Степень неравномерности регулирования частоты вращения

Государственный стандарт требует, чтобы степень неравномерности регулирования частоты вращения паровых турбин всех типов составляла 4—5 %. Это означает, что если, например, 5 = 5% при номинальной частоте вращения 50 1/с, то при изменении нагрузки от холостого хода до максимальной частота вращения будет изменяться от 48,75 до 51,24 1/с. [c.154]

Степень неравномерности регулирования частоты вращения должна находиться в пределах 4—5% при местной степени неравномерности не ниже 2,5—3,0%. Такая неравномерность обеспечивает устойчивую работу системы регулирования и должна гарантировать относительно невысокий заброс частоты вращения при сбросе полной нагрузки с турбоагрегата. [c.190]

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]

Степень неравномерности регулирования частоты вращения 240 [c.487]

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]

Если система регулирования удержала турбину на холостом ходу, то через 1—2 мин (время динамического заброса) частота вращения турбины установится на каком-то повышенном уровне, определяемом степенью неравномерности САР. Так например, если до сброса турбина несла номинальную нагрузку, а степень неравномерности равна 4,5%, то после сброса нагрузки установившаяся частота вращения составит 3135 мин . Сразу после установления стабильной частоты вращения следует с помощью синхронизатора убавить частоту до номинальной и поддерживать турбину в состоянии готовности к включению в сеть. После сброса нагрузки и перевода турбины на холостой ход необходимо особенно тщательно проконтролировать следующие параметры турбоустановки давление и температуру масла в системе смазки, давление рабочей жидкости в системе регулирования, вакуум, давление пара на эжекторы и уплотнения, осевое и относительное положение роторов, давление пара в деаэраторе, вибрацию и температуру подшипников. В случае [c.101]

Если обозначить частоту вращения турбины на холостом ходу (когда электрическая мощность равна нулю) через х максимальной нагрузке — через, то разность этих частот вращения, отнесенная к средней частоте вращения Ид, называется степенью неравномерности 5 или просто неравномерностью системы регулирования [c.154]

При степени неравномерности, предусмотренной стандартом, статический заброс частоты вращения является умеренным. При этом из-за невозможности мгновенно прекратить подачу пара в турбину возникает динамический заброс частоты вращения (кривая 2 на рис. 4.19). При нормально работающей системе регулирования суммарное повышение частоты вращения при сбросе нагрузки [c.155]

Поддержание давления происходит в соответствии со статической характеристикой регулирования давления, аналогичной статической характеристике частоты вращения при изменении расхода пара через турбину (и мощности) давление в выходном патрубке изменяется в пределах степени неравномерности, составляющей обычно 8—12 %. [c.157]

Определите степень неравномерности системы регулирования при и = 50 1/с, если частота вращения на холостом ходу 51 1/с, а при максимальной нагрузке 49 1/с [c.179]

Прежде всего, система регулирования поддерживает постоянной (в пределах степени неравномерности) частоту вращения, изменяя электрическую нагрузку без изменения давлений в отборах (в пределах степени неравномерности), т.е. поддерживая расходы пара в отбор постоянными. Например, при увеличении частоты вращения точки С и Н остаются неподвижными, а точка Е рычага АС поднимается, и рычаги ВН и FH поворачиваются вокруг точки Н. Это приведет к частичному закрытию клапанов ЧВД, ЧСД и ЧНД, и при соответствующем подборе размеров рычагов расходы пара в отбор не изменяются. [c.283]

Для проверки состояния системы регулирования ПТЭ требует ежегодно снимать статическую характеристику. Непосредственно получить ее в виде зависимости между / 3 и и (см. рис. 4.18) на турбине, работающей параллельно с другими турбоагрегатами на общую электрическую сеть, невозможно, так как частота сети изменяется очень мало (менее чем на 0,2 Гц). Поэтому ее получают косвенным путем построением на основе опытных характеристик отдельных элементов системы регулирования. К таким характеристикам относятся, например, зависимости мощности турбины от главного смещения сервомотора, смещения сервомотора от смещения датчика частоты вращения (например, золотника регулятора частоты вращения), смещения датчика частоты вращения и др. Анализ полученных характеристик и статической характеристики системы регулирования позволяет установить основные параметры системы (степень неравномерности и степень нечувствительности) и дефектные звенья, вызвавшие ухудшение статической характеристики за время эксплуатации. [c.356]

Наибольшее изменение частоты вращения ротора от П и гц., при котором мощность изменяется от нуля до полной, должно быть ограничено. Это изменение частоты называют степенью неравномерности или неравномерностью регулирования 6 = = (п п2)1п (где я—номинальная частота вращения ротора турбины). [c.135]

Таким образом, на начальном этапе переходного процесса система регулирования с изодромным устройством действует как обычная система с жесткой обратной связью и со степенью неравномерности 5д, которую называют временной или динамической. Как показано на рис. 9.9, при изменении нагрузки от //gj (точка 1) до N 2 (точка 2) частота вращения увеличится с j до 2 [c.244]

Увеличение степени неравномерности регулирования частоты вращения ухудшает качество вырабатываемой электроэнергии, а уменьшение может создать трудности с обеспечением устойчивости регулирования. При параллельной работе нескольких агрегатов и изменении частоты в сети прежде и больше всего будет изменяться нагрузка тех-из них, системы регулирования которых выпо ц1ёны с наименьшей неравномерностью. Для того чтобы нагрузки сразу [c.173]

Степень неравномерности регулирования (разность частот вращения турбины при холостом ходе и при полной нагрузке, отнесенная, к номинальному ее значению) характеризует форму статической характеристика регулирования (зависимость частоты вращения от нагрузки турбины). Для конденсационных турбиц, где основным регулируемым параметром является частота вращения, степень неравномерности выбрана в пределах 4,5 0,5%, что обеспечивает, с одной стороны, устойчивую работу системы регулирования и, с другой, хорошие динамические свойства. [c.112]

При регулировании давления, так же как и при регулировании 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 дав-ченне определяется потребителем (условиями производства или теплоснабжения), а максимальное — отстройкой от уставки срабатывания предохранительных клапанов. Обычно степень неравномерности регулирования давления не превышает 10% расчетного давления пара. [c.113]

Государственный стандарт требует, чтобы степень нечувствительности системы регулированш частоты вращения при любой мощности не превышала 0,3 % для турбин ТЭС и ТЭЦ. Однако даже при такой нечувствительности колебания нагрузки могут быть весьма существенны если, например, турбина мощностью 100 МВт имеет неравномерность регулирования 5 = 4%, то возможные колебания нагрузки составят [c.155]

Степень неравномерности понижают, используя мягкие пружины. Соответствуюи1,им подбором пружин можно добиться степени неравномерности регул.ятора, равной нулю Однако при очень мягких пружинах процесс регулирования неустойчив, частота вращения вала колеблется, слышен характерный, то нарастающий, то убывающий шум, при этом колеблются рейка топливного насоса и стрелка тахометра. [c.115]

Статическая характеристика регулирования обычно имеет участки с разной кривизной. Поскольку система регулирования должна устойчиво работать при любой нагрузке, нормируется значение и местной степени неравномерности [18.8]. Крутая статическая характеристика, т. е. большая местная степень неравномерности при нагрузках до 15%, облегчает синхронизацию агрегата при включении его в сеть. Указание о нижней границе местной степени неравномерности вызвано необходимостью исключить горизонтальные участки статической характеристики, где регулирование теряет устойчивость (одно и то же значе ие частоты вращения соответствует многим значениям мощностн). [c.112]

Способность систем регулирования точно выдерживать регулируемые параметры на установившихся режимах характеризуется степенями неравномерности и нечувствительности. Степень неравномерности— это относительное изменение регулируемой величины < 1апример, частоты вращения) при медленном (статическом) изменении нагрузки от нуля до номиаальной. Степень нечувствительно сти —это возможная относительная погрешность (например, из-з трения, люфтов и т. д.) поддержания регулируемой величины при одной и той же нагрузке. Иными словами, это относительное изменение регулируемой величины, которое необходимо для того, чтобы началось перемещение регулирующих клапанов и режим работы начал изменяться. [c.173]

Разница между частотой враше-ния турбины щ при холостом ходе и частотой вращения Пг при номинальной нагрузке, отнесенная к номинальной частоте вращения турбины п, выраженная в процентах, называется степенью неравномерности системы регулирования [c.121]

В ЭЧСР имеется также блок ре-гулиро вания мощности, который предназначен для осуществления статической характеристики с высокой точностью, в крупных турбинах для улучшения устойчивости при включении в сеть статическая характеристика в области малых нагрузок имеет повышенную степень неравномерности (до 10%,) что ухудшает приемистость агрегата и увеличивает заброс частоты вращения при сбросах нагрузки. Блок регулирования мощности устраняет этот недостаток, уменьшая местную степень неравномерности статической характеристики до величин, регламентированных ПТЭ, и приближая форму статической характеристики к линейной, уменьшает общую неравномерность системы регулирования. ЭЧСР является удобным звеном в систем регулирования для воздействия на турбину устройствами противоаварийной автоматики. [c.131]

Предельные положения статической характеристики регулирования определяются техническими условиями, задающими минимальное значение частоты сети (и ), при котором можно синхронизировать и включить генератор в энергосистему, и максимальное значение частоты ( макс) котором можно нагрузить генератор до номинальной мощности (рис. 9.8). Если принять n = 0,95 о и макс 1>01ио степени неравномерности 6 = 0,04 диапазон изменения частоты вращения турбины на холостом ходу с помощью МУТ составит [c.242]

На втором этапе переходного процесса изодром-ное устройство небольшим дополнительным прикрытием главного сервомотора постепенно снизит частоту вращения с 2 до п . На рис. 9.9 этому соответствует постепенное смещение статической характеристики вниз до тех пор, пока она не пересечет линию И = onst при = N 2 (точка 5). Так как на установившихся режимах работы обеспечивается и = 1 = onst, то степень неравномерности, называемая остаточной или статической, у такой системы регулирования оказывается равной нулю. [c.244]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...