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


Масса конденсата греющего пара

Большое влияние на динамические процессы оказывает масса конденсата греющего пара, находящаяся в нижней части подогревателя (конденсата сборнике), уровень которого в ряде подогревателей поддерживается специальными регуляторами. При быстром падении давления в подогревателе после сброса нагрузки происходит бурное парообразование, описываемое уравнением (2.22). Образовавшийся влажный пар может поступать в камеру отбора турбины. Расширяясь в проточной части турбины, этот пар может вызвать значительный разгон ротора. Пара, образованного при испарении конденсата только в одном подогревателе, достаточно для разгона ротора до недопустимых пределов. Чтобы предотвратить это, на паропроводах между турбиной и подогревателями устанавливают обратные клапаны.
При нормальных режимах работы турбины, когда давление в камере отбора выше, чем в подогревателе, разностью сил давления клапан 1 поддерживается в открытом положении и не препятствует движению пара в подогреватель. При сбросах нагрузки, когда давление в подогревателе оказывается большим, чем в камере отбора, разностью сил давления клапан закрывается. Для повышения надежности закрытия обратный клапан снабжен гидравлическим запирающим устройством. При размыкании контактов выключателя генератора в катушку 3 импульсного клапана (золотника) подается управляющий сигнал. Он может подаваться также от противоаварийной автоматики энергосистемы с целью принудительного закрытия обратных клапанов. Под воздействием этого сигнала открывается импульсный клапан 4, и вода под давлением поступает в камеру над поршнем сервомотора 2. При движении поршня жестко связанный с ним шток перемещает клапан 1 в сторону его закрытия. Гидравлическое запирающее устройство может быть описано обычным уравнением сервомотора (1.11). Время сервомотора Ts зависит от давления воды и площади открытого сечения импульсного клапана. Для эффективного участия обратных клапанов в регулировании турбины при сбросах нагрузки сервомоторы должны быть достаточно быстродействующими (T = 0,4—0,7 с). Как выбрать моющий пылесос какой моющий пылесос www.seilor.ru.
При моделировании парового пространства подогревателей необходимо учитывать, что понижение давления вызывает испарение воды во всем объеме. Повышение же давления вызывает конденсацию только на теплообменных трубках и частично на стенках корпуса. Поэтому процесс регулирования при понижении давления и его повышении протекает совершенно различно и не может быть описан линейными уравнениями.
В некоторых работах моделирование регенеративных подогревателей сводят лишь к учету аккумуляции пара в его паровом пространстве, не учитывая процессов теплообмена и аккумуляции теплоты. Выше показано существенное влияние отмеченных процессов. Это подтверждают приведенные на рис. 2.7 результаты экспериментальных исследований подогревателей высокого давления (ПВД) турбины К-200-130 1108]. Приведенные осциллограммы позволяют выделить два этапа в переходных процессах изменения давления. На первом этапе, длительность которого составляет 1—3 с, давление изменяется с весьма высокой скоростью. Так, при открытии обратных клапанов давление р7 в ПВД-7 (рис. 2.7, а) за 1 с возросло с 1,64 до 1,82 МПа (скорость изменения 0,18 МПа/с). Однако изменение давления за этот период не превышает 40 % от общего его повышения. Второй этап характеризуется медленным возрастанием давления, которое изменилось от 1,82 до 2,1 МПа за 1 мин (скорость изменения 0,28 МПа/мин). Аналогичные этапы можно видеть и при закрытии обратных клапанов (рис. 2.7, б). Такой характер переходного процесса может быть объяснен тем, что на первом этапе процесс определяется инерцией паровых объемов трубопроводов системы регенерации и парового пространства подогревателей, которая сравнительно невелика. На втором этапе изменение давления определяется теплообменом и аккумуляцией теплоты в подогревателе. Значительное изменение давления на втором этапе под влиянием этих факторов (до 60 % от общего изменения давления) определяет необходимость учета тепловых процессов в подогревателях при их математическом моделировании.