- •Оглавление
- •1. Автоматизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами
- •2. Структура промышленных регуляторов
- •3. Автоматическое управление энергоблоками тэс и аэс
- •4. Автоматическое управление котлами
- •5. Автоматическое управлениепарогенерирующим оборудованием аэс
- •Введение Основные понятия.
- •Содержание курса.
- •Контрольныевопросы
- •1.Автоматизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами
- •1.1. Виды автоматизации
- •1.2. Функциональная структура автоматизированных систем управления технологическими процессами Функции асутп.
- •Функциональная структура асутп.
- •Асутп энергоблоков.
- •Характеристики основных элементов аср.
- •2.2. Промышленные регуляторы Гидравлический регулятор.
- •Электрогидравлические регуляторы.
- •Эл.Серв
- •Отсюда скорость вращения Эл.Серв равна
- •Электрический регулятор.
- •Сопоставление гидравлического, электрогидравлического и электрического регуляторов.
- •2.3.Контрольныевопросы
- •3.Автоматическое управление энергоблоками тэс и аэс
- •3.1.Классификация режимов работы, протекающих под воздействием систем управления
- •Режимы делятся на режимы поддержания постоянного давления 6 и переменного (скользящего) 7 с точки зрения характера поддержания давления перед клапанами турбины в статических режимах.
- •3.2. Способы регулирования основных параметров энергоблоков Перечень основных регулируемых параметров.
- •Способы регулирования мощности энергоблоков.
- •Способы регулирования давления в парогенераторах.
- •Способы регулирования уровня.
- •Способы регулирования температуры перегретого пара.
- •Энергосистема и ее режимы работы
- •Нормальный режим работы энергосистемы.
- •Утяжеленный режим работы энергосистемы при отключении лэп.
- •3.4. Автоматические режимы работы энергоблоков в энергосистемах
- •Режим выработки постоянной по величине электрической мощности генератора.
- •Режим регулирования мощности рм.
- •Режим первичного регулирования частоты сети рЧперв.
- •Режим вторичного регулирования частоты сети рЧвтор.
- •Режимы экстренного увеличения, экстренного снижения мощности и импульсной разгрузки.
- •Аварийное отключение генератора от сети.
- •3.5. Автоматический режим внезапного сброса нагрузки с отключением генератора от сети
- •Структура автоматических систем регулирования аср и защиты асз по частоте ротора турбины и их работа.
- •Структура аср иАсз по давлению в парогенераторе и их работа.
- •3.6. Автоматические системы регулирования энергоблоков тэс и аэс, работающих при постоянном давлении перед клапанами турбин
- •Статические характеристики.
- •Принципиальная схема аср и её работа.
- •3.7. Автоматические системы регулирования энергоблоков тэс, работающих при скользящем давлении перед клапанами турбин
- •Статические характеристики.
- •Принципиальная схема аср и её работа.
- •Сопоставление процессов регулирования при постоянном и скользящем давлении.
- •3.8. Автоматическое управление пусками и остановами энергоблоков
- •Контрольные вопросы
- •Автоматическое управление котлами
- •4.1. Автоматические системы регулирования, подобные по структуре для барабанных и прямоточных котлов Подобие и различие автоматических систем регулирования барабанных и прямоточных котлов.
- •Регулятор температуры пара на выходе из котла.
- •Регулятор расхода воздуха.
- •Регулятор разрежения в топке.
- •4.2. Автоматические системы регулирования барабанных котлов
- •Аср энергоблока с барабанным котлом, работающего в базовом режиме.
- •Аср энергоблока с барабанным котлом, работающего в регулирующем режиме.
- •4.3. Автоматические системы регулирования прямоточных котлов Прямоточный котел как объект регулирования.
- •Регулятор тепловой мощности ртм.
- •Регулятор ртм по схеме «тепло-вода».
- •Аср энергоблока с прямоточным котлом, работающего в базовом режиме.
- •Аср энергоблока с прямоточным котлом, работающего в регулирующем режиме.
- •Контрольные вопросы
- •5. Автоматическое управлениепарогенерирующим оборудованием аэс
- •5.1. Парогенераторы как объекты регулирования
- •5.2. Программы регулирования энергоблоков аэс
- •Компромиссная программа.
- •Программы для рбмк и бн.
- •5.3. Автоматические системы регулирования энергоблоков с реакторами ввэр и рбмк
- •Базовый режим.
- •Контрольные вопросы
- •Предметный указатель
- •195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29.
3.6. Автоматические системы регулирования энергоблоков тэс и аэс, работающих при постоянном давлении перед клапанами турбин
Идея способа регулирования мощности энергоблоков при постоянном давлении перед регулирующими клапанами турбин была изложена по рис. 3.3и 3.4 в базовом и регулирующем режимах.
В настоящем п.3.6 этот способ рассматривается более подробно, причем в регулирующем режиме, в виду большой практической и теоретической значимости.
Статические характеристики.
Статические характеристики приведены на рис.3.19.
%
100 Рк
Nг
0100mтурб,%
Рис.3.19.Статические характеристики работы энергоблоков при постоянном давлении.
Согласно рис.3.19 изменение мощности Nг достигается путем перемещения клапана турбины mтурб при поддержании давления в котле Рк (т.е. перед клапаном турбины) постоянным.
Принципиальная схема аср и её работа.
АСР энергоблоков ТЭС с барабанным котлом и энергоблоков АЭС с реактором РБМК, работающих в регулирующем режиме, приведены соответственно на рис.3.20,а,б.
а)
РбсВоздействие на турбину
пит. вода по схеме на рис.3.20, а
Рбс.зад -Рбс
б)
Рис.3.20.а,б. Принципиальные схемы АСР энергоблоков, работающих на постоянном давлении:
а) – с барабанным котлом;
б) – с реактором РБМК;
ДД – датчик давления; ЗД – задатчик давления; ЗЧ – задатчик частоты; ЗМ – задатчик мощности; РД – регулятор давления; РНМ – регулятор нейтронной мощности; К – котёл; БС – барабан-сепаратор; Р – реактор.
Схема на рис.3.20,а работает следующим образом.
Блок работает на исходной 90% нагрузке.
При задании от ЗМ на 10% увеличение мощности сигнал Nг.зад поступает на РТурб. Последний воздействует через гидравлический ИМ на открытие клапана турбины mтурб, что приводит к увеличению мощности турбины и генератора Nг (рис.3.21). Изменение Nг.зад, mтурб, Nг протекает в начальном интервале времени почти одинаково в виду высокого быстродействия гидравлического ИМ и малой инерционности турбины и генератора как объектов регулирования мощности в нормальных режимах работы энергосистем.
% Nг.задNгNг.задmтурб
100
mтурб
mтопл
90
0Рк 100 t,%
Рис.3.21. Типовой процесс набора мощности энергоблоком, работающем при поддержании постоянного давления.
При открытии клапана mтурб давление в котле Рк снижается в виду ограниченной аккумулирующей способности котла. Поэтому мощность Nг не достигает Nг.зад в начальном интервале времени после открытия клапана mтурб (рис.3.21).
Тогда регулятор РД котла по сигналу разности Рк.зад – Рк воздействует через электрический ИМ на открытие топливного клапана mтопл, что приводит к возрастанию давления Рк до первоначального заданного Рк.зад.
Вышеуказанное изменение давления Рк протекает значительно медленнее, чем перемещение клапана mтурб, в виду большей инерционности котла как объекта регулирования давления и более медленного перемещения электрического ИМ регулятора РД, чем перемещения клапана турбины mтурб, управляемого быстродействующим гидравлическим ИМ.
При задании на снижение мощности процесс регулирования протекает аналогично процессу на рис.3.21, но с зеркальным отражением кривых в противоположную сторону относительно оси абсцисс.
АСР на рис. 3.20,б действует аналогично АСР, приведенной на рис.3.20,а, в отношении воздействия на клапан турбины и поддержания давления перед клапаном турбины.
В целом процессы регулирования мощности энергоблоков ТЭС с прямоточными и барабанными котлами и АЭС с РБМК и ВВЭР протекают подобно рис.3.21 при поддержании постоянного давления перед клапанами турбин. Различия возникают при их детальном рассмотрении вследствие некоторого отличия динамических характеристик энергоблоков разных типов.