Разность расширения ротора и статора.

Устройство контроля ... предназначено для дистанционного контроля положения ротора относительно корпуса, а также для подачи сигнала в схему сигнализации в случае достижений величиной относительного расширения (сокращения) ротора заданных значений. Датчики разности расширений установлены по одному на каждый ЦНД и расположены на корпусе цилиндра, на специальном кронштейне. Настройка датчика производится перемещением датчика в осевом направлении относительно пояска ротора с помощью специального винта. В рабочем состоянии винт всегда должен быть зафиксирован стопором. Положение датчика относительно кронштейна фиксируется штифтами, которые устанавливаются при монтаже после выполнения проверки настройки датчика. Датчик разности расширений - трансформаторного типа с П-образным сердечником, собранным из пластины электрической стали. Корпус датчика выполнен из немагнитного материала. Датчик имеет три обмотки - возбуждения, измерительную и компенсационную, намотанные на общий каркас. Магнитный поток, создаваемый переменным током, протекающим через обмотку возбуждения, замыкается через измерительный поясок ротора и воздушный зазор между датчиком и пояском. Магнитный поток наводит в измерительной обмотке электродвижущую силу, которая по величине пропорциональна перемещению измерительного пояска относительно датчика. Компенсационная обмотка обеспечивает минимальный выходной ток с датчика при установке его в положение, соответствующее максимальному укорочению ротора. Скорость изменения мощности ТГ ограничена из-за относительных расширений роторов и ЦВД/ЦНД. ООР с “минусом” – значит ротор длиннее ЦВД.

Турбина – защиты.

1. Осевой сдвиг в сторону колонки регулирования  2 мм (-2) или в сторону генератора  1,2 мм (+1,2), ч/з 0,3 сек; (При этом необходимо сорвать W после  оборотов ТГ  2800).

2.  вакуума в SD  0,2 в любой из 2-х конденсаторных групп, без выдержки времени (2-ой предел), ввод защиты при   0,15 в обоих группах SD для одного канала и обороты ТГ  1500. [8 РД  на каждой SD-группе 4-е РД].

3. _М на смазку  0,3 кг/см², (на оси ТГ), ч/з 3 сек [24 РД].

Контакты у 2-х реле настраиваются на срабатывание при  масла до 1-го предела (0,7кг/см²) и у 2-х реле до 2-го предела (0,3 кг/см²). В каждом канале защиты участвуют, включенные последовательно по схеме "22", одно реле с уставкой 2-го предела. При    0,6  аварийный маслонасос.

4. виброскорости на любых 2-х соседних подшипниках турбины и генератора  8,5 мм/сек, ч/з 2 сек. 1-й комплект – вертикальная составляющая. 2-ой – горизонтальная. (По осевой составляющей – только сигнализация).

5.  на выхлопе ЦВД  7 кг/см² (работа ИПК СПП);

6.  масла в системе регулирования  20 кг/см²,

7. L масла в любом демпферном баке  2-го предела (70 мм ниже верхней образующей бака), ч/з 20 сек. (защита работает при подтверждении 1-го предела (400 мм выше верхней образующей бака)

8.  перед ГПЗ  51 кг/см², ввод защиты при открытии любой ГПЗ и  перед ГПЗ  54 кг/см².

9. L в любом ПГ  570 мм, ( 300 мм от L_НОМ);

10. Внутренние повреждения генератора или блочного трансформатора:

 Продольная дифзащита блочного трансформатора (основная или резервная);

 Газовая защита блочного трансформатора;

 Защита от КЗ на землю в обмотке статора;

 Продольная дифзащита генератора;

 Защита (основная и резервная) ТСН;

 Резервная защита Д30 –330кВ.

11.F воды в контуре г/охладителей GT, в/охладителей возбудителя и т/о дистиллята  690 м³/ч, t=5м. Взвод защиты после VG11 или 12D01, выводится при  любого СК.

12.  последнего ТПН. Ввод при СК любого ТПН, выводится при  любого СК ТГ. (2-а ВПЭН если L_ПВД  4-го пр.).

13. F дистиллята (SS) ч/з обмотку статора генератора  100 м³/ч, ч/з 2 мин. ( генератора сразу)

14. Повышение частоты вращения ротора ТГ. Срабатывает при 32703300 об/мин (109110%) от действия регулятора безопасности (в случае отказа обеих регуляторов работает дополнительная защита при оборотах на 14% больше номинала – 3420 об/мин ) или от действия следящего золотника регулятора скорости, при 3420(114%). (ТС HY26  3480). (ИЭ ТГ при  до 3360 и регулятор безопасности не сработал - СК ТГ с КУ, 3400 – вскрытие проточной части).

Из ПТЭ: Турбина д/б немедленно остановлена:

- не допустимого изменения относительного положения роторов турбины:

-  масла на сливе подшипника  75;

- недопустимое  масло-водород, (изменение  не должно превышать 0,2 кг/см² установленного значения);

Турбина д/б остановлена: при заедании СК, РК, ОК.

?? Запрещён пуск при увеличении длительности выбега ТГ.

Чистка SD д/б выполнена при ухудшении вакуума на 0,5% от нормы (абс.). Сброс пара в SD ч/з БРУ-К можно при наличии W не менее 300 мм.рт.ст..  масла на входе в подшипники д/б 4045.

Автоматические блокировки по факту  2-х СК ТГ.

(не менее чем один СКВД и один СКНД по одну сторону от оси турбины):

Прекращается доступ пара в турбину и свежего пара к СПП, для чего закрываются ГПЗ RA1114S01, задвижки RA12S04, RA13S04 на байпасах ГПЗ, задвижка RA20S01 на паропроводе к СПП.

Закрываются КОС на всех отборах пара из турбины, для чего открываются вентили с электромагнитными приводами RM22S42, 52, RM23S42, 52, RM24S42, 52 на линиях слива конденсата из гидроприводов КОС. Команда на КИС им­пульсная, действует 120 секунд, после чего сервомоторы КОС открываются (при условии работы КЭН‑1).

Отключаются по греющему пару от отборов турбины ПНД и ПВД, для чего  RD40S01, RH50S02, RH61S02 (под­вод пара к ПНД), RD11, 12S01, RD21, 22S01 (подвод пара к ПВД) и вентили SH21, 22S01, SH21, 22S02 на линиях дре­нажа паропроводов 1 и 2 отборов в ПВД‑6, 7.

Автоматически  RD20S03, RD32S01, RB50S02. Снабжение КСН переводится на питание от БРУ‑СН и пароснабжение Д7 и ТПН на КСН.

Отключаются по греющему пару от отборов турбины ПСВ, для чего RD31S01 (подвод пара к пиковым ПСВ), RD41S11, 21 (подвод пара к ПСВ 2 ступени), RH62S11, 21 (подвод пара к ПСВ 1 ступени).

Производится  генератора от сети в последовательности, зависящей от причины отключения ТГ.

Система защиты турбины от разгона предназначена для предотвращения недопустимого повышения частоты вращения роторов, что обеспечивается быстрым прекращением доступа пара в ЦВД и ЦНД при повышении частоты вращения до заданного значения (9-10% сверх номинальной). Защита осуществляется двумя центробежными выключателями бойкового типа, каждый из которых воздействует на свой золотник. Действие центробежных выключателей дублируется дополнительной защитой, действующей на золотник центробежных включателей при отказе последних, при повышении частоты вращения до 14% сверх номинальной. Кроме этого, предусмотрена предварительная защита, состоящая из золотника предварительной защиты и электромагнитного включателя, получающего сигнал от блока предварительной защиты в зависимости от значения частоты вращения роторов и ее первой производной (ускорения). Предварительная защита срабатывает раньше бойков центробежных выключателей, при наличии значительного ускорения частоты вращения. При отсутствии ускорения, уставка срабатывания предварительной защиты выше уставки срабатывания бойков центробежных выключателей и составляет 13% сверх номинального значения.

ПТЭ: При  СК и РК и при _НОМ перед СК пропуск пара не должен вызывать вращение турбины с частотой больше половины номинальной. Ежегодно проверять плотность.... Между проверками плотности – оценивать по выбегу ротора.

Расчётная формула  пара в выходных патрубках ЦНД:

_ЦНД = 120 – 0,2_ЭЛ. Расчётная формула _SD = (8 + 0,004_ЭЛ)10^-2 кгс/см².

Экономические показатели:

Из режимной карты ТЦ: Присосы в SD расчётные  120 кг/час. Расход эл/энергии на СН = 5,6%, а увеличение на 0,1%  _ЭЛ отпускаемой на 1 МВт/час. Потери пара и конденсата  = F_ХОВ/F_ПВ100% = 1%. F_ХОВ = 59 т/ч.

Показатели влияющие на экономичность блока:

_SD на +0,005  _T = –2 МВт.  на 1  напора на SD  _T = –3,22 МВт.  перед СК на 0,5  _T = –0,5 МВт. Потери  в тракте промперегрева на 1%  _T = –1,5 МВт. Недогрев основного конденсата на 1: ПНД3,5  _T = – 0,1 МВт; ПНД4  – 0,13 МВт. Недогрев ПВ на 1: на ПВД6  _T = – 0,1 МВт, на ПВД7  –1,39 МВт. Переход ЦН на 1-ю скорость  _T = –12 МВт. Отключение: ПНД3  –3 МВт, ПНД4 –2 МВт, ПВД одной группы –10 МВт, 2-х групп –20 МВт. Сброс конденсата СПП на SD  _T на 12 МВт.

Параметр		Предел
 металла верх/низ корпуса ЦВД		30
 внутр./наружная поверхность фланца		+80, –50
 металла шпилька/фланец ЦВД		30
 верхний/нижний, левый/правый фланец		10
расширения между корпусом и ротором ЦВД		2 мм
Скорость охлаждения металла ЦВД и СК ЦВД		2/мин
-//- металла перепускных труб за РК ЦВД		7,5/мин
баббита опорн. & упорн. подш. & клодок тур.		100
 баббита опорных подшипников генератора		90
 баббита вкладышей уплотненй генератора		90
Аварийный останов турбины: с КУ
Отказ работы защиты турбины
Обороты турбины, об/мин		3300
Внезапное  виброскорости любого подш. на		3 мм/с
Вибрация подш. в процессе разворота		 200 мкм
 масла на сливе любого подшипника		 75
расширения между корпусом и ротором ЦВД		2,5
Отн.расширение роторов РНД1 и РНД3		–5, +20 мм
Отн.расширение роторов РНД2 (n=3000)		–5, +15 мм
Отн.расширение роторов РНД4 (n=3000)		–5, +25 мм
РНД1 и РНД3 (n  1000 об/мин)		–5, +28 мм
РНД2 (n  1000 об/мин)		–5, +20 мм
РНД4 (n  1000 об/мин)		–5, +35 мм
*РНД “+” ротор длиннее цилиндра, “–” короче цилиндра.
 на сетке любого РК ЦВД, кг/см2		 6
Недопустимые режимы:
Неисправность регулятора безопасности
L в ГМБ ( 1 м от крышки бака)		???
L в МБ регулирования ( 0,8 м от крышки)		???
Работа в моторном режиме		 30 сек
 выхлопов ЦНД	При ХХ	 180
	До Э  100 МВт	 120
	При Э  100 МВт	 70
баббита опорн. & упорн. подш. & клодок тур.		 100
При этом  до   90, и работать 3-и часа
 баббита опорных подшипников генератора		 90
 баббита вкладышей уплотненй генератора		 90
Воспламенение масла и невозможности потушить
 масло/водород		???
 всех м/н уплотнений вала генератора
Срабат. атмосферного клапана на входе ЦНД		???
Стук, шум внутри турбины, генератора
Гидроудары в ПП или турбине
Разрывы, трещины в ПП, ПВ,… и маслопроводах
Искры, дым из подшипников и концевых уплотнений ТГ
 свежего пара или после СПП		???
 на сетке любого РК ЦВД, (или нет )		 6 кг/см2
Разгрузка ТГ: (время определяет ГИС)
Заедание СК, РК ЦНД, ЦВД, ОК отборов
Свищи в ПП, ПВ,… и на маслопроводах

Выбег ротора  5560 мин и 2030 мин при срыве вакуума.

Регулирование:

Выработка = потребление. Задача САР – поддержание f сети в заданных пределах 0,1 Гц  0,2% (ПТЭ).

f сети на 0,1 Гц или  оборотов ТГ на 6 об/мин приводит к сбросу нагрузки  на 4060 МВт.

ПТЭ: Степень нечувствительности по частоте вращения д/б  0,3%. Турбина рассчитана на частоту вращения 500,5 Гц, допустимые пределы частоты вращения +8%, -9%.

Степень неравномерности регулирования (разность частот вращения турбины при ХХ и при полной нагрузке, отнесённая к номинальному её значению) характеризует форму статической характеристики регулирования (зависимость частоты вращения от нагрузки). Статические характеристики при нагружении и разгрузках не совпадают. Это несовпадение, т.е. разность частот вращения, взятых при одной и той же нагрузке, отнесённая к номинальной частоте вращения, называется степень нечувствительности по частоте, а разность мощностей при одной и той же частоте называется степенью нечувствительности по мощности. Зависимость  от  - есть статическая характеристика по давлению, её форма определяется степенью неравномерности, т.е.  при нулевой и максимальной нагрузке (обычно она не превышает 10%  расчетного).

При сбросе нагрузки до ХХ обороты  до 3135 об/мин  52,25 Гц. n = 3000  [(k/100)  (_T/_НОМ) + 1], где: _T, _НОМ – текущая и номинальная  (мВт), k – степень неравномерности в %.

Автомат безопасности – это всего лишь датчик – подающий сигнал в систему защиты, настроен на 130150 об/мин выше номинального.

При сбросе нагрузки до ХХ СК ЦВД и ЦНД остаются открытыми. РК ЦВД и ЦНД, РК греющего пара СПП в первоначальный момент закрываются, а сбросные клапаны открываются, при выходе на ХХ РК приоткрываются, КОСы закрыты, РК СПП и сбросные клапаны – закрыты.

Ввод в работу ограничителя мощности – только по разрешению ГИС, нагрузка д/б при этом ниже уставки ограничения не менее чем на 5%.

Эффективное значение виброскорости подшипниковых опор (скорость перемещения в момент прохождения нейтрального положения) д/б  4,5 мм/с. Нормирование вибрации ведётся по размерам двойной амплитуды колебаний подшипника, измеряемых в 3-х направлениях (поперечная и продольная), по ПТЭ д/б  30 мкм.

Дополнительные требования к аварийному отключению ТГ по: - относительному расширению роторов; - по  масла на сливе ( 75) и  баббита колодок; - по  “масло-водород” (не д/б  0,2 кг/см² относительно установленного);

104%  3120 об/мин.

109110%  32703300 – работа бойков безопасности.

114%  3420 – дополнительная защита.

АСР турбины:

АСР обеспечивает: поддержание f вращения ротора с неравномерностью 4,5%; предотвращает f при сбросе нагрузки ТГ; точное регулирование  и ; быстрое кратковременное разгружение ТГ; предупреждение _ГПК; защиту ТГ от опасных режимов работы.

Состав: ЭЧСР и ГЧСР. Для передачи воздействия ЭЧСР на исполнительные механизмы ГЧСР служат быстродействующие – ЭГП, ЗПЗ, ВРК и медленнодействующие устройство – МУТ, преобразующие электрические сигналы в гидравлические.

Регулирующими органами являются РК ЦВД, РЗ ЦНД, СК ЦВД и ЦНД, сбросные клапаны СПП.

ЭЧСР

При переходе на управление от резервной ЭВМ при по­явлении неисправности в основной - ЭЧСР остается в ав­томатическом режиме на время не более 24 ча­сов.

При частоте вращения ТГ  10%  ном. ВИУТ выводит из работы БКУ и МКУ ЭЧСР.

Не чувствительность системы регулирования скорости  0,15%, степень неравномерности регулирования скорости при нагружении выше 15% составляет  4,5%, при нагруз­ках ниже 15%  8%.

ЭЧСР имеет контура - МКУ, - БКУ. Режим “ДУ” не­зависим МКУ и БКУ. БКУ независимо от МКУ и ДУ.

В МКУ входят каналы: - “РМ” регулирование _ЭЛ, активной; - “РД1”  _ГПК; - “РД2”; “РД3”; и техноло­гических ограничений РТА13 (при  оборудования блока). При  АРМ – ЭЧСР в “РД”.

В БКУ входят каналы: РФ; ДИФ; ПЗ (противоразгонные защиты); - быстродействую­щего стерегущего регулятора min  (работает только при УРБ). БКУ вводят при _ЭЛ  20%.

Исполнительные органы ЭЧСР:

воздействуют на ГЧСР ТГ изменяя в ней  масла.

МУТ (механизм управления турбиной – SE70S06) – орган воздействия медленного контура. Распо­ложен в коробке регулирования, воздействие ч/з э/д посто­янного тока с независимым возбуждением. Перемещение РК (за счёт МУТ) из положения полной нагрузки (100%) до ХХ за  45 сек. При работе защиты ТГ скорость скручивания МУТ увеличивается в 8 раз. Ход золотника = 370,2 мм. КУ – на панели ВИУТ и на HY32.

МУТ изменяет нагрузку ТГ:

 4 МВт/сек, работает только в режиме автоматического управлени, управляющий сигнал им­пульсы постоянного (от ШИМ) U = 36V (в зависимости от длительно­сти импульса меняется скорость, в зависимости от поляр­ности – команда  или ). (РТА1,2)

 18 МВт/сек, в режиме “ДУ”, управляющий сигнал им­пульсы постоянного U = 36V. Регулятор минимального  в режиме РД2, после РТА3, после  КАГ-24, т.е. при сбросах до ХХ.

 150 МВт/сек, в режиме “ДУ”, сигнал =220V – это есть max скорость схемы ДУ МУТ. (При СК ТГ после работы защиты ТГ, и в режиме разворота ТГ при команде “Б” до момента начала открытия СК ЦВД [_УПР  6]. Дальше переходит на скорость 18). В случае не  всех СК, СК и РК необходимо все взвести, чтобы это сделать МУТ д/б в “0” – это единственный случай когда используется эта скорость.

При сбросах нагрузки – время скручивания определяется значением сброса, по истечении этого времени воздействие заканчивается.

Управление по месту: вращение рукоятки против часовой стрелки приводит к открытию СК ЦВД и ЦНД и к закрытию сбросных клапанов. Положение “0” -  управляющего масла – минимально.

Нулевое по­ложение МУТ контролируется с по­мощью КВ, дискрет SE10E34 – МУТ в начальном положении.

ЭГП (электрогидравлический преобразователь – SE70S02) - орган воздействия БКУ, мгновенно преобразует эл/сигнал в гидравлический. Состоит из 4-х частей: эл/механического преобразователя; гидроусилителея-преобразователя; редукционного клапана; золотника отключения ЭГП. Работает в режимах РФ, ДИФ, а также при РТА-3 (только в случае УРБ), если в процессе разгрузки _ГПК  58 (стерегущий регулятор _MIN БКУ). Расположен в колонке регулирования. Ход золотника = 15 мм. Управляющий сигнал аналоговый, токовый 01 А, с контролем тока на БЩУ. Воз­действует на РК ТГ (при неподвижном МУТ) при действии противоразгонных защит РФ, ДИФ БКУ. Скорость измене­ния нагрузки в зависимости от разгона ТГ. Из положения _НОМ до 15% I  210 мА, до 50%  240 мА, до ХХ  285 мА; Время полного закрытия сервомоторов из положения _НОМ при подаче через ЭГП форсирующих воз­действий на закрытие (Ток = 1А)  0,3 сек. Время открытия из положения ХХ до _НОМ  3 сек. При работе защиты ТГ после автоматического  до I  0 мА – ЭГП выводят из работы. При несанкционированном возникновении тока ЭГП – необходимо ввести ограничитель мощности и затем  ЭГП. Изменение тока ЭГП от 0 до 230 мА   в линии управления с 31 до 16 ат. Ввод в работу БКУЭГП после   200 мВт. Отдельно: перед синхронизацией ЭГП д/б отключён. Отключение ЭГП по маслу – только в колонке регулирования (необходимо открывать панель). В УВС – ток ЭГП – аналоговый сигнал: SE10E70

ЭВ ПЗ – (SE60S05) электромагнит U = 220V, орган БКУ –Воздействует на золотник предварительной защиты - ЗПЗ, дискретный сигнал (постоянного тока), расположен на коробке регули­рования. ЗПЗ воздействует на СК ТГ [силовое масло] (и как следствие [управляющее масло] – на РК ТГ,  греющий пар на СПП, КОС) при действии противоразгонной защиты ПЗ БКУ. Время действия - в зависимости от разгона ТГ. После “снятия” воздействия (тока) начинаются СК, после  их  на 50% начинают  РК. Воздействует при превышении оборотов при наличии ускорения, при отсутст­вии ускорения уставка срабатывания по оборотам (  13%) выше чем уставка срабатывания бойков (910%), при от­казе работы бойков, действует дополнительная защита, тоже бойкового типа, но уставка  14% от номинальных оборотов. ПЗ работает в течении 5-и секунд при _М  15 и _ТГ  50 МВт. ПЗ действует только в случае если отключен КАГ-24 (т.е. если ТГ в сети – ПЗ не сработает). При отключении ЭГП выводится из работы и ПЗ. При отключении БКУ (в шк. ЭЧСР – ПЗ отключается).

d/dt (разгон) & обороты  103,5%	ПЗ; +ЭВМ; + скручивание МУТ
обороты  113%

Блокировка от ложной работы БКУ (ЭГП или ПЗ):

!!! При сбросах нагрузки до СН при условиях: нет тока ЭГП & _МАСЛА  15 & _ТГ  50 мВт на время  8 секунд (т.е. в это время СК ТГ) формируется сигнал ПЗ, но ч/з 5 секунд – сработает защита на  СК ТГ (т.е. ЭМВ) (по факту - СК  5 секунд), поэтому необходимо  ЭГП с КУ до выполнения этих условий.

ЭВМ РК ЦВД: (Реально отсутствуют, но существуют в заводской документации ГСР). 2 шт. Обеспечивают быстрое перемещение РК ЦВД по дискретному сигналу ЭЧСР по = 220V постоянного тока.

Ограничитель мощности турбины – SE70S04. Установлен на корпусе промежуточного золотника. Ввод в работу – только ч/з ГИС. Вводится в работу вручную, э/д там нет. При  = 100% рукоятка в положении “0”, т.е. вступит в работу при   110% (т.е. никогда). Вращая по часовой стрелке рукоятку (перемещаем шток – на нём толкатель концевого выключателя [КВ] ограничителя мощности) вводим по шкале ограничения мощности (т.е. изменяем задание). При срабатывании ограничителя мощности (срабатывание КВ) ЭЧСР переходит в режим “РМ”, на БЩУ – сигнал “Убавить нагрузку” (?Очень сомнительно – хозяин АРМ5-С). Так как нет э/д – то сам ограничивать не может, поэтому с КУ МУТ необходимо _УПР.М. Использовался на этапе освоения мощности при ПНР, изменяют задание на время опробования бойков.

Электромагнитные выключатели – SE61(62)S02 – работают при действии защит (2-а комплекта защит). При подаче U на любой из 2-х сбрасывается _М в линии дополнительной защиты – “ДЗ”  срабатывает ЗРБ. Для поочерёдного опробования с отсечением по маслу имеется дополнительный золотник.

4-е режима ЭЧСР:

(Положения переключателя ключа МУТ, все режимы МКУ)

1) “ДУ” – управление МУТ “,” – режим ДУ.

2) Режим разворота ТГ при пуске, не используется (аннулирован), в этом режиме МУТ не управляется.

3) Режимы “РД”, “РМ”, “РДМ”;

4) Включение ЭЧСР в режим ДУ с контролем _MIN.

Работа ЭЧСР в режиме ДУ.

КУ “Режим ЭЧСР” в положе­ние ”1” - ДУ ЭЧСР. При этом выходные цепи схемы ДУ подключаются к э/д МУТ. В ре­жиме разворота ТГ при подаче команды “” первоначально выполняется на max V вращения э/д МУТ (150 МВт/с) до мо­мента начала открытия СК ЦВД, а в дальнейшем пере­ходит на скорость 18 МВт/с. При  ТГ с по­садкой СК схема ДУ автоматически включает э/д МУТ на max V вращения и приводит штурвал указателя положения МУТ к нулевому значению. Момент начала открытия СК ЦВД контролиру­ется по  масла, с помощью контактов ЭКМ (SЕ70Р05В1), уставка 6.

МКУ – медленный контур управления:

Режим “РМ”

“РМ” - регулирование _ЭЛ (активной), (1% _НОМ.). В данном режиме:

1) При НУЭ возможно поддержание на заданном уровне _ЭЛ (на момент перевода АРМ в “Т”).

2) Если на HY26 выбрать требуемую _ЭЛ и скорость её изменения, после чего перевести АРМ в “Т”, то ЭЧСР изменяет нагрузку ТГ.

3) В режимах РТА1,2,3 происходит переход ЭЧСР в “РМ” и разгрузка. После окончания разгрузки ЭЧСР остаётся в режиме определяемой работой АРМ, (т.е. в режиме “РМ”). “РМ” – если АРМ в положении “Т”.

ЭЧСР сравнивается текущее значение  акт. генератора с ус­тавкой по  акт.. Текущее значение  акт. формируется трехфазным датчиком ЭЧСР, подсоединенным к транс­форматорам тока и трансформаторам U генератора. Ус­тавка по  акт. формируется программно в ЭВМ по сигна­лам от задатчика конечного значения  акт. ”УСТ  пл.” и задатчика темпа ее изменения “УСТ  пл/dt.” На выходе ОТЗ в заданном темпе формиру­ется текущее значение ус­тавки по  акт. ТГ. При нагружении ТГ  400 мВт ОТЗ работает в диапазоне 0,510% в минуту,  400 мВт – 0,520% в минуту. Значение уставки  пл. контроли­руется по прибору (на HY25). Включение в “РМ” происходит безударно, так как до включения в этот режим в ЭЧСР устанавливается сигнал “УСТ пл" соответствующий значению текущей _ТГ. Этот же сигнал автоматически устанавливается на вы­ходе ОТЗ. Для изменения мощности необходимо установить скорость изменения мощности на HY26, ключом МУТ устанавливают необходимую мощность и после отпускания КУ начинается изменение _ТГ. Кроме того на HY26 имеются задатчики по min и max _ЭЛ однако их вывели из работы, выставив соответственно min и max.

Режим “РД1”

Режим поддержания _ГПК (неравномерность  0,5 кг/см², ПИД – закон), если АРМ в “Н” или отключен. ЭЧСР сравниваются текущее _ГПК и значение уставки по _ГПК на HY26. Текущее _ГПК по датчикам RС11Р01В1,Р02В1,В2 (дат­чики проходят ч/з БРТ УКТС, контроль исправности их осу­ществляет ЭЧСР). Уставка по _ГПК имеет две составляю­щие: постоянную = 57; переменную изменяемую в пределах 06 кг/см² задатчиком “УСТР”.  в “РД1” происходит с запо­минанием _ГПК на мо­мент включения в режим, с после­дующим медленным измене­нием ус­тавки со V = 0,1 кг/см² в минуту, в нормальных режимах, а в режимах “РТА1”, “РТА2”, “РТА3” и при _ГПК  62 со V = 0,35 кг/см² в минуту до значения уставки заданной задатчиком “УСТ.Р”. Верхняя граница возможной работы ЭЧСР в режиме ”РД1” _ГПК = 72 (уровень срабатывания внутренней защиты ЭЧСР на  МКУ).

Режим “РД2”

ЭЧСР переходит из “РМ” или “РД”, (если “Режим ЭЧСР” в по­ложении “3” или “4”), при  _ГПК  уставки сте­регущего ре­гулятора min  = 58. При этом ТГ разгружается от МУТ со V = 18 МВт/с, поддерживая _ГПК  58. При уста­новке ключа “Режим ЭЧСР” в положение “4” ВИУТ имеет возможность руч­ного управления МУТ до момента _ГПК  уставки стерегущего регулятора min .