Трухний А.Д. Паротурбинная установка блоков Балаковской АЭС

Подождите немного. Документ загружается.

§ 5.4) РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 189

ЭГСР может работать в одном из следующих

режимов:

• слежения;

• опробования регулирующих клапанов (ОРК);

• разворота (РР);

• регулирования частоты (РЧ);

• регулирования мощности (РМ);

• регулирования давления пара в главном паро-

вом коллекторе (РД-1);

• поддержания давления пара в ГПК с понижен-

ной уставкой (РД-2);

• регулирования давления пара и мощности

(РДМ);

• сброса нагрузки (РСН);

• расхаживания клапанов;

• контроля.

Режим слежения. При включении переключаю-

щих устройств в положение «ГСР» ЭГСР переходит

в режим слежения за положением регулирующих

клапанов. При этом значения управляющих токов

на ЭГП-А и ЭГП-Б должны быть близки к нулю,

чтобы при переводе переключающих устройств

в положение «ЭГСР» обеспечить безударный пере-

ход в один из режимов в соответствии с иерархией

команд и сигналов.

Режим разворота. На этом режиме ЭГСР осу-

ществляет все предпусковые и пусковые операции,

включая собственно разворот турбины (ручной или

полуавтоматический) и синхронизацию генератора

с энергосистемой.

При переводе ПУ в положение «ЭГСР» при от-

ключенном выключателе генератора ЭГСР без-

ударно переходит из режима слежения в режим раз-

ворота, т.е. формирует такой управляющий сигнал

на ЭГП, который сохраняет состояние турбины,

достигнутое при управлении с помощью МУТ

в ГСР.

Турбоагрегат до включения генератора в сеть

характеризуется в ЭГСР следующими состояниями:

• турбина остановлена полностью (стопорные

клапаны закрыты);

• турбина остановлена (п < 50 об/мин при

открытых СК);

• разворот (50 < η < 1395 об/мин);

• подсинхронная частота вращения (и >

> 1395 об/мин).

При переводе ПУ в положение «ЭГСР» при пол-

ностью остановленной турбине ЭГСР определяет

свое состояние как автоматический разворот из

исходного состояния турбины. На ЭГП-А(Б) выда-

ется максимальный сигнал (I

= I

= +350 мА),

удерживающий в закрытом положении регулирую-

щие клапаны и регулирующие заслонки.

Для разворота турбины:

а) взводятся ее стопорные клапаны;

б) с панели В210 (пульта управления) задается

уставка «О» (и = 0 об/мин), в соответствии с кото-

рой ЭГСР формирует сигнал на ЭГП-А(Б), повы-

шающий давление в линии управления ЭГСР и посред-

ством работы регулятора соотношения давлений

в линии управления ГСР до 0,95—1,05 МПа (9,5—

10,5 кгс/см ). При этом отсечные золотники глав-

ных сервомоторов А, Б перемещаются в среднее

(отсечное) положение, что приводит к открытию

РЗ, а РК остаются закрытыми. Команда «0» исполь-

зуется также для останова турбины при ее частоте

вращения, превышающей 50 об/мин. При выполне-

нии команды «0» ЭГСР выбирает программу разво-

рота в зависимости от температуры поверхности

металла ЦВД в зоне паровпуска: «ПРОГРАММА 1»

(холодное состояние) при Г

пвп

< 80 °С;

«ПРОГРАММА 2» (неостывшее состояние) при

80 <

пвп

< 180 °С; «ПРОГРАММА 3» (горячее

состояние) при Т

пвп

> 180 °С;

в) задается уставка «600» (п = 600 об/мин), в соот-

ветствии с которой ЭГСР формирует сигнал на

ЭГП-А(Б) для перемещения РК, приводящего к раз-

вороту турбины со скоростью изменения частоты

вращения ротора 2,4 об/мин в секунду до η =

= 600 об/мин, если команда на разворот поступила

при η < 600 об/мин, или к снижению частоты вра-

щения ротора до η = 600 об/мин со скоростью выбе-

га, если команда поступила при η > 600 об/мин.

После достижения частоты вращения η = 600 об/мин

ЭГСР осуществляет выдержку на ней в течение 15,

10, 0 мин в соответствии с выбранной программой

разворота;

г) задается уставка «1500» (л = 1500 об/мин),

в соответствии с которой ЭГСР формирует сигнал

на ЭГП-А(Б) для перемещения РК, приводящего

к развороту турбины со скоростью изменения час-

тоты вращения ротора 2,4 об/мин в секунду до η =

= 1400 об/мин и со скоростью 1,2 об/мин в секунду

в диапазоне η = 1400—1500 об/мин, если команда

поступила при η > 600 об/мин. Если команда «1500»

поступила при η < 600 об/мин ЭГСР осуществляет

разворот турбины до η = 600 об/мин с последующей

выдержкой времени в соответствии с выбранной

программой разворота. По истечении выдержки

ЭГСР автоматически продолжает разворот до час-

тоты вращения и = 1500 об/мин, на которой осуще-

ствляется выдержка в течение 5, 3, 0 мин в зависи-

мости от выбранной программы разворота. После

выдержки на η = 1500 об/мин появляется сооб-

щение «Разворот завершен», что свидетельствует

о готовности ЭГСР к синхронизации и включению

турбогенератора в сеть;

д) синхронизация турбогенератора с сетью

осуществляется изменением в ЭГСР уставки час-

190 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

тоты вращения турбины в диапазоне η = 1395—

1560 об/мин по командам «Прибавить» («Убавить»)

от автосинхронизатора или вручную от ключа син-

хронизации с БЩУ. Один импульс («Прибавить»

или «Убавить») изменяет уставку ЭГСР по частоте

вращения на 1,5 об/мин.

Режим опробования регулирующих клапанов.

При переводе ПУ в положение «ЭГСР» при взве-

денных СК и n < 50 об/мин ЭГСР определяет свое

состояние как «Опробование РК». Этот режим

предназначен для проверки работоспособности

электрогидравлического следящего привода и регу-

лятора соотношения давлений на остановленной

турбине с возможностью открытия РК от ЭГСР

на полный ход.

Ключом МУТ регулирующие клапаны открыва-

ются (закрываются) со скоростью 6 мм/с. Отметим,

что если ПУ-А(Б) находятся в положении «ЭГСР»,

то ключ МУТ воздействует на ЭГСР.

При отключении режима опробования регули-

рующих клапанов ЭГСР переходит в режим разво-

рота с уставкой «Исх» или «О» соответственно при

закрытых или открытых РЗ.

При переводе ПУ в положение «ЭГСР» при

взведенных СК и частоте вращения 50 < η <

< 1395 об/мин ЭГСР определяет свое состояние как

«Ручной разворот» и поддерживает текущую частоту

вращения. При отключении этого режима ЭГСР

переходит в режим полуавтоматического разворота

с соответствующей уставкой «600» или «1500».

При переводе ПУ в положение «ЭГСР» при

взведенных СК и частоте вращения 1395 < n <

< 1560 об/мин ЭГСР определяет свое состояние как

«Подсинхронные обороты» и появляется сообще-

ние «Разворот завершен».

На всех этапах полуавтоматического разворота

турбины в диапазоне 0 < n < 1560 об/мин ее можно

остановить на любом уровне частоты вращения.

Для этого достаточно воздействием на ключ управ-

ления перевести турбину в режим «Ручной разво-

рот» и закрывать РК со скоростью 6 мм/с.

Режим регулирования мощности. Режим регу-

лирования мощности предназначен для:

а) поддержания (совместно с регулятором мощ-

ности реактора АРМ-5С) мощности энергоблока

на уровне, задаваемом оператором;

б) первоначального нагружения турбины

до уровня мощности собственных нужд (70 МВт)

за 2—5 с после включения генератора в сеть;

в) планового изменения мощности блока со ско-

ростью 5, 10, 15, 20 МВт/мин, выбираемой операто-

ром, и поддержания мощности на заданном уровне

в диапазоне 70—1100 МВт.

Изменение мощности энергоблока в режиме

регулирования мощности осуществляется:

а) с панели В210. Воздействием на кнопку «При-

бавить» или «Убавить» изменяется уставка мощно-

сти в нужном направлении. Темп изменения уставки

5 МВт/с. Скорость приведения электрической

нагрузки в соответствие с заданной уставкой зави-

сит от выбранного оператором темпа;

б) ключом МУТ. Воздействие на ключ в сторону

«Прибавить» или «Убавить» приводит к изменению

электрической мощности от ЭГСР со скоростью

20 МВт/мин. При этом выдаются световая («Ручное

управление») и звуковая сигнализации.

Режим РМ включается автоматически:

• при электрической мощности блока, меньшей

70 МВт;

• при работе регулятора мощности реактора

АРМ-5С в режиме «Т»;

• при запрете включения режимов РД-1 (РД-2),

РДМ.

Режим регулирования давления пара перед

турбиной. Режим предназначен для поддержания за-

данного давления пара в главном паровом коллекторе

(ГПК) и тем самым приведения нагрузки турбины в

соответствие с тепловой мощностью реактора.

Режим РД-1 включается автоматически:

• при работе регулятора мощности реактора

АРМ-5С в режиме «Н» (регулирование нейтронной

мощности);

• при отключенном регулятора АРМ-5С;

• при поступлении сигнала «ПЗ-1»;

• при поступлении сигнала «УРБ» (см. ниже).

Работа ЭГСР в режиме РД-1 запрещается:

• при автоматическом включении режима с

большей иерархией;

• при включении регуляторов быстродействую-

щей редукционной установки сброса пара в конден-

сатор (БРУ-К) для регулирования давления;

• при достижении электрической мощности тур-

богенератора уровня ниже мощности собственных

нужд;

• при отказе датчиков давления пара в ГПК.

В этих случаях автоматически включается

режим регулирования мощности или режим с боль-

шей иерархией.

Уставка поддержания давления пара формиру-

ется в ЭГСР равной давлению пара в ГПК в момент

включения режима. Максимальное значение устав-

ки ограничивается значением 6,5 МПа (65 кгс/см ).

Изменение уставки давления в ГПК в режиме

РД-1 осуществляется:

а) с панели В210 воздействием на кнопку «Приба-

вить» или «Убавить» в нужном направлении. Темп

изменения уставки 0,01 МПа/с [0,1 кгс/(см

· с)];

б) воздействием на ключ МУТ в сторону «При-

бавить» или «Убавить».

§ 5 4] РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 191

ЭГСР с сохранением индикации «РД-1» в тече-

ние 10 с приводит мощность турбогенератора к за-

данной оператором, после чего уставка поддержа-

ния давления перезаписывается на текущее значе-

ние давления пара в ГПК. Управление ключом в

сторону «Прибавить» блокируется при ограничении

устройствами противоаварийной автоматики

(ПА) и технологических защит (ТЗ).

Ускоренная разгрузка энергоблока (УРБ). При

поступлении в ЭГСР хотя бы двух из трех сигналов

УРБ (отключение одного из двух работающих ТПН,

двух из четырех работающих ГЦН) ЭГСР включа-

ется в режим РД-1 и осуществляет разгрузку турбо-

генератора изменением уставки поддержания дав-

ления в ГПК по следующему алгоритму:

а) выдержка в течение 4 с текущей уставки дав-

ления;

б) увеличение уставки до 6,8 МПа (68 кгс/см ) от

текущей со скоростью 0,1 МПа/с [1 кгс/(см

*с)];

увеличение уставки блокируется на достигнутом

уровне, если давление пара в ГПК повысилось

до 6,5 МПа (65 кгс/см );

в) выдержка уставки 6,8 МПа (68 кгс/см ) (или

на достигнутом уровне) в течение 1 с;

г) снижение уставки до 6,1 МПа (61 кгс/см )

со скоростью 0,02 МПа/с [0,2 кгс/(см · с)].

При ускоренной разгрузке энергоблока и прохо-

ждении в ЭГСР сигнала ТЗ на ограничение мощно-

сти турбины ЭГСР реализует алгоритм УРБ в пол-

ном объеме с последующим изменением активной

мощности турбогенератора Nэ со скоростью 5 МВт/с

до снятия сигнала ТЗ.

При отключении генератора от сети ЭГСР рабо-

тает в режиме «Сброс нагрузки».

В режиме РД-1 действуют все ограничения мощ-

ности турбины за исключением ограничения по теп-

ловому состоянию.

Режим поддержания давления пара с пони-

женной уставкой. Режим РД-2 является односто-

ронним и предназначен для предотвращения паде-

ния давления в ГПК ниже заданного предела. Рост

давления в ГПК при этом обеспечивается нагруже-

нием реакторной установки или снижением элек-

трической мощности турбогенератора ключом

управления.

Режим РД-2 включается только автоматиче-

ски при снижении давления пара в ГПК до устав-

ки его включения [5,8 МПа (58 кгс/см )]. Включе-

ние режима РД-2 возможно при работе ЭГСР в

режиме РМ или РДМ. При работе ЭГСР в режиме

РД-1 включение режима РД-2 блокировано.

Режим РД-2 автоматически отключается:

• при повышении давления пара в ГПК до

6,1 МПа (61 кгс/см

);

• при включении регуляторов БРУ-К для регу-

лирования давления;

• при отказе датчиков давления пара в ГПК;

• при достижении электрической мощности уров-

ня мощности собственных нужд;

• при автоматическом включении режима с боль-

шей иерархией.

В этом случае автоматически включается режим

РМ или режим с большей иерархией.

Изменение уставки давления пара в ГПК с панели

В210 в режиме РД-2 заблокировано. При воздейст-

вии на ключ управления в сторону «Убавить» ЭГСР

с сохранением индикации «РД-2» в течение 10 с

приводит мощность турбогенератора к заданной

оператором и после этого переключается на под-

держание давления пара в соответствии с уставкой

5,8 МПа (58 кгс/см ). Воздействие на ключ управле-

ния в сторону «Прибавить» заблокировано.

Режим регулирования давления и мощности.

Режим РДМ предназначен для регулирования

мощности турбины и (совместно с регулятором

АРМ-5С) мощности энергоблока в стационарном

режиме, а также при плановых и внеплановых изме-

нениях мощности.

В режиме РДМ ЭГСР корректирует электриче-

скую мощность турбогенератора, заданную опера-

тором, в соответствии со статической характеристи-

кой «мощность — давление пара» в ГПК.

Несинхронное изменение тепловой мощности

реактора регулятором АРМ-5С и электрической

мощности турбогенератора воздействием ЭГСР

приводится в соответствие в режиме РДМ с точно-

стью, определяемой статизмом по давлению в ГПК.

Базовое значение статизма принято 80 %.

Работа ЭГСР в режиме РДМ запрещается:

• при включении регуляторов БРУ-К для регу-

лирования давления;

• при отказе или потере питания датчиков дав-

ления пара в ГПК;

• при достижении электрической мощности тур-

богенератора уровня мощности собственных нужд;

• при автоматическом включении режима с боль-

шей иерархией.

В этом случае автоматически включается режим

РМ или режим с большей иерархией.

Уставки поддержания давления пара и мощно-

сти формируются в ЭГСР равными соответственно

давлению пара в ГПК и текущей электрической

мощности в момент включения режима.

192 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл 5

Изменение мощности энергоблока в режиме

РДМ осуществляется:

а) с панели В210. Воздействием на кнопку «При-

бавить» или «Убавить» изменяется уставка мощно-

сти в темпе 5 МВт/с. Скорость приведения электри-

ческой нагрузки к уставке зависит от выбранного

оператором темпа;

б) ключом управления. Воздействие на ключ

в сторону «Прибавить» или «Убавить» приводит

к изменению электрической мощности от ЭГСР

со скоростью 20 МВт/мин. При этом выдаются све-

товая («Ручное управление») и звуковая сигнализа-

ции. Нагружение турбогенератора блокируется при

ограничении мощности устройствами ПА и ТЗ.

Независимо от того, как меняется уставка по

мощности (ключом управления или с панели В210),

уставка по давлению остается неизменной и равной

давлению в ГПК в момент включения режима РДМ.

В режиме РДМ действуют все ограничения

мощности.

Режим регулирования частоты. Режим РЧ

предназначен для участия энергоблока в поддержа-

нии частоты в энергосистеме путем изменения

мощности турбины в соответствии со статической

характеристикой «частота — мощность», а также

для регулирования мощности турбины при син-

хронных качаниях в сети.

Соотношение между изменениями частоты

и мощности определяется статизмом режима РЧ

(степенью неравномерности регулирования частоты

вращения), который установлен равным 5 %.

Режим РЧ включается автоматически:

а) при отклонении частоты сети от номинальной

(50 Гц) и выходе ее за пределы зоны нечувствитель-

ности/ = +0,5 Гц. Режим РЧ автоматически отклю-

чается при снижении частоты ниже уставки

автоматического включения на 3 об/мин (0,1 Гц)

и электрической нагрузке более 70 МВт или при

наличии условий включения режима с большей

иерархией;

б) при отклонении частоты сети от номинальной

(50 Гц) и выходе ее за пределы зоны нечувствитель-

ности/ = -1,2 Гц. Режим РЧ автоматически отклю-

чается при повышении частоты выше уставки

автоматического включения на 3 об/мин (0,1 Гц)

или при наличии условий включения режима

с большей иерархией;

в) при установке нулевых зон (запреща-

ется включение других режимов кроме РЧ);

г) при изменениях нагрузки турбогенератора

со скоростью, превышающей 600 МВт/с (режим

синхронных качаний). Режим РЧ включается

с обратной связью по условной мощности (по усред-

ненному положению сервомоторов). Выход из

режима РЧ в один из режимов по иерархии после

исчезновения синхронных качаний осуществляется

с задержкой времени 8 с.

При ручном включении режима РЧ опорной час-

тотой, при отклонении от которой изменяется мощ-

ность, является частота сети в момент включения

режима. Режим РЧ отключается при ручном вклю-

чении режимов РМ, РДМ, РД-1 или автоматически

при наличии условий включения режима с большей

иерархией.

Изменение мощности энергоблока в режиме РЧ

осуществляется с панели В210 или ключом управ-

ления так же, как и в режиме РДМ.

Независимо от того, как меняется уставка

по мощности (ключом МУТ или с панели В210),

уставка по частоте остается неизменной и равной

частоте вращения ротора турбогенератора в момент

включения режима РЧ.

В режиме РЧ действуют все ограничения

мощности.

Режим сброса нагрузки. Режим сброса нагрузки

предназначен для защиты турбины от недопусти-

мого повышения частоты вращения при отключе-

нии генератора от сети.

Режим сброса нагрузки включается автомати-

чески при отключении выключателя генератора

КАГ-24 или воздушного выключателя блока. Пере-

вод турбины на холостой ход или в отключенное

состояние (закрытие СК турбины) определяется

положением накладки защиты. При переводе тур-

бины на холостой ход и отключении воздушного

выключателя электрическая нагрузка сбрасывается

до уровня мощности собственных нужд, а при

отключении выключателя КАГ-24 — до нуля.

Алгоритм работы ЭГСР в обоих случаях идентичен:

а) формируется форсирующий сигнал с ампли-

тудой 1 А, действующий в течение 1,5 с и обеспе-

чивающий максимально быстрое закрытие регу-

лирующих клапанов и заслонок промперегрева

После снятия форсирующего сигнала на ЭГП сохра-

няется сигнал (350 мА), удерживающий регули-

рующие клапаны и заслонки промперегрева закры-

тыми в течение 3,5 с;

б) если частота вращения ротора остается выше

или равной 1560 об/мин, ЭГСР продолжает удержи-

вать регулирующие клапаны и заслонки в закрытом

состоянии;

в) при снижении частоты вращения ниже

1560 об/мин ЭГСР снимает сигнал, удерживающий

заслонки промперегрева в закрытом состоянии,

и переключается в режим разворота на текущей

частоте вращения;

г) заслонки открываются на пониженной скоро-

сти, переключение на которую осуществляется по

факту отключения генератора от сети воздействием

§ 5.4] РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ К-1000-5.9/25-2 193

на электромагниты переключателей скоростей

открытия заслонок промперегрева. Открытие засло-

нок приводит к повышению частоты вращения

за счет энергии пара, аккумулированного в СПП. Ко-

гда частота вращения ротора превысит 1560 об/мин,

ЭГСР повторно сформирует сигнал на закрытие

заслонок промперегрева. Цикл открытия и закрытия

заслонок может повториться 2—4 раза;

д)когда частота вращения ротора станет ниже

1560 об/мин, ЭГСР переключается на поддержание

номинальной частоты вращения.

Режим расхаживания регулирующих клапа-

нов. Режим предназначен:

а) для расхаживания регулирующих клапанов сто-

рон А и Б турбины при работе ЭГСР в одном из

режимов — РЧ, РД-1, РД-2, РДМ, РМ;

б) для проверки на остановленной турбине рабо-

тоспособности защиты «Отличие положения серво-

моторов более 30 % номинального хода при работе

турбины на ЭГСР» и блокировки «Перекос РК

более 20 %» по переводу ПУ-А(Б) в положение

«ГСР».

Для предотвращения срабатывания защиты при

проведении расхаживания регулирующих клапанов

под нагрузкой их перемещение программно ограни-

чено значением ±33 мм от исходного положения.

Действие блокировки ЭГСР «Перекос РК более

20 %» при проведении расхаживания РК под

нагрузкой программно отключено.

Режим контроля. Этот режим включается только

из режима слежения и предназначен для проверки

работоспособности ЭГСР на разных режимах, когда

ПУ-А(Б) находятся в положении «ГСР». При этом

согласно иерархии сигналов и команд может быть

включен один из режимов ЭГСР, но работа ЭГСР

в данном случае отличается от работы в штатном

режиме тем, что линии управления от ЭГП-А(Б)

отсечены от сервомоторов переключающими уст-

ройствами.

Иерархия сигналов (режимов) ЭГСР. Выбор

режимов ЭГСР при включенном выключателе гене-

ратора (ВГ) осуществляется согласно следующей

иерархии сигналов и команд в порядке убывания:

а) сигналы об отключении выключателя генера-

тора и/или воздушного выключателя, объединен-

ные в один сигнал «ВГ отключен», инициируют

включение режима сброса нагрузки;

б) сигналы от устройств противоаварийной авто-

матики, требующие импульсной разгрузки турбины

при включении ВГ, действуют независимо от режи-

ма работы ЭГСР;

в) при n > 1545 об/мин, dnldt > 96 об/(мин · с)

и Νэ < 200 МВт выдается форсирующий сигнал

на закрытие РК;

г) при dNэ/dt > 600 МВт/с автоматически вклю-

чается режим поддержания частоты с обратной свя-

зью по условной мощности N

усл

(режим синхрон-

ных качаний);

д)при задании нулевых зон нечувствительности

по частоте f

= f

= 0 относительно уставки частоты

сети f

= 50 Гц автоматически включается режим

регулирования частоты;

е) при n > 1515 об/мин (f

ном

= +0,5 Гц) автома-

тически включается режим РЧ, который отключа-

ется при n < 1512 об/мин и Ν

тг

> 70 МВт;

ж) при Ν

тг

< 70 МВт автоматически включается

режим РМ, блокируются автоматическое включе-

ние режимов РД-1, РД-2 и ручное включение режи-

мов РДМ, РЧ с панели В210;

з) отказ датчиков давления пара в ГПК и сигнал

«Регуляторы БРУ-К в работе» запрещают вклю-

чение режимов РД-1, РД-2, РДМ, а признак вклю-

чения режима РД-2 блокирует переход на режим

РД-1;

и)при поступлении сигналов «ПЗ-1», «УРБ»,

«АРМ в режиме «Н», «АРМ отключен» автоматиче-

ски включается режим РД-1;

к) при p

гпк

< 5,8 МПа (58 кгс/см ) автоматиче-

ски включается режим РД-2, если ЭГСР не работает

в режиме РД-1;

л) ручное включение режима РДМ с панели

В210. Режим РДМ отключается включением с панели

В210 режимов РМ, РД-1, РЧ;

м) при n < 1464 об/мин (f

ном

= -1,2 Гц) автома-

тически включается режим РЧ, который отключа-

ется при я > 1467 об/мин;

н)ручное включение режимов РЧ, РМ с панели

В210;

о) автоматическое включение режима РМ

по сигналу «АРМ в режиме «Т»;

п)ручное включение режима РД-1 с панели

В210;

р) автоматическое включение режима РМ.

Основные технические данные ЭГСР

Точность стабилизации частоты вращения, об/мин:

в диапазоне 600—1395 ±25

в диапазоне 1395—1560 ±6

Диапазон плавного изменения частоты

вращения на холостом ходу, об/мин 1395—1560

Точность поддержания мощности

в установившемся режиме, МВт ±20

Рабочий диапазон поддержания

на заданном уровне давления пара

перед турбиной, МПа (кг/см ) 5,0—6,5 (50—65)

194 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

Точность поддержания давления пара

в установившемся режиме РД, МПа (кгс/см ). . ±0,12(1,2)

Степень неравномерности регулирования

частоты вращения, % 4—5

Степень нечувствительности

по частоте вращения, % Не более 0,06

Степень нечувствительности

по давлению пара, % Не более 0,5

5.4.2. Ограничение мощности

турбины по командам ЭГСР

Ограничение по тепловому состоянию. При

достижении предельно допустимой мощности тур-

бины вычисленной в зависимости

от теплового состояния ее металла, ЭГСР форми-

рует запрет соответственно на увеличение или

уменьшение нагрузки с выдачей соответствующих

сообщений.

ЭГСР также формирует запрет на увеличение

или уменьшение нагрузки при предельной разности

температур по ширине фланца наружного корпуса

ЦВД, равной +80 °С при нагружении и —40 °С при

разгружении.

Ограничение по механическому состоянию.

При поступлении в ЭГСР дискретных сигналов

«Относительное расширение ротора ЦВД велико»

(«ОРРВД

», «ОРРВД~») ЭГСР формирует ограниче-

ние заданного значения мощности (соответственно

на увеличение и уменьшение нагрузки) на уровне,

при котором поступила команда ограничения.

При автоматическом включении режима РЧ

на верхней границе зоны нечувствительности и при

включении режима РД-2 ограничение на снижение

электрической нагрузки по сигналу «ОРРВД~»

блокируется.

Ограничение по температуре пара за СПП.

Если текущее значение нагрузки превысит допусти-

мую мощность Ν

спп, вычисленную по условиям

ограничения влажности пара в последних ступенях

турбины, ЭГСР с темпом 18 МВт/мин разгрузит

турбину до уровня ограничения.

В процессе разгружения значение Ν

спп огра-

ничивается снизу (уставкой нижней

границы регулировочного диапазона, равной

300

МВт).

Ограничение мощности турбины по влажности

пара в ее последних ступенях может быть блокиро-

вано оператором.

При отказе датчиков температуры пара за СПП

спп не вычисляется, а разгружение турбины бло-

кируется.

Примечание. На Балаковской АЭС разгружение тур-

богенератора по условиям ограничения влажности пара

исключено с сохранением отображения допустимой

нагрузки Ν

спп на ЭВМ АСУТ.

Ограничение по командам оператора. Ограни-

чение типа «Стоп», которое вводится нажатием

кнопки «СТН» на панели В210, позволяет в любом

эксплуатационном режиме предотвратить увеличе-

ние нагрузки на уровне, который запоминается

в момент ввода ограничения.

Ограничение типа «Уровень максимальной

нагрузки» автоматически вводится равным

1100 МВт после первого включения ЭЧ ЭГСР в ра-

боту и может быть скорректировано оператором

с панели В210.

При превышении заданной нагрузкой устав-

ки ограничения Ν

οп

, вводимой оператором, ЭГСР

с темпом 5 МВт/с разгружает турбину до уровня

уставки. Для дальнейшего нагружения турбины

необходимо изменить уставку Ν

οп

Уставка Ν

οп

ограничивается снизу значением

300 МВт (нижняя граница регулировочного диапа-

зона), а сверху значением 1100 МВт.

Ограничение по командам противоава-

рийной автоматики. ЭГСР реализует три уровня

импульсной разгрузки турбины по командам

импульсной противоаварийной автоматики: при

При поступлении дискретных команд «ПА

импульсная» ЭГСР запоминает программное значе-

ние мощности с учетом всех видов ограничений

и подает на вход ЭГП форсирующий сигнал

с амплитудой 1А на закрытие регулирующих клапа-

нов и заслонок промперегрева длительностью τ =

= 0,3, 0,45 или 0,65 с, определяющей требуемую

глубину разгрузки. По окончании действия форси-

рующего сигнала на ЭГП подается сигнал, обеспе-

чивающий открытие регулирующих клапанов.

После восстановления исходной мощности (с уче-

том ограничений) режим импульсной разгрузки

отключается.

Примечание. В настоящее время данная разгрузка

на Балаковской АЭС выведена из работы отключением

внешних связей по причине отсутствия сигналов от энер-

госистемной автоматики.

В ЭГСР программно заложена возможность реа-

лизации команд длительной противоаварийной

автоматики по следующим входным сигналам:

а) пять дискретных сигналов, по которым мощ-

ность уменьшается на 10, 20, 30, 40 и 50% номи-

нальной соответственно;

б)дискретный сигнал, подтверждающий аварию

в энергосистеме, и аналоговый сигнал, опреде-

§5 4] РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 Я)5_

ляющий значение N

зад

, на уровне которого необ-

ходимо ограничить электрическую мощность

турбогенератора;

в) троированный дискретный сигнал с про-

граммным мажоретированием, по которому N

3aa

ограничивается на фиксированном уровне.

Примечание. В настоящее время на Балаковской АЭС

реализован и введен в работу третий вариант.

При поступлении троированного дискретного сиг-

нала об отключении трансформатора AT 220/500 кВ

ЭГСР автоматически ограничивает нагрузку турбо-

генератора на уровне 700 МВт со скоростью

100 МВт/с.

Сиг нал «ПА длительная» не приводит к измене-

нию режима работы ЭГСР. Сигнал запоминается

в аппаратуре ЭГСР. Для снятия этого сигнала необ-

ходимо нажать на кнопку «ОтПА» панели В210.

При этом турбина автоматически нагружается

до значения уставки мощности с темпом, выбран-

ным оператором.

Ограничение по командам технологических

зашит. При поступлении сигнала от технологиче-

ских защит на ограничение мощности турбины

ЭГСР с темпом 5 МВт/с разгружает турбину до

момента снятия сигнала.

После снятия сигнала от ТЗ ЭГСР стабилизирует

мощность на достигнутом уровне. Для изменения

нагрузки турбины необходимо нажать кнопку

«Ввод задания N (прибавить)» на панели В210.

При отключении одного из трех циркуляцион-

ных насосов (ЦН) технологическая защита автома-

тически разгружает турбину до 0,6

HOM

Сигнал на

разгрузку формируется по факту отключения элек-

тродвигателя ЦН. Защита вводится автоматически

по давлению пара за стопорно-регулирующими кла-

панами.

Разгрузка турбины по команде ТЗ не приводит

к изменению режима работы ЭГСР.

Иерархия изменения задания по мощности.

ЭГСР формирует задание по мощности с учетом

ограничений согласно следующей иерархии команд

в порядке убывания:

а) команды от ключа дистанционного управле-

ния (управление в сторону увеличения нагрузки

блокируется при работе ЭГСР в режиме РД-2 или

ограничении нагрузки турбогенератора по сигналу

ПА, ТЗ);

б) команды на ограничение мощности типа

«Стоп» («ОРРВД

», кнопка «СТОП нагружение»,

«ОРРВД"»);

в) команды от ПА длительной;

г) команды от технологических защит (Ν

оп

, Ν

тз

, N

спп

5.4.3. Блокировки и защиты,

реализованные в ЭГСР

В процессе работы ЭГСР независимо от положе-

ния переключающих устройств осуществляется

непрерывный контроль за состоянием внешних

устройств и самого УВК. ЭГСР выдает сигнал

на переключение в положение «ГСР» при следую-

щих отклонениях в состоянии, препятствующих

нормальной работе:

• отказ датчиков положения сервомоторов сто-

роны А или Б;

• отказ датчиков положения золотников серво-

моторов стороны А или Б;

• отказ датчиков частоты вращения турбогене-

ратора;

• отказ ЭГСР, который формируется, если в тече-

ние 3 с сила тока одного ЭГП-А(Б) превышает

(по модулю) 300 мА при условии, что сила тока

второго ЭГП-Б(А) по модулю меньше 300 мА.

Перевод ПУ в положение «ГСР» по данному усло-

вию блокируется при работе ЭГСР в режимах раз-

ворота и расхаживания клапанов;

• авария схем электропитания любых двух кана-

лов УВК ЭГСР (стойка В212);

• частота вращения турбогенератора менее

1300 об/мин при работе в одном из режимов: РЧ,

РД-1,РД-2,РДМ,РМ;

• ЭГСР находится в режиме разворота (генера-

тор отключен от сети), а показания датчиков элек-

трической мощности турбогенератора превышают

200 МВт в течение 1 с;

• потеря питания хотя бы двух датчиков поло-

жений сервомотора или его отсечного золотника

стороны А или Б;

• между положениями сервомоторов сторон А и

Б перекос более 66 мм (20 %). Перевод ПУ

в положение «ГСР» по данному условию програм-

мно блокируется на время (1 с) перевода ПУ с ГСР

на ЭГСР, а также при расхаживании регулирующих

клапанов;

• потеря питания ЭМП-А или ЭМП-Б;

• отказ электронной части ЭГСР.

В ЭГСР реализована защита, вызывающая оста-

нов турбины без срыва вакуума при перекосе между

положениями сервомоторов сторон А и Б более

99 мм (30 %). Действие этой защиты программно

блокируется при работе ЭГСР в режиме слежения

(ПУ в положении «ГСР»).

5.4.4. Гидравлическая система

регулирования

Гидравлическая система регулирования (рис. 5.20),

являясь резервной системой, в случае отказа ЭГСР

наряду с автоматическим поддержанием частоты

196 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл 5

Рис. 5.20. Гидравлическая систе-

ма регулирования и зашиты турбины

К-1000-5,9/25-2:

/ — пневмогидроаккумулятор высокого

давления; 2 — ЭГП ЭГСР; 3 — переклю-

чающее устройство; 4 — пред-

охранительный клапан; 5 — отсечной

золотник; 6 — главный сервомотор; 7 —

механизм обратной связи; 8 — устройство

переключения скорости открытия РЗ, 9 —

сервомотор РЗ; 10 — расхаживающее уст-

ройство РЗ; // — маслосбрасывающее

устройство; 12 — фильтр высокого давле-

ния; 13 — выключатель сервомотора СК;

14 — устройство расхаживания СК на

часть хода; 15 — сервомотор СК; 16 —

фильтр низкого давления; 17 — пневмо-

гидроаккумулятор низкого давления; 18 —

импеллер; 19 — МУТ; 20 — разгонное

устройство; 21 — регулятор частоты вра-

щения; 22 — золотники автомата безопас-

ности; 23 — кольца автомата безопасно-

сти; 24 — защитное устройство; 25 —

маслонасос регулирования

Силовая линия 40 кгс/см^

Силовая линия 20 кгс/см

Линия управления в режиме ГСР

Линия управления в режиме ЭГСР

Линия защиты

Линия управления

регулирующих заслонок

Импульсная линия

защитных устройств

Напорная линия от импеллера

Линия управления переклю-

чающих устройств заслонок

Линия азота

Дренаж в главный маслобак

Другие

§ 5.4] РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 197

198 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ [Гл. 5

вращения ротора обеспечивает в основном дистан-

ционное управление турбиной оператором, а также

безопасность турбины в случае сброса нагрузки с

отключением генератора от сети.

ГСР выполнена с прямыми и обратными гидрав-

лическими связями, с постоянным давлением

в линии управления, в которую предусмотрен ввод

форсирующей команды от блока релейной форси-

ровки (БРФ) при отключении генератора.

Датчиком частоты вращения в гидродинами-

ческой ГСР является импеллер, к которому

подводится масло с постоянным давлением из демп-

ферного бака. Давление, развиваемое импеллером,

пропорционально квадрату частоты вращения рото-

ра турбины. Оно воспринимается дифференциаль-

ным поршнем золотника регулятора частоты

вращения и уравновешивается пружиной растяже-

ния. В регуляторе выполнено два ряд окон слива мас-

ла из импульсной линии управления ГСР. Проходное

сечение верхнего ряда зависит от взаимного положе-

ния золотника, определяемого частотой вращения, и

подвижной буксы, перемещаемой МУТ. Окна нижне-

го ряда открываются золотником только при сбросах

нагрузки с отключением генератора от сети.

Конструктивно регулятор объединен с устройст-

вом, предназначенным для испытания автомата

безопасности разгоном и ограничения мощности

турбины. Первое достигается отсоединением

напорной линии импеллера от золотника регуля-

тора, а второе — дополнительным сливом масла

из линии управления ГСР помимо регулятора.

Регулятор частоты вращения управляет четырех-

щелевым отсечным золотником главного сервомо-

тора. На верхний дифференциальный поршень

золотника снизу действует усилие от давления масла,

поступающего из коллектора высокого давления,

а сверху — усилие от давления в линии управления

ГСР. Масло в линию управления ГСР подводится

через окна самовыключения в буксе золотника,

сечение которых изменяется нижней кромкой диф-

ференциального поршня золотника, и через дрос-

сель настройки, а слив его осуществляется через

окна в регуляторе частоты вращения, в электрогид-

равлическом преобразователе (только при сбросах

электрической нагрузки) и через сечение, управляе-

мое конусом обратной связи. Так как на всех уста-

новившихся режимах работы отсечной золотник

главного сервомотора занимает строго неизменное

«отсечное» положение, то сечение подводящих

окон самовыключения и суммарное проходное

сечение слива в регуляторе и конусе обратной связи

будут постоянны. Также постоянным будет и давле-

ние в линии управления ГСР.

Отсечной золотник главного сервомотора управ-

ляет также регулирующими заслонками промперег-

рева, своим поршеньком соединяя полости под зо-

лотниками сервомоторов заслонок с коллектором

пониженного давления или со сливным коллекто-

ром. Это приводит или к полному открытию, или к

полному закрытию заслонок с некоторым опереже-

нием при открытии и запаздыванием при закрытии

по отношению к перемещениям регулирующих кла-

панов.

Сервомоторы заслонок выполнены с перемен-

ной скоростью открытия. При работе турбогенера-

тора в сети золотник управления скоростью откры-

тия находится на нижнем упоре и масло из коллек-

тора высокого давления подводится к сервомотору

в количестве, достаточном для открытия заслонки

примерно за 2 с. Для оптимизации переходного

процесса после сброса полной нагрузки с отключе-

нием генератора от сети переключающий золотник

открывает слив из полости над золотником управле-

ния скоростью открытия, который перемещается

вверх, оставляя подвод напорного масла к сервомо-

тору только через диафрагму. Ее сечение выбрано

таким, чтобы заслонка открывалась за 5—10 с, что

близко к времени обеспаривания тракта промперег-

рева. В результате переход на холостой ход сопро-

вождается малым числом колебаний заслонки.

Так как заслонки длительное время остаются

полностью открытыми, то все они имеют устрой-

ства для расхаживания на часть хода. На полный

ход они могут расхаживаться вместе с главными

сервомоторами перемещением отсечных золотни-

ков клапаном расхаживания.

Кроме регулятора частоты вращения на линиях

управления ГСР установлен электрогидравличе-

ский преобразователь гидравлического контура. На

установившихся режимах работы ЭГП ГСР не ока-

зывает влияния на эти линии и воздействует на них,

подавая форсирующий импульс на закрытие регу-

лирующих клапанов и заслонок промперегрева

только при отключении генератора от сети, получая

команды от блока релейной форсировки и уст-

ройств противоаварийной автоматики.

Примечание. В настоящее время на всех блоках Бала-

ковской АЭС ЭГП ГСР исключен из схемы управления

турбиной, поэтому он не показан на рис. 5.20. Теперь при