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


Требования к статическим и динамическим характеристикам энергоблоков и их систем регулирования

К статическим и динамическим характеристикам АСР энергоблоков тепловых и атомных электростанции предъявляются весьма жесткие международные требования [10] Так, степень нечувствительности регулирования турбин по частоте вращения не должна превышать 0,06 %, а величина динамического заброса частоты вращения при полных сбросах на грузки —10 % от номинальной частоты. К этим и другим требованиям, выполнение которых обеспечивает необходимое качество регулирования самого энергоблока и его основных элементов, в современных условиях добавляются дополнительные требования, обусловленные необходимостью эффективного участия энергоблоков в противоаварийном управлении энергосистемами.
Эти требования можно разделить на четыре группы. Следует четко представлять, что эти требования носят ориентировочный характер, так как вследствие разнообразия аварийных ситуаций и предаварийного состояния энергосистем затруднительно однозначно ответить, каковы должны быть приемистость агрегатов и быстродействие их АСР для предотвращения системных аварий и на какие аварии необходимо ориентироваться при этой оценке. Прежде всего надо иметь в виду, что формулирование этих требований представляет собой технико-экономическую задачу, при решении которой должны сопоставляться затраты, связанные с повышением приемистости блоков и быстродействия их АСР, и экономический эффект от предотвращения тех или иных системных аварий. Оценка последнего на стадии проектирования блоков с учетом вероятностного характера аварий в энергосистемах крайне затруднительна. Кроме того, надо учитывать, что при существующих конструкциях основного оборудования энергоблоков и их тепловых схемах в отдельных наиболее тяжелых аварийных ситуациях никакое реально достижимое повышение приемистости не предотвратит аварии. В других же ситуациях авария может быть предотвращена при сравнительно медленном изменении мощности (даже за десятки секунд).
Первая группа требований регламентирует поведение энергоблоков при синхронных качаниях электрической мощности и частоты в энергосистемах, которые в ряде случаев возникают при периодических возмущениях в энергосистеме. Сами по себе эти качания при небольших амплитудах колебаний могут ие представлять опасности для устойчивости энергосистем. Однако в процессе синхронных качаний возможно самопроизвольное снижение мощности энергоблоков. Это обусловлено неодинаковыми временами сервомоторов турбин в сторону закрытия и открытия регулирующих клапанов, наличием упоров положения клапанов, ограничивающих их возможное открытие, особенно при работе блока со скользящим начальным давлением пара, и другими причинами. Снижение мощности блоков может увеличить амплитуду колебаний мощности в энергосистеме и само явиться источником системной аварии. Поэтому к АСР энергоблоков предъявляется требование, чтобы при длительных синхронных качаниях среднее значение мощности турбины не снижалось более чем на 10—15 % от ее исходного значения и не повышалось более чем на 5 %.
Вторая группа требований относится к энергоблокам передающей энергосистемы, отделившейся после отключения МСС с избытком вырабатываемой мощности, а также к агрегатам передающей системы при возникновении дефицита мощности в приемной части энергообъединения. В обоих случаях необходимо быстрое снижение мощности, вырабатываемой энергоблоками. В последнем случае это позволяет за счет торможения роторов агрегатов передающей системы синхронно понижать частоту в обеих частях энергообъединения и не допустить увеличения взаимного фазового угла 9 электропередачи выше критического значения. Требования к скорости снижения мощности в рассмотренных случаях не отличаются от аналогичных требований к АСР турбин при полных сбросах нагрузки. При этом должна быть обеспечена возможность сколь угодно длительной работы блока при новом значении мощности в пределах регулировочного диапазона. Если же мощность снижена до значений выходящих за пределы регулировочного диапазона (вплоть до нагрузки собственных нужд), должна быть допустима кратковременная работа блока с этой мощностью с последующим ее восстановлением до значений, лежащих в пределах регулировочного диапазона.
В тех случаях, когда причиной системной аварии является короткое замыкание в линиях электропередачи, необходима быстрая импульсная разгрузка турбины. Третья группа требований определяет необходимые импульсные характеристики АСР турбины. При этом должна быть обеспечена возможность регулирования в широких пределах глубины и скорости изменения мощности за счет подачи управляющих воздействий различной интенсивности. Запаздывание начала снижения мощности турбины не должно быть более того значения, при котором через 0,1—0,2 с после подачи максимального по интенсивности управляющего воздействия мощность турбины уменьшится не менее чем на 5 % от номинального значения. В дальнейшем мощность турбины от 95%-ного значения (от номинальной) до значения, соответствующего нагрузке собственных нужд, должна снижаться не более чем за 0,5—0,7 с, при этом в интервале от 95 до 50 %—не более чем за 0,3 с. Для уменьшения возможного переторможения генератора восстановление мощности должно начаться не позже чем через 0,2—0,3 с после момента подачи воздействия на обратное увеличение мощности. Для предотвращения нарушения устойчивости в сторону ускорения на втором и последующем циклах колебаний должно допускаться уменьшение в три-четыре раза скорости обратного восстановления мощности за счет подачи экспоненциального управляющего воздействия на набор мощности после разгрузки турбины.
Четвертая группа требований определяет скорость набора мощности энергоблоками при ликвидации аварийных дефицитов мощности в приемных энергосистемах или системах, отделившихся от энергообъединения с дефицитом мощности. Такие блоки должны обеспечивать быстрое увеличение вырабатываемой мощности на величину до 10 % за 1—2 с.
Противоаварийное управление энергосистемами требует высокой скорости передачи управляющих сигналов во всех элементах единой комплексной системы управления активной мощностью в энергосистеме. Схемы регулирования турбин должны быть снабжены быстродействующими электрогидравлическими или электромеханическими преобразователями, позволяющими с минимальным запаздыванием вводить управляющие сигналы системных регуляторов и противоаварийной автоматики. Такие преобразователи должны предусматриваться в качестве обязательного элемента АСР вновь проектируемых конденсационных и теплофикационных турбин. С этих позиций необходима также модернизация АСР ранее выпущенных турбин, не имеющих подобных преобразователей. Для сохранения динамической устойчивости энергообъединения в аварийном режиме обычно требуется кратковременное быстрое изменение мощности блока, а для сохранения статической устойчивости послеаварийного режима —длительное изменение мощности по сравнению с исходным значением. Требования к скорости изменения мощности в последнем случае могут быть значительно снижены. Соответственно этому, согласно рекомендации ВТИ [81 ], управляющее воздействие противоаварийной автоматики на блок целесообразно выполнять двухканальным: по первому каналу через ЭГП вводят быстродействующие снимаемые воздействия, по второму (через механизм управления турбины или задатчик мощности блока) —медленнодействующие воздействия, не снимаемые в установившихся режимах.