Система автоматического управления турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640
Содержание
TOC o "1-3" Содержание................................................................................................................................. h 1
Введение........................................................................................................................................ h 2
Описание системы автоматического регулирования............................... h 3
Описание математической модели АСР................................................................ h 6
Заключение................................................................................................................................ h 9
Список использованной литературы.................................................................... h 10
РАСЧЕТ АСР ДЛЯ ПТУ С ОБВОДНОЙ ТУРБИНОЙ БЛОКА ВВЭР-640.......................... h 11
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ................................................................................................................ h 11
РАСЧЕТ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ................................................................................... h 12
Численное интегрирование системы уравнений по методу Эйлера.................................... h 14
ИССЛЕДОВАНИЕ АСР ПТУ НА УСТОЙЧИВОСТЬ................................................................. h 15
Введение
Целью данной курсовой работы является разработка АСР для паротурбинной установки с обводной турбиной на энергоблоке ВВЭР-640 в городе Сосновый Бор. Разрабатываемая АСР должна обеспечивать безопасную эксплуатацию энергоблока при любых режимах работы. При этом установка системы управления для обводной турбины не должна требовать больших изменений в уже существующей системе регулирования энергоблока.
Проект энергоблока с реактором ВВЭР-640, первый промышленный образец которого строится на площадке НИТИ в городе Сосновый Бор, имел первоначальное название НП-500. Предполагавшаяся электрическая мощность реакторной установки была равна 500 МВт. Для этой установки ЛМЗ спроектировал турбину К-600-6,9/50. Как видно из названия, данная турбина обеспечивала запас по мощности, по сравнению с реактором. Но в процессе разработки и тщательного расчета нейтронно-физических свойств АЗ было обосновано повышение мощности реактора из расчета 640 МВт (эл.). Поскольку турбоустановка, работая в номинальном режиме, вырабатывает 600 МВт электроэнергии, а реактор спроектирован на электрическую мощность 640 МВт, то возникла необходимость рассмотреть варианты увеличения мощности паротурбинной установки. Первым из них является непосредственное увеличение мощности паротурбинной установки за счет перепроектирования или доработки уже существующей турбины. Этот вариант достаточно дорогостоящ, поскольку требует разработки нового цилиндра высокого давления и получения лицензий на новый тип турбин. Второй вариант требует меньших финансовых затрат для реализации. Его можно реализовать, установив вспомогательную турбину на обводе цилиндра высокого давления. При этом получается выигрыш за счет мощности, производимой самой вспомогательной турбиной, и мощности, полученной за счет увеличения расхода через цилиндр низкого давления основной турбины. При анализе этого варианта следует учесть изменение режимов работы всего технологического оборудования второго контура, и изменения, которые необходимо внести в систему регулирования энергоблока.
Проект обводной турбины был разработан в рамках курсового проекта по курсу паровых и газовых турбин. В результате расчетов было обосновано применение в качестве дополнительной турбины двухвенечной ступени скорости Кёртиса. При этом компактность турбины позволяет установить ее в уже имеющийся машинный зал, не требуя дорогостоящей перепроектировки и перестройки. Предлагается работа турбины на отдельный электрический генератор.
В рамках выпускной работы бакалавра был выполнен расчет тепловой схемы энергоблока с учетом внесенных изменений. Расчет показал экономическую выгоду компенсации различия мощностей между реактором и турбоустановкой предложенным способом. Расчетная тепловая схема представлена на рисунке 1.
Используя полученные в предыдущих работах данные необходимо разработать систему автоматического управления паротурбинной установкой с учетом участия обводной турбины в регулировании нагрузки энергоблока.
Таким образом, данная работа должна включать в себя разработку автоматической системы управления турбоустановкой с учетом всех изменений, внесенных в технологическую схему энергоблока. Также необходимо составить математическую модель системы регулирования для исследования устойчивости предлагаемой системы, и переходных процессов в ней.
Описание системы автоматического регулирования
Структурно-функциональная схема системы регулирования предлагаемой системы регулирования представлена на рисунке 2.
Задающий сигнал и сигнал фактической мощности энергоблока поступает в регулятор мощности блока. Регулятор мощности блока - ПИ-регулятор. Результирующий сигнал поступает в механизмы управления турбинами для основной и обводной турбины. При этом коэффициенты усиления для механизмов управления турбин имеют различные значения, чтобы учитывать различие вклада мощности каждой отдельной турбины в общую мощность блока при участии в регулировании нагрузки энергоблока.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 1. Расчетная тепловая схема ПТУ с турбиной на обводе ЦВД.
Сигналы из механизмов управления турбин посредством промежуточных золотников передаются в сервомоторы регулирующих клапанов соответствующих турбин. Изменение мощности турбин ведется посредством перемещения регулирующих клапанов.
При разработке автоматической системы управления турбины предполагалось, что установка будет работать в энергосистеме большой мощности (в данном случае в Северо-Западной энергосистеме). В этих условиях энергоблок самостоятельно не может оказать влияния на изменение частоты тока в энергосистеме, в связи с чем, частоты вращения для основной и дополнительной турбин принимаются равными и постоянными во времени.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 2. Структурно-функциональная схема АСР.
Предлагаемая система регулирования должна обеспечивать отключение вспомогательной и основной турбины в случае появления аварийного сигнала с электрического генератора основной турбины, или останов вспомогательной турбины в случае появления такого сигнала с электрогенератора этой турбины. Помимо этого необходимо предусмотреть наличие предохранительного клапана для сброса пара из промежуточного перегревателя в случае аварийного роста давления в его объёме.
Для исследования предложенной схемы регулирования составляется математическая модель системы автоматического регулирования. Описание этой модели приводится в следующей главе.
Описание математической модели АСР
Математическая модель автоматической системы управления паротурбинной установкой выполнена с помощью программного обеспечения Mathcad 2000 Pro. Текст и результаты программы расчета приводятся в главе Расчет АСР для ПТУ с обводной турбиной блока ВВЭР-640.
При разработке данной программы был сделан ряд допущений:
1. Рассматривается только автоматическая система управления турбины без учета систем регулирования реактора, парогенератора, регенеративных подогревателей и другого технологического оборудования.
2. Для упрощения задачи не учитывается предвключенный объем за регулирующими клапанами основной и вспомогательной турбины, поскольку в противном случае пришлось бы учитывать изменение давления перед регулирующими клапанами, для чего необходимо вводить в рассмотрение парогенератор.
3. Для линеаризации уравнений не учитывается коэффициент Бендемана для регулирующих клапанов турбин.
Система уравнений, описывающая элементы системы управления записывается в форме функций от независимых переменных. В качестве независимых переменных принимаются перемещения регулирующих клапанов, давление в промежуточном пароперегревателе, заданная мощность блока и частота вращения турбины (предполагается постоянной). Записанная система уравнений численно интегрируется по Эйлеру.
При составлении системы уравнений учитывались требования, предъявляемые к системе автоматического управления при различных режимах эксплуатации. В том числе при записи уравнений для регулирующих клапанов турбин вводится аварийный сигнал ха, который приводит к остановке турбин при появлении аварийного сигнала от электрического генератора (в случае снижения нагрузки генератора основной турбины до собственных нужд блока). Условия, записанные в уравнениях для регулирующих клапанов турбин, реализуют алгоритм набора и сброса нагрузки поочередно основной и вспомогательной турбиной.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 3. Изменения мощности турбин при сбросе и наборе нагрузки.
На рисунках 4 и 5, соответственно, приведены графики работы регулирующих клапанов турбин и изменения мощности турбин при сбросе нагрузки. Они демонстрируют правильность составления алгоритма закрытия и открытия регулирующих клапанов основной и вспомогательной турбин. При этом сначала происходит разгрузка менее экономичной вспомогательной турбины, и лишь разгрузив ее на 100 % система управления начинает разгружать основную турбину.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 4. Порядок закрытия РК при снижении нагрузки блока.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 5. Изменение мощности турбин при сбросе нагрузки.
Для исследования разработанной системы регулирования на устойчивость составляется матрица коэффициентов линейной системы уравнений, вычисляется ее определитель, после чего строится годограф в плоскости вещественных и мнимых чисел (рисунок 6). В соответствии с критерием устойчивости Михайлова для линейных систем полученный график свидетельствует об устойчивости рассматриваемой системы автоматического управления. Годограф проходит n-1 квадрантов, после чего в n-ом квадранте уходит в бесконечность, где n - это порядок системы линейных уравнений, описывающих систему управления (в данном случае n = 3).
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 6. Годограф определителя системы линейных уравнений по критерию устойчивости Михайлова.
Заключение
В результате проделанной работы разработана система автоматического управления турбообводом, включающая регулятор мощности блока. Сигналы из регулятора поступают в параллельные каналы управления основной и обводной турбиной, которые имеют различные коэффициенты усиления, пропорционально вкладам соответствующих турбин в общую мощность блока. Это позволило добиться плавной переходной характеристики для мощности энергоблока в целом. Были предусмотрены меры противоаварийного сброса пара из промежуточного подогревателя и останова турбин в случае резкого снижения электрической нагрузки.
Для исследования предложенной системы управления составлена математическая модель и реализована в виде программы. Модель состоит из системы дифференциальных уравнений, описывающих элементы рассматриваемой схемы, и записанных в виде зависимостей от независимых переменных. Для решения системы уравнений используется метод численного интегрирования Эйлера. Анализ результатов расчета показала устойчивость предложенной системы управления и правильное функционирование системы для случая изменения электрической нагрузки блока и аварийного режима работы паротурбинной установки. Путем изменения исходных данных для расчета (динамических постоянных элементов и коэффициентов усиления) полученная математическая модель может быть настроена максимально приближенно к реальной системе регулирования.
Список использованной литературы
1. Ерёмин Н.Н. Анализ возможностей компенсации различия мощности (эл.) турбоустановки и реактора на АЭС с ВВЭР-640 // Выпускная работа бакалавра. – Филиал СПбГТУ в г. Сосновый Бор: кафедра управления ядерными реакторами, 2000.
2. Иванов В.А. Регулирование энергоблоков. - Л.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1982. - 311 с., ил.
3. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. - СПб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение. 1994. - 384 с., ил.
4. Иващенко Н.Н. Автоматическое регулирование. Теория и элементы систем. Учебник для вузов. Изд. 4-е, перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1978. - 736 с., ил.
РАСЧЕТ АСР ДЛЯ ПТУ С ОБВОДНОЙ ТУРБИНОЙ БЛОКА ВВЭР-640
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Динамическая постоянная ПП, с:
Динамическая постоянная основной турбины, с:
Динамическая постоянная обводной турбины, с:
Динамическая постоянная промежуточного золотника, с:
Динамическая постоянная предохранительного клапана, с:
Динамическая постоянная РМБ, с:
Динамическая постоянная сервомотора №1, с:
Динамическая постоянная сервомотора №2, с:
Коэффициент усиления РМБ:
Расход пара через голову основной турбины, кг/с:
Расход пара через голову вспомогательной турбины, кг/с:
Расход пара через ПП, кг/с:
Давление перед регулирующими клапанами, МПа:
Давление за РК основной турбины, МПа:
Давление за РК обводной турбины, МПа:
Давление пара в ПП, МПа:
Коэффициент неравномерности регулятора частоты №1:
Отношение мощности ЦВД к мощности всей турбины:
РАСЧЕТ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
Уравнение для РК №1:
- без учета коэффициента Бендемана и предвключенного объёма перед РК турбины
Уравнение для РК №2:
Уравнение расхода через голову основной турбины:
Уравнение расхода через обводную турбину:
Уравнение расхода пара через ПП:
Уравнение необогреваемого объёма ПП:
Уравнение расхода через ЦНД основной турбины:
Уравнение относительного изменения мощности основной турбины:
Уравнение ротора основной турбины:
Уравнение относительного изменения мощности вспомогательной турбины:
Уравнение регулятора частоты основной турбины:
- предполагаем, что обе турбины работают в энергосистеме большой мощности, и их частота остаётся неизменной.
Уравнение РМБ:
Уравнение ПЗ:
Уравнение сервомотора №1:
Уравнение сервомотора №2:
Уравнение предохранительного клапана:
Уравнение задатчика регулятора мощности блока:
Задание относительной мощности:
Момент разгрузки:
Длительность разгрузки:
Длительность работы на сниженной мощности:
Длительность набора нагрузки:
Численное интегрирование системы уравнений по методу Эйлера
Шаг интегрирования по Эйлеру, с:
Временной интервал интегрирования, с:
Число шагов интегрирования:
ИССЛЕДОВАНИЕ АСР ПТУ НА УСТОЙЧИВОСТЬ
Матрица коэффициентов линейной системы уравнений АСР:
Годограф по критерию устойчивости Михайлова (смотри рисунок 6).