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


Динамическая устойчивость

Динамическая устойчивость одинакового для всех выпускаемых турбин решения вопроса о целесообразности применения таких импульсов и выборе их интенсивности. Этот вопрос должен решаться в каждом конкретном случае согласованно с местом и условиями будущей работы агрегата энергосистем. Отдельные линии электропередачи могут при этом оказаться в непосредственной близости от границы статической устойчивости (при значениях взаимного фазового угла, близких к критическим).
В таких условиях даже небольшие новые возмущения могут отклонить в динамике режим работы энергосистемы за предел статической устойчивости. Дальнейшее изменение этого неравновесного режима может быть различным в зависимости от величины возмущения, характеристик энергосистемы и возможностей экстренного регулирования. Если эти возможности недостаточны, система окажется неустойчивой. При благоприятных условиях возможен возврат системы к устойчивому равновесному режиму. В связи с тем что нарушение устойчивости объединенных энергосистем может быть причиной больших убытков, привлечение энергоблоков к экстренному регулированию энергосистем для сохранения их динамической устойчивости представляет задачу первостепенной важности. Эффективность экстренного регулирования обычно оценивают предельными возмущениями при которых система возвращается к устойчивому равновесному режиму.
Для анализа физических явлений, происходящих при экстренном регулировании, рассмотрим в качестве примера процесс в объединенной энергосистеме (см. рис. 2.12), в которой до возмущения МСС работала при значении взаимного фазового угла в = 90°. В этих условиях дефицит активной мощности в приемной системе перемещает рабочую точку МСС на правую ветвь ее характеристики (см. рис. 4.1), при которой увеличению фазового угла соответствует уменьшение обменной мощности. При этом частота фд в приемной системе уменьшается, а частота Фх в передающей системе увеличивается (рис. 4.8), что способствует дальнейшему увеличению взаимного фазового угла. Дальнейшее движение системы определяется изменением балансов мощностей в приемной и передающей частях энергообъединения. Считая свойства саморегулирования пренебрежимо малыми, запишем уравнения обеих частей энергообъединения, предполагая равными их мощности на исходном режиме: где V м — относительное изменение обменной мощности; остальные обозначения те же, что в уравнении (4.1). Из этих уравнений найдем.
После возмущения фазовый угол 0 увеличивается, а обменная мощность уменьшается, т. е. Я0. м < 0. Если мощности турбин и потребляемая нагрузка в обеих энергосистемах не изменяются, то правая часть уравнения (4.7) положительна. При этом скорость увеличения фазового угла 0 возрастает, и система не приходит к равновесному режиму.
Из уравнения (4.7) следует, что для сохранения динамической устойчивости необходимо экстренное увеличение мощности турбин приемной энергосистемы или уменьшение мощности kj турбин передающей энергосистемы, причем требуется тем большее изменение мощности, чем больше динамическая постоянная Та соответствующей системы.
Динамическая устойчивость может быть сохранена также при отключении части потребителей приемной системы. Величина нагрузки X, которую необходимо отключить при дефиците К, в зависимости от начального значения фазового угла 0О и коэффициента Р = т"/(т1а+ Та) {КS'Amax) представлена сплошными линиями на рис. 4.9. Здесь Ятах — максимальная пропускная способность МСС. Однако отключение потребителей нарушает их нормальное энергоснабжение. В связи с этим возрастает роль экстренного регулирования турбин. Интенсивное воздействие РОМ на агрегаты приемной системы позволяет уже при 10 %-ном запасе по открытию клапанов агрегатов приемной системы без их переоткрытия почти вдвое уменьшить мощность потребителей, которые должны быть отключены при больших дефицитах мощности. Возможность динамического переоткрытия клапанов ЦВД на 10% еще больше сокращает эту величину. При этом имеется достаточно большая зона возмущений, при которых не требуется отключения потребителей. Эта зона расширяется с увеличением запасов р. по открытию регулирующих клапанов ЦВД. Резко отрицательное влияние на динамическую устойчивость оказывает инерция паровых объемов в проточной части турбины.