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


Система регулирования мощных паровых турбин ПО ЛМЗ

Унифицированная электрогидравлическая система регулирования, применяемая для серии мощных турбин К-300-240, К-800-240, К-1200-240, К-500-166, К-500-130 и К-1000-60/3000 [1121, структурно состоит из электрической и гидравлической частей. Датчики системы — бес шарнирный центробежный регулятор скорости, электрический датчик частоты вращения (индукционный тахогенератор), электрические датчики мощности, давления свежего пара и пара промперегрева. В гидравлической части применено огнестойкое турбинное масло ОМТИ или «Иввиоль-3». Для уменьшения расхода масла в переходных режимах применены пружинные сервомоторы / и 2 одностороннего действия, открывающие клапаны давлением масла, а закрывающие их пружинами. Регулирующие клапаны ЦВД снабжены индивидуальными сервомоторами 1. Сервомоторы 2 регулирующих клапанов ЦСД перемещают, как правило, по два клапана. Отсечные золотники главных сервомоторов имеют кинематические обратные связи с кулачками. Требуемые характеристики открытия каждого клапана обеспечиваются выбором натяжения пружины отсечного золотника и профилированием кулачков в обратных связях.
Перемещение регулирующих клапанов турбины производится по сумме ряда воздействий, большинство из которых формируется в электрической части системы регулирования (ЭЧСР). Однако в гидравлической части сохранен бес шарнирный центробежный регулятор скорости, что позволяет сохранить высокую надежность системы при сбросах нагрузки лаже в условиях временного отключения ЭЧСР, правда, с несколько худшими динамическими характеристиками. Управляющие сигналы ЭЧСР могут вводиться в гидравлическую часть системы или через быстродействующий ЭГП 15, или через относительно медленно действующий механизм управления турбиной (МУТ), перемещающий регулирующие кла паны из положения полной нагрузки до холостого хода примерно за 45 с. Воздействия регулятора скорости, МУТ и ЭГП суммируются дифференциальным поршнем промежуточного золотника 14. Камера с одной стороны этого поршня соединена с проточной импульсной линией А, сливом масла из которой управляют следящие золотники регулятора скорости и ЭГП. С противоположной стороны на поршень действует постоянная сила напорного давления масла. Равновесие поршня возможно лишь при неизменном давлении в импульсной линии А. Это обеспечивается изменением при движении поршня открытия окон а, через которые масло поступает в линию А. Такое выполнение обратной связи представляет собой одно из конструктивных решений гидравлической пружины. Динамическая постоянная усилителя составляет 0,01—0,02 с.
Изменение управляющего сигнала вызывает перемещение поршня усилителя и жестко связанной с ним буксы промежуточного золотника, что приводит к изменению давления в импульсной линии В, управляющей золотниками главных сервомоторов 1 и 2. Промежуточный золотник выполнен отсечным. Его выключение производится перемещением золотника, расположенного внутри подвижной буксы. Это перемещение производится через рычажную передачу поршнем вспомогательного пружинного сервомотора, находящимся под воздействием давления в линии В. Промежуточный золотник снабжен медленнодействующим ограничителем мощности 13, представляющим собой подвижный упор его буксы с ручным и дистанционным приводом.
Система маслоснабжения унифицирована для всех блоков. Масло в гидравлическую часть АСР подают попеременно два вертикальных центробежных насоса 19, расположенные непосредственно на маслобаке 17 и приводимые электродвигателями переменного тока мощностью 200 кВт. Мощность, потребляемая в равновесных режимах, равна 90 кВт Резервирование маслоснабжения производится насосом 18 с двигателем постоянного тока. Удаление насосов с вала турбины, по мнению завода, помимо конструктивных и эксплуатационных удобств повысило ее надежность. Это связано с тем, что неполадки с насосом, расположенным на валу турбины, требовали ее остановки. Отказ же одного электронасоса требует лишь перехода на резервный. Напорное давление при потере напряжения и переключении насосов поддерживается пружинно-грузовыми аккумуляторами 20.
ЭЧСР (рис. 5.8) включает ряд функциональных блоков, формирующих основные управляющие сигналы. Схема построена таким образом, что все сигналы, остающиеся в равновесных режимах, передаются в гидравлическую часть через МУТ Через ЭГП вводятся лишь сигналы, возникающие в переходных процессах, требующие высокого быстродействия и, как правило, не требующие высокой точности исполнения. В результате такого разделения в равновесных режимах ЭГП разгружен от управляющих сигналов.
Один из основных элементов ЭЧСР — блок регулирования мощности (БРМ). Сравнение заданного и фактического значений мощности позволяет точно выдержать заданное распределение нагрузок, уменьшив тем самым общую нечувствительность АСР. Сигнал БРМ воздействует на МУТ без статической обратной связи. Медленная передача сигнала БРМ позволяет сохранить обычные функции регулятора скорости как первичного регулятора частоты в энергосистеме. Системой блокировок производится отключение БРМ от МУТ при отключении генератора от сети, срабатывании защиты турбины, повышении частоты вращения выше 51,5 Гц и др., что обеспечивает требуемые в подобных ситуациях ведущие функции регулятора скорости. купить пеллеты для вас на сайте Enemcon.Com
Для улучшения динамических свойств турбин, ухудшенных влиянием промперегрева пара, предназначен блок начального корректора неравномерности (НКН), представляющий собой, по существу, одну из разновидностей дополнительных исчезающих импульсов по нагрузке, где встречно включены импульсы по электрической мощности генератора и давлению пара в промперегревателе. В установившихся режимах разность этих сигналов равна нулю. В переходных режимах на выходе НКН появляется сигнал, определяемый инерцией промперегрева. Этот сигнал, передаваемый через ЭГП, вызывает дополнительное перемещение регулирующих клапанов турбины, компенсирующее отрицательное влияние промперегрева. Блок статического корректора неравномерности, являющийся элементом настройки АСР, позволяет введением отрицательной или положительной обратной связи по давлению в промперегревателе более точно выдержать заданное значение коэффициента неравномерности.
ЭЧСР содержит также электрический дифференциатор, введенный в рассматриваемую АСР взамен ранее применявшегося гидравлического, блок релейной форсировки, ускоряющий закры? тие клапанов турбины по сигналу от блок-контактов выключателей генератора, на несколько сотых долей секунды опережающему сигнал дифференциатора, блок быстродействующего ограничения мощности при авариях в энергосистеме и блок разгрузки турбины по давлению свежего пара.
Нечувствительность гидравлической системы регулирования скорости составляет 0,15 %. Нечувствительность всей АСР с учетом БРМ составляет 1,5 % по мощности или 0,06 % по частоте, что соответствует международным требованиям. Значение коэффициента неравномерности при нагрузках выше 15 % от номинальной равно 4 %, при меньших нагрузках — 8%. Время полного закрытия регулирующих клапанов из режима номинальной нагрузки с момента подачи через ЭГП форсирующих воздействий равно 0,3 с, что обеспечивает максимальное повышение частоты вращения при полных сбросах нагрузки, не превосходящее 9 % от номинального значения. Время открытия клапанов из положения холостого хода до номинальной нагрузки составляет примерно 1—1,5 с.