Электрогидравлическое регулирование турбин ХТГЗ для АЭС с реакторами ввэр

Недостатки гидравлических систем регули­рования—большой расход рабочей жидкости, ограниченные возможности повышения быст­родействия и чувствительности, а также тре­бования повышения маневренности мощных турбин и реализации сигналов противоаварийной автоматики энергосистем обусловили со­здание электрогидравлических систем регули­рования.

Для управления турбинами К-220-44 АЭС «Ловииса» разработана электрогидравличес­кая система регулирования (ЭГСР), блок-схе­ма которой показана на рис. 8.23. Система ре­гулирования осуществляет подъем и снижение нагрузки турбогенератора в соответствии с программой пуска и остановки, отработку за­даний на изменение мощности, поступающих от регулятора мощности блока или вводимых вручную, автоматическое ограничение скорос­ти изменения мощности, автоматическую раз­грузку турбины для поддержания технологи­ческих параметров в допустимых пределах и обеспечения безопасной работы оборудования.

Рис. 8.23. Электрогидравлическая система регулирования турбины К-220-44 АЭС «Ловииса»:

1 - гидравлический сервомотор; 2 — регулятор частоты вращения турбины; 3 — задатчик; 4 — выделитель минимального сиг­нала; 5 — электрический регулятор частоты вращения турбины; 6 —регулятор положения регулирующих клапанов; 7 —ЭГП; 8 — регулятор мощности турбины; 9 — предельный регулятор давления: 10 — выделитель минимального сигнала; 11 —устройство ограничения мощности турбины; 12 — регулятор мощности блока; 13 — корректор частоты; 14 — регулятор давления свежего пара перед турбиной; 15 — устройство памяти уставки; 16 -- ограничитель скорости изменения сигнала; 17 — ограничитель давления в камере регулирующей ступени; 18 — сигнал от вычислителя термических напряжений в корпусе турбины.

Система регулирования состоит из электри­ческой и гидравлической частей. Гидравличес­кая часть включает гидравлический сервомо­тор 1 для перемещения регулирующего клапа­на турбины и пропорциональный регулятор частоты вращения турбины 2, который при выходе из строя электрической части может работать автономно, обеспечивая безопасную работу турбины.

Регулятор положения регулирующих кла­панов 6 совместно с ЭГП 7 образуют следя­щую систему, устанавливающую регулирую­щие клапаны турбины в положение, определяе­мое входными сигналами. На вход регулятора положения поступают сигналы от регу­ляторов частоты вращения и мощности, огра­ничителя давления в камере регулирующей ступени 17 и обратной связи по положению ЭГП.

Электрический регулятор частоты враще­ния 5 осуществляет разворот турбины при пуске в заданном темпе с учетом ограничений, зависящих от термических напряжений в кор­пусе турбины, вычисляемых внешним устрой­ством, не входящим в состав ЭГСР. Регуля­тор отключается после включения генератора в сеть и набора минимальной нагрузки и вновь автоматически включается в работу при отключении генератора от сети.

Управление турбиной в нормальных экс­плуатационных режимах осуществляется регу­лятором мощности турбины 8. На вход регу­лятора поступают сигналы фактической элек­трической мощности Рэ, заданной мощности Рт.зд и корректирующий сигнал от предельно­го регулятора давления в камере регулирую­щей ступени 9. Сигнал заданной мощности образуется с помощью выделителя минимума 10, который сравнивает сигналы от ручного задатчика максимальной мощности турбины Рмакс, от устройства ограничения мощности турбины Рт.доп 11, от защит турбины, от регу­лятора мощности блока 12. Сигнал Рт на вхо­де в выделитель минимума 10 суммируется с сигналами от корректора частоты 13 и ре­гулятора давления свежего пара перед турби­ной 14. Корректор частоты изменяет мощ­ность турбины по статической характеристике в соответствии с отклонением частоты в сети. В корректор можно ввести зону нечувствитель­ности. В этом случае изменение мощности бу­дет производиться только при отклонениях частоты за пределы зоны.

Между регуляторами мощности энергобло­ка и турбины включены устройство памяти уставки 15 для безударного перехода с авто­матического на ручной режим управления тур­биной и ограничитель скорости изменения уставки 16. Скорость изменения уставки по мощности выбирается минимальной сравнени­ем сигналов от ручного задатчика и от вычис­лителя термических напряжений в корпусе турбины. Этим реактор и турбина защищаются от перегрузки или недопустимой скорости изменения мощности. После включения генера­тора в сеть нагружение до минимальной мощ­ности производится электрическим регулято­ром частоты вращения заданием ему уставки выше номинальной частоты вращения. Даль­нейший подъем нагрузки производится руч­ным управлением через регулятор мощности. Как только фактическая мощность достигнет значения, задаваемого регулятором мощности блока, становится возможным переход на ав­томатическое управление.

Регулятор давления свежего пара 14 может работать в одном из трех режимов:

поддержания постоянного давления пара перед турбиной, если возникает необходимость длительной работы энергоблока с неизменной мощностью, когда реактор управляется регу­лятором нейтронной мощности;

снижения мощности турбины при падении давления перед ней до 4,0—4,2 МПа пропор­ционально отклонению давления от номиналь­ного;

аварийного поддержания давления свежего пара на минимально допустимом уровне путем разгрузки турбины до необходимого значения при падении давления перед турбиной ниже 3,5 МПа.

Автоматизированные системы управления турбин ХТЗ

Начиная с турбины К-500-60/1500 блока № 5 НВАЭС, ХТЗ оснащает выпускаемые им турбины автоматизированными си­стемами управления (АСУТ).

Автоматизированная система управления АСУТ-500 для турбины К-500-60/1500 состоит из:

системы дискретного управления (СДУ), обеспечивающей автоматическое от регулятора высшего уровня или ручное дистанционное управление функциональными группами;

электрогидравлической системы регулиро­вания (ЭГСР), обеспечивающей автоматичес­кое управление и оптимизацию процессов в период пуска, разворота (остановки) и нагружения (разгружения), работу турбины в любом из заданных режимов, а также связи с внешними системами.

Турбина наряду с ЭГСР оснащена традици­онной механогидравлической системой регули­рования (ГСР). Переключение с работающей ЭГСР на резервную ГСР происходит по команде оператора или автоматически в слу­чае возникновения неисправностей и наруше­ния нормального функционирования ЭГСР. Перевод с ГСР на ЭГСР производится опера­тором. На ЭГСР возлагается реализация сле­дующих функций и эксплуатационных режи­мов:

автоматический разворот турбины по командам СДУ. В процессе разворота контро­лируются основные тепломеханические пара­метры: разность температур «верх—низ» в че­тырех точках ЦВСД, относительное расшире­ние ротора ЦВСД, абсолютное расширение ротора ЦНД, разность температур по фланцу ЦВД при нагружении и разгружении, вибра­ция подшипников. При отклонении параметров от нормы СДУ формирует команды на останов­ку турбины при условии, что частота вращения находится в диапазоне от 0 до 10 1/с, или на снижение частоты вращения до 10±0,4 1/с, ес­ли она находится в диапазоне от 10 до 25 1/с. В случае превышения контролируемых пара­метров при работе на 10 или на 25 1/с СДУ увеличивает выдержку времени на этой часто­те вращения до тех пор, пока контролируемые показатели не войдут в норму;

поддержание частоты вращения на холос­том ходу с точностью ±0,2%;

разгон турбины для проверки автоматов безопасности;

автоматический набор и снижение мощ­ности до величины, задаваемой оператором, по закону, определяемому из условий тепломеха­нического состояния турбины. Управляющим параметром служит температура металла по­верхности фланца горизонтального разъема на­ружного корпуса ЦВД в зоне подвода свежего пара;

поддержание частоты сети по статической характеристике «частота—мощность» с номи­нальной степенью неравномерности регулиро­вания 4,5±0,5% и возможностью ее изменения в диапазоне 1,5—10%; нечувствительность по частоте составляет 0,06% номинальной час­тоты;

комбинированный режим поддержания час­тоты и мощности, при котором турбина прини­мает участие в первичном регулировании час­тоты сети, а затем мощность турбины возвра­щается к прежнему значению;

поддержание давления пара перед турби­ной на заданном уровне с нулевой неравномер­ностью (режим РД1);

поддержание давления пара перед турби­ной по статической характеристике «давле­ние—мощность» в случае снижения давления ниже заданной уставки со степенью неравно­мерности 10% и возможностью изменения этой величины от 5 до 20% (режим РД2);

расхаживание регулирующих клапанов све­жего пара и отсечных клапанов промперегрева;

управление турбиной при сбросе нагрузки для предотвращения динамического повыше­ния частоты вращения более чем на 9% номи­нальной и обеспечения перевода турбины на холостой ход при номинальной частоте вра­щения за время не более 3—5 мин;

ограничение мощности при отказах техно­логического оборудования турбоустановки [снижение температуры пара перед ЦСД, от­ключение одного из конденсатных насосов, от­ключение автомата гашения поля (АГП) ге­нератора].

Кроме перечисленных функций ЭГСР обес­печивает:

п олуавтоматическое и ручное управление;

автоматический переход с ЭГСР на ГСР при отказах ЭГСР без изменения нагрузки блока благодаря автоматической уставке ГСР в положение, соответствующее режиму рабо­ты турбины с ЭГСР;

формирование информационных сигналов регулятору мощности реактора;

реализацию команд противоаварийной ав­томатики.

Функциональная схема ЭГСР представлена на рис. 8.24. В качестве датчиков в ней ис­пользуются электрический датчик частоты вра­щения 1 — трехфазный генератор, установлен­ный на валу турбины, с частотой выходного напряжения 750 Гц при номинальной частоте вращения, трансформаторы тока 2 и напряже­ния 3, которые служат для формирования сигнала текущей мощности на зажимах гене­ратора, датчики температуры 4 и давления 5—7.

Рис. 8.24. Функциональная схема электрогидравличе­ского регулирования турбины К-500-60/1500ХТЗ:

1 —электрический датчик частоты вращения; 2 — трансформа­тор тока; 3 — трансформатор напряжения; 4 — датчик темпе­ратуры; 5 — датчик давления пара перед турбиной; 6 — датчик давления в линии первого усиления; 7 — датчик силового дав­ления; 8 — стойка согласующих устройств; 9 — панель опера­тивного управления; 10 — устройство формирования задания по частоте; 11 — устройство формирования задания по мощ­ности; 12 — преобразователь активной мощности; 13 — кон неоперативного управления; 14 — регулятор соотношения дав­лений; 15 — регулятор частоты; 16 — регулятор мощности;

17 — регулятор давления в режиме РД2; 18 — регулятор давле­ния в режиме РД1; 19 — механизм управления турбиной; 20 — интегратор; 21 — датчик положения; 22 —— усилитель суммиру­ющий исполнительный; 23 — сервомотор; 24 — отсечный золот­ник; 25 — ЭГП; 26 — переключающее устройство.

Все пусковые режимы—разворот, поддер­жание частоты вращения на холостом ходу, разгон турбины для проверки автоматов без­опасности, синхронизация, а также режим поддержания частоты сети и режим сброса нагрузки обеспечиваются регулятором часто­ты 15. При автоматическом развороте с по­мощью устройства формирования задания по частоте 10 выбирается одна из трех программ в зависимости от теплового состояния турби­ны. В остальных режимах регулятор частоты находится в «стерегущем» режиме и автомати­чески вступает в работу при отклонении часто­ты сети на

± 1 %.

С помощью регулятора мощности 16 вы­полняются ручное и автоматическое нагружение турбины, поддержание заданной мощнос­ти с нулевой неравномерностью и изменение мощности по статической характеристике «мощность—давление» в случае падения дав­ления пара ниже заданной уставки. При этом поправка к заданию мощности, пропорцио­нальная отклонению давления, формируется регулятором давления 17, работающим в ре­жиме РД2. Допустимое значение мощности по условиям теплового состояния турбины опре­деляется устройством формирования задания по мощности 11. Если текущее значение мощ­ности равно или больше допустимого, автома­тический набор мощности прекращается.

Регулятор давления 18 при работе в режи­ме РД1 обеспечивает поддержание заданной величины давления пара перед турбиной с ну­левой неравномерностью и точностью ±0,15 МПа.

Регулятор соотношения давлений 14 обес­печивает безударность автоматического пере­ключения с ЭГСР на ГСР при отказе электро­гидравлической системы регулирования с из­менением текущей мощности не более чем на 5% номинальной. Для этого давление в линии первого усиления гидравлической системы ре­гулирования поддерживается соответствующим выходному сигналу ЭГСР. Исполнительным органом регулятора соотношения давлений является механизм управления турбиной 19.

Измерение и передача сигналов, их преобразование, а также формирование управляющего воздействия для гидравлических исполни­тельных механизмов выполняются электронной частью ЭГСР. В качестве согласую­щих элементов между электронной и гидрав­лическими частями ЭГСР используются элек­трогидравлические преобразователи (ЭГП) 25. На каждом сервомоторе установлен инди­видуальный ЭГП. Обратные связи по положе­нию отсечных золотников 24 и сервомоторов 23 формируются с помощью электрических датчиков положения 21. Переход на резерв­ную гидравлическую систему регулирования при отказе ЭГСР осуществляется с помощью переключающего устройства 26, которое под­соединяет к гидравлической линии первого усиления вместо выхода ЭГП выход гидрав­лического регулятора частоты вращения.

Переключающее устройство конструктивно объе­динено с ЭГП.

Электронная часть ЭГСР выполнена трех­канальной по схеме «два из трех». В ЭГСР предусмотрена возможность поочередного расхаживания регулирующих клапанов в течение 40—60 с воздействием на интеграторы 20 с панели оперативного управления 9.

ЭГСР обеспечивает следующие функции связи с внешними системами:

формирование сигнала системы защиты турбины от разгона при превышении заданно­го значения частоты вращения и ускорения ро­тора;

автоматический переход из одного эксплуа­тационного режима в другой и блокировку включения определенных режимов работы ЭГСР по сигналам о состоянии оборудования и режимах работы реактора;

индикацию и выдачу сигналов для реги­страции параметров ЭГСР.

Дата добавления: 2014-10-17