Министерство образования и науки, молодежи и спорта Украины

Национальный аэрокосмический университет им. Н.Е. Жуковского

«ХАИ»

Кафедра 301

ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПАРОВОЙ АЭС

ХАИ.ЛР.7.050201.352.9

Отчет

по лабораторной работе № 1

по курсу: “Системы управления энергетическими объектами”

Исполнитель:

студент 352 группы

Якушев Р.И.

“___”_______________

Руководитель:

к.т.н., профессор

Суббота А.М.

“___”_______________

2013

Цель: изучить устройство и принцип действия системы регулирования паровой турбины с противодавлением Р-8-3.4/0.1 производства ОАО "Турбоатом". Разработать функциональную схему САР турбины при реализации пропорционального или другого заданного преподавателем закона управления скорость движения ротора турбины. Дать математическое описание отдельным функциональным узлам системы регулирования, составить структурную схему САР в соответствии с заданным законом регулирования. Разработать машинную модель исследования САР во временной и частотной областях в среде MatLab/Simulink. Сделать выводы о качестве работы САР скорости вращения паровой турбины, привести переходные характеристики САР, её ЛАЧХ и ФЧХ, определить временя переходного процесса, перерегулирование, установившуюся ошибку, колебательность и запасы устойчивости по амплитуде и по фазе.

Ход работы:

Передаточные функции системы управления имеют вид:

– передаточная функция электрогидравлического преобразователя;

– передаточная функция отсечного золотника;

– передаточная функция сервомотора;

;

17с, если

_{Т пт =}

_{600с,если}

– передаточная функция датчика;

Требования к качеству регулирования:

время переходного процесса = 30с;

относительная ошибка;

– перерегулирование;

M < ½ – колебательность;

_{запас устойчивости по амплитуде}

_{запас устойчивости по фазе}

На основе представленной в конспекте функциональной схемы, формируем машинную модель системы для моделирования в среде MATLAB/ SIMULINK.

Рисунок 1 – Машинная модель системы регулирования скорости вращения паровой турбины

Получены графики переходной характеристики при разных коэффициентах обратной связи имеют вид:

Рисунок 2 – Переходная характеристика системы регулирования скорости вращения паровой турбины

Как видно из графика, при повышении коэффициента обратной связи уменьшается время переходного процесса, но растет относительная ошибка.

При коэффициенте обратной связи 0.6:

– время переходного процесса составило 25.4 с;

– относительная ошибка 3 %;

– перерегулирование отсутствует;

– колебательность отсутствует.

Полученные ЛАЧХ и ЛФЧХ системы имеют вид:

Рисунок 3 – ЛАЧХ и ЛФЧХ системы

Как видно из рис. 3:

– запас устойчивости по амплитуде 49.6 дБ;

– запас устойчивости по фазе 166 град.

Выводы: в результате выполнения лабораторной работы промоделирована система регулирования скорости вращения паровой турбины АЭС. В процессе моделирования изменялись коэффициенты прямой цепи: при повышении их значений увеличивалось время переходного процесса и уменьшалась ошибка, при понижении уменьшалось время переходного процесса, но увеличивалась ошибка. Также изменялся коэффициент обратной связи: при его увеличении – уменьшалось время переходного процесса, при уменьшении – увеличивалось. Подобран оптимальный коэффициент обратной связи, при котором все исследуемые параметры системы удовлетворили необходимым показателям качества.

Лекция

Тема: «Система управления скоростью вращения паровой турбины АЭС»

План лекции:

1. Состояние проблемы управления скоростью вращения ротора турбины.

2. Описание объекта управления.

3. Функциональная схема системы регулирования турбины с учетом реализации различных режимов ее работы.

4. Анализ системы регулирования скоростью вращения турбины. На базе исследований во временной и частотной областях.

1. Состояние проблемы управления скоростью вращения ротора турбины.

В настоящее время практически все эксплуатируемые в России и на Украине энергоблоки АЭС были построены в период с 60-х по 80-е годы на основе действующей в тот период нормативно-технической документации с учетом достигнутого уровня развития науки и техники. В общем, системы управления того времени, не соответствуют по многим показателям и современным требованиям, предъявляемых к такому классу объектов.

Широкое применение вычислительных средств, для целей управления и непосредственного регулирования турбоустановок, открывает возможности более полной автоматизации и оптимизации процессов регулирования состояния турбоагрегатов.

Однако, проблема создания надежной, малогабаритной, и, в то же время, достаточно мощной системы управления турбоустановкой остается актуальной и в наше время. Это связано, прежде всего с быстрым развитием области вычислительных средств, со значительным разнообразием аппаратной продукции, развитием систем искусственного интеллекта и самообучающихся систем. На основе этих достижений возможно реализовать более надежную, мощную и, в то же время, относительно дешевую систему управления и регулирования, способную решать более разнообразный круг задач.

При проектировании системы управления (СУ) и регулирования скоростью вращения паровой турбины АЭС (РСВПТ), необходим комплексный подход к решению таких задач:

– разработка комплекта датчиков контроля и преобразования механического состояния в паровой турбине; в том числе абсолютной вибрации опор, подшипников ротора турбины и генератора в вертикальной и горизонтальной плоскостях относительно расширения ротора осевого смещения ротора турбины и т.д.;

– разработка программно-алгоритмического комплекса, обеспечивающего формирование сигнала управления электроприводными механизмами с учетом обеспечения защиты, блокировок и оперативной связи с операторами автоматизированных рабочих мест (АРМ);

– разработка единой законченной системы контроля и управления технологическим оборудованием турбоустановки для всех режимов эксплуатации:

а) при пусках с холодного и горячего состояния;

б) при плановых и неплановых остановках;

в) при поддержании режимов нормальной эксплуатации;

г) при отработке аварийных ситуаций.

2. Описание объекта управления и его особенностей.

В качестве объекта управления выберем паровую турбину с противодавлением Р-8-3.4/0.1, производства «Турбоатом», г. Харьков.

Данная турбина предназначена для непосредственного привода генератора мощностью 9200 кВТ с частотой вращения 50 Гц, способная работать либо в автономном режиме, либо параллельно с энергосистемой.

Турбина монтируется на общем фундаменте с электрогенератором и удовлетворяет требованиям МЭК-45, МЭК-46, ГОСТ 24278-91.

Турбина предназначена для обеспечения электроэнергией и паром промышленных потребителей со специальным производством и постоянным графиком потребления тепла. Турбина оборудована электрическим автоматом безопасности (ЭАБ), предназначенным для управления электромеханическим преобразователем (ЭМП).

ЭМП обеспечивает закрытие стопорного клапана и регулировочного клапана (РК) с целью исключения повреждений технологического оборудования турбоустановки и предупреждения аварий. Одной из функций ЭАБ есть обеспечение электропитанием исполнительных устройств системы контроля, регулирования и защиты турбины (СКРЗТ).

Управление регулирующими клапанами турбины обеспечивается электрогидравлическим преобразователем (ЭГП). Во всех режимах на обмотку ЭГП поступает сигнал:

(1)

где - постоянная величина, соответствующая начальному значению тока , которая устанавливается при включении программно-технологического комплекса (ПТК). составляет величину 475 mA.

( =1 A – максимальный сигнал форсировки при закрытии клапана);

- текущая частота вращения турбины;

– неравномерность, обеспечивающая излом результирующей характеристики «частота вращения – положение сервомотора регулирующего клапана» при ;

вычисляется из соотношения:

т. е. величина вычисляется в зависимости от , так чтобы неравномерность результирующей статической характеристики «чистота вращения – положение сервомотора РК» составляла 5% при частоте вращения больше

– частота, при которой осуществляется излом статической характеристики;

– неравномерность статической характеристики «частота вращения – положение сервомотора РК»;

– относительная величина сигнала обратной связи по частоте вращения в зависимости от включения (отключения) зоны нечувствительности по частоте вращения с пульта управления турбиной:

1. 

2. Если зона нечувствительности включена, то:

а)

где - абсолютная величина зоны нечувствительности;

– частота включения зоны нечувствительности, которая соответствует текущему значению частоты вращения на момент включения зоны нечувствительности;

б)

_в)

Допускается измерение частоты вращения в диапазоне 0.1…0.33 (300…1000об/мин) выполнить с дискретностью не более 250 мс; в диапазоне 0.333…0.833 (1000…2500об/мин)- с дискретностью не более 100 мс. Дискретность измерения частоты вращения в диапазоне большим 0.833 (2500об/мин) не должна превышать 50 мс. Номинальная частота ращения 300об/мин.

– коэффициент усиления ВСУ;

– поправочный коэффициент к неравномерности, который подбирается при пуско- наладочных работах;

– сигнал обратной связи по положению при максимальном открытии сервомеханизмом (СМ) регулировочного клапана (РК).

– сигнал форсирования на закрытие клапанов.

Сигнал должен быть импульсным сигналом, максимальная величина которого =2 должна сохраняться в течение =1.5…2с, после того он должен установиться равным -1 и снижаться до нуля по одному из следующих законов:

=2 ,

где =1.5…7с, t – текущее время;

б) =2 1,

=5…20с.

При наличии сигнала формировки должна быть обеспечена индикация: «Сброс нагрузки».

При необходимости обеспечения максимального быстродействия и реакция системы на сигнал «Сброс нагрузки», «Останов» ограничиваются пропорциональным законом управления РК, поскольку исполнительный механизм турбины обязан реагировать на смену скорости вращения турбины практически мгновенно, т.е. время переходного процесса не должно превышать 1…2с. При этом основная сложность при таком законе управления заключается в выборе коэффициента передачи.