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


Моделирование парового промперегревателя

В тепловых схемах влажно-паровых ПТУ применяют одно- или двухступенчатый паровой промперегрев. Обычно промперегреватель совмещают в едином корпусе с сепаратором, получая сепаратор-промперегреватель (СПП), куда направляют влажный пар после ЦВД турбины. Температуру перегрева пара при паровом промперегреве не регулируют.
Одноступенчатый промперегрев. Перегрев отсепарированного пара в этом случае производят свежим паром. Пусть пар, входящий в сепаратор, имеет влажность у. Если к. п. д. сепаратора т]сп, то из каждого килограмма входящего пара сепарируется килограммов влаги. Если расход пара, входящего в сепаратор, равен G, то расход отсепарированного пара Gca = G (1 —г)спу). Полагая, что к. п. д. ЦВД однозначно определяется расходом G, можем считать, что влажность пара при выходе из ЦВД определяется давлением в СПП и расходом пара. С учетом этого приведенное выше уравнение сепаратора можем переписать в относительных отклонениях. В линейном приближении имеем gcn = acng + + сссп^спп, где gen и g — относительные отклонения расходов GCn и G; Jt'enfi —относительное изменение давления пара, входящего в СПП; асп и а,'СП —коэффициенты.
Паровой промперегреватель представляет собой поверхностный подогреватель с конденсирующимся греющим теплоносителем. Он отличается от регенеративных и сетевых подогревателей (см. п. 2.2) лишь тем, что нагреваемым теплоносителем в нем является не вода, а пар, поэтому при моделировании тракта вторичного теплоносителя необходимо с помощью уравнения материального баланса учитывать сжимаемость рабочей среды. Моделирование остальных процессов не отличается от рассмотренного в п. 2.2.
Тракт нагреваемого теплоносителя в паровом промперегрева-теле может быть описан теми же уравнениями (3.57)—(3.59), что и паровой тракт газового промперегревателя. При этом значение относительного отклонения давления за СПП отличается от значения яепп на величину гидравлического сопротивления СПП, определяемого уравнением, аналогичным (2.43). Вместо величины «х.» в уравнения (3.57), (3.58) следует подставить преобразованное по Лапласу относительное изменение энтальпии пара перед СПП, определяемое величиной.
Для определения величины qn.u, входящей в уравнения (3.57)—(3.59), можно использовать уравнения тракта греющего теплоносителя, аналогичные уравнениям (2.42)—(2.44) парового пространства подогревателя. Из этих уравнений найдем, где genn —относительное изменение расхода греющего пара; ©епп — относительное изменение температуры вторичного пара за СПП; W;, W;, Ш — передаточные функции.
Подставив это значение в уравнения (3.57)—(3.59) и учитывая отмеченные выше зависимости, получим: где я0 —относительное отклонение давления свежего пара; W и W' с соответствующими индексами — передаточные функции; gcnn —относительное изменение расхода греющего пара СПП, определяемое уравнением, аналогичным второму из уравнений (2.45): где W с соответствующими индексами — передаточные функции.
Подставив это значение в уравнения (3.60), после разделения переменных будем иметь: где W с соответствующими индексами — передаточные функции.
Передаточные функции в этих уравнениях могут быть найдены или аналитически, или по результатам экспериментальных исследований. Последние в простейшем случае могут быть аппроксимированы апериодическим звеном с запаздыванием W = = k exp (—ST)/(7n.n s + 1). Так как паровые объемы СПП значительно меньше, чем в системе газового промперегрева котлов, работающих на органическом топливе, то влажно-паровым турбинам АЭС соответствуют существенно меньшие значения динамических постоянных ЩШ чем у турбин ТЭС. Временем запаздывания т обычно можно пренебречь без особого ущерба для точности получаемой модели.
Двухступенчатый промперегрев. В этом случае вышедший из ЦВД пар после сепарации перегревают сначала в первой ступени СПП паром, отобранным из промежуточной точки проточной части ЦВД, и далее во второй ступени свежим паром. Уравнение сепаратора сохранит тот же вид, что и для одноступенчатого промперегрева: gen = рпg + аспЯспп, где лспп — относительное отклонение давления в первой ступени Методика математического моделирования каждой из ступеней СПП аналогична приведенной выше методике моделирования одноступенчатого СПП и базируется на использовании для каждой ступени уравнений (3.57)—(3.59) тракта нагреваемого теплоносителя и (2.42)—(2.45) тракта греющего теплоносителя. Выполнив такие же преобразования, как и для одноступенчатого СПП, получим уравнения первой ступени СПП: где исйи и яспп — относительные отклонения давлений нагреваемого пара соответственно в первой и второй ступенях СПП; Яа и я0 — относительные отклонения давлений греющего пара соответственно в первой и второй ступенях СПП; ©спп и ©спп — относительные изменения температур нагреваемого пара соответственно после первой и второй ступеней СПП; р. и ц-цсд — относительные перемещения регулирующих органов ЦВД и ЦСД турбины; pi — относительное изменение массового расхода пара, выходящего из первой ступени СПП, которое может быть определено из уравнения гидравлического сопротивления СПП.
Для определения входящей в уравнения (3.65) переменной яа может быть использовано уравнение (2.13) камеры отбора, тогда TjSna = gBK — ajtjl — bjga, где gbX, gBUX и ga — относительные отклонения расходов пара, входящего в камеру, уходящего из нее в последующие ступени турбины и отбираемого к первой ступени СПП; fly, bj — коэффициенты. При этом расход пара последующими ступенями турбины можно принять пропорциональным давлению перед ними, т. е. gBUX = яа. Расход пара, поступающего в камеры отбора, можно найти из уравнения (3.49) регулирующих клапанов турбины. Относительные изменения расходов греющего пара, отбираемого из камеры отбора и главного паропровода, аналогично 3.61) определяются соотношениями. https://zaim-s-plohoi-ki.ru займы онлайн без отказа займы с любой ки без отказа.
Подставив в правые части уравнений (3.66) и (3.65) значения входящих в них переменных и исключив затем переменные получим обобщенную математическую модель двухступенчатого СПП, по своей структуре совпадающую с моделью одноступенчатого СПП, описываемой уравнениями.
Выразив с помощью приведенных соотношений значения переменных в правых частях уравнений (3.67) и полагая ццсд = 0, найдем: где X\g1 Xlg, X", XjJ — комплексные коэффициенты.
Математическую модель энергоблока создают сочетанием линеаризованных или нелинейных моделей его составных элементов. В зависимости от решаемой задачи обычно предъявляются неодинаковые требования к точности моделирования различных составных частей блока.
Так, например, при исследованиях процессов управления турбоагрегатами при аварийных ситуациях в энергосистемах наиболее важными являются процессы изменения мощности в первые несколько секунд после возмущения. Значительно меньшую роль играет последующая часть процесса. Для получения достоверной информации при этом необходим возможно более подробный учет паровых объемов в турбине и всех элементов АСР турбины, инерция которых определяет темп изменения мощности в этот период. Модели же парогенераторов могут быть существенно упрощены.
Напротив, при исследованиях сравнительно медленно протекающих процессов нормального регулирования мощности, инерция которых определяется в основном парогенератором, нет необходимости в применении усложненных моделей турбин и элементов их регулирования; в большинстве случаев достаточную точность дает их представление даже кинематическими звеньями. Отмеченное должно учитываться при определении необходимой степени сложности модели энергоблока.