филиал в г. Северодвинске Архангельской области

Кафедра океанотехники и энергетических установок

(наименование кафедры)

Попов Павел Андреевич

(фамилия, имя, отчество студента)

Институт

Севмашвтуз

курс

группа

26.03.02 Судовые энергетические установки

(код и наименование направления подготовки/специальность)

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине

Автоматизация судовых энергетических

установок

На тему

Статические характеристики турбоагрегата

(наименование темы)

Отметка о зачёте

(дата)

Руководитель

(должность)

(подпись)

(инициалы, фамилия)

(дата)

Северодвинск 2017

Содержание:

1. Введение…………………………………………………………………….3

2. Статическая характеристика турбоагрегата…………………………….4-10

3. Ограничительный П-регулятор, Всережимный регулятор …11-14

4. Список литературы……………..…………………………………….........15

Введение.

Автоматическая система регулирования (АСР) частоты вращения ротора ГТЗА или турбинных приводов вспомогательных механизмов представляет собой замкнутую систему, состоящую из объекта регулирования с регулирующими органами и регулятора. Регулируемой величиной такой АСР служит частота вращения ротора турбоагрегата, пределы допустимого изменения которой определяются назначением турбоагрегата и типом АСР.

Качественную оценку работы системы регулирования в целом дают две характеристики: статическая и динамическая.

Динамическая характеристика оценивает работу системы регулирования в переходном процессе и представляет собой график изменения частоты вращения турбины. В данной работе рассматриваем статическую характеристику.

Статическая характеристика турбоагрегата.

Статическая характеристика описывает работу регулирования в установившемся режиме и представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагрузки турбины '(рис. 1). Для избежания динамических эффектов при снятии характеристики нагрузка турбины должна меняться медленно, с достаточно длительной выдержкой на режимах, при которых производятся замеры. Статическая характеристика должна представлять собой плавную кривую (или прямую) без перегибов и горизонтальных участков.

График статической характеристики в области холостого хода может иметь более крутой участок для облегчения синхронизации и повышения устойчивости регулирования на холостом ходу и малых нагрузках. Такую же конфигурацию может иметь статическая характеристика и в области максимальной мощности. В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание экономической нагрузки.

Рис. 1 Статическая характеристика системы регулирования.

Разница между частотой вращения турбины щ при холостом ходе и частотой вращения гіг при номинальной нагрузке, отнесенная к номинальной частоте вращения турбины п, выраженная в процентах, называется степенью неравномерности системы регулирования. Эта величина в определенной мере характеризует степень наклона статической характеристики.

Представленная на рис. 1 статическая характеристика снята без учета нечувствительности системы регулирования. В действительности же все системы регулирования обладают той или иной нечувствительностью, которая проявляется в том, что система не реагирует на некоторые небольшие изменения регулируемого параметра. В данном случае это приведет к тому, что при небольшом изменении частоты вращения расход пара и мощность турбины будут оставаться постоянными до тех пор, пока не будут преодолены силы трения в подвижных элементах системы регулирования и не будут выбраны зазоры в шарнирных соединениях. В этих условиях расчетная статическая характеристика будет находиться посередине между двумя действительными кривыми (рис. 2), одна из которых снята при повышении частоты вращения (верхняя), а другая при понижении частоты вращения (нижняя). Вся заштрихованная полоса между этими кривыми представляет собой зону нечувствительности системы регулирования.

Рис.2 Статическая характеристика с учетом нечувствительности.

Суммарная нечувствительность системы регулирования складывается из нечувствительности всех элементов и характеризуется степенью нечувствительности, определяемой в процентах.

Увеличение степени нечувствительности сверхдопустимых пределов сказывается отрицательно на работе системы регулирования. Это выражается в том, что турбина может не держать холостой ход при сбросе нагрузки вследствие увеличения запаздывания закрытия регулирующих клапанов турбины. Наличие значительной нечувствительности затрудняет поддержание заданной частоты в сети, влияя тем самым на качество отпускаемой энергии. Нечувствительность регулирования может также вызвать самопроизвольное изменение нагрузки на параллельно работающей турбине при постоянной частоте сети.

Максимальная величина этого изменения может быть подсчитана по формуле:

AW = - у – Whom

Где Whom — номинальная мощность турбины.

Увеличение нечувствительности системы регулирования может быть вызвано целым рядом причин: износом пальцев и выработкой отверстий в шарнирных соединениях, заносом шламом золотников и отверстий в буксах, увеличением трения штоков во втулках вследствие засорения зазоров, перекосом золотников и штоков, значительной аэрацией масла и пр.

Поскольку нечувствительность регулирования в значительной мере зависит от условий эксплуатации, обслуживающий персонал имеет возможность поддерживать эту величину на минимальном уровне, указанном в ПТЭ. Для этого необходимо тщательно следить за состоянием масла, не допуская его обводнения, аэрации, загрязнения посторонними примесями. Особенно опасно с этой точки зрения появление в масле водорастворимых кислот, которые могут вызвать коррозию трущихся поверхностей в системе регулирования и увеличить трение в этих элементах.

Аналогичные требования предъявляются и к огнестойким маслам типа «Иввиоль» и «ОМТИ». При водяных системах регулирования особую опасность с точки зрения увеличения нечувствительности представляет попадание механических частиц в систему регулирования, что может произойти при нарушении нормальной работы фильтров.

При капитальных ремонтах все изношенные детали системы регулирования должны быть заменены, а зазоры в шарнирных и других подвижных соединениях приведены в соответствие с нормой.

Помимо элементов автоматического управления, система регулирования содержит также и органы ручного управления турбиной. Эти органы называются механизмами управления (синхронизаторами). С их помощью обслуживающий персонал может вручную плавно менять расход пара на турбину, что очень важно при синхронизации агрегата, а также при параллельной работе, когда требуется изменить нагрузку. В качестве механизма управления может служить устройство для изменения натяжения пружины регулятора скорости, устройство для изменения длины тяги подвеса золотника или смещения буксы. дополнительный управляемый слив масла из импульсной линии или линии усиления при использовании в схемах регулирования проточных линий.

Во всех случаях независимо от типа механизма управления его действие заключается в смещении статической характеристики примерно параллельно самой себе, что позволяет изменять мощность от нуля до максимума при работе турбины в параллель или менять в широких пределах частоту вращения отключенной от сети турбины.

На рис. 3 представлены статические характеристики при различном положении механизма управления. Как видно из графика, смещение статической характеристики из положения а — b в положение а' — Ь' и а"—Ь" при номинальной частоте в сети (чему соответствует номинальная частота вращения По) приводит к увеличению мощности от N& соответственно ДО N'a и N"3.

Рис. 3. Статическая характеристика регулирования при различных положениях механизма управления.

Необходимо иметь достаточный ход механизма управления, чтобы обеспечить любой режим работы турбоагрегата при постоянной частоте сети.

Эти положения должны быть справедливы и при допустимых изменениях частоты в системе. Вследствие этого механизм управления должен иметь дополнительные запасы хода, чтобы обеспечить перевод турбины на холостой ход при допустимой величине понижения частоты и нагружение турбины до номинальной мощности при повышении частоты в системе.

На рис. 3 представлены крайние положения статической характеристики и выделена рабочая область нормальной эксплуатации системы регулирования турбоагрегата при допустимых колебаниях частоты в энергосистеме.

Кроме того, регулятор скорости и сервомотор должны иметь запас хода для обеспечения номинальной мощности турбогенератора при снижении параметров пара в разрешенных заводом-изготовителем пределах.

При работе турбины в параллель с другими агрегатами наклон и конфигурация статической характеристики будут определять изменение нагрузки турбины при изменении частоты в сети. Турбины, имеющие более крутую характеристику, слабо реагируют на изменение частоты, в то время как турбины, имеющие пологую характеристику, меняют свою мощность на значительную величину.

Если в объединенной системе одновременно работают турбины разной экономичности, то было бы рационально, чтобы более экономичные машины имели более крутое протекание статической характеристики, а менее экономичные имели пологую характеристику с малой степенью неравномерности. Это позволило бы экономичным машинам работать в устойчивом режиме, снимая базовую часть графика нагрузок,в то время как турбины, имеющие пологую статическую характеристику, автоматически снимали бы пики нагрузки, поддерживая частоту в сети.

Однако практически это целесообразно делать лишь в редких случаях. В настоящее время объединенные энергосистемы, основу которых составляют крупные энергоблоки, достигли очень больших мощностей. Старые маломощные турбоагрегаты уже не в состоянии покрыть пики графика нагрузок системы. В то же время изменения частоты в мощных энергосистемах при их нормальных режимах работы стали более медленными и малыми по величине в силу того, что соотношение мощности единичного потребителя и всей системы значительно уменьшилось.

Регулирование частоты в современных объединенных энергосистемах производится следующим образом. При отключении или подключении потребителей возникает небаланс между генерируемой мощностью и нагрузкой. Это приводит к ускорению или замедлению роторов турбины и изменению частоты в энергосистемах. Системы регулирования вступают в работу и в соответствии со своей неравномерностью и нечувствительностью меняют нагрузку турбин. Таким образом осуществляется первичное регулирование частоты. Однако частота в системе при этом меняется в некоторых пределах в соответствии с неравномерностью всей энергосистемы, определяемой неравномерностями систем регулирования отдельных агрегатов и их нечувствительностью.

Для обеспечения постоянства частоты в энергосистеме служит вторичное регулирование частоты, которое осуществляется с помощью сетевых автоматических регуляторов частоты. Последние воздействуют на механизмы управления выделенных для этих целей агрегатов или станций (обычно менее экономичных) и смещают их статические характеристики таким образом, чтобы вернуть частоту к прежнему значению. При этом нагрузка турбин, не участвующих во вторичном регулировании частоты, возвращается к прежнему значению, а весь небаланс мощности воспринимается выделенными регулирующими агрегатами.

Из всего вышесказанного видно, что конфигурация статической характеристики регулирования оказывает определенное влияние на условия эксплуатации турбины и прежде всего на надежность ее работы, и поэтому необходимо иметь возможность снимать эту характеристику в натурных условиях.

Объекты регулирования АСР частоты вращения роторов турбогенераторов и турбинных приводов других вспомогательных механизмов имеют более простую структуру. Как правило, они состояв из одного аккумулятора механической энергии. Необходимость в маневровых клапанах у таких турбоагрегатов отпадает, поэтому регулирующие воздействия на объект осуществляются при помощи сопловых клапанов.

У турбогенераторов с регулируемыми отборами пара, когда регулируется не только частота вращения ротора турбогенератора, но и давления в камерах отбора, число аккумуляторов возрастает соответственно числу отборов пара. Необходимое регулирующее воздействие на объект в этом случае оказывают не только за счет сопловых клапанов ТВД, но и при помощи дополнительных регулирующих клапанов, устанавливаемых на подводе пара из соответствующей камеры отбора в следующую за ней ступень турбины.

Для регулирования частоты вращения роторов турбин применяют П-регуляторы ограничительные, всережимные или однорежимные, обычно непрямого действия, гидравлические (рабочая среда — масло).

Основным возмущением САР частоты вращения w ротора главной турбины является изменение нагрузки — момента сопротивления гребного винта М_с или характеристики отвода энергии М_с=М_с(w), называемой также винтовой характеристикой. Установившийся режим работы турбины может быть нарушен и другими возмущениями, например, изменением параметров пара перед маневровым клапаном, что изменит движущий момент М_л на гребном валу, который в зависимости от со определяет характеристику подвода энергии М_д=М_д(w). Пересечение характеристик подвода АБ и отвода 0В определяет установившийся режим работы турбины, так как М_до=М_со, а частота вращения w_t постоянна (рис. 4, а, точка Е).

рис. 4.

Статические характеристики САР частоты вращения ротора с регуляторами:

а- ограничительным; б- однорежимным; в – всережимным при турбине, работающей на ВФШ.