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


Мощностные характеристики турбогенераторов и межсистемных связей

Генератор. В п. 2.3 было показано, что, используя метод эквивалентирования, можно представить совокупность генератора и энергосистемы, в которой он работает, в виде двух эквивалентных роторов, синхронно вращающихся с одинаковой Jfr частотой, причем магнитные оси ротора энергосистемы отстают от сходственных магнитных осей ротора генератора на фазовый угол 9. Из уравнения (2.51) следует, что при неизменном напряжении мощность Nr, отдаваемая синхронным генератором в сеть, зависит от фазового угла | и достигает максимального значения при 6 = 90° (рис. 4.1). Максимальная мощность генератора IK может значительно превышать ее номинальное значение. Если воздействием на систему АРВ повысить э. д. с. генератора и напряжение на его шинах, то величина «Vmax» возрастает.
Если открытием регулирующих клапанов турбины увеличить ее мощность на величину AN, то ротор генератора ускорит свое вращение, проскальзывая относительно эквивалентного ротора энергосистемы, продолжающего вращение с синхронной частотой сос. Фазовый угол 0 при этом увеличивается. Если исходный режим (N0, 0О) соответствовал точке на левой ветви характеристики генератора (0О < 90°), то с увеличением угла 0 мощность, отдаваемая генератором в сеть, возрастает до тех пор, пока не окажется равной новой мощности турбины. После достижения этого равенства роторы генератора и энергосистемы вращаются с одинаковой частотой соС9 но с увеличенным значением фазового угла. Следовательно, при установившихся режимах, которым соответствуют значения 0 в интервале 0 ^ 8 < 90°, генератор представляет собой устойчивый объект регулирования.
Точкам, расположенным на правой ветви характеристики генератора (90° ^ 0 ^ 180°), соответствуют неустойчивые режимы генератора. Увеличение угла 0 при возрастании мощности турбины приведет в этом случае к разгрузке генератора, что увеличит небаланс мощностей, способствуя дальнейшему росту фазового угла. Поэтому работа генератора в установившихся режимах, которым соответствуют значения 0 >> 90°, невозможна.
При значениях фазового угла 0 от 180 до 360° генератор потребляет мощность от энергосистемы, работая в режиме электродвигателя. При этом ротор энергосистемы по фазе опережает ротор генератора.
Межсистемная связь. Как было показано в п. 2.3, каждая из двух энергосистем, соединенных МСС, может быть приближенно заменена эквивалентным генератором. При этом совокупность двух параллельно работающих энергосистем сводится к двум синхронно вращающимся роторам, магнитные оси которых сдвинуты друг относительно друга на взаимный фазовый угол линии электропередачи 0, причем эквивалентный ротор передающей энергосистемы опережает по фазе ротор приемной энергосистемы. Задача в этом случае принципиально не отличается от рассмотренной выше. Мощность N0, м, передаваемая по МСС, определяется формулой (2.55), где Nmax = UiUn/Z — пропускная способность МСС; Ui и Uu — напряжения в энергосистемах I и II; Z — полное сопротивление МСС. Пропускная способность Агшах зависит от напряжений в энергосистемах и может быть увеличена повышением этих напряжений. При неизменных напряжениях мощностная характеристика МСС не отличается от приведенной на рис. 4.1, при этом по оси ординат вместо величины Мг следует поставить л/о, м.
По аналогии с рассмотренным выше случаем параллельной работы генератора статически устойчивые режимы параллельной работы двух энергосистем, соединенных МСС, соответствуют рабочим точкам, расположенным на левой ветви характеристики МСС (0 < 0 < 90°), неустойчивые — рабочим точкам, лежащим на правой ветви этой характеристики (90° < 0 ^ 180°). При значениях 0 от 180 до 360 переток мощности по МСС меняет свое направление. Как и для генератора, динамическая устойчивость параллельной работы энергосистем при повышении 0 до значений, больших 90°, может быть сохранена быстрым изменением генерируемой или потребляемой мощности.
Для сохранения динамической устойчивости энергообъедн-нений противоаварийное управление мощностью энергоблоков, как правило, сочетают с экстренным регулированием возбуждения генераторов.