Режимы экстренного увеличения, экстренного снижения мощности и импульсной разгрузки.

Они обеспечивают участие энергоблоков в противоаварийном регулировании энергосистем.

В этих режимах противоаварийная автоматика ПА вырабатывает задание N_па.зад, которое поступает на быстродействующий разомкнутый контур БРК (рис.3.12). Мощность турбины и генератора N_г изменяется в соответствии с заданием N_па.зад, которое может иметь различную форму во времени в зависимости от характера аварии в энергосистеме.

Часто в качестве N_па.зад принимают типовые задания, приведенные на рис.3.13.

N _па.зад 1

1

t

2 3 3

2

Рис.3.13. Типовые задания на изменение мощности турбины и генератора в аварийных режимах работы энергосистем:

1 – задание на экстренное увеличение мощности;2 - задание на экстренное снижение мощности;3 – задание на импульсную разгрузку.

Задание на импульсную разгрузку по зависимости 3, приведенной на рис.3.13, применяется при внезапном отключении ЛЭП 1 (рис.3.14) с помощью выключателя В₁.

Л ЭП 1 В₁ С

ЛЭП 2

Рис.3.14. Схема отключения ЛЭП.

Аварийное отключение генератора от сети.

При возникновении неисправности генератора его система защиты выдает сигнал на отключение генератора от сети с помощью выключателя типа В на рис.3.12.

Для энергоблока возникает режим внезапного сброса нагрузки. При этом РТурб воздействует на быстрое закрытие клапана турбины.

3.5. Автоматический режим внезапного сброса нагрузки с отключением генератора от сети

Этот режим является наиболее тяжелым для энергоблоков ТЭС с точки зрения обеспечения их надежности. Он относится к наиболее тяжелым и для энергоблоков АЭС. Это объясняется тем, что частота ротора турбины и давление в парогенераторе отклоняются от номинальных значений в переходном процессе больше, чем в других режимах, перечисленных в п.3.1.

Структура автоматических систем регулирования аср и защиты асз по частоте ротора турбины и их работа.

Структура отражена на рис.3.15.

N

ИМ

ИМ

_г В С

ω

РТурб

АБ

ДЧ

_т

РЧ

ЗЧ

ω_АБ.зад

ω_т.зад - ω_т

Рис.3.15. Структура АСР и АСЗ по частоте ротора турбины:

АБ – автомат безопасности, ПО – паровой объем.

АСР включает контур регулирования частоты РЧ, входящий в состав турбинного регулятора Ртурб, приведенного на рис. 3.12. Регулятор РЧ воздействует через ИМ на регулирующий клапан турбины.

АСЗ включает автомат безопасности АБ, находящийся на валу турбины, как и датчикДЧ. Автомат воздействует через ИМ на стопорный двухпозиционный клапан турбины как автоматическое устройство предельного действия при достижении частотой _т уставки срабатывания _АБ.зад.

АСР работает следующим образом. При внезапном отключении генератора от сети с помощью выключателя В мощность генератора Nг, передаваемая в сеть, снижается до нуля практически мгновенно по сравнению с длительностью процессов, протекающих в турбине.

Тогда частота вращения ротора _т увеличивается с максимальной скоростью в начальном интервале времени в соответствии с уравнением движения ротора

J(dω_т/dt)=N_т-N_г-N_с (3.11)

при N_г= 0 в виду отключения генератора от сети, где: N_т - мощность, вращающая вал турбины,

N_г - мощность генератора,

N_с – мощность сопротивления вращению вала,

J – момент инерции ротора турбогенератора.

Это отображается на кривой 1 (рис. 3.16).

ω_т

2

ω_пред

ω_т.max2

ω_АБ.зад

ω_нер

ω_т.max1

1

ω_т= ω_т.зада в с d t

Рис. 3.16. Переходные процессы по частоте ротора _т при сбросе нагрузки с отключением генератора от сети:

1 – процесс под воздействием АСР,2 – процесс под воздействием АСЗ.

С увеличением частоты _т регулятор РЧ воздействует по разности сигналов _т.зад-_тчерез ИМ на закрытие регулирующего клапана. Это приводит к прекращениюпоступления пара в паровой объем ПО (рис. 3.15) и к снижению мощности турбины N_т до нуля с запаздыванием, равным 0,5  1 c, в зависимости от величины объема ПО.

Когда N_тснизится до нуля, то частота _т, достигнув максимума _т.max1 (рис. 3.16), меньшего, чем уставка срабатывания _АБ.зад, начнет снижаться под действием N_cв соответствии с уравнением (3.11).

Когда частота _т,снижаясь, достигнет величины, соответствующей неравномерности регулирования _нер( в момент времени « а » на рис. 3.16), то регулятор РЧ пропорционального П действия, приоткрывая клапан турбины, поддерживает _т= _нер= const, и турбина, таким образом, переходит на холостой ход.

Затем оператор доводит частоту _тдо _т= _т.зад = _св интервале времени «вс» на рис. 3.16 и включает генератор в сеть с помощью выключателя В в момент времени «d» на рис. 3.16; это соответствует режиму синхронизации генератора с сетью.

Затем турбину и генератор нагружают до заданного значения.

АСЗ работает следующим образом. При отключении генератора от сети и незакрытии регулирующего клапана по причине отказа АСР частота _т увеличивается по кривой 2 (рис. 3.16).

При достижении _т = _АБ.зад срабатывает автомат АБ, который воздействует на закрытие стопорного клапана. Тогда частота _т, достигнув максимума _т.мах2 (рис. 3.16), меньшего _пред, снижается до нуля.

После исправления АСР оператор увеличивает частоту до _т.задпо программе пуска, осуществляемой через задатчик ЗЧ, и турбина выходит на холостой ход с последующей синхронизацией генератора с сетью и нагружением.

Параметры, представленные на рис. 3.16, имеют следующие численные значения.

Уставка _АБ.зад равна 10 12 % согласно ГОСТ, т.е. на вышеуказанную величину выше номинального значения.

Предельное значение равно _пред= 2025%.

Максимальный заброс равен _т.мах1 = 59% в зависимости от типа турбин и их динамических характеристик как объектов регулирования по частоте ротора.