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


Взаимное согласование параметров РОМ и АСР турбины

При создании единой комплексной системы регулирования обменной мощности, включающей РОМ, регуляторы энергетических агрегатов и сами агрегаты, возникает задача взаимного согласования параметров турбинных и системных регуляторов для обеспечения устойчивой работы как самих агрегатов, так и всего энергообъединения.
Для приближенной качественной оценки влияния различных параметров объединенной системы РОМ—АСР турбины на устойчивость параллельной работы воспользуемся критериями Рауса— Гурвица. Пренебрегая влиянием парогенератора, что может быть допущено в ряде случаев, и считая безынерционной передачу импульса от РОМ к АСР турбины (№эгп = 1), а сам РОМ — ПИ-регулятором с передаточной функцией запишем характеристическое уравнение для случая параллельной работы турбины с мощной энергосистемой:
где 0 — коэффициент усиления регулятора скорости, обратный коэффициенту неравномерности; Т$ — время главного сервомотора турбины. При этом предполагается отсутствие промперегрева пара.
Критерии Рауса—Гурвица для рассматриваемой системы приводят к неравенствам:
При сделанных допущениях критерии Рауса—Гурвица позволяют выявить лишь тенденции влияния изменения различных параметров АСР турбины на запас статической устойчивости. Для более детального исследования на ЭВМ были определены границы статической устойчивости в соответствии с математической моделью энергосистемы и агрегатов, приведенной в главах 1—3.
Из неравенства (4.6) при Ts - 0 следует, что увеличение динамической постоянной Та ротора турбогенератора уменьшает запас устойчивости. Такое влияние момента инерции ротора прямо противоположно результатам, полученным при исследовании регулирования частоты в энергосистеме или изолированной работы турбоагрегата [58]. Отрицательное влияние динамической постоянной Та ослабляется с увеличением времени сервомотора Ts. Увеличение коэффициента синхронизирующей мощности k5 повышает запас устойчивости. При этом, как следует из неравенства (4.6), инерция АСР турбины ослабляет положительное влияние ks. Синхронизирующая мощность зависит от загрузки связи, определяемой исходным значением 0 [см. уравнение (2.53) ] и при большой загрузке может стать равной нулю и даже отрицательной. В таком случае, как следует из неравенства (4.6) при Ts - О, параллельная работа турбогенератора без регулирования обменной мощности неустойчива. Регулирование обменной мощности увеличивает запас статической устойчивости энергосистемы.
Для повышения эффективности участия блока в регулировании энергосистемы стремятся выбирать возможно большие значения интенсивности сигнала РОМ. Вместе с тем из неравенства (4.5) следует, что коэффициент передачи R пропорционального сигнала РОМ не может быть неограниченно большим. На рис. 4.5 приведены полученные на ЭВМ значения параметров РОМ, соответствующих границе статической устойчивости. Из приведенных графиков следует, что предельно допустимые значения kR уменьшаются по мере уменьшения коэффициента синхронизирующей мощности ks. Это означает, что с возрастанием загрузки МСС, когда в случае аварийной ситуации особенно необходимо интенсивное воздействие РОМ на энергетические агрегаты, возникают ограничения, определяемые статической устойчивостью равновесных режимов.
При расчетах было обнаружено очень сильное отрицательное влияние паровых объемов между регулирующими клапанами и соплами первой ступени наГ статическую устойчивость параллельной работы. В примере на рис. 4.6 увеличение динамической постоянной парового объема с 0,1 до 0,3 с почти вдвое уменьшает максимально допустимые значения интенсивности воздействия РОМ на энергоблок.
Более сложна роль дополнительных импульсов по ускорению и нагрузке в АСР турбин при регулировании энергосистем. При возраста-1 нии перетока мощности по МСС, вызванного дефицитом активной мощности в приемной энергосистеме, снижается частота вращения роторов генераторов как в приемной, так и в передающей энергосистемах. В таких условиях дополнительные импульсы по ускорению и нагрузке в АСР турбин приемной части энергообъединения способствуют быстрому увеличению мощности, вырабатываемой турбинами, и тем самым оказывают положительное влияние на регулирование обменной мощности. Положительное влияние дополнительного импульса по ускорению в рассматриваемом случае усиливается тем, что он открывает возможность значительного увеличения интенсивности воздействия РОМ на энергетические агрегаты (рис. 4.7), особенно важную при большой загрузке МСС (малых значениях ks). При этом следует, однако, иметь в виду, что в процессе восстановления частоты в энергосистеме ускорение ротора меняет свой знак, после чего" импульс по ускорению действует противоположно сигналам РОМ и регулятора скорости, препятствуя дальнейшему увеличению мощности турбины, хотя она еще и не достигла требуемого значения. Поэтому следует избегать чрезмерно большой интенсивности дополнительного импульса по ускорению. http://stroy-terminal-moskva.ru/ москва официальный дилер теплоизоляции изорок.
Существенно меняется роль дополнительных импульсов по ускорению и нагрузке для турбин передающей энергосистемы.
Под влиянием этих импульсов при увеличении перетока мощности в АСР турбин, в том числе и не привлекаемых к регулированию энергосистем, формируются команды на быстрое увеличение вырабатываемой мощности. Ускоряя роторы генераторов передающей системы, это увеличение оказывает отрицательное влияние на процесс регулирования обменной мощности, а при больших значениях взаимного фазового угла может привести к дальнейшему развитию аварийной ситуации. Вследствие такого неоднозначного влияния дополнительных импульсов по ускорению и нагрузке на процессы в энергосистемах не может быть.
Даже в нормальных режимах многие МСС по экономическим соображениям работают со сравнительно небольшими запасами по статической устойчивости. Еще меньшими могут оказаться эти запасы в послеаварийном режиме, когда для ликвидации аварийного дефицита мощности приходится допускать большую загрузку связей, чем при нормальных режимах работы.