволяет снизить степень нечувствительности до значения, меньшего 0,06% номинальной частоты враще­ния. Однако следует иметь в виду, что даже в самых конструктивно совершенных системах регулирования нечув­ствительность может увеличиваться во время эксплуата­ции из-за износа деталей, загрязнения зазоров в буксах золотников и др.

Для турбин, исчерпавших или почти исчерпавших свой ресурс (выпуска до 1950 г.), регулирующие системы которых имеют много рычажных связей, допускается иметь степень нечувствительности до 0,5%. Для остальных турбин, выпущен­ных до января 1991 г. (срок ввода в действие ГОСТ 24278-89 [1]), степень нечувствительности не должна превышать 0,3%; ГОСТ 24278-89 ужесточил требования к степени нечувстви­тельности систем регулирования вновь изготавливаемых тур­бин (0,06% — для турбин с электрогидравлическими система­ми регулирования, 0,2% — для турбин с гидравлическими си­стемами регулирования).

При регулировании как давления, так и частоты вра­щения существует зависимость давления от тепловой на­грузки — статическая характеристика регулирования давле­ния. Форма ее определяется степенью неравномерности, т.е. разностью давлений при нулевой и максимальной тепловых нагрузках турбины. Минимальное давление определяется по­требителем по условиям теплоснабжения или производства, а максимальное — отстройкой от уставки срабатывания пре­дохранительных клапанов. Степени неравномерности регу­лирования давления не регламентируются и в среднем со­ставляют 8-12% номинального давления пара в отборе.

4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения долж­ны выполняться в соответствии с инструкциями заво­дов - изготовителей турбин и действующими руково­дящими документами.

От состояния системы регулирования и защиты от раз­гона в значительной степени зависит надежность работы турбины и ее функциональные показатели. Текущее со­стояние системы регулирования и защиты турбин должно регулярно контролироваться по существующим методи­кам. Сроки и объемы проверок и испытаний системы ре­гулирования и защиты регламентированы ПТЭ, инструк­циями заводов — изготовителей турбин и другими отраслевыми НД и должны строго выдерживаться. При этом следует руководствоваться указаниями документа, который предъявляет более жесткие требования к срокам или объемам испытания.

Методические указания [6] устанавливают последова­тельность и общий порядок организации проведения ис­пытаний автоматических систем регулирования и противоразгонной защиты паровых турбин. В них изложены ука­зания по проведению:

• проверок паровой плотности стопорных и регулиру­ющих клапанов турбин, поворотных диафрагм и поворот­ных заслонок регулируемых отборов пара;

• проверок работы обратных и предохранительных клапанов;

• статических испытаний систем регулирования на ос­тановленной турбине, при работе на холостом ходу и под нагрузкой, проверок построения статической характерис­тики системы регулирования;

• определения импульсных характеристик турбоагрегата;

• испытания системы регулирования мгновенным сбро­сом паровой нагрузки;

• испытания системы регулирования мгновенным сбро­сом электрической нагрузки;

• испытания противоразгонной защиты.