ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОУСТАНОВКИ

Главная турбина (турбопривод генератора электроэнергии) относится к основному оборудованию энергоблока АЭС. Она является наиболее важным элементом ПТУ.

Без понимания физических процессов, происходящих в турбине, ее взаимосвязи с оборудованием систем ПТУ и всего энергоблока невозможна грамотная эксплуатация, обеспечивающая высокую надежность, безопасность и экономичность энергетической установки АЭС.

Основы теории турбин АЭС, конструкция главных турбин и оборудования систем ПТУ, вопросы прочности и вибрационной надежности основных элементов турбины, особенности конструкции и эксплуатации конденсационных установок изложены в учебниках и учебных пособиях кафедры ПТУ и ВМ и других кафедр СНУЯЭиП [15, 16, 17, 19, 20, 21, 22, 71, 75, 76, 77, 78].

Основные технические характеристики главных турбин АЭС Украины и схемные решения ПТУ приведены в главе 2 (см. п.п. 2.1, 2.2), конструктивные особенности оборудования наиболее важных систем ПТУ и их функциональные схемы, а также основные вопросы эксплуатации этих систем рассмотрены в главах 3 - 14 настоящего учебника.

В этой главе кратко рассматриваются основные вопросы эксплуатации главной турбины и ПТУ в целом, не рассмотренные в указанных выше литературных источниках и главах этого учебника. К ним относятся:

· технологические параметры турбоагрегата и их контроль;

· подготовка к работе и ввод в работу главной турбины и ПТУ;

· эксплуатация турбоустановки на различных режимах;

· плановый останов и расхолаживание турбоустановки;

· ограничения и условия безопасной эксплуатации турбоустановки и др.

Указанные вопросы этой главы рассматриваются для условий нормальной эксплуатации турбоустановки.

Технологические параметры турбоустановки

Технологические параметры характеризуют положение деталей и узлов турбины, а также их состояние. Постоянный контроль за величиной этих параметров и динамикой их изменения необходим для оценки состояния (работоспособности) ТУ, а также для обнаружения и оценки нарушений в ее работе в целях предотвращения повреждений и аварий.

Технологические параметры условно можно разделить на следующие группы: механические величины, параметры давления сред, параметры температуры сред и элементов оборудования ТУ.

· частота вращения роторов (валопровода) ТА;

· абсолютное (тепловое) перемещение корпусов ЦВД и ЦНД ТА;

· относительное расширение роторов ЦВД и ЦНД;

· параметры вибрации (виброскорости) подшипников роторов ТА и турбопривода ТПН;

· параметры вибрации роторов ТА (размах виброперемещений валов относительно вкладышей подшипников).

Как отмечалось выше (см. п. 14.1), частота вращения является одним из наиболее важных параметров ТА. Ее поддержание в заданных узких пределах обеспечивает качество генерируемой электроэнергии. Превышение допустимого предела частоты вращения (более 10…12,5 % номинального значения) может привести к тяжелой аварии турбины. Это объясняется тем, что величина опасных напряжений в роторах и рабочих лопатках зависит от квадрата частоты вращения и превышение допустимого по расчетам максимального значения частоты вращения приводит к поломке деталей роторов. Специально разработан ряд технических и организационных мероприятий, направленных на предотвращение недопустимого увеличения частоты вращения ТА.

Кроме того, достоверные значения величины частоты вращения персоналу, обслуживающему ПТУ, необходимо знать для ряда эксплуатационных режимов:

· разворот турбины (прохождение критических частот вращения);

· включение (отключение) системы гидроподъема роторов и ВПУ;

· нагрев (охлаждение) роторов при пуске (останове) турбины и изменении нагрузки.

Для поддержания высокой экономичности ТА и обеспечения его надежности важную роль имеет поддержание в процессе эксплуатации расчетных значений осевых и радиальных зазоров турбины: в опорных и упорных подшипниках, проточной части турбины (между вращающимися и неподвижными элементами), в диафрагменных, надбандажных, концевых уплотнениях и маслоотбойниках. Касания (задевания) в лопаточном аппарате и уплотнениях приводят к одностороннему нагреву элементов турбины, их деформации, повышению вибрации и возможной аварии турбины.

Величины зазоров приводятся в эксплуатационной документации для конкретных турбин.

Контроль величины зазоров, которые должны сохраняться или изменяться в указанных допустимых пределах, может осуществляться лишь ориентировочно. Особо важен контроль зазоров при нестационарных режимах (пуск, останов, нагружение, резкое изменение нагрузки) турбины, когда происходит большое изменение температуры деталей, изменение их взаимного положения и размеров (расширение, сжатие).

Изменение величины зазоров в проточной части турбины косвенно могут дать приборы контроля:

· абсолютного расширения корпусов ЦВД и ЦНД;

· относительного расширения роторов ЦВД и ЦНД;

Контроль прогиба ротора ЦВД производится при вращении ротора от ВПУ. Он может указать на деформацию (прогиб) ротора, что приводит к повышению вибрации турбины, задеваниям в уплотнениях и поломке лопаток.

Корпуса цилиндров турбины имеют возможность, при изменении их температуры, свободно изменять свое положение только в определенных направлениях. Это обеспечивается направляющими продольными и поперечными шпонками. Пересечение осей этих шпонок образуют точки, относительно которых происходит перемещение корпусов всех цилиндров. Эти точки называют фикс-пунктами. Все цилиндры имеют свой фикс-пункт и независимо расширяются в продольном и поперечном направлениях.

Наиболее важным для контроля эксплуатационным персоналом является абсолютное расширение корпусов в осевом направлении, так как оно имеет наибольшую величину.

Контроль относительного расширения роторов дает возможность косвенно оценить изменение осевых зазоров между вращающимися и неподвижными элементами на различных режимах работы турбины и принять своевременные меры для предотвращения задеваний в проточной части. Наибольшую величину относительного перемещения имеют роторы, наиболее удаленные от упорного подшипника (для турбины К-1000-60/1500-2 – это ротор ЦНД № 3), так как осевые перемещения роторов относительно упорного подшипника зависит от длины участка валопровода.

Контроль осевого сдвига ротора позволяет определить смещения ротора относительно упорного подшипника. Осевой сдвиг ротора зависит от режима работы ТА и характеризует его осевую нагрузку. Предусмотрена защита от недопустимого осевого сдвига. Положение роторов турбины по отношению к корпусу фиксируется упорным подшипником, воспринимающим осевую нагрузку, создаваемую паровым потоком при работе турбины. В результате гидравлических ударов в проточной части, заноса ее солевыми отложениями, недостаточной смазки подшипников (падение давления, высокая температура, загрязнение масла) и перегрузки турбины возможно возрастание осевой нагрузки на упорный подшипник и как следствие подплавление баббитовой заливки упорных колодок подшипника. Эти обстоятельства приводят к большому осевому смещению ротора относительно статора, резкому изменению осевых зазоров, задеванию элементов ротора о статор и возможной тяжелой аварии турбины.

Вибрационное состояние турбоагрегата является наиболее важным показателем его работоспособности. Поддержание установленных ГОСТ [13, 14] и ПТЭ-2003 [102] норм вибрации – одно из основных условий обеспечения надежности ТА АЭС. Тщательный постоянный контроль измеряемых показателей вибрации ТА, принятие своевременных квалифицированных мер в случаях отклонения их от установленных норм – наиболее важная задача обслуживающего персонала.

Интенсивность вибрации возрастает при критических (резонансных) частотах вращений турбины. Турбоагрегаты АЭС имеют гибкие роторы ЦВД, ЦНД и генераторов, у которых критические (резонансные) частоты вращения меньше номинальной частоты вращения турбины.

Поэтому в процессе разворота турбин необходимо исключить выдержку времени при постоянных частотах вращения, равных или близких к критическим (резонансным).

Для турбин К-1000-60/1500-2, 2М расчетными критическими частотами вращения являются: 790, 850, 880, 1000, 1200, 1240, 1250, 12600 об/мин [21, 24].

Общий принцип устройств контроля механических величин основан на преобразовании величины перемещений сдвига, прогиба и вибрации в электрический сигнал, дальнейшее его преобразование и обработку.

При измерении виброскорости подшипников применяется пьезоэлектрический преобразователь, основанный на использовании пьезоэффекта. Под воздействием вибрации пьезоэлемент (металлическая пластина) изгибается от действия инерционной силы груза, вызванной вибрацией. Груз прикреплен к пластине. Инерционная сила пропорциональна ускорению этого груза. На контактах пластины возникает электрический заряд, также пропорциональный ускорению груза. После ряда преобразований, усиления и интегрирования этого сигнала, на панель и фрагмент РМОТ БЩУ выносится величина виброскорости опорного подшипника [21].

При измерении перемещений (температурных, изгибных, вибрационных и др.) используются различные модели вихретоковых преобразователей. Они преобразуют величину зазора между торцом катушки индуктивности и объектом контроля (поверхностью вала, другой деталью ротора или статора) в первичный электрический сигнал. Выходное напряжение этого сигнала, пройдя ряд преобразований, дает значение перемещения в МКМ.

Для виброконтроля ТА АЭС используются контрольно-сигнальные устройства ВВК-331 (контроль вибрации подшипников ТА), с пьезоэлектрическими вибропреобразователями, и контрольно-сигнальная аппаратура КСА-15 (контроль относительных виброперемещений ротора), с вихретоковыми преобразователями.

Контроль вибрации подшипников ТА осуществляется по трем составляющим (вертикальной, поперечной, осевой); контроль виброперемещения роторов (валов) ТА выполняется по двум составляющим (вертикальной и поперечной) [21]. Схема размещения средств измерения механических величин турбоагрегатов К-1000-60/1500-2,2М представлены на рис. 15.1 а, б, в [21, 24].

Рис. 15.1,а. Схема размещения средств измерения механических величин ЦВД

Рис. 15.1,б. Схема размещения средств измерения механических

Рис. 15.1,в. Схема размещения средств измерения механических

Системы виброконтроля ВВК-331 и КСА-15 по ряду параметров не отвечают требованиям ГОСТ [13, 14], поэтому в настоящее время заменяются или заменены (например, на блоке № 1 ЗАЭС, блоках № 3, 4 РАЭС) на новые системы СКМВТ и ЛМЗ-97.

Система контроля механических величин турбоустановки (СКМВТ) [89] разработана и изготовлена Харьковским государственным приборостроительным заводом им. Т. Шевченко.

Аппаратура технического контроля тепловых расширений и вибросостояния энергетических турбоагрегатов (ЛМЗ-97) [80] разработана и изготовлена С-Петербургским заводом «Энергоприбор».

Обе системы адаптированы к работе в составе с АСУ ТП и АСУТ. Они примерно идентичны по составу основных элементов, принципу их действия и функциональным возможностям [21, 80, 89]. Их функциональные возможности кратко рассмотрим на примере системы СКМВТ [21, 89].

СКМВТ предназначена для непрерывного эксплуатационного контроля вибрационного и механического состояния главных турбоагрегатов и турбоприводов ТПН АЭС. Она непрерывно функционирует на всех режимах эксплуатации турбоустановок (при вращении ТА ВПУ, при развороте ТА, на холостом ходу, при работе с любой нагрузкой, на выбеге), осуществляет контроль текущих параметров, формирует сигналы предупредительной, аварийной сигнализации и защит, отображает текущую информацию на мониторе БЩУ, выполняет регистрацию, документирование и архивирование сигналов.

СКМВМ обеспечивает непрерывное измерение в реальном масштабе времени величин следующих параметров:

· виброскорости опор подшипников ТА – по трем составляющим (вертикальная, поперечная, осевая) и двух ТПН – по двум составляющим (вертикальная, поперечная) с использованием пьезоэлектрических вибропреобразователей со встроенным усилителем заряда, преобразующим механические колебания опор в электрические сигналы, пропорциональные ускорению (тип ВПЭ-077);

· размаха виброперемещений вала ТГ относительно вкладышей подшипников и статического положения (всплытия) вала в расточке подшипников в вертикальном и горизонтальном направлениях с использованием вихретоковых датчиков(тип ДВП);

· углового положения ротора турбины на валоповороте (датчик типа ДВП);

· частоты вращения ротора турбины и ТПН (датчик типа ДВП);

· абсолютного расширения корпусов цилиндров турбины (датчик вихретоковый типа ДВП);

· осевого сдвига роторов турбины и турбоприводов ТПН (датчики вихретоковые типа ДПС);

Автоматические системы контроля механических величин СКМВТ и ЛМЗ-97 могут быть также использованы для вибродиагностики турбоустановок. Кратко рассмотрим возможности СКМВТ.

Каналы вибродиагностики СКМВТ функционируют в режиме реального времени и обеспечивают прием, фиксацию следующих диагностических параметров:

· температуры баббита упорного и опорных подшипников;

· абсолютного расширения корпусов цилиндров;

· полной активной и реактивной мощности генератора;

Прием параметров, преобразование их в цифровой код, проверку их на достоверность и подачу всей полученной информации в центральную рабочую станцию (ЦРС) в целях сбора оперативной базы данных, обеспечивает дублированный микроконтроллер УСО (устройство связи с объектом). Программное обеспечение ЦРС (программы отображения информации и вибродинамического анализа – изменения параметров во времени) использует оперативную базу данных для анализа состояния турбоагрегата и выдачи информационных сообщений. Дискретность выдачи сообщений – одна секунда.

Все входные параметры подвергаются контролю на достоверность, что позволяет:

· своевременно определить источник ошибочной информации;

· исключить выдачу ошибочных диагностических сообщений.

Программное обеспечение ЦРС, реализующее функции вибродиагностики, должно обеспечить выявление следующих дефектов и неполадок в работе турбоагрегата:

· радиальное задевание элементов ротора о статор;

· торцевое (осевое) задевание элементов ротора о статор;

· низкочастотная вибрация (наиболее опасная) [21];

Таким образом, методика диагностирования дефектов заключается в анализе входных диагностических параметров и формировании информационного сообщения о месте и причине изменения состояния турбоагрегата. Входные диагностические параметры включают информацию как о вибрационном состоянии ТА, так и о технических параметрах, отражающих текущий режим работы турбины, а также ее тепломеханическое состояние. Выделяется три состояния турбоагрегата:

Каждое состояние позволяет диагностировать те или иные отклонения в работе турбины. Существенными признаками текущего состояния ТА, например, являются:

· положение центра вала ротора в подшипнике;

· траектория движения центра вала ротора за один оборот в сечении подшипника;

· наличие задевания ротора о статор, которое определяется на основании спектрального анализа сигнала электростатического тока ротора.

На рис. 15.2 а,б [21] изображены: конструктивная схема установки двух первичных датчиков виброперемещений вала ротора в плоскости, перпендикулярной оси вала, в районе опорного подшипника, и кинетическая траектория (орбита) геометрического центра вала (фигура Лиссажу). Такая установка датчиков позволяет измерить орбиту геометрического центра шейки вала в расточке вкладышей подшипника. По форме орбиты, ее изменению в течение определенного времени, максимальному отклонению, повороту фазового угла и его отклонению, можно судить о недостатках и возникающих неисправностях в элементах валопровода, а также об их причинах.

Параметры давления (разрежения) необходимо знать для выполнения постоянного контроля за работой турбины и оборудования систем, обеспечивающих ее работу, в целях предотвращения выхода давления сред за установленные пределы, что может привести к повреждению и аварии турбины.

Для измерения давления используются следующие приборы:

· манометры, вакуумметры и мановакууметры – показывающие пружинные, с трубчатой одновитковой пружиной;

· измерительные преобразователи Сапфир – 22М-ДА и Сапфир – 22М-ДИ;

Данные измерения давления используются в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Контроль давления осуществляется на наиболее ответственных участках паропроводов. Например, постоянно контролируется давление пара в паропроводе свежего пара перед СРК и за СРК (Сапфир – 22М – ДИ), в паропроводе выхлопа ЦВД в СПП (Сапфир – 22М – ДИ и манометр МП4), в паропроводах отборов пара (Сапфир – 22М – ДИ, ДА и манометры МП4, МВТП.

Параметры температуры также необходимы для осуществления постоянного контроля за работой турбины и оборудования систем, обеспечивающих ее работоспособность, особенно на нестационарных режимах. Это позволяет своевременно принять необходимые меры при выходе параметров температурного состояния турбины за установленные пределы и исключить ее повреждение.

Для измерения температуры используются термопары и термометры сопротивления. Результаты измерения температуры используются в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Контролируется температура наиболее опасных, с точки зрения возникновения термических напряжений, участков (узлов) турбины (например, металла фланцев наружного корпуса ЦВД в зоне паровпуска, корпусов СРК и выхлопных патрубков ЦНД). Для контроля состояния подшипников ТА и оценки их работоспособности осуществляется контроль температуры баббитовой заливки вкладышей опорных и колодок упорного подшипника.

Кроме того, осуществляется контроль температуры пара (в проточной части турбины, ГПК, КСН, отборах) и других сред (вода, ПВС, масло, азот и др.) на наиболее важных участках технологических систем ПТУ.

Турбины АЭС оснащены системой измерения и контроля технологических параметров. Эта система выполняет следующие функции:

· контроль технологических параметров и оперативная информация обслуживающего персонала о состоянии турбины;

· регистрация параметров и их сохранение для анализа режимов и выявления причин отклонения от нормальных условий эксплуатации турбины;

· сигнализация отклонений от нормального режима эксплуатации турбины;

· сигнализация об аварийном состоянии турбины;

· управление защитами и блокировками для предотвращения повреждений турбины.

Оперативный персонал осуществляет контроль технологических параметров турбины по:

· показывающим и регистрирующим приборам на панелях управления БЩУ;

· числовым значениям параметров, выведенным в базу данных управляющей вычислительной системы (УВС) и представленным на фрагментах цветных графических дисплеев (ЦГД) рабочего места оператора-технолога (РМОТ) БЩУ;

· приборам измерения параметров стендов КИП машзала.

На пяти панелях БЩУ размещаются приборы, контролирующие следующие параметры:

· активную мощность ТГ и частоту вращения валопровода;

· давление пара в ГПК, за СРК, в конденсаторах;

· давление масла в линии управления РК и на напоре импеллера;

· относительное расширение роторов ЦВД, ЦНД, прогиб ротора ЦВД и осевой сдвиг валопровода ТА;

· температуру пара в ресивере за СПП-1,2,3,4, за РК и температуру дренажей турбины;

· температуру баббита упорного и опорных подшипников;

На шести фрагментах ЦГД РМОТ графически изображены участки систем и элементов ГТ (см. [81]) («СВЕЖИЙ ПАР ПРОГРЕВ СРК», «ТУРБИНА ЦВД ЦНД», «ТУРБИНА ЦНД», «ТУРБИНА ТЕМП.ЦВД», «ЦВД ЦНД», «ВИБРАЦИЯ, ТЕМП. ПОДШ. ТГ») и таблицы со значениями контролируемых параметров. Ниже каждого рисунка расположен перечень параметров (от 14 до 87), контроль которых осуществляется на данном фрагменте.

Управление турбиной осуществляется воздействием на органы парораспределения турбины (РК, СК, РЗ), вызывающие изменение расхода пара, поступающего в проточную часть турбины, вследствие чего изменяется электрическая нагрузка турбогенератора или его частота вращения.

Поддержание заданных эксплуатационных параметров и быстрое прекращение подачи пара в проточную часть турбины для исключения ее аварии являются основными задачами регулирования и управления.

Для выполнения этих задач турбина оснащена автоматической системой регулирования и защиты (АСРЗ), рассмотренной в предыдущей главе.

Управление двумя РК с одного борта турбины осуществляется одним гидравлическим (главным) сервомотором (ГСМ). Управление СК и РЗ, а также СЗ, установленными только на ТА К-1000-60/1500-2М и К-1000-60/3000, осуществляется индивидуальными сервомоторами.

Оператор БЩУ контролирует положение РК по расположенным на панели управления БЩУ вторичным приборам указателей положения РК и сигнальной лампочке индикации положения концевого выключателя «ЗАКР» ГСМ, положение СК, СЗ и РЗ – по сигнальным лампочкам индикации положения концевых выключателей «ОТКР» или «ЗАКР» соответствующих сервомоторов (гидроприводов).

Элементы АСРЗ, осуществляющие управление и защиту турбины, их функции и связи рассмотрены в главе 14 (см. п.п. 14.4 - 14.6 и рис. 14.13).

При использовании АСРЗ осуществление управления, регулирования и защиты возможно следующим образом:

· в соответствии с алгоритмами различных режимов работы ЭГСР;

· в соответствии с алгоритмами технологических защит;

· при срабатывании автомата безопасности (АБ);

б) дистанционно оператором БЩУ – воздействием на кнопки пульта управления ЭГСР;

в) дистанционно оператором БЩУ – воздействием на ключи, расположенные на панели БЩУ:

· ключ управления и выбора режима управления механизма токовой разгрузки (МТР);

· маховик привода разгонного устройства (РУ).

Упрощенная структурная схема управления турбоустановкой (ТУ) представлена на рис. 15.3 [81]. Основу этой схемы составляет структурная схема АСРЗ, рассмотренная в главе 14 (см. п. 14.3 и рис. 14.13). В главе 14 рассмотрено также назначение элементов схемы, их взаимодействие и прохождение сигналов электрического, гидравлического и механического воздействия на механизмы управления и защиты.

Для упрощения структурные схемы управления ТУ и АСРЗ изображены для одной стороны ТУ; при этом вместо двух РК, управляемых от одного органа ГСМ и гидропривода (ГП) СК, изображены по одному. Изображена также одна РЗ, вместо трех, установленных перед каждым ЦНД (см. рис. 15.3).

Опираясь на материал главы 14 и используя рис. 15.3, кратко рассмотрим вопросы управления турбиной.

Гидравлические управляющие импульсы на сервомоторы (гидропроводы – ГП), поступающие от элементов АСРЗ, предназначены для управления следующими элементами турбины (см. рис. 15.2):

· автоматами безопасности турбины (АБ) с блоком золотников (ЗАБ);

· электрогидравлическими преобразователями (ЭГП);

Защитное устройство турбины обеспечивает:

· создание условий для управления РК и РЗ при «взведении» ЗУ;

· закрытие СК, СЗ, РК и РЗ при «выбивании» (ЗУ) – срабатывание защиты.

Рис. 15.3. Структурная схема управления турбиной: СК - стопорный клапан;

СЗ - стопорная заслонка (только для бл. 6); РЗ - регулирующая заслонка;

РК - регулирующий клапан; ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

ГП - гидропривод (СК, СЗ, РЗ); ГСМ - главные сервомотор (гидропривод РК);

ЭГСР - электрогидравлическая система регулирования; ПУ-пульт управления;

ВСК - выключатель стопорного клапана; ОЗ - отсечной золотник; МТР - механизм

токовой разгрузки; КУ - ключ управления; М - маховик привода; АБ - автомат

безопасности; ЗАБ - золотник автомата безопасности; ЗУ - защитное устройство;

ТЗ - технологические защиты; К - кнопка управления защитным устройством;

КЗРП - ключ защиты от развития пожара; КРОТ - ключ ручного отключения

турбины; РС - регулятор скорости; ТЗБ - технологические защиты и блокировки;

РУ- разгонное устройство; ¾¾ - механическое воздействие;

- - - - - гидравлический импульс; - ¤ - ¤ - - электрический сигнал;

Для повышения надежности срабатывания защиты (закрытия СК, СЗ, РК и РЗ) при «выбивании» ЗУ турбина имеет два ЗУ, работающих параллельно. ЗУ состоит из управляющего устройства и исполнительной части. Управление ЗУ производится с помощью электрических команд, поступающих на электромагнит, или механических (воздействием на кнопку управляющего устройства).

«Выбивание» ЗУ (срабатывание защиты) происходит при:

· поступлении сигнала от технологических защит (ТЗ) автоматически;

· воздействии на кнопку управляющего устройства ЗУ в сторону «Выбить»;

· воздействии на кнопку управляющего устройства ЗУ в сторону «Взвести».

Ключи управления ЗУ – КРОТ, КЗРП, расположенные на панели управления БЩУ, и кнопки управляющих устройств ЗУ - в машзале, при работе турбины должны быть закрыты защитными колпаками и опломбированы, чтобы исключить несанкционированное срабатывание АЗ турбины.

Контроль за состоянием ЗУ осуществляется оператором по табло сигнализации «ЗУ № 1 (ЗУ № 2) взведено», «ЗУ № 1 (ЗУ № 2) выбито», расположенным на панели управления БЩУ.

Управление турбиной по сигналам от электрогидравлического преобразователя (ЭГП) происходит при работе АСРЗ турбины в режиме «ЭГСР» (см. п.п. 14.3, 14.5). Поступление управляющего сигнала от ЭЧСР на ЭГП возможно при:

· реализации алгоритмов различных режимов работы ЭГСР (см. п. 14.3);

· выполнении задания оператора БЩУ, введенного в ЭГСР воздействием оператора на кнопки пульта управления ЭГСР.

Управляющие сигналы от ЭЧСР (аппаратно-программного комплекса) поступают на электромагнит ЭМП (электромеханический преобразователь – входное устройство ЭГП) электрогидравлического преобразователя. Контроль работоспособности ЭМП осуществляется оператором по табло сигнализации «Отказ ЭМП» и «Нет питания ЭМП», расположенным на панели управления БЩУ.

Механизм токовой разгрузки преобразует электрический управляющий сигнал от регулятора токовой разгрузки (РТР) (см. п. 14.3) в гидравлический управляющий импульс линии управления РК АСРЗ при:

· реализации алгоритмов различных режимов работы АСРЗ («ЭГСР» - «ГСР» и наоборот);

· выполнении задания оператора БЩУ, введенного в АСРЗ воздействием на кнопку пульта управления АСРЗ (ЭГСР);

· воздействии оператора БЩУ на ключ дистанционного управления (КУ) МТР;

МТР обеспечивает управление РК, открытие и закрытие РЗ при «взведенном» положении ЗУ.

В состав АСРЗ турбины входят два МТР, каждый из которых управляет РК одной стороны турбины. Для дистанционного управления МТР на панели управления БЩУ расположен один, для двух МТР, ключ управления и ключ выбора режима управления МТР. Ключ выбора режима управления имеет три положения: «Управление МТР-А и МТР-Б», «Управление МТР-А», «Управление МТР-Б». При нахождении ключа выбора положения в первой позиции воздействие на ключ управления МТР изменяет положение двух МТР. При нахождении ключа выбора положения во второй или третьей позиции воздействие на ключ управления МТР вызывает изменение положения только МТР-А или МТР-Б.

Управление МТР от КУ возможно при работе АСРЗ турбины как в режиме «ГСР» (основной режим «ГСР»), так и в режиме «ЭГСР». При воздействии на КУ МТР при работе АСРЗ в режиме «ЭГСР» прохождение управляющего сигнала от ЭЧСР на МТР блокируется [81].

Контроль за работоспособностью МТР осуществляется по вторичным приборам указателей положения МТР и табло сигнализации «МТР на упоре», «МТР блокирован» и «Нет питания МТР», расположенным на панели управления БЩУ.

Регулятор скорости (РС) преобразует в гидравлический управляющий импульс линии управления РК:

· электрические управляющие сигналы от технологических защит и блокировок (ТЗБ) турбины;

· воздействия оператора БЩУ на ключ управления РС, расположенный на панели БЩУ;

РС обеспечивает управление РК, открытие и закрытие РЗ при «взведенном положении ЗУ, а также автоматическое прикрытие РК при увеличении частоты вращения турбины до 1545 об/мин.

Совместно с РС смонтировано разгонное устройство (РУ), которое также может изменять положение РК и РЗ и ограничивать нагрузку турбины. Управление РУ осуществляется путем воздействия на маховик привода РУ.

Контроль работоспособности РС осуществляется по вторичному прибору указателя положения буксы РС и табло сигнализации «МУТ на упоре прибавить».

После проведения модернизации АСРЗ управление турбиной с помощью РС (дополнительный вариант режима «ГСР») с отключенной ЭЧСР квалифицируется как неисправность АСРЗ и допускается к использованию только в исключительных случаях – с разрешения главного инженера АЭС.

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: