Паровая турбина как объект регулирования

Турбину АЭС (привод генератора электроэнергии), как объект регулирования, характеризуют ее моментные статические характеристики в совокупности со статическими моментными характеристиками генератора электроэнергии.

Моментные статические характеристики турбины (рис. 14.1) – это зависимости крутящего момента на валу турбины М_т, создаваемого потоком пара в рабочем органе турбины, от частоты вращения вала п при постоянных расходах пара и неизменных его параметрах. Постоянному расходу пара при неизменных его параметрах, соответствует вполне определенное положение (открытие) регулирующих клапанов турбины. При этом мощность турбин на валу N_т остается постоянной.

Статические моментные характеристики генератора электроэнергии – это зависимости тормозящего момента на валу генератора М_г от частоты вращения его вала п при постоянных нагрузках на генератор со стороны сети N_г (рис. 14.2).

Статическими эти характеристики называют потому, что они соответствуют различным установившимся режимам работы турбины и генератора.

Рис. 14.1. Статические моментные Рис. 14.2. Статические моментные

характеристики турбины характеристики генератора

электроэнергии

Как видно из приведенных кривых, для турбины при постоянных начальных параметрах и расходе пара, увеличение частоты вращения связано с уменьшением крутящего момента на валу. Для генератора электроэнергии, наоборот – увеличение частоты вращения, при постоянной нагрузке со стороны сети, вызывает рост тормозного момента.

При наложении статических моментных характеристик турбины и генератора (рис. 14.3) друг на друга в точках их пересечения, получим установившиеся (стационарные) режимы работы турбоагрегата.

Рис. 14.3. Статические моментные характеристики турбины (кривые 1, 4), генератора (кривые 2, 3) и статическая моментная характеристика

регулирования ТА (кривая 5)

Установившемуся режиму работы ТА соответствует равенство моментов М_т = М_г, например, в точке А – пересечения кривых 1 и 2, с частотой вращения (см. рис. 14.3).

Строго говоря, здесь необходимо учитывать момент сопротивления сил трения М_тр, и тогда, установившемуся режиму должно соответствовать равенство М_т = М_г + М_тр.

Однако, М_тр несоизмеримо мал по сравнению с М_г, поэтому, при выполнении качественного анализа, он обычно не учитывается. Рассмотрим взаимосвязь параметров ТА с генератором, работающим на автономную сеть, при установившихся режимах его работы (см. рис. 14.3).

С уменьшением нагрузки генератора от сети, например, при отключении ряда присоединенных к ней потребителей, характеристика генератора сместится в положение, определяемое кривой 3. Если параметры и расход пара (положение регулирующих клапанов) останутся неизменными, то новый стационарный режим работы ТА будет соответствовать точке В с частотой вращения . При этом турбина и генератор переходят из одного устойчивого состояния в другое по линии АВ без какого-либо внешнего воздействия на турбину, то есть энергетический ТА обладает свойством саморегулирования. Изменение частоты вращения ТА и частоты тока (в этом случае – увеличение) будет недопустимо велико (см. рис. 14.3), что неприемлемо для потребителей электроэнергии, а также с точки зрения надежности ТА. При увеличении частоты вращения напряжения растяжения в элементах роторов турбины и генераторы возрастают пропорционально квадрату роста частоты вращения и могут превысить допустимые значения. Возникает необходимость воздействовать на турбину (управлять ею) таким образом, чтобы частота вращения ТА оставалась постоянной или изменялась в очень малых заданных пределах. С этой целью, при изменении нагрузки сети и смещении статической характеристики генератора (кривая 3), необходимо также сместить характеристику турбины (кривая 4) путем изменения положения регулирующих клапанов, подающих пар в турбину, (в данном примере их прикрытием). Новый установившийся режим будет достигнут в точке С при частоте вращения , которая лишь незначительно превышает . Установившиеся режимы работы ТА при совместном изменении характеристик турбины и генератора определяются точками на линии 5, которая называется статической характеристикой управляемого турбогенератора.

Частота переменного тока (частота вращения ТГ), как отмечалось ранее, должна с высокой степенью точности поддерживаться постоянной, равной 50 Гц (с^-1), поэтому она является регулируемой величиной; ее принимают в качестве сигнала, характеризующего работу ТА. В качестве управляющего (командного) импульса для автоматического управления турбиной принимают отклонение частоты вращения n от ее номинального значения п_о: n = n_o – n. На этом принципе управления по отклонению регулирующего параметра построены все системы регулирования частоты вращения турбин. Для повышения быстродействия системы могут использоваться дополнительные импульсы по угловому ускорению , или по нагрузке (изменению нагрузки), которые являются причиной изменения частоты вращения n, возникают и исчезают без запаздывания.