Робота ЕЧСР в різних режимах роботи енергоблоку

2.6 Робота ЕЧСР в різних режимах роботи енергоблоку

2.6.1 Режими роботи ЕЧСР

В залежності від режиму роботи енергоблоку оператор блокового щита керування (БЩУ) встановлює наступні режими роботи ЕЧСР:

I – режим дистанційного керування навантаженням турбіни при відключених контурах регулювання, які впливають на двигун МКТ. В цьому режимі ЕЧСР по командах «зменшити» чи «додати» забезпечує дистанційне керування двигуном МКТ. Команда «зменшити» означає що МКТ буде впливати на регулюючі клапана турбіни вбік їхнього закриття для зниження потужності турбіни.

II – режим автоматичного керування клапанами турбіни в процесі автоматичного пуску турбіни.

III – режим регулювання потужності і тиску пари перед турбіною чи положення регулювальних клапанів;

IV – режим дистанційного керування навантаженням турбіни при включеному захисному регуляторі тиску свіжої пари.

Переключення режимів виробляється спеціальним перемикачем, встановленому на блоковому щиті керування.

Перехід в режим I для взводу стопорних клапанів при пуску турбіни виробляється автоматично з режиму II – при цьому в ЕЧСР відключаються контури регулювання (з наступним їхнім включенням без контролю з боку оператора).

У всіх перерахованих режимах швидкодіючі канали нормально включені, тому що по цих каналах здійснюється протирозгінний захист турбіни

Переключення ЕЧСР з одного режиму в інший, а також включення в автоматичні режими II і III здійснюється під контролем оператора енергоблоку (після переводу перемикача БЩУ в положення, які відповідають режимам I і IV).

2.6.2 Робота ЕЧСР у нормальних режимах енергоблоку

У нормальних режимах енергоблоку ЕЧСР виконує функції турбінного регулятора блокової частини системи регулювання АРЧМ АЕС.

В аварійних і післяаварійних режимах енергосистеми в ЕЧСР працює також канал початкової корекції нерівномірності (ПКН), і, якщо спрацюють відповідні пускові органи, канали релейної форсировки (РФ), попереднього захисту (ПЗ) і диференциатора (ДИФ). Ці сигнали поліпшують динамічні характеристики системи регулювання турбіни і сприяють підвищенню динамічної стійкості турбоагрегату.

При аваріях на енергоблоці (різного роду ушкодженнях устаткування, що приводять до скидання потужності), відмовленні системи регулювання надходження пари в циліндри турбіни в аварійних умовах через нещільності клапанів свіжої пари, промперегріву, коли може значно збільшитися частота обертання ротора турбіни, ЕЧСР забезпечує протирозгінний захист турбіни по каналах релейної форсировки, диференциатора, попереднього захисту. Ці канали впливають на систему регулювання турбіни через ЕГП і електромагніти попереднього захисту і регулювальних клапанів.

2.7 Робота АСР при експерементальному відключенні енергоблоку від мережі

Суть даного експеременту полягає в перевірці роботи АСР у випадку спрацювання сигналу релейної форсировки (або автоматичного від’єднання енергоблоку від мережі).

Амплітуда імпульсу з максимальною величиною струму ЕГП 4 нв забезпечує максимальну швидкість переміщення РК на закриття, а постійна часу загасання вибирається таким чином, щоб забезпечити кращу якість переходу до сталого режиму.

Рис. 2.3. Імпульс релейної форсировки

Задачею АСР в такому випадку було:

1.  не допустити зростання частоти обертання вала турбіни.

2.  швидко знизити потужність енергоблоку до рівня власних витрат.

Результатом даного експеременту є графічна залежність (рис 2.4) РИ.

З даної графічної залежності видно, що де-який час значення таких

параметрів, як частота обертання вала турбіни (F), потужність генератора (Nел) та струм ЕГП (Іегп) знаходились в межах, що відповідають нормальному режиму роботи енергоблока і були сталими:

F=3000 об/хв;

Nел=980 МВт;

Іегп=0 мА;

Рис. 2.4. Перехідні процеси в системі, при зниженні потужності енергоблоку до рівня власних потреб

При від’єднанні енергоблоку від мережі в момент часу t=8.5c, спостерігається швидке зростання частоти обертання вала турбіни F=3171 об/хв, що, відповідно до норм експлуатації турбіни є не бажаним процесом для її роботи.

В цьому випадку ЕЧСР видає електричний сигнал рівний –946 мА на вхід ЕГП, що приводить до швидкого прикриття регулюючих клапанів турбіни та поступового зменшення частоти обертання вала турбіни.

Рівень власних потреб станції складає від 30 до 65 мВт, в даному випадку АСР намагається тримати це значення на рівні 35 мВт.

Висновки: Процес регулювання роботи турбіни є досить складним.

Від якості регулювання напряму залежить КПД енергоблоку. Використання систем автоматичного регулювання дозволяє достатньо легко здійснювати цей процес.

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла.

Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії та безпека енергоблоку.

ЕЧСР функціонально ділиться на два основних контура автоматичного управління:

·  ПКУ (повільнодіючий контур управління);

·  ШКУ (швидкодіючий контур управління);

Крім ПКУ та ШКУ в склад ЕЧСР входить схема ДУ (дистанційного управління), яка функціонує незалежно від автоматичних контурів управління.