Механизм управления турбиной

Коэффициент приемистости. Сигналы, передаваемые из энергосистемы в САР блока, требуют различного быстродействия. Вторичное регулирование частоты, сигналы перераспределения нагрузок между агрегатами и др. могут передаваться через сравнительно медленно действующий механизм управления турбины. Эффективность воздействия сигналов определяется показателем приемистости — отношением заданной работы к фактической за определенный промежуток времени. Приемистость зависит от динамических свойств всех элементов блока. Процесс регулирования протекает различно при повышении и понижении нагрузки. Обычно клапаны турбины движутся в сторону их закрытия существенно быстрее, чем в направлении открытия. [c.57]

Вторичное регулирование частоты стремятся совместить с экономическим распределением нагрузок между агрегатами. Для решения этой задачи необходимы эффективные меры по уменьшению нечувствительности САР паровых турбин. Международными требованиями предусматривается, что коэффициент нечувствительности не должен превышать 0,06% [2]. Достижение таких значений представляет достаточно сложную задачу. Один из путей ее решения — применение регуляторов мощности, которые для этой цели могут выполняться медленно действующими. Воздействие регулятора мощности через медленно действующий механизм управления турбины, динамическая постоянная которого составляет 30—40 с, позволяет сочетать высокую точность распределения нагрузок с эффективным участием мощных агрегатов в первичном регулировании частоты и обеспечить надежность работы регулирования при полных сбросах нагрузки [19]. [c.155]

При переходе к СД более четко, чем при ПД, выявляется неодинаковая роль внешней и внутренней регулируемых величин блока — мощности и давления свежего пара. Соответственно этому поддерживающие их регуляторы имеют разный ранг, а общая структура управления блоком становится иерархической (каскадной). Командным органом блока в целом является регулятор электрической мощности генератора или механической (паровой) мощности турбины, а в схемах, где такого регулятора нет — задатчик мощности блока (механизм управления турбины или котлоагрегата), В некоторых схемах применение регулятора мощности становится обязательным для нормальной [c.165]

В положении / переключателя рода работ ПР схема реализует принцип первичного управления котлом, при котором мощность поддерживается котлом, а давление свежего пара — регулировочными клапанами турбины. Для этого РМ подключается к главному регулятору нагрузки котла ГРН, прибор НЗ — к задатчику регулятора давления РД, а последний— к механизму управления турбиной МУ. Изменение мощности блока производится воздействием на задатчик регулятора мощности. При этом [c.168]

В положении II переключателя ПР регулятор мощности соединен с механизмом управления турбины, а регулятор давления РД и нелинейный задатчик НЗ — с регулятором нагрузки котла. Этим реализуется принцип первичного управления турбиной, при котором мощность поддерживается турбиной, а давление свежего пара — котлоагрегатом. Регулятор мощности через MW и САР турбины в соответствии с заданием переставляет регулировочные клапаны до тех пор, пока давление в камере регулировочной ступени не станет равным заданному. Импульс по давлению ррс передается также на задатчик скользящего давления НЗ, который формирует команду на изменение давления свежего пара, подаваемую на вход ГРН. В соответствии с этой командой последний переводит кот-лоагрегат на работу в новом режиме. По мере изменения давления свежего пара меняется также давление в камере регулировочной ступени. Воспринимающий это давление регулятор мощности возвращает регулировочные клапаны турбины к равновесному положению. [c.169]

Как было показано выше, для теплофикационных турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды рационально применение каскадной схемы регулирования тепловой нагрузки (рис. Х.4). Если при этом выполнены критерии автономности электрической нагрузки по управляющему сигналу, приложенному к механизму управления регулятора давления в верхнем отборе, то введение регулятора температуры, выходной сигнал которого представляет управляющее воздействие на регулятор давления, не нарушит автономности электрической нагрузки. Аналогично не оказывает никакого влияния на автономность сигнал регулятора давления до себя , передаваемый механизму управления турбиной. [c.180]

Котельный и турбинный регуляторы действуют каждый по пропорционально-интегральному закону (ПИ-закону). Формирование ПИ-закона для этих регуляторов осуществляет импульсный регулирующий прибор РПИ, состоящий из ПД-преобразователя н интегратора И. В турбинном регуляторе (ТР) в качестве интегратора используется механизм управления турбиной МУТ. [c.282]

Все эти операции осуществляются с помощью механизмов управления турбиной. [c.157]

Степень неравномерности регулирования определяет изменение частоты вращения. Если турбоагрегат работает с номинальной частотой 50 1/с, то это означает, что при изменении мощности от нуля до полной частота вращения будет изменяться от 49 до 51 Гц при 5 = 4 %. Многих потребителей это не устраивает. По ПТЭ колебания частоты сети не должны превышать 0,1 Гц. Из приведенного выше примера видно, что в сети с потреблением 1900 МВт при изменении мощности на 200 МВт частота сети изменилась на 0,23 Гц. 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 ее в сеть. [c.157]

При наборе частоты вращения турбины с противодавлением регулятор давления отключают, а поддержание частоты вращения, задаваемое механизмом управления турбиной (синхронизатором), производят регулятором частоты вращения I, который вступает также в работу и при внезапном отключении генератора от сети и включенном регуляторе давления. При этом на золотник 2 поступают два противоречащих друг другу сигнала регулятор частоты вращения требует закрытия регулирующих клапанов и перехода турбины на режим холостого хода, а регулятор давления требует открытия регулирующих клапанов для поддержания расхода пара потребителю. Система регулирования выполняется [c.158]

Какие функции выполняет механизм управления турбиной Как он влияет на статическую характеристику регулирования [c.179]

Непосредственно перед толчком ротора необходимо механизм управления турбины поставить в положение минимальной частоты вращения тогда при развороте турбины, когда вступит в работу система регулирования, частота вращения будет минимальной и меньше номинальной. В дальнейшем механизмом управления можно будет плавно довести частоту вращения до синхронной. [c.380]

Механизмом управления турбина выводится на холостой ход. Осуществляется проверка работы системы защиты и регулирования подобно тому, как это делается для турбоустановок неблочного типа. [c.389]

Механизм управления турбиной 147, 151, 157 [c.535]

Работа с уровнем масла в чистом отсеке маслобака ниже от-1 етки О по шкале маслоуказателя запрещена. Задвижки на всасы- вающих и нагнетательных линиях масляных насосов должны быть полностью открыты. При работе пускового насоса воздействием на. механизмы управления турбины проверяют правильность работы органов регулирования, открытие и закрытие стопорного и регулирующих клапанов. [c.929]

Проверка плотности регулирующих клапанов выполняется механизмом управления турбины. При этом обороты турбины должны снизиться до режима останова ротора. [c.939]

При работе пускового насоса воздействием на механизмы управления турбины проверяют правильность работы органов регулирования, открытие и закрытие стопорного и регулирующих клапанов. [c.184]

Проверку плотности регулирующих клапанов высокого давления выполняют аналогично проверке плотности стопорного клапана при тех же условиях и требованиях. Закрытие клапанов выполняется. механизмом управления турбины. [c.192]

МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЯ ТУРБИНОЙ [c.242]

Частота электрического тока в энергосистеме в соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) должна непрерывно поддерживаться на уровне (50 0,2) Гц. Даже временно допускается отклонение частоты только в пределах 0,4 Гц. В то же время степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет 4—5 %, чему соответствует изменение частоты, равное 2—2,5 Гц, т.е. на порядок больше допустимого. Кроме того, в широких пределах приходится изменять частоту вращения турбины на холостом ходу при синхронизации турбогенератора перед включением его в сеть, при испытаниях автоматов безопасности турбины повышением частоты вращения ротора. Уже только поэтому ясно, что в системе регулирования турбины необходимо иметь устройство для изменения регулируемого параметра—частоты вращения — при работе турбины на холостом ходу и в изолированной сети. При работе в энергосистеме, когда частота врашения турбины определяется частотой сети, поддерживаемой всеми параллельно работающими турбоагрегатами, это устройство, получившее название механизм управления турбиной (МУТ), дает возможность изменять ее мощность. [c.242]

Рис. 9.7. Смешение статической характеристики регулирования в результате воздействия механизма управления турбиной

По окончании прогрева турбина выводится на синхронную частоту вращения, выполняются все необходимые проверки, и генератор турбины включается в сеть. Тут же с помощью механизма управления турбиной прикрывают два последних регулирующих клапана, оставляя полностью открытыми только первые четыре клапана, и берут начальную нагрузку, составляющую не менее 15 МВт. К этому моменту за счет форсировки котла температура пара перед цилиндрами достигает 270—300 °С, и начинается интенсивный прогрев турбины. Для удержания относительного расширения ротора в допустимых пределах включается (момент V) прогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД. [c.465]

После прогрева паропроводов и арматуры, расположенной на них, и достижения давления в конденсаторе, равного 28—30 кПа, осуществляют толчок и разворот ротора турбины (рис. 14.14). Непосредственно перед толчком открывают дренажи на трубопроводах отборов, из ресиверов, расположенных за СПП, из паропроводов греющего пара СПП. К этому времени должна нормально работать система концевых уплотнений, ротор должен вращаться валоповоротным устройством. С помощью механизма управления турбиной (если пуск неавтоматический) сначала открывают стопорные заслонки ЦНД, а затем в ЦВД подается пар и ротор приводится во вращение. Поскольку мощные турбины блоков АЭС имеют дроссельное парораспределение, при котором пар подается по всей окружности первой ступени, то с точки зрения равномерности прогрева корпуса турбины абсолютно безразлично, каким органом (регулирующим, стопорным клапанами, ГПЗ или ее байпасом) подавать пар в турбину. Однако удобнее всего это, конечно, делать регулирующими клапанами. [c.471]

Маневренность турбины 191 Масло турбинное 263 Механизм управления турбиной 242 Момент крутящий на валу 123 Мощность вентиляции 91, 92 [c.485]

Схемы новейших регуляторов включают автоматические устройства, которые переводят регулятор на ограничитель 1) при нарушении передачи от турбины к центробежному маятнику и 2) иногда на турбинах Каплана при падении давления в котле маслонапорной установки ниже допустимого (во избежание излишнего расхода масла на закрытие сервомотора рабочего колеса). В последнем случае турбина автоматически закрывается, при этом механизм управления лопастями рабочего колеса остаётся неподвижным. Это осуществляется специальным шарнирно закреплённым в точке 0-i рычагом в (фиг. 85), который слегка прикасается к упору золотника и автоматически, при срабатывании соответствующего реле, застопоривается в шарнире, после чего регулятор оказывается на ограничителе. Рычаг застопоривается давлением масла, подводимого со стороны опоры рычага ограничителя. При дальнейшей работе турбины на ограничителе роль правого конца рычага б, который мог оказаться отведённым от со- [c.313]

Механизм управления. Помимо указанных командных импульсов предусматривается перенастройка САР статического характера, не требующая быстродействия. Перенастройка производится при посредстве МУ, который предназначен для изменения мощности или частоты вращения (МУ смещает статические характеристики регулирования). Через него на прежних этапах развития САР передавались почти все команды. МУ действует сравнительно медленно. Например, в турбинах ЛМЗ полная перестановка клапанов из одного крайнего положения в другое под действием МУ от электромотора занимает 45 с [24 гл. IV]. [c.60]

Эта задача решается системой вторичного регулирования частоты. Сетевой регулятор частоты, воздействуя на механизмы управления (МУ) турбин специально выделенных регулирующих станций, смещает их характеристики таким образом, чтобы восстановить частоту в системе. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании, возвращаются к исходному (до возмущения) режиму. В итоге все колебания нагрузки в энергосистеме полностью покрываются станциями, привлекаемыми ко вторичному регулированию частоты. Большой инерцией МУ определяется медленное действие системы вторичного регулирования в отличие от быстродействующего первичного регулирования частоты. [c.155]

Для поддержания равновесного положения регулировочных клапанов в САР турбины должен быть введен специальный элемент — выключатель клапанов, устраняющий в статике воздействие на них со стороны регулятора, ЭГП и механизма управления. К настоящему времени предложены различные способы выключения клапанов (см. рис. IX.11) —гибкая прямая связь, выключающий импульс по давлению свежего пара [4], импульс по давлению в промежуточной точке проточной части турбины [c.167]

X — котлоагрегат Г —турбина Г —генератор Я — питательный насос ПТ — приводная турбина РПК — регулировочный питательный клапан РО — регулировочный орган подачи топлива P — регулятор скорости рМ — регулятор мощности ПА — система противоаварийной автоматики энергосистемы МУ — механизм управления турбиной ПЗ — промежуточный золотник С — главный сервомотор ЭГП — электрогидравличе-ский преобразователь ГРН — главный регулятор нагрузки котлоагрегата РГ — регулятор топлива — регулятор питания РЯр — регулятор производительности питательного насоса N и N — заданное и фактическое значения мощности х — внешние управляющие сигналы форсирующие сигналы и ро — заданное и фактическое давление [c.161]

И при сопловом, и при дроссельном парораспределении регулирующими клапанами управляет либо машинист турбины, переставляя их с помощью механизма управления турбиной, либо система автоматического регулирования турбины. Если отключить систему управления турбиной, предварительно открыв все регулирующие клапаны для исключения дросселирования, то можно изменить мощность турбины путем изменения параметров пара перед ней за счет изменения паропроизводи-тельности котла, например, изменением подачи в котел питательной воды и топлива. Такой способ изменения мощности называется регулированием мощности скользящим давлением, так как при его использовании вместе с изменением расхода пара из котла изменяется давление перед турбиной при этом температуру пара для обеспече- [c.53]

Уже указывалось о важности поддержания системой регулирования заданной нагрузки турбины. Не менее важной является возможность плавного перехода от одной заданной нагрузки к др-угой. Изменение нагрузки производится воздействием на систему регулирования оператором через механизм управления турбиной (МУТ), либо авт илат11Чески, помимо МУТ, от регулятора скорости, давления в отборе, или от электрогидравлической приставки (ЭГП). Скачкообразное изменение нагрузки возможно в случае неполадок в системе регулирюаання (заедание штоков или завивание клаванов, заедание сервомоторов, перекосы и т. д.), когда при значительном регулирующем воздействии клапаны остаются в неизменном [c.111]

Перед расхаживанием дополнительно к перечисленной расстановке персонала ставится дежурный у механизма управления турбиной. Это необходимо для быстрого восстановления режима во избежание разогрева проточной части турбины в случае, если произойдет закрытие стопорных и регулирующих клапанов. [c.136]

ЗРЧВ) 2. С блоком ЗРЧВ связан механизм управления турбиной (МУТ) 3. Кроме того, в нем осуществлена также дополнительная защита турбины от разгона, дублирующая действие центробежных автоматов безопасности и срабатывающая при повышении частоты вращения до (1,14. .. 1,16)Иц. Конструкция блока золотников регулятора частоты вращения показана на рис. 9.20. [c.251]

Радиационная стойкость смазочных масел и гидравлических жидкостей. Практические аспекты влияния излучения высокой энергии на смазочные масла и гидравлические жидкости относятся главным образом к ядерным реакторам. В стационарном энергетическом реакторе, в ядер-ных силовых установках таких транспортных средств, как подводные и надводные суда, можно обеспечить оптимальную защиту, поэтому применительно к смазочным материалам или жидкостям проблема радиационной стойкости возникает только в тех случаях, когда они находятся вблизи активной зоны. Такие условия имеют место в циркуляционных насосах теплоносителя, загрузочных, разгрузочных и обслуживающих механизмах реактора, механизмах управления регулирующими стержнями и в оборудовании для обнаружения неисправных тепловыделяющих элементов. Требования к смазке для этих систем были рассмотрены Фревингом и Скарлетом [10], а также Хаусманом и Бузером [14]. Механизмы второго контура (насосы, турбины и генераторы) в большинстве случаев располагаются таким образом, что доза облучения уменьшается на 3—6 порядков (табл. 3.3). [c.126]

Регулирование температуры сетевой воды — члектрогндравлическое. Электронный регулятор тепловой нагрузки воспринимает импульсы по температуре прямой и обратной сетевой воды и по давлению в месте отбора пара из турбины, а затем через механизм управления передает команду быстродействующему гидравлическому регулятору давления. [c.106]

Один из основных элементов ЭЧСР — блок регулирования мощности БРМ). Сигнал БРМ воздействует на механизм управления без статической обратной связи. Медленная передача сигнала БРМ позволяет сохранить обычные функции регулятора скорости как первичного регулятора частоты в энергосистеме. Системой блокировок производится отключение БРМ от МУ при отключениях генератора от сети, срабатывании защиты турбины, повышении частоты вращения выше 51,5 Гц и др., что обеспечивает требуемые в подобных ситуациях ведущие функции регулятора скорости. [c.159]

При таком способе управления мощность поддерживается турбиной, а давление свежего пара — котлоагрегатом. Положение регулировочных клапанов турбины определяется сигналами регулятора скорости, а также диспетчерским заданием и сигналами управляющих вычислительных машин, системных регуляторов и противоаварийной автоматики (рис. IX.6), устанавливающими заданное значение мощности Л/з. Эти управляющие сигналы могут передаваться механизму управления или электрогид- [c.160]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...