По сравнению с котлами турбины — практически малоинерционные объекты. Их постоянные времени на несколько порядков ниже, чем у котлов.
В работе [115] приведена математическая модель по скорости вращения ротора турбины типа К-300-240 ЛМЗ, описываемая нелинейным дифференциальным уравнением восьмого порядка при следующих допущениях: не учитывалась аккумулирующая способность регенеративных подогревателей; упрощенно описывались быстрозатухающие переходные процессы (постоянные времени менее 0,3 с); не учитывались люфты, перекрыши, сухое трение и т. п. «нелинейности в малом». Модель семи сервомоторов ЦВД, четырех сопловых коробок и камеры регулирующей ступени представлена линейной моделью эквивалентного сервомотора и парового объема. Уточнения уравнений динамики регулирования турбины типа К-300-240 ЛМЗ для больших возмущений приведены в работе [116]. Полученные уравнения используются и для малых возмущений, если учитываются следующие «нелинейности в малом»: увеличение постоянных времени сервомоторов из-за перекрышей и изменяемой ширины окон золотников; нечувствительность; местные отклонения статической характеристики турбины. Данная математическая модель турбины типа К-300-240 ЛМЗ может быть аппроксимирована с достаточной для практики точностью приближения дифференциальным уравнением с запаздывающим аргументом [117]
(5)
где ТТ — эквивалентная постоянная времени турбины; τ — время запаздывания; — изменение скорости вращения ротора турбины; к0— коэффициент передачи тракта турбины «перемещение регулирующих клапанов—изменение скорости вращения ротора турбины»; Δμ— перемещение регулирующих клапанов.
Экспериментальные динамические характеристики АСР турбины можно снять на остановленном энергоблоке. Анализ систем регулирования турбин большой мощности представлен в работе [118], где отмечается, что нечувствительность по скорости не должна превышать 0,06%, неравномерность — 2%. Б работе [119] рассмотрен вопрос выбора сервомотора для мощной паровой турбины при малых и больших возмущениях. Для различных режимов работы турбин мощностью 150—300 МВт значение постоянной времени сервомотора находится в пределах 0,2— 1 с.
Динамические свойства турбины типа К-300-240 ХТГЗ [120] определяют наличие запаздывания, а также значительную по величине постоянную времени промперегрева, влияющую на приемистость объекта регулирования. Время разгона современных мощных турбин с промперегревом лежит в пределах 6—15 с. Находящийся под нагрузкой турбогенератор как объект регулирования скорости описывается следующей передаточной функцией [121]:
где а — коэффициент участия ЦВД турбины в выработке мощности ( — 0,4); Тэ — эквивалентная постоянная времени выработки мощности ЦСД и ЦНД турбины ( — 20с); Тг — инерционная постоянная агрегата ( — 9с).
Динамические математические модели отдельных участков турбогенератора, а также системы регенеративного подогрева питательной воды приведены в работах.
Таблица 2
Математическое приближенное описание динамических свойств турбины с промперегревом по вырабатываемой мощности при возмущениях изменением расхода и давления пара в контрольной ступени ЦВД имеет вид
Здесь Тпп — постоянная времени промежуточного пароперегревателя; ∆NT — изменение механической (внутренней) мощности турбины; h — используемый суммарный теплоперепад; п0 — коэффициент отношения использованного теплоперепада контрольной ступени ЦВД к теплоперепаду турбины; ΔDт — изменение расхода пара на входе турбины; φ — коэффициент учета регенерации; к — коэффициент пропорциональности расхода пара через контрольную ступень ЦВД давлению пара в этой ступени; Δpκ — изменение давления пара в контрольной ступени ЦВД.
Значения коэффициентов уравнений (6) и (7) могут быть определены поданным заводского расчета тепловой схемы турбины, Результаты расчета для турбины типа К-160 130 приведены в табл. 2 Значение к зависит от
места выбора контрольной ступени (первый отбор — 14 3 т/ч/кгс/см2, второй — 20, третий — 32,4 т/ч/кгс/см2).
Приведенные уравнения (6) и (7) приближенно справедливы для постоянных параметров пара (давление, температура) перед турбиной. Для ориентировочного учета отклонений указанных параметров возможно их изменения эквивалентировать в соответствии с установленными поправками на расход пара. В связи с этим по аналогии с уравнением (6) можно в первом приближении записать следующее выражение:
(δ)
(γ1, γ2 — поправочные коэффициенты, учитывающие отклонения температуры и давления пара перед турбиной от номинальных значении).
Проведенные динамические испытания турбины тина К-160-130 на Литовской ГРЭС согласуются с полученными аналитическим путем уравнениями (6) — (8). Анализ кривых разгона, построенных в относительных единицах, установил 25%-ную зону разброса характеристик. Для скачкообразного возмущения расходом пара в начальный момент времени наблюдался скачок механической мощности на величину с последующим монотонным изменением ее в соответствии с уравнением (6) до уровня, определяемого значением.
В работе [124] приведена передаточная функция канала «давление свежего пара — мощность турбины»
где Gпп — количество пара, находящегося в промперегревателе; Dпп — расход вторичного пара. Кроме того, также отмечается, что работа регулятора температуры перегрева влияет на отклонения давления пара и ее следует учитывать при составлении полной динамической модели энергоблока.
Учет динамических свойств генератора определяется в основном требованиями, которые предъявляются к АСР мощности энергоблока энергосистемой. Если с помощью АСР мощности осуществляются аварийные разгрузки или набросы, то необходимо в определенной степени учитывать динамические характеристики генератора. При медленно протекающих переходных процессах в энергосистеме электрические характеристики генератора можно не рассматривать. По мере роста отдельных энергосистем случаи работы генератора параллельно с энергосистемой, многократно превосходящей его по мощности (такую энергосистему условно назовем энергосистемой большой мощности), становится практически реальным. Приближенные уравнения турбины — генератора, работающих с энергосистемой большой мощности, имеют следующий вид [125]:
где ΔNr—изменение мощности генератора; Та — инерционна я постоянная турбины — генератора; Те— постоянная генератора; k— коэффициент пропорциональности; ∆vс — изменение частоты энергосистемы большой мощности.
Уравнения (9) представляют собой рассматриваемый объект регулирования мощности в виде консервативного звена, которое оказывает влияние на структурную устойчивость АСР [126]. В связи с этим целесообразно предусматривать специальные меры для повышения устойчивости системы регулирования.
В работе [123] рассмотрены случаи работы турбогенератора на сеть конечной мощности, а также на изолированную нагрузку, при этом учитываются коэффициенты самовыравнивания сети и потребителя. Динамика изменения частоты энергосистемы при скачкообразном изменении генерируемой мощности с учетом самовыравнивания, времени разгона вращающего резерва, а также доли агрегатов, регулирующих частоту, приведена в работе [ 127].
При резкопеременном изменении нагрузки особое значение приобретают исследования по допустимым скачкам и скоростям изменения мощности турбин с промперегревом, работающих на скользящем и постоянном давлении.
По данным фирмы «ΛΚ Turbine des VDEW» [128], для работающих на скользящем давлении турбин не имеется ограничении как по величине скачка, так и по величине скорости изменении мощности. В этом случае приемистость энергоблока определяется динамическими свойствами котла. Для работающих на постоянном давлении турбин с сопловым парораспределением и промперегревом величина скачка составляет 35—50% от номинальной мощности, если общее число скачков не более 1000 за весь срок службы. При этом допустимая величина скачка не зависит от мощности турбины. Если скачки мощности по величине меньше, чем 2/3 от указанных значений, то число их не ограничивается. Допустимая скорость изменения мощности турбины зависит от нагрузки и не превышает 3%/мин. На основании расчетных и экспериментальных данных [120] получена величина допустимой скорости изменения мощности турбин с учетом термической усталости металла. При сроке службы 20 лет она равна для прогретых турбин типа К-160-130 10 МВт/мин, Т-100- 130— 5 МВ 1/мин.
Результаты исследований математических моделей турбин и генераторов позволяют создавать различные типы датчиков активной мощности, которые могли бы быть пригодны для совместной работы с существующими регулирующими приборами. Применяемые датчики мощности типа ВАПИ или измерительные блоки регулирующих приборов типов РПИБ-М и КПИ-М сложны, малонадежны и не обеспечивают в отдельных случаях требуемой точности замера. При снятии динамических характеристик турбины типа К-160-130 нами использовались датчики мощности, основанные на эффекте Холла [130], однако в схемах регулирования мощности они пока не применяются. Проведена оценка замера мощности по давлению пара в контрольных ступенях турбины, с определенной точностью отражающему расход пара через турбину, а следовательно, и вырабатываемую электрическую мощность. Датчики давления пара типа МЭД освоены эксплуатационным персоналом и не имеют определенных недостатков, свойственных датчикам электрической мощности. Регулятор с отключающим сигналом по давлению пара в контрольной ступени при постоянном задании поддерживает стабильным расход пара через эту ступень, обеспечивая автоматическую разгрузку турбины при отключении подогревателей, давление в которых
выше, чем в контрольной ступени. Если за контрольную ступень взята одна из последних ступеней турбины, то такой регулятор не допустит перегрузку хвостовых поверхностей турбины При этом обеспечивается возможность работать экономично. Однако непосредственный замер мощности турбины по давлению пара в ее контрольных ступенях при изменениях в исходной тепловой схеме может выполняться со значительной погрешностью. В связи с этим при разработке АСР мощности энергоблоков, использующих в качестве сигнала по фактической мощности сигнал по давлению пара в контрольных ступенях турбины, должны учитываться изменения тепловой схемы путем выработки соответствующих корректирующих воздействий на изменение задания. Практически выбор способа замера мощности при разработке АСР необходимо производить па основании анализа режимов работы энергоблока.
