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


Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков

Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков при СД могут быть построены на базе тех же принципов, что и для конденсационных блоков (см. п. 8.3). Рассмотрение ограничим двумя классами схем с первичным управлением турбиной. В первом из них используют статическое задание на поддержание СД, передаваемое от АСР турбины главному регулятору котла ГРК (рис. 9.5, а). Для конденсационного режима, как и для конденсационных блоков, могут быть применены задающие сигналы регулятора скорости PC и механизма управления турбиной МУТ либо сигнал регулятора мощности РМ. В режимах с отборами пара задающий сигнал необходимо формировать как сумму сигналов регуляторов скорости (или мощности) и тепловой нагрузки, а также их механизмов управления. Может быть применен также задающий сигнал по давлению в камере регулирующей ступени, характеризующий расход пара. Схемы с «плавающим» заданием (рис. 9.5, б) строятся путем введения интегрального или пропорционально-интегрального задающего регулятора ЗР положения регулирующих клапанов ЧВД, воздействующего на ГРК-
В обеих схемах для поддержания равновесного положения клапанов ЧВД турбины применен выключающий импульс по давлению свежего пара. Оба класса схем могут быть построены на базе существующих АСР турбин и котлов. Отключением задающей связи можно легко перейти со скользящего давления на постоянное, реализуя принцип комбинированного регулирования.
Ниже рассмотрена задача синтеза автономного регулирования такого блока. Для упрощения предполагалось, что он не имеет промперегрева пара. Наличие его потребует, как было показано выше, введения дополнительных динамических звеньев в цепях передачи управляющих сигналов от регуляторов к сервомотору ЧНД. Поскольку блок работает в одной области режимов при ПД, а в другой — при СД, требуется, чтобы разработанная система регулирования обеспечивала автономность как при ПД, так и при СД.
Критерии статической и динамической автономности регулирования теплофикационной турбины при ПД (9.22) и (9.24) были получены без учета влияния котла. В случае ПИ-регулирования давления свежего пара без остаточной неравномерности котел не оказывает влияния на статическую автономность. Динамическая автономность при этом, как было показано выше, соблюдается нестрого, но это влияние трудно устранимо. К тому же, как показывает опыт, требования к точности соблюдения условий динамической автономности значительно меньше, чем к статической.    Щ Рассмотрим более подробно условия автономности при СД, используя для этого систему уравнений (9.10)—(9.13). Будем полагать отсутствующими сигналы по нагрузкам {dik = 0). Управляющее воздействие ф3 в АСР котла представляет собой задающий сигнал, приложенный к ГРК. Этот сигнал для схем со статическим и «плавающим» заданием (рис. 9.5, а и б) соответственно равен, где k3 — коэффициент передачи задающей связи; Н^зр — передаточная функция задающего регулятора. При такой записи = а32 = b31 = Ь32 = 0, я33 = Ь33 — 1/6д, где бд — динамический коэффициент неравномерности котельного регулятора давления. Коэффициент а13 = kB в первом из уравнений (9.13) представляет собой коэффициент передачи выключающего сигнала по давлению свежего пара; Ь13 = а23 = Ь23 = Исключив из рассматриваемой системы уравнений (9.10)— (9.13) переменные ф3, Дц || и Д3, будем иметь
Передаточные функции разомкнутой и замкнутой структурных схем изолированной АСР котла имеют вид:
Величины М\2 и Мв приведенных уравнениях представляют недиагональные элементы передаточной матрицы системы.
Подставив в соотношения (9.34) I = 0, получим критерии статической автономности при скользящем давлении
Эти критерии должны быть дополнены условием (0) = 0, отражающим поддержание неизменного равновесного положения регулирующих клапанов ЧВД, что следует из определения выбранной программы регулирования. Подставив это условие в исследуемые уравнения при s = 0, найдем
Несложно показать, что при B = 1 и нулевой статической неравномерности котельного регулятора давления Z (0) Ш | Если при этом k13 Ц и k23 k21, что выполняется достаточно просто в точке перехода от ПД к СД, то критерии статической автономности при постоянном и скользящем давлении совпадают. Это означает, что проектирование системы регулирования автономной для ПД облегчает выполнение критериев статической автономности и после перехода к СД.
Критерии динамической автономности при СД определяются соотношениями (9.34). В схемах рассматриваемого типа переходный процесс от одного режима к другому при СД включает два этапа.
На первом этапе после получения команды, например, на снижение нагрузки соответствующий регулятор переставляет регулирующие органы ЧВД и ЧНД так же, как при ПД, и передает задатчику котельного регулятора давления управляющий сигнал на уменьшение давления. В итоге этого этапа блок переходит к промежуточному режиму — новому заданному значению электрической или тепловой нагрузки при мало изменившемся начальном давлении пара. Длительность этого этапа определяется скоростью перемещения регулирующих органов турбины.
Второй этап переходного процесса связан с изменением давления пара за котлом и проходящим по мере этого под действием выключателя возвратом регулирующих клапанов ЧВД турбины к первоначальному положению. Безусловно, оба этапа протекают одновременно, однако значительное (на два порядка) различие динамических констант котла и АСР турбины позволяет условно рассматривать их изолированно: первый — быстропротекающий процесс при постоянном давлении пара (ср3 = 0) и второй — медленно-протекающий, определяемый котлом. Каждому из этих этапов соответствуют свои критерии автономности. Оба этапа характеризуются соответственно слагаемыми М12, М21 и АУИ21, АМ12 в формулах. Подробная информация ооо точность отзывы тут.
Если АСР турбины спроектирована автономной для ПД, то уже к началу второго этапа достигнуты новые заданные значения электрической и тепловой нагрузок, т. е. выполнены главные требования потребителей. Напротив, если система регулирования турбины статически неавтономна при ПД, то в конце первого этапа значения нагрузок отличаются от заданных и достижение заданных значений составит задачу не только первого, но и второго этапа переходного процесса. Следовательно, соблюдение автономности для постоянного давления в схемах рассматриваемого типа облегчает выполнение критериев динамической автономности при скользящем давлении. Конечно, динамическая автономность в строгом смысле этого понятия не соблюдается вследствие неизбежного отклонения давления свежего пара при движении регулирующих клапанов, однако возникающие при этом отклонения регулируемой величины в невозмущенной системе не превосходят аналогичных величин, допускаемых при ПД.
Следует иметь в виду, что входящие в критерии статической автономности коэффициенты пропорциональны частным производным см. также условия (9.5) и (9.7)], вычисленным для фиксированного начального давления пара. Величина этих производных, а следовательно, и коэффициентов kn и k21 будет уменьшаться с уменьшением начального давления р0 примерно пропорционально его величине. Отмеченное обстоятельство при нерасчетном давлении вызовет нарушение условий (9.22), тем большее, чем больше отличается давление на исследуемом режиме от номинального. Вследствие этого автономность на первом этапе переходного процесса при СД, а значит, и динамическая автономность процесса в целом зависят от исходного режима работы установки. Для компенсации этого влияния может быть применена коррекция передаточных чисел  к сервомотору ЧВД обратно пропорционально давлению. Из соотношений ДМ12 и ДМ21 для второго этапа переходного процесса определяем kg = k13kn0/kn.
Следовательно, изменяя в системе регулирования турбины коэффициенты ап и %2, необходимо соответственно изменять и коэффициент выключения kB для выполнения заданного статического соотношения между положением клапанов и отклонением давления; в противном случае в конце переходного процесса клапаны не вернутся к требуемому равновесному положению.