Переходные процессы в гидротурбинах

Дата: 2025-05-01; Просмотры: 1

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Лекция 7.

Переходные процессы в гидротурбинах

7.1 Переходные процессы при регулировании мощности.

В условиях работы гидротурбин на ГЭС большое значение имеют переходные процессы при внезапных сбросах и набросах нагрузки и связанные с ними динамические явления. При нормальных условиях работы турбины постоянное число оборотов и установившийся расход Q _ТУРБ поддерживаются системой регулирования, исполнительным органом которой является направляющий аппарат.

При плавных изменениях нагрузки, происходящих за достаточно длительные промежутки времени, регулирование расхода направляющим аппаратом производится также плавно, и процесс в каждый момент времени можно рассматривать как установившийся. Резко отличными являются переходные процессы при внезапных сбросах и набросах нагрузки. Они носят явно выраженный неустановившийся характер, сопровождаются резкими изменениями давления, скорости в потоке и оборотов турбины.

Сбросы нагрузки происходят при внезапном отключении мощного потребителя или при срабатывании автоматических выключателей защиты в случае короткого замыкания в сети. Эти явления неизбежны при эксплуатации ГЭС и должны быть предусмотрены по условиям работы агрегатов. Набросы происходят при подключении мощных потребителей. Они также неизбежны.

Динамическое равновесие в работающем агрегате выражается дифференциальным уравнением:

где: J_M – маховый момент инерции, dω / dt – угловое ускорение;

М_Д – момент движущих сил, М_СОПР – момент сопротивления движению ротора, в том числе:

М_ТР – момент сил трения;

М_ГЕН – момент, затрачиваемый на полезную работу в генераторе.

При установившихся оборотах n ₀ ,

dω / dt = 0 и М_Д = М_ТР + М_ГЕН

Как только наступает сброс нагрузки, момент генератора М_ГЕН уменьшается и при полном сбросе становится равным нулю. Если направляющий аппарат на это не реагирует, то динамическое равновесие устанавливается при новом значении ω или, что то же,— оборотов n ₁ :

Это состояние в работе агрегата называют разгоном, а характеризующие его обороты n_РАЗГ – разгонными, или угонными (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1. Изменение мощности и частоты вращения гидротурбины при изменении мощности (сбросе и набросе нагрузки).

При нормальной работе агрегата, разгонные обороты недопустимы и являются аварийными. Для защиты от разгона принимается ряд мер, из которых основной является надежная работа системы регулирования.

В результате чего, в первую очередь под действием регулятора скорости: направляющий аппарат закрывается, уменьшается расход через турбину, уменьшается движущий момент М_Д до требуемых значений, т. е. до М_ТР включительно, при неизменном ω и оборотах n.

Во вторую очередь, при срабатывании I ступени защиты от разгона (n >1,15 n _НОМ ), 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 t _РЕГ.

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. 7.1) также неизбежны повышения и понижения оборотов Δn, величина которых определяется тем же уравнением динамического равновесия.

7.2 Гарантии регулирования.

7.2.1 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;

n ₀ и ω₀ — соответственно нормальное число оборотов и угловая скорость до изменения нагрузки;

n_max и ω _max — соответственно наибольшее число оборотов и угловая скорость в процессе регулирования при сбросе нагрузки;

n_min и ω _min — 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 β_{1 м ax} = 0,40 ÷ 0,50. Для сброса меньшей мощности приближенно принимается:

· при сбросе 75% мощности от полной до 0, β = 0,65 β _max;

· при сбросе 50% мощности от полной до 0, β = 0,45 β _max;

· при сбросе 25% мощности от полной до 0, β = 0,25 β _max;

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

Величина временной неравномерности β, пропорциональна градиенту изменения моментов:

ΔМ=М_Д – М_СОПР

и обратно пропорциональна величине махового момента:

J_M = GD²/4g, ( 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.

7.2.2 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 T _S. 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 выразим:

Определим величину временной неравномерности для случая мгновенного сброса полной мощности, (рисунок 7.2). Для этого воспользуемся следующими допущениями:

1. изменение внешней нагрузки происходит мгновенно при абсолютной чувствительности регулятора;

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 7.2. Изменение параметров турбины при полном сбросе нагрузки.

В действительности:

1. Момент развиваемый турбиной М_Д = f ( n , a ₀ );

2. Вследствие появления ΔН снижение N _ТУРБ имеет более сложный характер;

3. При отдаваемая турбиной мощность равна нулю.

Выразим момент турбины М_Д в виде линейной функции:

М_Д = в - а∙ t

При этом: t = 0, в = М_МАХ, М_Д = М_МАХ;

t = T _З , а = М_МАХ / T _З , М_Д = 0.

Тогда М_Д = М_МАХ – (М_МАХ / T _З )∙ t.

При полном сбросе нагрузки М_СОПР = 0, следовательно:

Текущая неравномерность в процессе регулирования может быть представлена как:

, или ,

что дает: .

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

Затем интегрируя от 0 до β _max и от 0 до Т_З, получим уравнение:

Отсюда

Полученное значение β _max 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 Т_З . Учет нелинейности турбинной характеристики и повышения давления в трубопроводе можно провести в виде:

Где χ в зависимости от быстроходности, принимает следующие 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.