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


Уравнение ротора

Если вращающий момент турбины Мг и момент сопротивления генератора Мг не равны, то их разность вызывает изменение частоты вращения, которое подчиняется теореме моментов количества движения: где J —момент инерции ротора турбины и генератора.
Последнее уравнение можно записать в относительных приращениях: Мном и N ном — номинальные момент и мощность. Индексом 0 здесь и в дальнейшем отмечены значения переменных в установившихся режимах.
Входящая в уравнение (2.1) величина К при изолированной работе генератора определяется законом изменения внешней нагрузки. Момент сил сопротивления на валу генератора зависит от частоты со, а также от суммарного электрического сопротивления Z приборов и агрегатов, подключенных к генератору. С учетом сказанного изменение момента К можно записать в виде, где Я-щ = (дМг/д(о) (о0ф/МНом — относительное изменение момента генератора в зависимости от частоты при неизменной структуре сети, подключенной к генератору; Xz —относительное изменение момента генератора в зависимости от сопротивления сети Z при неизменной частоте.
При параллельной работе генератора с электрической сетью величина определяется из уравнений динамики генератора и энергосистемы (см. п. 2.3). В частном, но практически важном случае работы генератора в очень мощной энергосистеме можно считать, что при нормальных режимах последней любые изменения мощности исследуемого турбогенератора не могут оказать сколько-нибудь заметного влияния на частоту в энергосистеме. При этом w = idem, ф = 0 и уравнение (2.1) принимает вид.
В этом случае относительное изменение вращающего момента К равно относительному изменению мощности турбины.
Центральный вопрос при математическом моделировании турбины состоит в определении относительного изменения ее вращающего момента К или мощности Хт. При составлении расчетной схемы турбину разделяют на ряд отсеков [64, 80, 1031, границами которых обычно служат камеры регенеративных или теплофикационных отборов, а также наиболее крупные паровые объемы (промперегрев, перепускные трубы и др.). Число отсеков выбирают обычно от одного до семи [80]. Учет большего числа отсеков необходим при исследованиях быстропротекающих процессов, в частности при исследованиях регулирования энергосистем в аварийных ситуациях. При исследованиях относительно медленных процессов число отсеков может быть сокращено без ущерба для точности решения.
Вращающий момент 1-го отсека определяется формулой М,- = = б/Яо/Т)//©, где Gj —массовый расход пара; #0/ —располагаемый перепад энтальпий отсека; т—внутренний к. п. д. отсека. Из последней формулы легко получить, где — относительные изменения расхода пара, перепада энтальпий и к. п. д.
Инерция парового потока в проточной части турбины, как правило, пренебрежимо мала [80], вследствие чего для определения величин, входящих в уравнение (2.5), правомерно использование статических зависимостей. Параметры пара в сечениях / перед отсеком и / + 1 за ним связаны с расходом формулой Стодолы. В тех случаях, когда скорость пара в соплах равна критической или превосходит ее, эту формулу можно записать в следующем виде:
Ограничиваясь двумя членами разложения бинома, стоящего в последней скобке правой части формулы, получим.
В большинстве случаев с достаточной для практических целей точностью можно пренебречь изменением температуры, считая в формуле где R — газовая постоянная; т = показатель изоэнтропы.
Записав эту формулу для двух режимов, найдем аналогично предыдущему.
К. п. д. отсека может быть найден по его расчетным или экспериментальным характеристикам: r\j = fi (со/|/Я0/ ), или в относительных отклонениях ху- = F (ср, %f). Во многих случаях при моделировании турбин изменением их к. п. д. пренебрегают.
Решив совместно систему уравнений (2.5)—(2.7) и пренебрегая членами, содержащими произведения переменных, как малыми высших порядков, получим изменение вращающего момента отсека турбины при малых отклонениях от исследуемого режима
То же уравнение получается при разложении в степенной ряд функции Mj = Mj (Pj, /?у-+1, Г/, со) и линеаризации полученного уравнения по методу малых отклонений.