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 снабжена ЭГП

Его электромеханическая часть 8 представляет собой индуктивную катушку, якорь которой перемещает заслонку. Сигнал в гидравлическую часть подается системой «сопло—заслонка» 9. С обеих сторон заслонки расположены сопла, через которые сливается вода из линий F и G. В равновесных режимах давления в этих линиях, связанных с камерами, расположенными по обе стороны дифференциального поршня 10, равны между собой. Перемещение заслонки изменяет зазоры между нею и соплами, сливы из линий F и Ц и давления в них. Дифференциальный поршень 10 при этом перемещается вслед за заслонкой, восстанавливая первоначальные зазоры между нею и соплами. Тем самым он, как следящий золотник, повторяет движение заслонки. Дифференциальный поршень 10 перемещает отсечной золотник 11. Смещение его из среднего положения вызывает перемещение поршня сервомотора. Жестко связанный с ним рычаг обратной связи От, воздействующий на пружины электромеханического преобразователя, выполняет функции силового выключателя. Поршень сервомотора 12 переставляет дроссель k, изменяющий слив воды из импульсной линии А. Таким путем электрические сигналы вводят в гидравлическую АСР. Через ЭГП вводят сигналы датчиков электрической мощности генератора, давления в линии промперегрева пара, давления в конденсаторе, ускорения ротора, а также управляющие сигналы противоаварийной автоматики энергосистем. Этим достигается повышение быстродействия АСР и приемистости агрегата в переходных процессах при сбросах нагрузки и системных авариях. В равновесных режимах сигналы на ЭГП отсутствуют.
Система регулирования обеспечивает коэффициент неравномерности 5 %. При снижении начального давления пара свыше 5 % система может поддерживать это давление воздействием на регулирующие клапаны. Для этого предусмотрен мембранно-ленточный регулятор давления свежего пара, воздействующий на дроссель /, который управляет сливом воды из импульсной линии А.
Электрогидравлическая система регулирования турбин. Эта система применяется для тихоходных турбин АЭС. В структурную схему включены датчики частоты вращения (трехфазный генератор частотой 750 Гц, приводимый от вала турбины), мощности (трансформаторы тока и напряжения), давления и температуры; регуляторы частоты, мощности и давления свежего пара (РД-1 и РД-2), формирующие алгоритмы управления; устройства формирования заданий по частоте (УФЗЧ) и мощности (УФЗМ); суммирующие усилители. Для передачи управляющего сигнала гидравлическим главным сервомоторам отсечной золотник каждого из них оснащен индивидуальным ЭГП.
Регулятор частоты является командным органом турбины при развороте, работе на холостом ходу, синхронизации, сбросах нагрузки, а также при участии турбоагрегата в первичном регулировании частоты в энергосистеме. Автоматический разворот турбины производится по команде системы дискретного управления; при этом контролируют основные тепломеханические параметры турбины: разности температур по ширине фланцев ЦВД и между верхними и нижними точками цилиндра, относительные удлинения роторов высокого и низкого давления, вибрации и т. п. При сбросах нагрузки регулятор частоты предотвращает динамическое повышение частоты вращения ротора более чем на 9 %. Нечувствительность системы по частоте составляет 0,06 %:
Регулятор мощности с заданной точностью поддерживает требуемую мощность турбины при ее участии в регулировании активной мощности энергосистемы, ограничивает мощность до предписанного значения при отказах технологического оборудования турбоустановки, а также реализует команды противоаварийной автоматики энергосистемы. Регулятор мощности может поддерживать мощность или независимой от возмущений со стороны энергосистемы, или с заданным статизмом по частоте. картонная упаковка для кондитерских изделий
Регуляторы частоты и мощности реализуют принцип первичного управления турбиной. При первичном управлении реактором командным органом турбины становится регулятор давления «до себя», поддерживающий давление или с нулевой статической неравномерностью (режим РД-1), или с заданной статической неравномерностью (до 10 %) в соответствии со статической характеристикой «давление—мощность» (режим РД-2), что открывает возможность применения различных программ регулирования. Таким образом, в системе регулирования заложена возможность реализации различных программ и способов регулирования.
Для повышения надежности электронная часть системы выполнена трехканальной, причем каналы включены по схеме «два из трех».
С целью повышения надежности в качестве резервной сохранена гидравлическая система регулирования. Переключение с работающей электрогидравлической системы на гидравлическую происходит при неисправностях и нарушении нормальной работы
электрогидравлической системы. Для такого переключения без изменения мощности турбины применен регулятор соотношения давлений, который постоянно поддерживает давление в линии первого усиления гидравлической системы эквивалентным выходному сигналу электронной части электрогидравлической системы. Исполнительным органом регулятора соотношения давлений является МУТ.