Файл: Нигматулин И.Н. Тепловые двигатели учеб. пособие.pdf

Максимально допустимая величина е в турбинах не должна пре­ вышать 0,5%. В современных турбинах стремятся осуществлять ре­ гулирование при е - ^ 0 , 1 % .

Степень нечувствительности регулирования турбины зависит от ряда факторов, как-то: слабина в соединении рычагов, инерция муфты регулятора, трение в муфте и золотниках и т. д.

Статическую характеристику регулирования (кривая ab) при помощи синхронизатора можно смещать вниз и вверх.

На рис. 1-46, б даны характеристики регулирования при крайних положениях (верхнее и нижнее) синхронизатора (кривые аЬ и аф^. Кривая а2Ъ2 представляет характеристику регулирования при проме­ жуточном положении синхронизатора.

§ 1-26. Параллельная работа турбин

Современные ГРЭС и ТЭЦ объединяются в мощные энергетические системы и работают параллельно на общую электрическую сеть с примерно постоянной частотой. Частоту в электрической части обес­

Рис. 1-47. Характеристика регулирования при параллель­ ной работе турбин

На рис. 1-47 представлены статические характеристики регулиро­ вания двух параллельно работающих турбин.

Общая нагрузка на двух турбинах в определенный момент

94

Воздействуя синхронизатором, например, на характеристику ре­ гулирования турбины № 1, можно снять нагрузку на величину AN0 только с одного турбогенератора № 1 и получить при этом рабочие числа оборотов п0. Характеристика регулирования при этом пере­ местится из исходного положения аЬ в положение ахЬх.

Изменение нагрузки в электрической сети, если не воздействовать на синхронизаторы, всегда будет приводить к изменению нагрузок на турбинах и изменению чисел оборотов (соответственно изменению час­ тоты в сети). Величина изменения нагрузки зависит от статической характеристики. На турбине, имеющей пологую статическую харак­ теристику, нагрузка будет изменяться более сильно, чем на турбине с крутой характеристикой. Нагрузка турбины может самопроизволь­ но изменяться, если регулирование имеет недостаточно удовлетвори­ тельную степень нечувствительности и на статической характеристике имеются пологие участки. При указанных условиях турбина будет работать неустойчиво. Таким образом, статическая характеристика регулирования с пологими участками и повышенной степенью нечув­ ствительности является неудовлетворительной, а работа турбин с такой характеристикой — ненадежной.

В энергетических системах турбины обычно разделяют на «базовые» и «пиковые». Высокоэкономичные турбины большой мощности, как пра­ вило, относятся к базовым турбинам. К пиковым турбинам прина­ длежат турбины, обладающие более низкой экономичностью. С целью экономии топлива на электростанциях базовые турбины должны, как правило, работать с полной нагрузкой, а пиковые турбины пред­ назначаются в основном для восприятия пиков нагрузки, появляющих­

такой турбины должна быть более крутой, особенно на участке эко­ номических нагрузок. Однако увеличение крутизны статической характеристики оказывается неблагоприятной с точки зрения дина­ мического заброса числа оборотов в случаях частичного и особенно полного сброса нагрузки при аварийном отключении генератора. Ди­ намическим забросом числа оборотов называют разницу между мак­ симальным числом оборотов, которое достигается турбиной при мгно­ венном сбросе нагрузки с генератора, и нормальным рабочим числом оборотов. Динамический заброс числа оборотов в большой степени зависит от степени неравномерности регулирования, от объемов ра­ бочего тела за регулирующими клапанами, степени нечувствитель­ ности регулирования, объемов в камерах отборов, перепускных тру­ бопроводах и т. д. Составляющая динамического заброса от степени нер авномер ности

95

Из этого уравнения следует, что An прямо пропорциональна сте­ пени неравномерности б. Поэтому для базовых турбин обычно не до­ пускается степень неравномерности выше 6%.

§ 1-27. Защита турбин от повышения числа оборотов

Предохранительные выключатели для аварийного отключения турбин. При неудовлетворительной работе регулирования числа оборотов при сбросе нагрузки оно может достичь опасного значения, определяемого условиями прочности роторов турбины и генератора.

между центром тяжести регулятора и осью вращения вала. Расстоя­ ние а указывает на ход регулятора. Перемещение кольца на рассто­ яние а происходит при забросе числа оборотов до предельного зна­ чения.

Бывают также и другие конструкции предохранительных выклю­ чателей. На турбинах прежних выпусков широко распространены вы­ ключатели пальцевого типа. На рис. 1-49 представлена принципиаль­ ная схема такого выключателя. Боек регулятора / при срабатывании (смещении от установочной гайки 8) поворачивает рычаг 2 и расцеп­ ляет замок 7. Под действием натяжения пружины рычаг 6 и защел­ ка 7 поворачиваются по часовой стрелке. Защелка 4 при этом выходит из упора втулки 3, и клапан под действием силы натяжения пружины 5 быстро закрывается, прекращая доступ пара в турбину. Стопорный клапан открывается при помощи следующих операций. Штурвал вращают в сторону закрытия клапана, при этом втулка 5 поднимается вверх по резьбе штока клапана. Когда она поднимется до нормаль­ ного положения, система рычагов 2, 6 и защелки 4 взводится в рабочее положение. После этого вращением штурвала клапан открывается.

Для управления стопорными клапанами турбин средней и боль­ шой мощности применяются предохранительные выключатели с гид-

96

В турбину

Рис. 1-49. Предохранительный выключатель с рычажными свя ­ зями

Рис . 1-50. Предохранительный выключатель с гидравлическими свя­ зями

4—559

равлическими связями (рис. 1-50). При предельном числе оборотов боек 2 выключателя / отжимает левое плечо рычага 3 и тем самым ос­ вобождает замок 4. Под действием пружины 5 рычаг 6 опускает пор­ шень золотника 7 вниз. В связи с этим доступ масла, поступающего нормально из полости 10 в камеру 9 и систему регулирования, оказы­ вается переключенным на систему смазки турбины. При указанном переключении поршня золотника масло из камеры 9, т. е. из системы регулирования, получит доступ в полость 8 и пойдет на слив, что вы­ зовет закрытие стопорного и регулирующих клапанов.

Расчет предохранительного выключателя. Примем следующие обоз­ начения: G — вес предохранительного выключателя; е — расстояние центра тяжести выключателя от оси вращения вала при нормальном числе оборотов; а — возможное перемещение выключателя при его срабатывании; е + а — расстояние центра тяжести выключателя от оси вращения вала при сработавшем выключателе; F0— сила началь­ ного натяга пружины; /0 — начальный прогиб пружины; k — коэф­ фициент жесткости пружины; R — радиус пружины выключателя.

При рабочем числе оборотов турбины центробежная сила С пре­ дохранительного выключателя должна быть меньше силы начального натяга пружины, т. е. С < F0. Эти силы должны быть равны при предельном числе оборотов турбины, т. е. F0= С0 (где С0 — центро­ бежная сила предохранительного выключателя при предельном числе

98

Исходными величинами при расчете являются G, е, а и сот а х . Ве­ личина е принимается обычно в пределах 4 8 мм, а значение с — в пределах 3 ч- 7 мм. Тогда по (1-163) определяют С0 и находят F0. Величина k определяется из (1-167):

§ 1-28. Защита турбин от осевого сдвига роторов

Турбостроительные заводы СССР, как правило, снабжают турби­ ны приборами, указывающими осевое положение роторов, и автома­ тически отключающими устройствами при предельном осевом их сдви­ ге. Указывающий прибор позволяет следить за осевым положением вращающегося ротора во время его работы при исправном упорном подшипнике. Однако не все выпускаемые приборы отвечают повышен­ ным требованиям, предъявляемым к надежности и точности их пока­ заний. Защитные устройства турбин ХТГЗ и ЛМЗ от осевого сдвига имеют датчики, аналогичные датчикам относительных перемещений ротора в цилиндре; все рекомендации справедливы и для защитных устройств от осевого сдвига. В случае расплавления баббитовой за­ ливки колодок упорного подшипника, как только ротор займет опас­ ное положение осевого сдвига, реле мгновенно вызовет закрытие кла­ панов автоматических затворов турбины и прекратится впуск в нее пара.

Государственным трестом по организации и рационализации район­ ных электростанций (ОРГРЭС) разработано устройство для защиты тур­ бин от осевых сдвигов роторов, которое нашло широкое применение на многих работающих турбинах различной мощности. Схема установки реле осевого сдвига показана на рис. 1-52. Воздух из напорной камеры генератора / через кран 2 и диафрагму 3 поступает к кресто­ вине 4, где разветвляется на потоки: через воздушную трубку 5 — к регулятору давления 6; по трубопроводу 7 — к микроманометру 17; через диафрагму 10 — к воздухораспределительному трубопроводу 12, из которого разветвляется еще на четыре потока: к реле; к за-