Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


Физическая суть процессов регулирования частоты

На ротор каждого турбо- или гидрогенератора действуют два момента. Один момент - турбины, - зависящий от впуска в турбину энергоносителя, стремится все время ускорить вращение ротора, другой - генератора - противодействует этому ускорению. Значение последнего момента зависит от электрической нагрузки генератора. Эти два момента в каждом турбо- и гидрогенераторе при нормальном режиме работы энергосистемы равны, что обеспечивает вращение роторов всех генераторов с одинаковой (синхронной) частотой.

Мощность, вырабатываемая каким-то электрогенератором N, равна (пренебрегая потерями):

При изменении нагрузки и соответственно частоты в системе необходимо изменить вращающий момент первичного двигателя - турбины, меняя впуск в турбину энергоносителя (пара, воды) и приводя тем самым вращающий момент турбины в соответствие с тормозящим моментом нагрузки. Оператор не в состоянии сделать это быстро и качественно, поэтому поддержание частоты вращения передается системе автоматического регулирования (САР) турбины.

Регулятор частоты вращения паровой турбины должен измерять угловую скорость ротора и соответственно воздействовать на регулирующий клапан, изменяющий пропуск пара в турбину. Прежде на турбинах малой мощности этот регулятор сам перемещал клапан, для современных турбин используются гидравлические усилители, перемещающие клапан по команде от регулятора. Для регулирования частоты вращения в турбинах используются механические, гидродинамические и электрические измерители и преобразователи. На рис. 3.1 вращения турбогенератора показан простейший механический центробежный регулятор частоты вращения, связанный с валом турбины. Такие регуляторы использовались в 20-30-х гг. прошлого века. В нем центробежная сила, возникающая при вращении грузиков 1, уравновешивается их весом и силой растяжения пружины 2. Положение грузиков и связанной с ними муфты определяется только скоростью вращения ротора турбины. При увеличении скорости грузики расходятся, муфта приподнимается (на величину х), и это перемещение через рычаг 3 передается штоку 4 регулирующего клапана. Клапан прикрывается (на величину z), уменьшая расход пара на турбину и тем самым снижая ее скорость.

Очевидно, что каждой скорости вращения ротора турбины ю соответствует свое положение клапана, т.е. свое значение расхода пара G и соответственно нагрузки турбогенератора (говоря языков специалистов по автоматике - характеристика турбины является статической). Однако с точки зрения энергосистемы требуется астатическое поддержание скорости вращения, т.е. при любом расходе пара необходимо иметь одно и то же значение угловой скорости вращения ю0 (или номинальной частоты вращения ротора турбины n0), соответствующее стандартному значению частоты в системе f0.


Это означает, что турбина должна иметь механизм управления (МУТ), позволяющий оперативному персоналу изменять ее мощность в зависимости от требуемого режима выработки электроэнергии при неизменной скорости вращения.

Пример изменения статической характеристики турбины (связи «число оборотов - мощность») показан на рис. 3.3.

Эксплуатация АЭС. Ч. 1 Работа АЭС в энергосистемах. Ч. II. Обращение с радиоактивными отходами: Учебное пособие. М.: НИЯУ МИФИ, 2011.

Экспертиза

на главную