Навигация

 

 Меню раздела

Основные условные обозначения
Индексы
Сокращения в тексте
Наименования организаций
Энергетический блок ТЭС или АЭС
Внешние регулируемые величины блока
Принципы регулирования энергоблоков
Математические модели и структурные схемы
Принципы моделирования
Аналоговые и цифровые модели
Цифровое моделирование
Способы получения математических моделей
Динамические свойства блоков
Полу эмпирические модели
Процесс эксплуатации
Типовые возмущения
Типовые звенья и структурные схемы
Элементы автоматического регулирования
Нелинейные звенья
Гармоническая линеаризация
Моделирование регуляторов
Математическое регулирование паротурбинных установок
Уравнение ротора
Моделирование паровых объемов
Моделирования влажно-паровых объемов
Моделирование поверхностных подогревателей
Применение операционного исчисления
Водяной тракт подогревателя
Точность математической модели
Моделирование парового пространства подогревателя
Масса конденсата греющего пара
Моделирование смешивающих подогревателей
Особенности моделирования конденсатора
Эквивалентирование подогревателей
Моделирование турбогенераторов
Моделирование энергосистем
Математическое моделирования парогенераторов
Моделирование системы топливоподачи
Моделирование топки
Моделирование конвентивного газохода
Моделирование активной зоны реактора
Уравнение кинетики реактора
Моделирование промежуточных контуров
Температуры теплоносителя в теплоотдающей части
Компенсаторы объема
Моделирование парогенераторов с многократной циркуляцией
Моделирование прямоточных парогенераторов
Моделирование питательного клапана парогенераторов
Структурные схемы парогенераторов
Сопротивление тракта пароперегревателя
Уравнение паропровода
Динамика регулирования энергоблока
Моделирование газового промперегревателя
Моделирование парового промперегревателя
Регулирование блоков в мощных энергосистемах
Автоматическое регулирование возбуждения
Мощностные характеристики турбогенераторов
Плановые и неплановые изменения нагрузки
Регулирование частоты в энергосистеме
Регулирование мощности
Регулирование перетоков мощности по МСС
Статическая устойчивость
Взаимное согласование параметров РОМ и АСР турбины
Динамическая устойчивость
Требования к статическим и динамическим характеристикам
Регулирование паровых турбин
Динамические характеристики мощных паровых турбин
Влияние паровых объемов
Амплитудно-фазовая характеристика системы
Влияние промежуточных объемов
Динамические характеристики влажно-паровых турбин
Роль парового промперегрева
Импульсные характеристики турбин
Система регулирования мощных паровых турбин ПО ЛМЗ
Системы регулирования турбин ХТГЗ
Система снабжена ЭГП
Влияние системы регенеративного подогрева
Динамическая структура объекта регулирования
Динамика регулирования при наборе нагрузки
Регенеративные отборы пара
Регулирование котлов
Регулирование питания прямоточных котлов
Регулирование температуры перегрева пара
Возможности регулирования температуры перегрева
Аккумулирующая способность котла
Настройка отдельных регуляторов
Принципы регулирования ядерных реакторов
Возрастание потока нейтронов
Регулирование нейтронной мощности
Система управления и защиты
Борное регулирование
Роль температурного эффекта реактивности
Неоновое отравление реактора
Регулирование конденсаторных энергоблоков
Взаимное влияние парогенератора и турбины
Математическая модель ядерного энергоблока
Контуры регулирования основных регулируемых величин
Регулирование энергоблоков ТЭС
Передаточная функция и частотные характеристики
Первичное управление котлом
Корректирующие связи в системах
Форсирующие связи
Стабилизирующие связи
Физическая природа
Регулирование энергоблоков
Схемы с задающим регулятором
Управление клапанами турбины
Динамические свойства энергоблоков
Первичное управление котлом
Комбинированное регулирование
Первичное управление котлом
Повышение эффективности участия блока
Типовые схемы АСР энергоблоков
Особенности регулирования энергоблоков АЭС
Недостатки программы регулирования
Применение программы
Блоки с канальными реакторами
Регулирование теплофикационных энергоблоков
Рациональный способ использования пара
Принцип автономности
Физические основы автономного регулирования
Характерные режимы теплофикационной турбины
Критерии автономности
Необходимое условие автономности системы
Условие полной автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Нарушения автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Электрическая часть АСР
Обще-блочное регулирование
АСР теплофикационного энергоблока
Статическая точность
Привлечения конденсационных энергоблоков ТЭС
Выбор программы регулирования энергоблоков АЭС


Форсирующие связи

Принципиальный недостаток несвязанного регулирования блоков при первичном управлении турбиной состоит в том, что давление свежего пара, импульс по которому является командным в АСР котла, изменяется с некоторым запаздыванием после изменения режима турбины. Вследствие этого задерживается начало перехода котла к новому режиму и затягивается переходный процесс. Для ускорения начала перехода котла к новому режиму в его АСР вводят различного рода форсирующие импульсы. Они могут быть статическими или исчезающими. Чаще используют исчезающие форсирующие сигналы. В качестве форсирующего может быть использован выходной сигнал регулятора мощности (а в схемах без него — задатчика мощности), вводимый в АСР котла после точки формирования ПИ-закона регулирования давления (схема на рис. 8.10, б при — 0), а также сигнал по разности между заданным и фактическим значениями мощности, подаваемый либо на вход регулятора давления (схема на рис. 8.11, в при W*i — О), либо после точки формирования ПИ-закона регулирования (см. схему на рис. 8.10, а при №21 = О). Все эти варианты могут быть приведены к структурной схеме, изображенной на рис. 8.3, а; при этом W= 0, а передаточная функция Wi2 в первом случае равна W\2 = W§2^12, во втором
При первичном управлении турбиной форсирующие связи практически не влияют на ее приемистость, определяемую скоростью перемещения регулирующих клапанов и возможностью их динамического переоткрытия под влиянием РМ для компенсации влияния промперегрева и снижения начального давления пара. Величина же максимального понижения давления при наборе мощности под влиянием форсирующих связей существенно уменьшается, а скорость восстановления давления возрастает, причем тем в большей степени, чем больше коэффициент усиления форсирующей связи 137]. Увеличение интенсифицирует топочные процессы. При умеренных значениях интенсивности кф форсирующий сигнал способствует стабилизации АСР котла, увеличивая запас ее устойчивости. При этом форсирующая связь одновременно является и стабилизирующей. Однако, начиная с некоторого значения за счет интенсификации расход топлива становится больше, чем необходимо на новом установившемся режиме. При этом колебательность процесса регулирования давления возрастает, а запас устойчивости АСР уменьшается.
На практике находят применение также форсирующие импульсы по производной от мощности генератора (схема на рис. 8.11, а при W2\ = О) или от расхода свежего пара. Последний из них, по существу, представляет не связь между локальными АСР турбины и котла, а вводимый в АСР котла дополнительный импульс по его нагрузке. Так как инерция турбины значительно меньше инерции котла, несвязанное регулирование блока с дополнительным импульсом по производной от расхода пара мало отличается от АСР с исчезающим форсирующим импульсом по электрической мощности генератора. В обоих случаях открытие клапанов турбины по команде регулятора или задатчика мощности увеличивает расход пара и мощность генератора. Подача импульса по одному из этих параметров на вход котельного регулятора давления форсирует переход котла к новому режиму. Следует, однако, заметить, что в этих схемах сигнал обратной связи по мощности (или расходу пара) поступает на вход регулятора с противоположным знаком, чем в рассмотренных выше схемах, где в качестве форсирующего использовался сигнал по разности между заданной и фактической мощностью. Вследствие отмеченного форсирующая связь с исчезающим импульсом по мощности или расходу пара представляет собой в общей структурной схеме блока положительную обратную связь, что, как известно, отрицательно сказывается на запасе устойчивости.
Как отмечалось выше, несвязанные АСР блоков, реализующие способ первичного управления котлом, обладают весьма низкой приемистостью. Для улучшения приемистости блоков с регуляторами «до себя» могут быть применены различные способы. В основе всех их лежит общий принцип, при котором допускаются определенные динамические отклонения давления свежего пара. Величина допустимых отклонений должна определяться условиями надежной работы котла и турбины. Отказ от чрезмерной строгости в поддержании давления свежего пара дает возможность определенного открытия регулирующих клапанов турбины и увеличения ее мощности за счет использования аккумулирующей способности котла до его перехода к новому режиму работы. Изменяя глубину и скорость снижения давления, можно получить «дозированную» (регулируемую в определенных пределах) приемистость.
Для повышения приемистости блоков с первичным управлением котлом в схемы регулирования необходимо ввести форсирующие связи, временно изменяющие задание регулятору «до себя» [18, 37]. Это может быть реализовано, в частности, подачей сигнала по разности между заданной и фактической мощностью генератора на вход регулятора «до себя» (вариант схемы на рис. 8.11, в при Wn = 0).
При введении исчезающих форсирующих связей в АСР, реализующих принцип первичного управления котлом, мощность турбины изменяется раньше, чем котел перейдет к новому режиму, т. е. такие АСР приближаются в большей или меньшей мере в зависимости от интенсивности форсирующих сигналов к схемам с первичным управлением турбиной. Однако поскольку общая структура системы определяется способом первичного управления котлом, а исчезающий форсирующий сигнал в установившихся режимах отсутствует, устойчивость локальной АСР котла остается в принципе такой же, как в схемах с первичным управлением котлом.