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


Регулирование энергоблоков ТЭС при постоянном начальном давлении пара

На практике находят применение различные способы управления энергоблоками ТЭС. Для блоков с барабанными котлами наиболее распространен способ первичного управления турбиной [2]. Для блоков с прямоточными кбтламй наряду с указанным способом широко применяется способ первичного управления котлом. В последнее время находят применение координированные схемы [30], наиболее полно реализующие принцип связанного регулирования. Ниже рассмотрены динамические характеристики энергоблоков при различных способах и схемах регулирования.

Первичное управление турбиной
В схемах, реализующих этот способ управления блоков (рис. 8.4), регулятор мощности РМ, поддерживающий ее заданное значение, воздействует на регулирующие клапаны турбины через ее механизм управления МУТ. Функции регулятора давления свежего РД выполняет главный регулятор котла, выходной сигнал которого передается в качестве задания регулятору топлива РТ, а в некоторых схемах регулирования котлов — (см. гл. 6) — регулятору питания. Эти регуляторы через исполнительные механизмы ИМ воздействуют на регулирующие органы котла. Корректор частоты, подключенный к РМ, в соответствии с заданной статической характеристикой изменяет мощность при отклонениях частоты, обеспечивая тем участие блока в регулировании частоты в энергосистеме. Быстродействующее управление мощностью по сигналу противоаварийной автоматики энергосистемы производится через электрогидравлический преобразователь ЭГП. Для того чтобы РМ не препятствовал противоаварийному управлению мощностью, сигнал противоаварийной автоматики поступает и на его вход.
Способ первичного управления турбиной обеспечивает максимальную из возможных при воздействии через МУТ приемистость блока. Однако регулирование давления в связи с широким применением регуляторов мощности стало встречать известные затруднения [129], что требует проведения специальных исследований работы АСР котла в общей схеме регулирования блока. Ниже приведены результаты таких исследований, выполненных ЛПИ и трестом «Гидроэлектромонтаж».
Исследуемая АСР блока соответствует частному случаю приведенной на рис 8.3, а структурной схемы, получаемой при Wh в — О и Wh = 0. Передаточная функция АСР блока при разомкнутой обратной связи контура регулирования котла в исследуемом случае определяется первым из уравнений, которое перепишем в виде
Из уравнения следует, что отличие динамических свойств изолированного контура регулирования котла и того же контура в блоке определяется характеристиками эквивалентного звена.
Математическая модель котла как объекта регулирования давления структурно может быть представлена апериодическим звеном с чистым запаздыванием; при этом передаточная функция, где kx — коэффициент передачи; тх и 7\ — время запаздывания и динамическая постоянная котла.
Передаточная функция f турбины как объекта регулирования мощности по воздействию на регулирующие органы котла в соответствии с уравнением (8.5) имеет вид
Так как определяемая передаточной функцией инерция проточной части самой турбины, включая ее паровые объемы и даже тракт системы промперегрева, значительно меньше инерции котла, определяемой передаточной функцией Wu, то при исследовании медленнодействующих АСР мощности без существенного ущерба для точности моделирования можно пренебречь инерцией проточной части турбины, считая W2i        Как было показано выше, передаточная функция. W%2 примерно равна, где Тг — динамическая постоянная аккумуляции котла.
Передаточная функция W°2 может быть получена аппроксимацией переходного процесса изменения давления я0 на рис. 8.2. В начальный период после открытия клапанов турбины на величину р. давление пара снижается на долю С от установившегося отклонения давления k2\х со скоростью, примерно определяемой перемещением клапанов турбины. В дальнейшем, если нет воздействия на регулирующие органы котла, снижение давления происходит экспоненциально с динамической постоянной аккумуляции котла Т2. Считая время перемещения клапанов турбины пренебрежимо малым по сравнению с динамической постоянной аккумуляции котла, можем полагать, что падение давления на первом этапе происходит скачком. Такой идеализированный переходный процесс соответствует АД-звену (см. гл. 5), передаточная функция которого
Параметр С зависит от быстродействия привода регулирующих клапанов турбины. Если управляющее воздействие клапанами передается через МУТ, то С ян 0. Если клапанами управляет ЭГП, то 0 < С <1. Будем полагать, что в качестве регуляторов давления и мощности применены ПИ-регуляторы с передаточными функциями.
Динамическими постоянными сервомоторов будем при этом пренебрегать.
Подставив приведенные значения передаточных функций в уравнение (8.22), найдем
Таким образом, эквивалентное звено Хп может быть представлено в виде сочетания четырех последовательных звеньев: кинематического К, дифференцирующего звена второго порядка Xlt интегрирующего звена Х2 и апериодического Х3. Дифференцирующее звено может увеличить запасу устойчивости АСР котла, интегрирующее и апериодическое звенья, как правило, уменьшают его. При практически встречающихся значениях параметров коэффициент передачи К обычно немногим меньше единицы, вследствие чего его влияние на запас устойчивости несущественно.
Подставив s = ш в формулу (8.27), будем иметь уравнение АФХ эквивалентного звена
Здесь Ах (со) и 0Л (со)— соответственно амплитудная и фазовая частотные характеристики:
Как следует из полученных соотношений, все частотные характеристики звена Хц являются функциями безразмерной частоты Q.
АФХ разомкнутой изолированной АСР котла имеет аналогичное уравнение №ц (ш) = Ли ехр^'бп). В соответствии с уравнением (8.21) найдем АФХ системы регулирования блока, разомкнутой по главной обратной связи, соответствующей давлению пара.
Таким образом, под влиянием звена Хц в общем случае изменяются модуль и фаза вектора АФХ системы регулирования котла при произвольной частоте со, что деформирует АФХ. При этом изменяются запасы устойчивости по модулю и фазе. В соответствии с амплитудно-фазовым критерием АСР котла, работающего в блоке, устойчива, если при значении частоты <окр, которой соответствует фазовый угол 0 (сокр) = я, модуль вектора АФХ разомкнутой системы Wx (сокр) меньше единицы. При меньшей частоте которой соответствует модуль Ах = 1, фазовый угол 0Х (<0j) < я. Разность 0j (%) — я определяет запас устойчивости по фазе. При этом фазовые углы 0^, в соответствии с правилами векторного исчисления отсчитываются против часовой стрелки. В практике регулирования иногда принимают обратное направление отсчета. Отсчитываемый при этом фазовый угол 0* равен Q[ Ф —(р В таком случае запас устойчивости по фазе равен я — 0.
При принятых выше математических моделях котла Wn и его регулятора Wn уравнение АФХ изолированной АСР котла можно записать
Из полученной формулы найдем уравнение амплитудной частотной характеристики
Отсюда найдем значение частоты % и эквивалентной ей безразмерной частоты Qi = T2(ov при которой модуль Ап (coj) вектора Ipf равен единице, где а = (kl—l)/(27i); b = k0/Tn. Частоте щ соответствует фазовый угол 0ц (toi) и запас устойчивости по фазе 0n (<0i) — я.