ЛекцииГМ2

В результате чего, в первую очередь под действием регулятора скорости: направляющий аппарат закрывается, уменьшается расход через турбину, уменьшается движущий момент МД до требуемых значений, т. е. до

МТР включительно, при неизменном ω и оборотах n.

Во вторую очередь, при срабатывании I ступени защиты от разгона

(n>1,15nНОМ), аварийная остановка производится посредством закрытия направляющего аппарата от команды регулятора, при помощи клапана программного закрытия. Эта гидромеханическая защита срабатывает, если почему-либо обороты не достигают нормальных по истечении времени регулирования tРЕГ.

В третью очередь, при срабатывании II ступени защиты от разгона

(n > 1,4÷1,6 n НОМ), аварийная остановка осуществляется от команды реле оборотов, посредством защитных противоразгонных устройств. Действие этой гидромеханической защиты происходит, если не сработала система остановки агрегата в первых двух случаях. При этом могут быть предусмотрены сбросы быстропадающих затворов, подача масла под давлением в сервомоторы направляющего аппарата через клапан аварийного закрытия (КАЗ).

Нахождение агрегата в разгонном режиме ограничивается ГОСТом в течении 2 минут, а все элементы ротора рассчитываются на длительную прочность при оборотах, на 80% превышающих нормальные.

В процессе регулирования при сбросах и набросах нагрузки (рис. 26.1)

также неизбежны повышения и понижения оборотов ∆n, величина которых определяется тем же уравнением динамического равновесия.

26.2 Гарантии регулирования.

26.2.1 Временная неравномерность хода турбины.

Как отмечалось выше, любое неравенство мощностей — развиваемое турбиной и потребляемой от нее, приводит к изменению скорости вращения.

Наибольшее изменение скорости вращения вала турбины будет при мгновенном сбросе или набросе полной мощности турбины.

При этом, отношение максимального изменения скорости

вращения, возникающего в процессе регулирования при мгновенном сбросе

или набросе нагрузки к нормальной скорости, называется временной

неравномерностью хода турбины.

Оно определяется выражениями:

где: β1 и β2 — временная неравномерность соответственно при сбросе и набросе нагрузок;

n0 и ω0 — соответственно нормальное число оборотов и угловая скорость до изменения нагрузки;

nmax и ωmax — соответственно наибольшее число оборотов и угловая скорость в процессе регулирования при сбросе нагрузки;

nmin и ωmin — соответственно наименьшее число оборотов и угловая скорость в процессе регулирования при набросе нагрузки.

При мгновенном сбросе полной мощности агрегата временная,

неравномерность обычно допускается до величины β1 мax = 0,40 ÷ 0,50. Для сброса меньшей мощности приближенно принимается:

∙при сбросе 75% мощности от полной до 0, β = 0,65 βmax;

∙при сбросе 50% мощности от полной до 0, β = 0,45 βmax;

∙при сбросе 25% мощности от полной до 0, β = 0,25 βmax;

При мгновенном набросе полной нагрузки временная неравномерность допускается до величины β2 мax = 0,40 ÷ 0,50.

Величина временной неравномерности β, пропорциональна градиенту изменения моментов:

∆М=МД – МСОПР

и обратно пропорциональна величине махового момента:

(кг·м2)

где G – вес ротора агрегата, a D – диаметр расположения приведенного центра тяжести по ободу ротора. Так как маховой момент ротора турбины мал по сравнению с моментом ротора генератора, то его обычно не учитывают.

Раньше GD2 определяли в тс·м2, условно принимая за D диаметр центра тяжести обода ротора генератора D в метрах, а за вес G — вес обода ротора генератора в тонна-силах. В системе СИ GD2 удобно выразить в килоньютонах на метр квадратный (кн·м2), в этом случае его численное значение будет больше в ~ 10 раз.

Гарантии регулирования. Условия (гарантии) регулирования

выдаются заводом– изготовителем и включают в себя следующее:

Для случая полного сброса нагрузки:

∙максимальное разрешенное повышение частоты вращения;

∙максимальное повышение давление в спиральной камере и напорном трубопроводе;

∙максимальное понижение давления в отсасывающей трубе.

Для случая полного наброса нагрузки:

∙максимальное понижение давления в спиральной камере и напорном трубопроводе;

∙максимальное повышение в спиральной камере от обратной волны гидравлического удара;

∙максимальное снижение частоты вращения.

26.2.2 Определение величины временной неравномерности.

Величина временной неравномерности зависит от величины сбрасываемой или набрасываемой мощности, момента инерции вращающихся масс агрегата, времени закрытия или открытия регулирующих органов, характеристик трубопровода и начальной скорости вращения.

Чтобы ограничить временную неравномерность, регулятор должен иметь способность быстро изменять открытие в течение времени регулирования TS. Это время часто намеренно увеличивается для снижения гидравлического удара. Также, для этой цели надо иметь ротор агрегата с достаточно большим маховым моментом.

Чтобы не получить недопустимого значения временной неравномерности, надо ее заранее определять расчетным путем. Если она получается излишне большой, приходится увеличивать маховой момент или,

что часто невозможно, уменьшать время регулирования.

Относительное повышение давления в напорном трубопроводе

2.изменение открытия направляющего аппарата линейно зависит

от времени;

3.развиваемый турбиной момент зависит только от а0 (открытия направляющего аппарата), т.е. также линейно зависит от времени;

4.напор турбины в процессе регулирования остается постоянным.

Рисунок 26.2. Изменение параметров турбины при полном сбросе нагрузки.

В действительности:

1.Момент развиваемый турбиной МД = f (n, a0);

2.Вследствие появления ∆Н снижение NТУРБ имеет более сложный характер;

3.При a0xx отдаваемая турбиной мощность равна нулю.

Выразим момент турбины МД в виде линейной функции:

МД = в - а·t

Тогда МД = ММАХ – ( ММАХ / TЗ)·t.

При полном сбросе нагрузки МСОПР = 0, следовательно:

Текущая неравномерность в процессе регулирования может быть представлена как:

Подставляя полученные выражения в формулу для махового момента инерции, получим следующее:

Затем интегрируя от 0 до βmax и от 0 до ТЗ, получим уравнение:

2JМ ×ω0

Полученное значение βmax обозначим через β0 , т.к. оно получено с указанными допущениями. Здесь заменив М через N и n, получим окончательную формулу временной неравномерности (формула Варрена):

Принимая при проектировании β0 = 0,3 ÷ 0,4, тогда можно определить допустимое ТЗ . Учет нелинейности турбинной характеристики и повышения давления в трубопроводе можно провести в виде:

значение:

Таким образом, полученная формула может быть использована для получения ответов на два вопроса: первый,— если известен наличный маховой момент, то каково будет временное изменение частоты вращения, и

второй,— если предписано наибольшее изменение частоты вращения, то каков необходимый наименьший маховой момент.

Очевидно, неравномерность β0 может быть и больше и меньше нуля,

смотря по тому, каков знак у изменения нагрузки.

Лекция 27.

Переходные процессы в гидротурбинах

27.1 Пуск гидроагрегата.

Неустановившиеся режимы работы агрегатов ГЭС, возникающие при регулировании турбин, т.е. во время переходных процессов,

сопровождаются повышенными динамическими нагрузками.

Рассмотрим некоторые типичные виды переходных процессов.

После подачи импульса на пуск выполняются начальные операции,

предусмотренные технологической схемой: подача воды на охлаждение,

смазку, открытие затвора водовода и т.д.

Рисунок 27.1. Графики пусковых операций гидроагрегата.

После этого НА открывается до пускового открытия а0 ПУСК ,

которое больше открытия холостого хода а0 ХХ . Момент на валу турбины

возрастает и когда он превысит момент трения покоя, агрегат начинает вращаться, быстро увеличивая число оборотов.

При подходе к номинальной частоте вращения n0, система автоматического регулирования турбины (САРТ) прикрывает НА до

а0 ХХ, частота вращения гидроагрегата подгоняется к подсинхронной частоте, генератор синхронизируется и включается в сеть. Как правило применяется точная синхронизация по частоте и фазе, но в редких случаях допускается пуск методом самосинхронизациии, который существенно проще и быстрее, но сопровождается повышенными нагрузками на механическое и электрическое оборудование.

Динамическое изменение давления в проточном тракте,

проявляющееся в форме отрицательного гидравлического удара ∆Н при открытии НА и положительного ∆Н при его прикрытии, при нормальном пуске невелико.

27.2 Нормальная остановка гидроагрегата.

После подачи импульса на остановку, НА турбины начинает закрываться, (рисунок27.2)

Рисунок 27.2. Графики режима нормальной остановки гидроагрегата.

Процесс при снижении мощности аналогичен остановке, только открытие НА не достигает а0 Т и не происходит отключения генератора.

При увеличении мощности открытие НА возрастает от а0 НАЧ = а0 ХХ

до а0 КОН. Увеличение расхода вызывает отрицательный гидравлический удар ∆Н, который приводит к временному снижению напора. Это задерживает увеличение М, а, следовательно, и N. Только через время tРЕГ

момент турбины приближается к МКОН, а мощность к требуемому значению.

Отметим, что tРЕГ > ТS. Чем меньше tРЕГ, тем выше быстродействие изменения мощности и тем лучше условия регулирования.

27.4 Сброс нагрузки гидроагрегата.

Сброс нагрузки — это аварийный процесс отключения нагруженного генератора, который обычно вызывается коротким замыканием.

Рисунок 27.4. Графики режима сброса нагрузки гидроагрегата.