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).
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
*Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,6 6,5%.
**Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается АО 0,5% нечувствительности, по которым судят о качестве настройки 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

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.
В 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.