Определение оптимальных параметров настройки контуров регулирования мощности и давления свежего пара турбины К–1200–6,8–/3000 ЛМЗ для ЛАЭС2 при ступенчатых изменениях частоты электрического тока

 

Список обозначений

Принятые сокращения

АЭС- атомная электростанция;

ГПК- главный паровой коллектор;

ГЧСР- гидравлическая часть системы регулирования;

ЛАЧХ- логарифмическая амплитудно-частотная характеристика;

ЛФЧХ- логарифмическая фазо-частотная характеристика;

ЛЧХ- логарифмические частотные характеристики;

ПЗ- поворотная заслонка;

РС- регулятор скорости;

РКВД- регулирующий клапан части высокого давления;

СК- сбросной клапан;

САР- система автоматического регулирования;

СПП- сепаратор-пароперегреватель;

ЧВД- часть высокого давления;

ЧНД- часть низкого давления;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

ЭГП- C- электрогидравлический преобразователь - сумматор;

ЭМП - электромагнитный преобразователь;

ЭЧСР- электрическая часть системы регулирования;

Параметры

fc- частота электрического тока в сети, Гц;- заданное значение частоты электрического тока в сети, 50Гц;

w- угловая скорость ротора турбины, рад/с;

PSI =w/w0 - относительная угловая скорость ротора турбины;

Ро- давление свежего пара, ата;

Роz- заданное давление свежего пара, ата;

Рcpp-давление пара за СПП, ата;

Рy- управляющее давление рабочей жидкости перед ЭГП-С, ата;- координата штока сервомотора РКВД, мм;- ход разгрузочного клапана, мм;- координата поршня сервомотора поворотной заслонки, мм;- координата поршня сервомотора сбросного клапана, мм;

ТОК- ток на входе ЭГП-C, мА;- расход пара на входе в ЧВД, т/ч;- расход пара на входе в ЧНД, т/ч;- расход пара БРУ-К, т/ч;-текущее значение электрической мощности генератора, МВт;- полезная мощность турбины, МВт;- время, с;

Введение

В настоящее время в СКБ "Турбина" филиала ЛМЗ ОАО "Силовые машины" ведется разработка новой паровой турбины мощностью 1200 МВт для ЛАЭС-2.

В новой разработке используется длительный опыт ЛМЗ в проектировании, изготовлении и эксплуатации быстроходных турбин мощностью 800-1200 МВт для тепловых и атомных электростанций. Вместе с тем по ряду конструктивных решений турбина является уникальной.

По сравнению с серийной турбиной ЛМЗ для АЭС типа К-1000/60-3000, с точки зрения динамических характеристик турбоагрегата, проектируемая турбина имеет ряд существенных отличий.

При сохранении конструктивной схемы турбины (2 ЦНД + ЦВД + 2 ЦНД) значительно изменились паровпуск и конструкция ЦВД с увеличением паровых объемов отсеков и инерционных характеристик ротора. Подобные, но менее значительные изменения внесены и в конструкцию ЦНД.

В соответствии с требованиями "Росэнергоатом" к участию энергоблоков АЭС в первичном регулировании частоты в энергосистеме, и с учетом накопленного опыта эксплуатации турбин типа К-1000/60-3000 на АЭС Украины, Калининской АЭС и АЭС "Тяньвань" (Китай), турбина будет оснащена принципиально новой системой регулирования:

основные гидромеханические узлы (регулятор скорости, с его гидравлическими усилителями, механизм управления турбины, промежуточный золотник и др.), определяющие динамические характеристики САР, - удаляются;

все "интеллектуальные" функции САР реализуются в микропроцессорном турбинном контроллере;

сервомоторы регулирующих клапанов турбины оснащаются индивидуальными электрогидравлическими преобразователями - сумматорами, управляемыми непосредственно турбинным контроллером.

В условиях естественного отсутствия возможности изготовления и испытаний экспериментального образца турбоагрегата, успешное проектирование системы регулирования турбины возможно только при выполнении соответствующих динамических расчетов и исследований устойчивости контуров регулирования. Математическая модель турбоагрегата, описывающая его динамику во взаимодействии с парогенератором и электрической сетью, весьма сложна, что делает практически невозможным аналитическое исследование устойчивости системы. Поэтому в основе выполнения данной работы, лежит метод математического моделирования динамических процессов с использованием пакета программного имитационного моделирования и модельно-ориентированного проектирования динамических систем компании MathWorks Matlab - Simulink.

Работа включает в себя:

разработку уравнений динамики контуров регулирования мощности и давления свежего пара на основании обработки исходных данных (схемы турбоустановки, теплового баланса, схемы системы регулирования, структурной схемы турбинного контроллера, основных технических характеристик турбоагрегата и узлов системы регулирования, динамических характеристик САР работающих на АЭС турбин ЛМЗ мощностью 1000-1200МВт, а также программно-технических средств ТПТС, на которых будет выполнен турбинный контроллер);

разработку и верификацию цифровых математических моделей системы и объекта регулирования;

исследование на моделях переходных процессов при моделировании работы турбоагрегата в режиме регулирования мощности и режиме регулирования давления свежего пара;

исследование переходных процессов в системе регулирования мощности с максимальными возмущениями - при срабатывании автоматической импульсной разгрузки;

исследование устойчивости контуров регулирования мощности и давления свежего пара;

анализ результатов, выработка рекомендаций по настройкам турбинного контроллера, обеспечивающим устойчивость контуров регулирования паровой турбины.

1.Исходные данные

Ро = 69,34 ата, хo = 0,02823 м3 /кг - начальные параметры пара;

Рспп = 5,52 ата, хспп = 0,4563 м3 /кг - параметры пара после СПП при 100%-й нагрузке генератора Nо = 1185,8 МВт;

Ро = 0,05 ата - давление пара в конденсаторе;нн = 1200 МВт - номинальная мощность генератора;хх = 36 МВт - мощность холостого хода;пр = 0,446 МВт - мощность протечек пара через закрытые РКВД;

Коэффициент полезного действия генератора равен 98,5%;

ч = Nчвд/Nт = 0,468 - доля мощности ЧВД;

дщ = 0,045 - степень неравномерности регулятора скорости;= 11,5 c -постоянная времени ротора;спп = 2 c -постоянная времени паровой емкости СПП;р1 = 0,33 c -постоянная времени паровой емкости за РКВД(0,2 c добавлено на присутствие пленки конденсата, количество которого неизвестно) ;р2 = 0,13 c -постоянная времени паровой емкости за ПЗ;вд = 0,06 c - эквивалентная постоянная времени паровых емкостей ЧВД;нд = 0,15 c - эквивалентная постоянная времени паровых емкостей ЧНД;

Пар образуется в барабанных котлах четырех парогенераторах, каждый из которых соединен главным паровым коллектором с одним из четырех регулирующих клапанов ЦВД. Парораспределение дроссельное. Каждый из четырех РКВД имеет индивидуальный сервомотор и ЭГП-С с одинаковыми статическими и динамическими характеристиками. В работе были приняты также одинаковыми соответствующие характеристики приводов ПЗ НД и СК, а также управляющие сигналы, поступающие к ЭГП-С.

Номинальный диаметр РКВД равен 460 мм. Расходные характеристики клапана введены в модели расходной характеристики РКВД. ЭГП-С - штатный с диаметром сопла 3 мм. Постоянная времени второй ступени ЭГП-С с учетом присоединенного золотника сервомотора РКВД составляет 0,037 с.

Турбина имеет четыре ЦНД. Расход пара в ЦНД регулируется поворотными заслонками номинальным диаметром 1400 мм. Каждая из четырех поворотных заслонок имеет индивидуальный сервомотор и ЭГП-С. Ход поршня сервомотора принят равным 300 мм; он соответствует повороту заслонки на 90 градусов. К этому же ЭГП-С присоединен и сервомотор сбросного клапана. Постоянная времени второй ступени ЭГП-С с учетом присоединенных золотников сервомоторов поворотной заслонки и сбросного клапана составляет 0,0546 с. Зона нечувствительности сервомотора РКВД по управляющему давлению принята равной 0,3 атм.

На линиях отвода пара от СПП в конденсатор установлены четыре сбросных клапана диаметром 325 мм с индивидуальными сервомоторами.

Все сервомоторы имеют линейные статические характеристики , поэтому необходимые нелинейные статические характеристики подъема штоков клапанов от управляющего тока ЭЧСР, вытекающие из расчета парораспределения, заложены в позиционерах сервомоторов и соответствуют документу 9730001 ПМ. Постоянные времени сервомоторов определены по чертежам золотниковых пар с учетом реакции струи рабочей жидкости. Максимальные скорости движения поршней сервомоторов приняты с учетом установленных ограничительных дроссельных шайб. Напорное давление рабочей жидкости перед сервомоторами принято равным 50 атм и постоянным в переходных процессах. Динамические характеристики моделей сервомоторов приведены на рис.1.

Все ЭГП-С расположены вблизи сервомоторов, поэтому запаздывание в гидравлических трубах не учитывалось. Входной ток ЭГП-С изменяется в диапазоне - 150 мА +150 мА. Величина неравномерности составляет 80 мА. Время обработки сигнала датчика угловой скорости ротора и датчика давления свежего пара принято равным 50 мс, датчика мощности генератора -- 150 мс и позиционера -- 20 мс.

Генератор подключен к энергосистеме большой мощности.

Парогенератор представлен упрощенной моделью, состоящей из уравнения барабанного котла с постоянной времени Tк=10 с и коэффициентом саморегулирования К=1, уравнения главного парового коллектора с постоянной времени Tгпк=5 с и ПИ- регулятора давления свежего пара с параметрами K=1, T=10 с. Сопротивление тракта главного парового коллектора принято сосредоточенным при входе в него в виде эквивалентного местного сопротивления, соответствующего потери давления, равном 2 атм. При анализе устойчивости контура регулирования давления свежего пара Ро, когда это давление поддерживается регулятором турбины, в модели парогенератора ПИ- регулятор давления отключается и парогенератор работает в режиме поддержания постоянного тепловыделения в парогенераторе, имитируя работу реактора в режиме поддержания мощности блока.

Рис. 1.1. Динамические характеристики сервомоторов РКВД, ПЗ и СК при импульсном изменении тока от 130 мА до 0 мА с интервалом в две секунды

1.1Исходное состояние

Общее:

·мощность генератора 90% Nнн;

·параметры пара - номинальные;

·в ЭЧСР активен регулятор мощности (РМ);

·АРМ реактора - в режиме поддержания параметров пара перед главным паровым коллектором (ГПК);

Настройки РМ:

·коэффициент пропорциональности - 0,1;

·постоянная времени интегрирования - 5 с;

·Суммарное время задержки сигнала ДМГ 150 мс;

Настройка пропорциональной компоненты регулятора скорости (общего первичного регулирования частоты - ОПРЧ):

·мертвая полоса - ±75 мГц (±0,15%);

·статизм - 4,5 %;

·ограничение на повышение мощности по ОПРЧ (+10%, -10%), что соответствует изменению частоты ±0,225Гц (±0,45%);

·Суммарное время задержки сигнала РС 50 мс;

Настройки частотного корректора (нормированное первичное регулирование частоты сети - НПРЧ):

·мертвая полоса - ±20 мГц (±0,04%);

·статизм - любая величина в пределах диапазона 4,5 %;

·ограничение на изменение мощности по НПРЧ ±10%, что соответствует изменению частоты ±0,225Гц (±0,45%);

·Выходной сигнал ЧК, изменяющийся к расчетной величине (в данном случае - к ограничению 10%) с темпом 50% возмущения за 10с и вторые 50% - за 20с, поступает на задатчик РМ;

·Суммарное время задержки сигнала ЧК 50 мс;

2.Математические модели

2.1Математическая модель контура регулирования мощности

На рисунке 2.1. представлена математическая модель контура регулирования мощности, состоящая из следующих подсистем (блоков):

·REG_Power - блок, содержащий модель регулятора мощности (Рис. 2.2); на вход ПИ - регулятора подаются сигнала в относительных координатах Nг/Nнн, где Nнн = 1200МВт и PSI/0,045;

·POZICIONER_RKVD и POZICIONER_RKND - блоки; содержащие модели позиционеров сервомотора РКВД, ПЗНД и СК, реализующие нелинейные статические характеристики подъема штоков регулирующих клапанов;

·EGPC_VD и EGPC_ND - блоки, содержащие модели ЭГП-С части высокого (Рис. 2.3) и части низкого давления соответственно; модель EGPC_ND аналогична по структуре EGPC_VD, но имеет другую постоянную времени второй ступени усиления;

·GCHSR - блок, содержащий модель ГЧСР (Рис. 2.4); эта модель включает характеристики турбины, полученные из работы «ЛМЗ» 9730002 РР 0203, характеристики продувок моделей клапанов и поворотных заслонок, модель СПП, паровые емкости за регулирующими клапанами и промежуточные объемы пара в ЧВД и ЧНД; в модели учитывается влияние изменения теплоперепадов в переходных процессах на мощности ЧВД и ЧНД турбины;

·ROTOR - блок, содержащий модель ротора турбогенератора с учетом к.п.д. генератора 98,5 % (Рис. 2.5);

·GENERATOR - блок, содержащий модель генератора, подключенного к энергосистеме бесконечной мощности (Рис. 2.6);

·PG - блок, содержащий модель ГПК и парогенератора, работающего в режиме поддержания давления свежего пара (Рис. 2.7).

·Математическая модель регулятора мощности, изображенная на Рис.1.3, состоит из следующих блоков:

·PRCH - блок, содержащий модель пропорционального регулятора частоты (Рис. 2.8);

·CHKOR - блок, содержащий модель частотного корректора с блоком регулятора темпа REG TEMPA; прямая ветка на позиционер в схеме предусмотрена с нулевым коэффициентом передачи, так как ее использование пока не планируется (Рис.2.9).

·Математическая модель ГЧСР, представленная на Рис. 1.5, состоит из следующих блоков:

·SERV_VD - блок, содержащий модель сервомотора РКВД с телескопическим поршнем и дополнительной обратной связью, ограничивающей подвод рабочей жидкости из линии напорного давления (Рис.2.10);

·SERV_ND - блок, содержащий модель сервомотора ПЗ ЧНД (Рис.2.11);

·SERV_SK - блок, содержащий модель сервомотора СК (Рис.2. 12).

Рис. 2.1. Математическая модель контура регулирования мощности

Рис. 2.2. Модель регулятора мощности

Рис. 2.3. Модель ЭГП-С части высокого давления

Рис. 2.4. Модель ГЧСР

Рис.2.5. Модель ротора турбогенератора

Рис. 2.6. Модель генератора

Рис. 2.7. Модель ГПК и парогенератора, работающего в режиме поддержания давления свежего пара

Рис. 2.8. Модель пропорционального регулятора частоты

Рис. 2.9. Модель частотного корректора

Рис. 2.10. Модель сервомотора РКВД с телескопическим поршнем и линейной обратной связью

Рис. 2.11. Модель сервомотора ПЗ ЧНД с линейной обратной связью

Рис. 2.12. Модель сервомотора СК

2.2Математическая модель контура регулирования давления свежего пара

Математическая модель контура регулирования давления состоит из тех же блоков, что и модель контура регулирования мощности, кроме двух следующих блоков:

·REG_D - блок, содержащий модель регулятора давления; на вход ПИ- регулятора подается сигнал в относительных координатах Ро/Ронн, где Ронн=69,34 атм;

·PG - блок, содержащий модель ГПК и парогенератора, работающего в режиме поддержания постоянного тепловыделения в парогенераторе.

Сигнал частотного корректора отключен.

3.РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В КОНТУРАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ И ДАВЛЕНИЯ СВЕЖЕГО ПАРА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ЛМЗ К-1200-6,8/50 ПРИ ИЗМЕНЕНИЯХ ЧАСТОТЫ В СЕТИ.

3.1Определение параметров ПИ - регулятора мощности

3.1.1Исходное состояние

Общее:

·мощность генератора Nго равна 90%-й нагрузке (Nго=1055,1 МВт, работа ЛМЗ № 9730002 РР 0203 лист 10);

·параметры пара - номинальные;

·в ЭЧСР активен регулятор мощности (РМ);

·АРМ реактора - в режиме поддержания параметров пара перед главным паровым коллектором (ГПК);

Настройки РМ:

·коэффициент пропорциональности К- определяется в результате расчетных исследований;

·постоянная времени интегрирования Т- определяется в результате расчетных исследований;

·суммарное время задержки сигнала ДМГ 150 мс.

Настройка пропорциональной компоненты регулятора скорости (общего первичного регулирования частоты - ОПРЧ):

·мертвая полоса - ±75 мГц (±0,15%);

·статизм - 4,5 %;

·ограничение на повышение мощности по ОПРЧ (+10%, -10%), что соответствует изменению частоты ±0,225Гц (±0,45%);

·суммарное время задержки сигнала РС 50 мс.

Настройки частотного корректора (нормированное первичное регулирование частоты сети - НПРЧ):

·мертвая полоса - ±20 мГц (±0,04%);

·статизм - 4,5 %;

·ограничение на изменение мощности по НПРЧ ±10%, что соответствует изменению частоты ±0,225Гц (±0,45%);

·выходной сигнал ЧК, изменяющийся к расчетной величине (в данном случае - к ограничению 10%) с темпом 50% возмущения за 10с и вторые 50% - за 20с, поступает на задатчик РМ (прямая ветка "скоростной компенсации" - отключена;

·суммарное время задержки сигнала ЧК 50 мс.

3.1.2Возмущения

·ступенчатое увеличение частоты на 0,3 Гц;

·ступенчатое уменьшение частоты на 0,3 Гц;

·ступенчатое повышение частоты на 0,33Гц (0,66%) с последующим через 10 секунд ее ступенчатом падением ниже номинальной частоты на 0,3 Гц (0,6%);

·ступенчатое падение частоты на 0,3 Гц (0,6%) с последующим через 10 секунд ее ступенчатом увеличением выше номинальной частоты на 0,33 Гц (0,66%).

На рисунке 3.1 представлена математическая модель замкнутого контура регулирования мощности для исследования переходных процессов при ступенчатых изменениях частоты в сети. Эта модель соответствует подробной модели, изображенной на рисунке 2.1 с учетом следующих незначительных изменений. Восстановлена обратная связь, подключен блок OES, формирующий ступенчатые изменения частоты в сети, и элемент, учитывающий время задержки сигнала ДМГ, внесен в блок регулятора мощности REG_POWER.

Задача исследования данной модели сводилась к выбору параметров ПИ- регулятора мощности (К и Т), обеспечивающих необходимые запасы устойчивости и качество переходных процессов.

Графики изменения электрической нагрузки Ng(t), полезной мощности турбины Np(t), относительной величины угловой скорости ротора PSI(t), давления свежего пара Po(t) и положения поршня сервомотора регулирующего клапана ЧВД Hcvd(t) при различных ступенчатых изменениях частоты в сети для трех вариантов параметров ПИ- регулятора мощности (К=0,1 и Т=5c; К=0,5 и Т=5c; К=0,1 и Т=12c).

По результатам расчетных исследований переходных процессов, а также устойчивости по критерию Найквиста, рекомендуется принять следующие параметры регулятора мощности:= 0,1; T=5c.

На вход регулятора мощности РМ поступают сигналы в относительных координатах

г/Nнн,

где Nнн= 1200 МВт.

Рис. 3.1. Математическая модель контура регулирования мощности для исследования переходных процессов при ступенчатых изменениях частоты в сети

3.2Определение параметров ПИ-регулятора давления свежего пара

3.2.1Исходное состояние

Общее:

·давление пара Ро= 69,34 ата;

·мощность генератора Nго равна 90%-й нагрузке (Nго=1055,1 МВт, работа ЛМЗ № 9730002 РР 0203 лист 10);

·параметры пара - номинальные;

·в ЭЧСР активен регулятор давления (РД);

·АРМ реактора - в режиме поддержания постоянного тепловыделения в парогенераторе;

·частотный корректор (ЧК) отключен.

Настройки РД:

·коэффициент пропорциональности - определяется в результате расчетных исследований;

·постоянная времени интегрирования - определяется в результате расчетных исследований;

·суммарное время задержки сигнала датчика давления (ДД) 50 мс;

·мертвая полоса - ± 0,15ата (±0,25%Ро).

3.2.2Возмущения

·ступенчатое увеличение частоты на 0,3 Гц;

·ступенчатое уменьшение частоты на 0,3 Гц;

·ступенчатое повышение частоты на 0,33Гц (0,66%) с последующим через 10 секунд ее ступенчатом падением ниже номинальной частоты на 0,3 Гц (0,6%);

·падение частоты на 0,3 Гц (0,6%) с последующим через 10 секунд ее ступенчатое ступенчатом увеличением выше номинальной частоты на 0,33 Гц (0,66%).

На рисунке 3.2 представлена математическая модель замкнутого контура регулирования давления свежего пара для исследования переходных процессов при ступенчатых изменениях частоты в сети. Эта модель соответствует подробной модели, изображенной на рисунке 2.24 с учетом следующих незначительных изменений. Восстановлена обратная связь и подключен блок OES, формирующий ступенчатые изменения частоты в сети, и элементы, учитывающие время задержки сигнала ДД и зону нечувствительности РД, внесены в блок регулятора давления REG_D.

Задача исследования данной модели сводилась к выбору параметров ПИ- регулятора давления (К и Т), обеспечивающих необходимые запасы устойчивости и качество переходных процессов.

Графики изменения давления свежего пара Po(t), электрической нагрузки Ng(t), полезной мощности турбины Np(t), относительной величины угловой скорости ротора PSI(t), расхода пара в ЦВД Gcvd(t) и положения поршня сервомотора регулирующего клапана ЦВД Hcvd(t) при различных ступенчатых изменениях частоты в сети для трех вариантов параметров ПИ- регулятора давления (К=10 и Т=1c; К=5 и Т=1c; К=10 и Т=5c)

По результатам расчетных исследований переходных процессов, а также устойчивости по критерию Найквиста, рекомендуется принять следующие параметры регулятора давления:= 10; T=1c.

На вход регулятора давления РД поступают сигналы в относительных координатах Ро/Ронн, где Ронн= 69,34 ата.

Рис.3.22. Математическая модель контура регулирования давления свежего пара для исследования переходных процессов при ступенчатых изменениях частоты в сети

4.Анализ устойчивости контура регулирования мощности при больших возмущениях, вызванных аварийной импульсной разгрузкой

4.1Исходное состояние

Общее:

·мощность генератора Nго равна 100%-й нагрузке (Nго=1186МВт, работа ЛМЗ № 9730002 РР 0203 лист 9)

·параметры пара - номинальные

·в ЭЧСР активен регулятор мощности (РМ)

·АРМ реактора - в режиме поддержания параметров пара перед главным паровым коллектором (ГПК)

Настройки РМ:

·коэффициент пропорциональности К принят равным 0,1 по результатам исследования устойчивости и качества переходных процессов в контуре регулирования мощности при относительно малых возмущениях по частоте в сети;

·постоянная времени интегрирования Т принята равной 5с;

·все другие настройки РМ соответствуют настройкам, принятым для исследования устойчивости и качества переходных процессов в контуре регулирования мощности при изменениях частоты в сети;

·регуляторы давления отключены.

Настройка канала АИР:

·аналогична настройкам канала на 4-м блоке Калининской АЭС.

Возмущения:

·внешняя бинарная команда «АИР3» (максимальной интенсивности).

На рисунке 4.1 представлена модель контура регулирования мощности для исследования его устойчивости при импульсных разгрузках блока. Эта модель соответствует модели, изображенной на рисунке 3.1 с учетом незначительных изменений. Частота в сети принята постоянной fc=50Гц, подключен блок АИР и в блоке, моделирующем регулятор мощности, предусмотрен следующий алгоритм работы. На время длительности импульса «АИР» задание по мощности для РМ переключается в режим слежения, выходной сигнал РМ сохраняется неизменным. Обратное переключение выполняется по факту уменьшения выходного сигнала канала АИР до 3 мА (т.е. в расчетной модели при достижении тока на выходе турбинного регулятора мощности 137 мА). Давление свежего пара в расчетной модели принято постоянным, так как в данной турбине будут установлены быстродействующие БРУ-К, которые достаточно эффективно поддерживают давление свежего пара в ГПК на заданном уровне при быстрых и значительных снижениях нагрузки на генераторе.

В блоке АИР формируется выходной сигнал в виде прямоугольного импульса с экспоненциальным съемом заднего фронта. Амплитуда прямоугольной части импульса - от 140мА, что соответствует в данной модели Nго=1186МВт, до минус 150мА, длительность - 0,5с. Начальная амплитуда экспоненциального «хвоста» - от 40мА до 140мА, постоянная времени экспоненты - 5с.

Моделирование импульса осуществлялось по характеристике изменения тока на выходе турбинного регулятора при импульсной разгрузке 4-го блока на Калининской АЭС, которая представлена на рисунке 4.2.

На рисунке 4.3 изображен график импульса, сформированного в расчетной модели блока АИР.

На рисунке 4.4 изображен график изменения тока на выходе турбинного регулятора. На этом графике видно некоторое влияние ОПРЧ на начальном участке экспоненциального «хвоста» импульсной характеристики. Обратное переключение РМ происходит безударно, так как изменение тока на выходе турбинного регулятора при подключении РМ спустя 18 секунд от начала импульса на рисунке 4.4 трудно заметить без увеличения масштаба.

На рисунках 4.5 - 4.8 изображены графики изменения электрической нагрузки Ng(t), полезной мощности турбины Np(t), относительной величины частоты вращения ротора турбины PSI(t) и положения поршней сервомоторов регулирующего клапана ЧВД hcvd(t), поворотной заслонки ЧНД hcnd(t) и сбросного клапана hscbkl(t) при импульсной разгрузке блока с постоянным давлением свежего пара.

На рисунке 4.9 представлен график изменения давления свежего пара Po(t) при импульсной разгрузке блока в случае отказа БРУ-К.

датчик регулирование давление турбинный

Рис. 4.1. Математическая модель контура регулирования мощности для исследования устойчивости контура регулирования мощности при импульсных разгрузках блока

Рис. 4.2. График изменения управляющего тока I( мА/с) на выходе турбинного регулятора при импульсной разгрузке 4-го блока Калининской АЭС

Рис.4.3. График импульса, сформированного в расчетной модели блока АИР.

Рис.4.4. График изменения тока на выходе турбинного регулятора при импульсной разгрузке блока

Рис. 4.5. График изменения электрической нагрузки Ng(t) при импульсной разгрузке блока

Рис. 4.6. График изменения мощности турбины Np(t) при импульсной разгрузке блока

Рис. 4.7. График изменения относительной величины частоты вращения ротора турбины PSI(t) при импульсной разгрузке блока

Рис. 4.8. Графики изменения положения поршней сервомоторов регулирующего клапана ЧВД hcvd(t), поворотной заслонки ЧНД hcnd(t) и сбросного клапана hscbkl(t) при импульсной разгрузке блока

Рис. 4.9. График изменения давления свежего пара Po(t) при импульсной разгрузке блока в случае отказа БРУ-К

Заключение

Работа по определению оптимальных параметров настройки контуров регулирования мощности и давления свежего пара турбины ЛМЗ мощностью 1200 МВт для ЛАЭС-2 с электронным регулятором угловой скорости ротора содержит следующие основные результаты:

.Определено влияние параметров ПИ-регулятора мощности (K и Т) на устойчивость контура регулирования мощности и качество переходных процессов для характерных координат САР при относительно небольших возмущениях по частоте в сети, не вызывающих срабатывание поворотных заслонок ЧНД и сбросных клапанов. Получены оптимальные значения параметров ПИ-регулятора мощности в рамках исследуемой модели: K=0,1 и Т=5 c.

.Определено влияние параметров ПИ-регулятора давления (K и Т) на устойчивость контура регулирования давления и качество переходных процессов для характерных координат САР при относительно небольших возмущениях по частоте в сети. Получены оптимальные значения параметров ПИ-регулятора давления в рамках исследуемой модели:K=10 и Т=1 c.

.Выполнено расчетное исследование реакции САР на импульсное воздействие от блока АИР показало, что контур регулирования мощности обладает необходимым запасом устойчивости при больших возмущениях.

.Результаты расчетных исследований показали, что влияние частотного корректора (с отключенной веткой «скоростной компенсации») не существенно на динамические характеристики контура регулирования мощности и, в частности, на его устойчивость.

Список обозначений Принятые сокращения АЭС- атомная электростанция; ГПК- главный паровой коллектор; ГЧСР- гидравлическая часть системы регулиров

Больше работ по теме: