24. Как осуществляется параллельная paбота турбогенераторов. Для чего необходим синхронизатор?
Турбины современных электростанций работают не изолированно, а параллельно на большую (ёмкую) энергосистему. При этом синхронизирующая сила поддерживает равенство частоты вращения турбоагрегатов и её совпадение с частотой сети.
Из рассмотрения прямолинейной статической характеристики любого турбоагрегата легко получить, что
,
(10.5)
т.е. относительное изменение мощности турбоагрегата прямо пропорционально изменению частоты вращения и обратно пропорционально степени неравномерности.
При изменении нагрузки в сети, приводящей к изменению её частоты, автоматически изменяются мощности турбоагрегатов в соответствии с их статическими характеристиками. Такая автоматическая реакция всех работающих в системе турбоагрегатов называется первичным регулированием частоты сети. Следует подчеркнуть, что это название условно, никакого регулирования частоты не происходит, наоборот, снижение (или возрастание) мощности оказалось возможным именно за счет изменения частоты сети. Процесс регулирования мощности в сети на этом не заканчивается, так как частота сети должна быть восстановлена в соответствии с требованиями ПТЭ.
В реальных энергосистемах мощность в течение суток может изменяться вдвое и более, и поэтому изменения частоты сети будут еще существеннее. Поэтому возникает задача поддержания частоты сети в очень узких пределах при любой нагрузке энергосистемы. Эта задача разрешается с помощью специального механизма управления турбиной (МУТ), который часто называют синхронизатором, так как им пользуются для точной подгонки частоты вращения при синхронизации турбины перед включением её в сеть.
Рассмотрим
параллельную работу двух турбин с
прямолинейными стат. характеристиками.
Частота вращения, одинаковая для обеих
турбин, равна n,
а их нагрузки соответственно N1Э
и N2Э.
Если нагрузка сети NC
= N1Э
+ N2Э
возрастет на
NС
и превысит генерируемую активную
мощность, то разность мощностей будет
покрываться за счет изменения кинетической
энергии всех вращающихся машин, работающих
в сети. Частота сети снизится на
n,
причем ее падение будет продолжаться
до тех пор, пока все изменение нагрузки
сети
NС
не распределится между параллельно
работающими турбинами. Так как для обеих
турбин одинаково
n,
находим приращение мощности одной
турбины:
N1Э = NС/ (1+ (N2Э. НОМ/ N1Э. НОМ)*( 1/ 2)).
Следовательно, колебания нагрузки сети сильнее отражаются на нагрузке той турбины, которая имеет более пологую статическую характеристику, т. е. меньшую степень неравномерности.
Каким образом осуществляется сервомоторное регулирование подачи пара в турбину?
С ростом частоты вращения n центробежные силы грузов 5 увеличиваются , муфта (точка А) регулятора 1 поднимается , сжимая пружину 6 и поворачивая рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в точке С отсечной золотник 2 смещается из среднего положения вверх, за счет чего верхняя полость гидравлического сервомотора 3 сообщается с напорной линией, а нижняя - со сливной. Поршень сервомотора перемещается вниз, прикрывая регулирующий клапан 4 и уменьшая пропуск пара в турбину. Одновременно с помощью обратной связи (правый конец рычага АВ связан со штоком поршня сервомотора) золотник возвращается в среднее положение, в результате чего стабилизируется переходный процесс и обеспечивается устойчивость регулирования. При снижении частоты процесс регулирования протекает аналогично, но с увеличением пропуска пара в турбину.
Назовите главные автоматические системы защиты турбины.
защита по повышению частоты вращения;
- защита по давлению в системе смазки;
- защита по вакууму в конденсаторе;
- защита турбины по температуре свежего пара;
- защита по уровню воды в ПВД.
Система защиты от разгона. Разгон турбины сверх допустимой частоты вращения очень опасен. Недопустимое увеличение частоты вращения турбогенератора может произойти при нарушении связей (муфт) между отдельными валами турбогенератора, когда с какого-либо из валов снимается нагрузка, или при отключении электрического генератора от сети.
Автомат безопасности, настраивается на частоту вращения, на 10 – 12 % превышающую номинальную. Однако, может оказаться, что автомат безопасности не сработает или его срабатывание задержится. Поэтому в системе имеется еще один контур защиты. При повышении частоты вращения до 114 – 115 % номинальной грузы регулятора частоты вращения расходятся настолько, что позволяют золотнику 3 сдвинуться вправо до такой степени, чтобы открылись окна буксы золотника, обеспечивая такое же уменьшение давления в камере А золотников регулятора автомата безопасности, как и при срабатывании его бойков.
У персонала может возникнуть необходимость быстро остановить турбину, иногда даже по причине, не связанной с её работой (например, возникновение пожара на соседнем энергоблоке). Для этого систему защиты снабжают кнопкой 12, нажатие которой обеспечивает точно такую же посадку золотников регулятора безопасности, как и в случае разгона турбины. Прекратить подачу пара в турбину можно и с блочного щита управления, подавая ток на электромагнитный выключатель 13, который перемещает золотник 14.
Защита от осевого сдвига ротора. При чрезмерном осевом сдвиге ротора возникают задевания вращающихся деталей о неподвижные, приводящие к разогреву и тепловым деформациям соприкасающихся деталей. Это в свою очередь вызывает разбалансировку ротора, усиленную вибрацию турбины и прогрессирующее развитие задеваний вплоть до полного её разрушения.
В качестве импульса для работы системы защиты по осевому сдвигу служит значительное перемещение гребня упорного подшипника, например при расплавлении баббитовой заливки колодок. Обычно применяют датчики гидравлического или электрического типа.
В мощных турбинах чаще всего применяют электромагнитный датчик (рис. 11.4), посылающий при опасном смещении ротора импульс на электромагнитный выключатель 13 (см. рис. 11.3); он перемещает золотник 14, который обеспечивает срабатывание золотников автомата безопасности 17 и всей системы защиты.
Защита от повышения давления в конденсаторе. Эта защита является третьей по важности для турбины. Внезапное падение вакуума в конденсаторе турбины, как правило, происходит вследствие прекращения или резкого уменьшения подачи охлаждающей воды. Ухудшение вакуума приводит к повышению температуры в выходном патрубке, его короблению и нарушению работы вкладышей подшипников, что вызывает повышенную вибрацию турбины, к повышению напряжений в лопатках и их поломкам.
Защита при повышении давления в конденсаторе выполняется двухступенчатой. Специальное вакуум-реле при повышении давления в конденсаторе примерно до 70 кПа подает импульс на электромагнитный выключатель 13 (см. рис. 11.3), вызывающий срабатывание системы защиты. Второй ступенью защиты по вакууму являются предохранительные тонкие паронитовые мембраны, устанавливаемые обычно на выходных патрубках. При нормальной работе турбины прочность и плотность мембран достаточны, чтобы предупредить подсосы воздуха в конденсатор, а при повышении давления в выходном патрубке выше атмосферного происходит разрыв мембраны с выпуском пара в машинный зал. Такие случаи происходят, впрочем, крайне редко.