РОСЭНЕРГОАТОМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ДИВИЗИОН РОСАТОМА
Открытое акционерное общество «Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (ОАО «Концерн Росэнергоатом») Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «РОСТОВСКАЯ АТОМНАЯ СТАНЦИЯ» (Ростовская АЭС)
				УТВЕРЖДАЮ Главный инженер Ростовской АЭС А.Г. Жуков Дата утверждения
ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ Автоматическая система регулирования и защиты турбины К-1000-60/1500-2 ИЭ.2.SE.25.02
			Срок действия 3 года
Введена распоряжением от № Дата введения в действие Блок 2

Лист согласования документа ИЭ.2.SE.25.02
Организация, подразделение	Должность	Ф.И.О.	Подпись	Дата
Управление	Заместитель главного инженера по эксплуатации первой очереди	А.В. Катунин
Управление	Заместитель главного инженера по безопасности и надежности	О.В. Лебедев
ПТО	Начальник	А.Б. Ластенко
ЦТАИ	Начальник	С.В. Коватев
ОМ	Главный метролог – Начальник ОМ	В.В. Гринько

Содержание

лист
1 Общие положения……..……………………………………………..…….……………………...			4
2 Назначение, краткое описание и характеристика системы, оборудования……………………			5
3 Порядок подготовки к работе, пуску и пуск системы, оборудования…………………………		32
4 Параметры системы, оборудования при нормальной эксплуатации. Режимы работы системы, оборудования. Порядок обслуживания системы, оборудования при работе, дежурстве, резерве. ………………………………………………………………………………….		58
5 Останов оборудования системы. Вывод в ремонт оборудования……………………………..		83
6 Меры безопасности при эксплуатации. Пределы безопасной эксплуатации, ограничения по эксплуатации………………………………………………………………………………………		86
7 Возможные нарушения и отказы при эксплуатации системы, оборудования, действия персонала по их устранению………………………………………………………………………..		93
8 Перечень защит, блокировок, сигнализации……………………………………………………		96
Приложение А Структурная схема автоматической системы регулирования и защиты………		97
Приложение Б Состав автоматической системы регулирования и защиты…………………….		98
Приложение В Построение линии управления главного сервомотора………………………….		99
Приложение Г Характеристики насосов регулирования турбины (2SE80D01,02,03)…………	100
Приложение Д Перечень контрольно-измерительных приборов……………………………….	101
Приложение Е Перечень блокировок оборудования автоматической системы регулирования и защиты…………………………………………………………………………..	106
Приложение Ж Перечень сигнализации состояния автоматической системы регулирования и защиты на блочном щите управления…………………………………………	107
Приложение И Положение механизмов и арматуры автоматической системы регулирования и защиты в исходном состоянии…………………………………………………	109
Приложение К Состояние устройств и значения параметров автоматической системы регулирования и защиты…………………………………………………………………………..	111
Приложение Л Предельные значения контрольных показателей теплового и механического состояния турбоагрегата………………………………………………………….	114
Приложение М Перечень коренных вентилей автоматической системы регулирования и защиты ………………………………………………………………………………………………	118
Приложение Н Алгоритм автоматической промывки фильтров 2SE91N01,11 и 2SE92N01,11,21 системы регулирования турбины К-1000-60/1500-2…………………………..	120
Перечень принятых сокращений…………………………………………………………………..	121

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящая инструкция по эксплуатации «Автоматическая система регулирования и защиты турбины К-1000-60/1500-2» ИЭ.2.SE.25.02 (далее – инструкция) разработана взамен ранее действующей инструкции по эксплуатации «Автоматическая система регулирования и защиты турбины К-1000-60/1500-2» ИЭ.2.SE.25.02, утвержденной 13.04.2012 в связи с окончанием срока действия и на основании требований п. 8.8 «Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций» СТО 1.1.1.01.0678-2007.

1.2 Инструкция предназначена для организации безопасной эксплуатации автоматической системы регулирования и защиты (АСРЗ) турбоустановки К-1000-60/1500-2 энергоблока № 2 Ростовской АЭС и регламентирует порядок операций при пуске, останове, изменении режима работы, а также устанавливает порядок действий оперативного персонала при нарушениях режима нормальной эксплуатации, порядок и объем технологического обслуживания автоматической системы регулирования и защиты (АСРЗ) турбоустановки К-1000-60/1500-2.

1.3 Инструкция разработана на основании следующих документов:

1.3.1 «Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций» СТО 1.1.1.01.0678-2007;

1.3.2 «Правила охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом» СТО 1.1.1.02.001.0673-2006;

1.3.3 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок» ПНАЭ Г-7-008-89;

1.3.4 Инструкция по эксплуатации «Турбина К-1000-60/1500-2» ИЭ.2.SA.25.01;

1.3.5 Инструкция по эксплуатации «Турбогенератор ТВВ-1000-4У3» ИЭ.02.GT.26.03;

1.3.6 «Рабочий технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока № 2» РГ.2.01.

1.3.7 Программа «Комплексная проверка технологических защит и блокировок (ТО‑9) турбинного отделения. Комплексная проверка технологических защит турбины» ПМ.2.ТЗБ ТО. ЦТАИ/549;

1.3.8 Карта уставок. Технологические защиты, блокировки и сигнализация по техническим параметрам турбинного отделения. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции КУ.2.ТЗБ ТО.27.13;

1.3.9 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Технические условия ТУ 108-1055-82»;

1.3.10 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Техническое описание» ПО АТ ХТЗ Б‑52 ТО;

1.3.11 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Инструкция по эксплуатации» ПО АТ ХТЗ Б-52 ИЭ;

1.3.12 Техническое описание системы регулирования ПО ХТЗ Б-5ТО.

1.3.13 Инструкция по монтажу и наладке системы регулирования ПО ХТЗ Б-5ИМ.

1.3.14 Инструкция по эксплуатации системы регулирования ПО ХТЗ Б-52ИЭ;

1.3.15 Стандарт предприятия «Эксплуатационная документация. Порядок разработки и обращения. Документы по ведению технологических процессов (инструкции по эксплуатации, схемы, альбомы схем)» СТП 1-2009;

1.3.16 Стандарт предприятия «Документы производственно-технические. Общие требования к оформлению текста» СТП 8-2005.

1.4 Данную инструкцию обязаны знать НСТЦ, ВИУТ, СМТО, МОТО, ИСАР, должны быть ознакомлены и руководствоваться ею в работе НС АС, НСБ-2, НСРЦ, НС ЦТАИ.

1.5 В соответствии с пунктом 11 таблицы 1 перечня «Ядерно-опасных работ. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции» ПР.02.03 при эксплуатации турбоустановки ядерно-опасными работами (ЯОР) являются ядерно-опасные переключения и технологические операции переключения в ЭГСР, ГСР в состоянии энергоблока «Работа на мощности».

1.6 Работы по переключениям в ЭГСР, ГСР при нахождении энергоблока в состоянии «Работа на мощности» выполняются по настоящей инструкции.

1.7 Ответственным за безопасное проведение ядерно-опасных работ является НСБ-2.

1.8 Целью выполнения ядерно-опасных работ является обеспечение безопасности при проведении переключений в ЭГСР, ГСР.

1.9 Перед началом проведения ядерно-опасных работ НСБ-2 проводит целевой инструктаж о порядке проведения ядерно-опасных работ, мерах безопасности, порядку взаимодействия при возникновении нарушений нормальной эксплуатации персоналу, участвующему в работах, с записью в оперативных бланках, оперативных журналах.

1.10 Критериями завершения ядерно-опасных работ являются:

– АСРЗ готова к работе во всех проектных режимах;

– обеспечен «безударный переход» из «ГСР» в «ЭГСР» и обратно.

1.11 Допуск персонала к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования и трубопроводов АСРЗ по нарядам и распоряжениям с разрешения НСБ-2 осуществляет НСТЦ.

1.12 После вывода оборудования АСРЗ из ремонта пуск (опробование) оборудования производит оперативный персонал ТЦ-1 по разрешению начальника или заместителя начальника ТЦ-1 и НСБ-2.

1.13 Турбоустановка К-1000-60/1500-2, частью которой является АСРЗ, находится в оперативном ведении НС АС и в оперативном управлении ОДУ Юга.

1.14 При эксплуатации турбоустановки оперативный персонал должен дополнительно руководствоваться следующими эксплуатационными документами:

1.14.1 Инструкция «Ликвидация нарушений в работе оборудования турбинного отделения» ИЭ.2.ЛА.25.21;

1.14.2 График «Регламентные работы, проводимые на оборудовании ТЦ-1» Гр.02.25‑1.011.

1.14.3 Инструкция «О мерах пожарной безопасности турбинного цеха первой очереди» ИПБ.25-1.01;

1.14.4 «Альбом эксплуатационных схем турбинного цеха (машзал)» АС.2.25.01;

1.15 В разделах инструкции даны указания со ссылками на инструкции по эксплуатации вспомогательного оборудования, связанного с работой турбоустановки К‑1000-60/1500-2.

2 НАЗНАЧЕНИЕ, КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ, ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 АСРЗ турбоагрегата К-1000-60/1500-2 предназначена для:

2.1.1 Дистанционного и местного управления турбиной при пусках, на холостом ходу, при синхронизации ТГ с сетью и при работе ТА на всех нагрузках;

2.1.2 Поддержания заданных электрической и тепловой нагрузки и обеспечения возможности их плавного изменения;

2.1.3 Поддержания частоты вращения ротора турбины на холостом ходу и плавного ее изменения (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара, поддержания мощности на клеммах генератора, давления пара в ГПК;

2.1.4 Удержания частоты вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.

2.1.5 Обеспечения перевода турбины в режим несения нагрузки уровня собственных нужд при отключении ВНВ-500;

2.1.6 Участие в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) в энергосистеме: изменение мощности турбоустановки с учетом зоны нечувствительности в соответствии с установленным статизмом при отклонении частоты сети.

2.1.7 Осуществление импульсного сброса нагрузки турбоустановки на 30% или 50% по командам противоаварийной системной автоматики.

2.1.8 Останова турбины (с посадкой СК) при срабатывании технологических защит или по команде оператора.

2.2 Объем выполняемых функций для различных режимов работы АСРЗ приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Функции, выполняемые АСРЗ

Режим работы	Командный орган	Выполняемые функции
«ЭГСР»	Комплекс ТПТС	Все функции в объеме п. 2.1.1-2.1.8
«ГСР»	МТР-А, Б	Дистанционное и местное управление турбиной при пусках, на холостом ходу и на всех нагрузках. Останов турбины (с посадкой СК) при срабатывании технологических защит
Примечание – Работа системы регулирования турбины в режиме «ГСР» с отключенной электронной частью квалифицируется как неисправность АСРЗ

2.3 Состав АСРЗ.

2.3.1 АСРЗ включает в себя:

– систему маслоснабжения АСРЗ;

– электрогидравлический следящий привод (ЭГСП) органов парораспределения турбины, который объединяет:

1) электрическую часть системы регулирования;

2) гидромеханическую часть системы регулирования;

– систему защиты от разгона ротора ТА с независимыми командными и исполнительными органами.

2.3.2 Укрупненно состав АСРЗ показан на приложении Б.

2.4 Общие принципы построения и работы АСРЗ.

2.4.1 Функционирование АСРЗ турбины в режиме «ЭГСР» обеспечивается работой цифровой вычислительной машины комплекса ТПТС и быстродействующего электрогидравлического привода органов парораспределения. Управление турбиной производится с пульта оперативного управления 2HY-69А на БЩУ-2. Информация о работе АСРЗ для оперативного персонала БЩУ-2 выведена на дисплей автоматизированного рабочего места (фрагменты ИВС на БЩУ-2) ВИУТ.

2.4.2 При работе АСРЗ турбины в режиме «ГСР» обеспечивается выполнение ограниченного объема функций (таблица 2.1).

2.4.3 АСРЗ имеет по одной гидравлической линии управления ГСМ проточного типа на каждый борт турбины. В АСРЗ используется схема с постоянным, не зависящим от положения исполнительных органов (РК), давлением масла в линиях управления ГСМ. Каждая из линий управления ГСМ подведена к следующим механизмам:

– электронный регулятор скорости;

– механизмы токовой разгрузки (МТР-А или МТР-Б);

– электрогидравлические преобразователи (ЭГП № 1 или ЭГП № 2);

– механизмы обратной связи ГСМ № 1 или ГСМ № 2;

– дроссели подпитки № 1 или № 2;

– отсечные золотники ГСМ № 1 или ГСМ № 2;

– защитные устройства № 1 и № 2.

2.4.4 Управление органами парораспределения левой и правой сторон турбины осуществляется параллельно, через эти гидравлические линии. Принцип параллельного управления органами парораспределения левой и правой сторон турбины дополнен наличием связи между гидравлическими линиями № 1 и № 2 управления регулирующими заслонками ЦНД.

2.4.5 Построение системы защиты от разгона ротора основано на принципе дублирования механизмов (два АБ, два исполнительных золотника блока ЗАБ, два защитных устройства); срабатывание любого из дублированных механизмов системы защиты приводит к быстрому закрытию всех органов парораспределения. Надежность срабатывания элементов системы защиты обеспечивается применением импульсных механизмов мембранного типа (беззолотниковых).

2.4.5.1 Дополнительно к механическим автоматам безопасности противоразгонную защиту турбины обеспечивает электронный автомат безопасности (ЭАБ).

2.4.5.2 В состав ЭАБ входит ПТК ЭАБ выполняющий расчет и формирование команд, ЭГП – преобразующий электрические сигналы в гидравлическое воздействие на импульсную линию защиты и датчики частоты вращения, формирующие на выходе переменное напряжение, частота которого пропорциональна частоте вращения ротора турбины

2.4.5.3 Работа ЭАБ обеспечивается двумя комплектами защиты ЭЧСР и ЭРС. Каждый комплект работает от своих независимых датчиков угловой скорости (ДУС) и формирует команду на исполнительные механизмы при наличии условия два из трех. При формировании противоразгонной защиты любого из комплектов ЭАБ передача команд дублируется на ЗУ и на второй комплект защиты.

2.4.5.4 Преимущество электронного автомата безопасности в сравнении с механическим АБ заключается в возможности расчета программными средствами величины ускорения ротора и выдачи команды на исполнительные органы защиты заблаговременно, до достижения уставки превышения частоты вращения на (10 – 12) % номинальной частоты

2.4.6 Переключение АСРЗ из режима «ЭГСР» в режим «ГСР» и обратно обеспечивается:

– регулятором токовой разгрузки, воздействующим на МТР-А,Б;

– работой электрической схемы переключения «ЭГСР  ГСР».

2.4.7 При работе АСРЗ в режиме «ЭГСР» регулятор токовой разгрузки поддерживает оптимальные (установленные при наладке) значения токов управления ЭГП № 1 и № 2 (индивидуально для каждого из ЭГП), изменяя положение МТР-А и МТР-Б включением МЭО МТР. Таким образом обеспечивается соответствие положения каждого из МТР-А,Б текущему значению открытия главных сервомоторов и безударность переключения в режим «ГСР» в любой момент времени.

2.4.8 Давление в линиях управления ГСМ № 1, 2 определяется геометрией отсечного золотника ГСМ и равняется четвертой части текущего значения силового давления в коллекторе «40,0 кгс/см²» после маслофильтров и составляет (9,5-10,0) кгс/см².

2.4.9 Гидравлические линии управления АСРЗ в основном образованы с помощью дроссельных диафрагм, установленных во фланцевых соединениях на трубопроводах, подводящих масло из коллекторов «40,0 кгс/см²» и «20,0 кгс/см²», а также путем дросселирования масла «на подводе» в таких механизмах, как дроссели подпитки или отсечные золотники. Кроме этого, широко использован способ изменения давления в линиях управления дросселированием масла «на сливе» из линий управления в дренажные трубопроводы и в переднюю опору турбины. В безрасходном режиме давление в линиях управления близко к давлению масла в питающих эти линии коллекторах.

2.4.10 При отключении турбины (например, после срабатывания АБ, ЭАБ или ЗУ) или в начальный период работы режима ЭГСР «Сброс нагрузки», органы парораспределения ВД закрываются за время не более 0,5 секунды (СК и РК), а НД – не более 0,9 секунды (РЗ).

2.4.11 Структурная схема АСРЗ с прямыми командными и обратными связями приведена в приложении А.

2.5 Назначение, состав и устройство подсистем и узлов АСРЗ.

2.5.1 Система маслоснабжения. Система маслоснабжения предназначена для обеспечения АСРЗ рабочей жидкостью заданной степени очистки, давления и температуры. Рабочее тело АСРЗ - турбинное масло Тп-22 ГОСТ 9972-74. Маслоснабжение системы организовано из общего с остальными маслосистемами машзала главного маслобака. Рабочая температура масла после МНР от 50 С до 55 С. В состав системы маслоснабжения входят:

– главный маслобак 1SC10B01;

– насосы регулирования турбины SE80D01,02,03 с электроприводами и схемой АВР;

– маслофильтры 2SE91N01,11; 2SE92N01,11,21;

– маслосбрасывающие устройства 2SE62S01,02;

– пневмогидроаккумуляторы 2SE71B11-31, 2SE72B11-91;

– маслопроводы и арматура;

– защитные короба маслопроводов;

– электрические устройства.

2.5.2 АСРЗ использует масло двух давлений: высокого давления 40,0 кгс/см² и низкого давления 20,0 кгс/см². Масло высокого давления 40,0 кгс/см² применяется в основном в качестве силового для сервомоторов органов парораспределения и для формирования линий управления, а низкого давления 20,0 кгс/см² для формирования линий системы защиты от разгона и питания гидроусилителей ЭГП № 1, 2, ЭГП ЭАБ и ЭГП ЭРС. Стабильность силовых давлений «Р₄₀» и «Р₂₀» в динамических режимах (переключение МНР 2SE80D01,02,03 по АВР, отработка команд на быстрое закрытие и открытие органов парораспределения) обеспечивается установленными на коллекторах азотно-масляными аккумуляторами. В то же время предусмотрена возможность быстрого снижения силовых давлений путем «выбивания» маслосбрасывающих устройств 2SE62S01,02 (при работе защиты от развития пожара). Нормальная работа АСРЗ возможна только при отсутствии в масле мехпримесей. Это условие обеспечивается автоматическими вращающимися маслофильтрами 2SE91N01,11; 2SE92N01,11,21.

2.5.3 Насосы регулирования турбины 2SE80D01,02,03 – вертикальные, однокорпусные, секционные шестиступенчатые с осевым подводом масла. Масло через входной конфузор проходит последовательно ступени насоса. После прохождения первых трех ступеней часть масла отводится в патрубок промотбора и далее в коллектор низкого давления АСРЗ. Остальное масло, пройдя следующие три ступени, направляется в коллектор высокого давления. На смазку подшипников насоса масло подается с его первой ступени. В работе находятся одновременно два МНР, один в резерве. Устройства автоматики обеспечивают включение резервного насоса при отключении работающего насоса или снижении силового давления на его напоре менее 35,0 кгс/см². Каждый МНР 2SE80D01,02,03 может быть отключен по месту нажатием соответствующей аварийной кнопки. Характеристики насосов регулирования турбины 2SE80D01,02,03 приведены в приложении Г.

2.5.4 Маслофильтры 2SE91N01,11; 2SE92N01,11,21.

2.5.4.1 АСРЗ использует масло, общее с другими маслосистемами ТА, что усложняет задачу обеспечения чистоты маслопотока, подаваемого от МНР. Попадание мехпримесей в масло нарушает нормальную работу АСРЗ из-за отказов ЭГП и других механизмов. Система тонкой очистки масла АСРЗ включает в себя две группы маслофильтров:

– группа МФ ВД SE92N01,11,21;

– группа МФ НД SE91N01,11.

2.5.4.2 МФ производят полнопоточную очистку масла, задерживая частицы мехпримесей размером более 0,1 мм. Нормально в работе находятся два МФ из трех имеющихся на коллекторе ВД (один - в резерве) и один из двух на коллекторе НД (один в резерве). Разрешается подключать в работу все пять МФ одновременно.

2.5.4.3 Технические характеристики МФ:

– тип фильтра - самопромывающийся вращающийся;

– тип электропривода - МЭО 25/100.

2.5.4.4 Конструкция и работа МФ. МФ состоит из корпуса и ротора, образованного набором пластин толщиной 0,1 мм с прорезями. Фильтрация масла производится при прохождении через прорези. Промывка МФ происходит обратным потоком масла за счет соединения с дренажом рабочих секций ротора при проворачивании последнего. Наличие расхода масла в промывочные линии контролируется по манометрам 2SE91Р02,03B1; 2SE92Р02,03,05В1. Проворачивание роторов МФ для промывки возможно:

– дистанционно от кнопок местного щита управления МФ или от индивидуальных кнопок, расположенных около электропривода каждого МФ;

– вручную от маховиков МЭО каждого МФ;

– в автоматическом режиме при повышении перепада давления на фильтрах ВД (НД) более 1,5 кгс/см².

2.5.4.5 При любом способе выполнения промывки в состоянии вращения не должно находиться более одного МФ на каждом из коллекторов ВД или НД из-за опасности чрезмерного снижения давления масла в коллекторах. Необходимо контролировать давление масла в промывочных линиях по манометрам 2SE91Р02,03B1; 2SE92Р02,03,05В1 при нахождении МФ в среднем положении (допускается наличие давления масла не более 2,0 кгс/см²).

2.5.4.6 Включение МФ в режим промывки производится при соответствующем положении органов управления схемой промывки, расположенных на местном щите управления на площадке установки МФ.

2.5.4.7 Переключатель № 1 местного щита управления МФ имеет пять фиксированных положений и позволяет установить для группы МФ ВД один из следующих режимов промывки:

– дистанционное включение группы МФ ВД от кнопки «Пуск» местного щита управления МФ;

– включение каждого МФ ВД на промывку от индивидуальных кнопок, расположенных около МЭО каждого МФ ВД.

2.5.4.8 Переключатель № 2 местного щита управления имеет четыре фиксированных положения и позволяет установить для группы МФ НД один из следующих режимов промывки:

– дистанционное включение МФ НД от кнопки «Пуск» МЩУ;

– включение каждого МФ НД на промывку от индивидуальных кнопок, расположенных около МЭО каждого МФ НД.

2.5.4.9 Включение МФ на промывку должно производиться при появлении перепада давлений масла до и после групп МФ ВД или НД более 1,5 кгс/см², а отключение – при снижении этого перепада менее 1,0 кгс/см².

2.5.4.10 Дистанционное включение МФ на промывку от кнопки «Пуск» группы ВД или НД местного щита управления МФ производится при нахождении переключателей № 1 или № 2 в одном из положений, при этом группа МФ ВД или НД включается на промывку. Отключение режима промывки МФ группы ВД или группы НД в этом случае производится нажатием кнопки «стоп» соответствующей группы МФ на местном щите управления МФ.

2.5.4.11 Включение электропривода МФ ВД или НД на промывку от индивидуальных кнопок производится при положении переключателей № 1 или № 2 местного щита управления МФ «Дист.» и вызывает включение одного МФ на один оборот с автоматической остановкой МФ в «Среднем» положении. Кнопку индивидуального включения МФ следует держать нажатой до проворота вала МФ на 90º, после чего привод МФ вращается самостоятельно до среднего положения. Ручная промывка МФ производится в случае неработоспособности электропривода проворотом МФ от маховика МЭО с контролем давления в линиях промывки (не более 2,0 кгс/см²) при установке МФ в среднее положение.

2.5.5 Маслосбрасывающие устройства 2SE62S01,02 предназначены для быстрого снижения давления в напорных коллекторах АСРЗ при реализации защиты от развития пожара. МСУ установлены на коллекторах ВД и НД после маслофильтров. МСУ «взводятся» ключом управления с панели 2HY-27 БЩУ-2 или вручную по месту, а «выбиваются» воздействием на КЗРП на панели 2HY-65 или вручную по месту. Перевод МСУ во «взведенное» положение следует производить при сдренированной маслосистеме регулирования до пуска МНР, так как способность мембранного элемента МСУ к взведению при наличии потока сливающегося из маслосистемы масла (например, после кратковременной подачи масла в систему) резко снижается.

2.5.6 Пневмогидроаккумуляторы 2SE71В11-31, 2SE72В11-91 предназначены для предотвращения провалов давления масла в коллекторах «40,0 кгс/см²» и «20,0 кгс/см²» при режимах резкого кратковременного увеличения расхода масла (например, при одновременном открытии нескольких органов парораспределения), а также при кратковременных нарушениях в работе системы маслоснабжения (например, при сбоях в работе схемы АВР МНР). АСРЗ имеет девять ПГА на коллекторе «40,0 кгс/см²» и три ПГА на коллекторе «20,0 кгс/см²». ПГА при полном прекращении маслоснабжения (останов всех работающих МНР SЕ80D01,02,03) обеспечивают неизменность положения органов парораспределения (СК, РК и РЗ) в течение не менее 5 секунд.

2.5.7 Маслопроводы и арматура АСРЗ предназначены для подачи масла к механизмам, связи между механизмами и дренирования протечек и сливов в маслобак. Маслопроводы образуют разветвленную сеть труб, требующую при эксплуатации контроля отсутствия течей, исправности механических креплений, отсутствия вибраций, отсутствия касания труб между собой и с другими частями оборудования ТА.

2.5.8 Перечень арматуры АСРЗ:

– обратные клапаны 2SE81,83,85S01 на напоре коллекторов «20,0 кгс/см²» МНР 2SE80D01,02,03;

– задвижки 2SE81,83,85S02 на напоре коллекторов «20» МНР SE80D01,02,03;

– обратные клапаны 2SE82,84,86S01 на напоре коллекторов «40,0 кгс/см²» МНР 2SE80D01,02,03;

– задвижки 2SE82,84,86S02 на напоре коллекторов «40,0 кгс/см²» МНР 2SE80D01,02,03;

– задвижки 2SE91S01,03 на входе в МФ НД 2SE91N01,11;

– задвижки 2SE91S02,04 на выходе из МФ НД 2SE91N01,11;

– задвижки 2SE92S01,03,05 на входе в МФ ВД 2SE92N01,11,21;

– задвижки 2SE92S02,04,06 на выходе из МФ ВД 2SE92N01,11,21;

– задвижки 2SE91S05,06 на линиях промывки МФ НД 2SE91N01,11;

– задвижки 2SE92S07,08,09 на линиях промывки МФ ВД 2SE92N01,11,21;

– вентили 2SE62S93,94 на дренажной линии из коллектора «20,0 кгс/см²» около МСУ 2SE62S02;

– вентили 2SE62S91,92 на дренажной линии из коллектора «40,0 кгс/см²» около МСУ 2SE62S01;

– вентили 2SE80S91,92; 2SE80S93,94; 2SE80S95,96 на дренажных линиях из напорных патрубков ВД МНР SE80D01,02,03;

– вентили 2SE80S97,98; 2SE80S99,100; 2SE80S101,102 на дренажной линии из коллектора «20,0 кгс/см²» за напорными задвижками МНР 2SE80D01,02,03;

– вентили 2SE62S95,96 на дренажной линии из коллектора «40,0 кгс/см²» до МФ ВД;

– задвижка 2SE20S11 на линии всаса импеллера справа от передней опоры ТА;

– вентиль 1SC20S91 на дренажной линии из маслопровода всаса импеллера;

– вентиль 2SE50S02 на линии подвода масла из коллектора «20» к блоку ЗАБ на крышке передней опоры ТА;

– вентили (по два) на корпусах ЭГП № 1,2 на подводе к ЭГП № 1, 2 силового масла из коллектора «20,0 кгс/см²» (верхний) и линии управления ГСМ № 1 или № 2 (нижний);

– вентиль 2SE61S40 на линии силового масла к ЭГП ЭАБ;

– вентиль 2SE61S41 на линии импульсной линии защиты ЭГП ЭАБ;

– вентили 2SE11-14S05, соединяющие силовую камеру сервомоторов СК со сливным маслопроводом ТА (эти вентили выполняют функции расхаживающих устройств СК на полный ход);

– вентили азотной и масляной обвязки пневмогидроаккумуляторов;

– вентиль 2SE50S01 на маслопроводе, соединяющем линии управления РЗ левого и правого бортов ТА около передней опоры ТА (под съемным перекрытием пола);

– настроечные вентили полного расхаживания РЗ, соединяющие коллектор «40,0 кгс/см²» с линией расхаживания РЗ.

2.5.9 Защитные короба маслопроводов предназначены для сбора масляных протечек и предохранения турбинного оборудования и паропроводов от попадания масла. Под механизмами АСРЗ установлены специальные дренируемые поддоны.

2.5.10 Система маслоснабжения имеет следующие электрические устройства:

– электродвигатели МНР 2SE80D01,02,03;

– электромагниты МСУ 2SE62S01,02;

– электросхема управления МФ с местным щитом управления МФ и МЭО 2SE91D01,11; 2SE92D01,11,21 приводов маслофильтров.

2.5.11 Состав электрогидравлического следящего привода приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Состав электрогидравлического следящего привода

Наименование элемента ЭГСП	Принадлежность
Управляющий вычислительный комплекс на базе ЭЧСР	ТПТС
Пульт управления и отображения информации 2HY-69А на БЩУ-2
Автоматизированное рабочее место (монитор ТПТС на БЩУ-2)
Датчики обратной связи по положению ГСМ ЭЧСР 2SE11,13G01B1,B2,B3 (6 единиц) с индивидуальными усилителями БУ-3, промклеммники и кабельные линии
Датчики обратной связи по положению ГСМ ЭРС 2SE11,13G01B4,B5,B6 (6 единиц) с индивидуальными усилителями БУ-3, промклеммники и кабельные линии
Механизмы токовой разгрузки 2SE03S01,02	Гидромеханическая часть ЭГСП
Импеллер 2SE20D01
ЭГП ЭЧСР 2SE01,02S02 ЭГП ЭАБ 2SE05S01 ЭГП ЭАБ 2SE06S01
Отсечные золотники главных сервомоторов (2 единицы)
Главные сервомоторы (2 единицы)
Механизмы обратной связи (2 единицы)
Распределительные механизмы привода РК (2 единицы)
Регулирующие клапаны 2SE11,12,13,14S02 (4 единицы)
Гидроприводы регулирующих заслонок (6 единиц)
Регулирующие заслонки 2SE20,30,40S01,02 (6 единиц)
Гидравлические линии и арматура

2.6 Краткое описание режимов работы ЭГСР.

2.6.1 Общие сведения о работе стойки ЭГСР:

2.6.1.1 Режим работы ЭГСР устанавливается оператором или автоматически, в соответствии с заданной иерархией управления. Включение каждого режима сигнализируется загоранием соответствующего табло на пульте 2HY-69А (при автоматическом включении режимов индикация производится мигающим светом, снятие мигания производится нажатием кнопки включенного режима). Выбранный в соответствии с приоритетом (таблица 2.3) регулятор управляет электрогидравлическим следящим приводом органов парораспределения. Перемещение регулирующих клапанов под воздействием регулятора будет происходить до тех пор, пока значение регулируемого параметра, замеренного электрическими датчиками, станет равным заданному значению уставки регулятора. Уставки регуляторов задаются следующим образом:

– заданное значение частоты вращения ротора при развороте турбины устанавливается оператором;

– заданное значение мощности при нагружении турбины устанавливается оператором;

– заданное значение мощности при разгружении турбины устанавливается оператором либо сигналом от технологических защит на разгрузку ТГ;

– заданное значение давления пара в ГПК в режиме «РД 1» устанавливается автоматически равным значению, имевшему место в момент включения режима, и может, при необходимости, корректироваться оператором;

– включение в работу стерегущего режима поддержания давления «РД 2» происходит при давлении в ГПК менее 58,0 кгс/см²;

– заданное значение мощности при включении в работу регулятора, поддерживающего частоту в сети, устанавливается автоматически равным значению, имевшему место в момент включения режима;

– степень неравномерности регулирования частоты при работе ЭГСР в режиме «РЧ» при F более 50,5 Гц равняется 5 % номинальной частоты вращения, при F менее 50,5 Гц, но более 48,5 Гц – 15 % номинальной частоты вращения.

2.6.1.2 Однозначное соответствие между значением электрического сигнала, поступившего на вход ЭГП, и положением ГСМ обеспечивается за счет действия электрических обратных связей по положению главных сервомоторов РК. Управление положением гидроприводов регулирующих заслонок осуществляется путем изменения положения отсечных золотников ГСМ. Регулирующие заслонки во всех эксплуатационных режимах занимают открытое положение. В динамическом режиме «Сброс нагрузки» положение регулирующих заслонок изменяется по сигналу регулятора, ведущего режим. РЗ не могут занимать устойчивых промежуточных положений, т.к. не имеют собственных обратных связей по положению. Передача электрических сигналов управления на исполнительные гидравлические устройства осуществляется электрогидравлическими преобразователями (ЭГП). На электромеханический преобразователь (ЭМП), входящий в состав ЭГП, подается постоянное напряжение подмагничивания катушек 220 В.

2.6.1.3 В связи с резервированием важнейших элементов стойка В-211 может работать при наличии неисправностей. В этом случае на пульте 2HY-69А подсвечивается табло «неисправность ЭГСР». При отказах ЭЧСР происходит автоматическое переключение АСРЗ в режим «ГСР». Процесс переключения «ЭГСР  ГСР» состоит в снятии напряжения подмагничивания с обмоток ЭМП № 1,2.

2.6.1.4 Понятие об иерархии режимов работы ЭГСР. В ЭГСР поступают многочисленные команды и сигналы от устройств автоматики энергоблока (от систем управления и защит реактора, устройств технологических защит турбоустановки, о положении воздушного выключателя ВНВ-500 и выключателя генератора НЕС-8 и другие), команды, формируемые органами ручного управления (кнопки на пульте 2HY-69А, ключ управления «Останов турбины» и другие). Ряд команд формируется аппаратурой ЭГСР, например, при повышении или снижении частоты вращения сверх установленного предела или при падении давления в ГПК ниже установленного предела. Под иерархией управления понимаются заложенные в алгоритм работы ЭГСР взаимоотношения режимов работы, их включение в зависимости от наличия команд, о которых упомянуто выше. При поступлении различных сигналов одновременно ЭГСР реализует сигнал, стоящий на более высокой ступени следующей иерархии.

Таблица 2.3 – Иерархия реализации режимов работы стойки В-211

Наименование режима	Условия формирования сигнала
1	2
Включение режима «Сброс нагрузки»	Отключение выключателей электрической нагрузки или закрытие СК
Включение режима «Импульсная разгрузка» на 30 % (ИР-30) или 50 % (ИР-50)	Команда от устройств противоаварийной автоматики
Форсированное закрытие РК и РЗ по превышению частоты вращения ротора и ускорения ротора ТА	Частота вращения более 1545 об/мин и приращение частоты вращения более 96 об/мин в секунду при мощности (электрической) менее 200 МВт
Включение режима РЧ с обратной связью по условной мощности при «Синхронных качаниях» частоты сети	Приращение мощности более 300 МВт/с
Включение режима РЧ	Задание нулевых зон нечувствительности по частоте

Продолжение таблицы 2.3

1	2
Включение режима РЧ	Частота вращения более 1515 об/мин (РЧ отключается при частоте вращения менее 1512 об/мин)
Включение режима РМ	Мощность (электрическая) менее 70 МВт
Запрет включения режимов РД1, РД2, РДМ	Отказ датчиков давления пара в ГПК или сигнал «БРУ-К в работе»
Включение режима РД1	Наличие любого из сигналов: «ПЗ1», «УРБ», «АРМ в режиме "Н"», «АРМ отключен»
Включение режима РД2	Давление в ГПК менее 58,0 кгс/см² (не в РД1)
Ручное включение режима РДМ	–
Включение режима РЧ	Частота вращения менее 1464 об/мин (РЧ отключается при частоте вращения более 1467 об/мин)
Ручное включение режимов РЧ, РМ	–
Включение режима РМ	АРМ в режиме «Т»
Ручное включение режима РД1	–
Включение режима РМ	Отказ датчиков давления пара в ГПК или сигнал «БРУ-К в работе»
Включение режима «ОПРЧ» оператором	Срабатывание режима ОПРЧ с набросом нагрузки «+ 2%» при снижении частоты сети и со сбросом нагрузки «- 8%» при отклонении частоты сети за пределы «мертвой» зоны 0,075 Гц

2.6.1.5 Режим «Опробование РК» предназначен для проверки работоспособности ЭГСП на неработающей турбине.

2.6.1.6 Режим «ОРК» включается оператором кнопкой в ячейке «Опробование РК» на пульте 2HY-69А при генераторе, отключенном от сети, и частоте вращения ротора менее 40 об/мин. Изменение положения главных сервомоторов в режиме «ОРК» осуществляется воздействием на кнопки «Прибавить» или «Убавить» в ячейке «Ручное управление» на пульте 2HY-69А. Режим отключается оператором нажатием на кнопку «Блокировка ручного» на пульте 2HY-69А.

2.6.1.7 Режим «Расхаживание клапанов» предназначен для проведения проверки блокировки по переводу АСРЗ в режим «ГСР» при достижении разницы открытия РК левого и правого бортов ТА более 20 % (более 64,0 мм). Режим включается и отключается нажатием кнопки «РК А» или «РК Б». Изменение положения ГСМ происходит при удержании кнопок «РК А» или «РК Б» в нажатом положении.

2.6.1.8 Режим «Разворот турбины» предназначен для реализации толчка турбины с выходом на промежуточную частоту вращения ротора турбины 600 об/мин, выдержки времени на промежуточной частоте, перехода на номинальную частоту вращения с уменьшающимся темпом и выдержки при номинальной частоте вращения.

2.6.1.9 Режим «Синхронизация» частоты вращения ротора с частотой сети для включения ТГ в сеть осуществляется при наличии условия «разворот завершен» автоматически или вручную персоналом ЭЦ с панели 2HY-32 БЩУ-2 по процедурам бланка синхронизации 1,2,3,4,5,6.ЭЦ.15.

2.6.1.10 Режим «РМ» предназначен для поддержания на заданном оператором уровне и для планового изменения электрической мощности ТГ. Изменение мощности турбины при наличии рассогласования между текущим значением и значением уставки осуществляется с выбранным оператором темпом 5, 10, 15 или 20 МВт в минуту во всем диапазоне нагрузок. Изменение мощности турбины с темпом 20 МВт в секунду, превышающим плановый, можно осуществить переходом на «Ручное управление» нажатием кнопок «Прибавить» или «Убавить» в ячейке «Ручное управление». В режиме «РМ» мощность на клеммах генератора поддерживается на уровне заданной уставки независимо от изменения давления острого пара перед СРК, вакуума в конденсаторе.

2.6.1.11 Режим «РД 1» предназначен для поддержания на заданном уровне давления пара перед турбиной и, таким образом, приведения нагрузки турбины в соответствие с тепловой мощностью реактора. Уставка поддержания давления пара равняется давлению пара в ГПК в момент включения режима «РД-1». Изменение уставки по давлению производится оператором с пульта 2HY-69А или автоматически при изменении мощности ТГ воздействием на кнопки «Прибавить» или «Убавить» в ячейке «Ручное управление» (при этом уставка по давлению пара в ГПК перезаписывается равной текущему давлению пара в ГПК).

2.6.1.12 Режим «РДМ» предназначен для поддержания мощности ТГ на уровне уставки, заданной оператором и скорректированной по давлению пара в ГПК согласно статической характеристике «мощность – давление пара в ГПК». Режим РДМ включается только оператором (при отсутствии сигналов о состоянии АРМ или при работе АРМ в режиме «Т») нажатием кнопки «РДМ» в ячейке режимов на пульте 2HY-69А.

2.6.1.13 Режим «РД 2» - стерегущий режим поддержания давления пара во втором контуре - предназначен для предотвращения падения давления пара в ГПК ниже заданного предела 58,0 кгс/см² и включается только автоматически. Уменьшение мощности ТГ в режиме «РД 2» осуществляется нажатием на кнопку «Убавить» в ячейке «Ручное управление». Увеличение мощности ТГ от ЭЧСР при работе «РД 2» блокировано.

2.6.1.14 Режим «РЧ» обеспечивает участие энергоблока в поддержании частоты энергосистемы путем изменения мощности ТГ при изменении частоты сети в соответствии со статической характеристикой «частота – мощность». Возможно дополнительное изменение мощности в соответствии с заданием оператора или энергосистемы от действия автоматики энергоблока на ограничение мощности, а также автоматическое регулирование мощности при «синхронных качаниях» частоты сети. Соотношение между изменением частоты и изменением мощности определяется коэффициентом статизма режима «РЧ», численно равным отклонению частоты в процентах, которое вызывает 100 % изменение электрической мощности ТГ, и установленным в размере 5 % номинальной частоты вращения.

2.6.1.15 Режим «Сброс нагрузки» предназначен для обеспечения перевода турбоагрегата на поддержание нагрузки собственных нужд при отключении выключателя ВНВ-500 от сети, а также для защиты ТА от повышения частоты вращения ротора ТА. По факту отключения ВНВ‑500 осуществляется форсированное (с максимальной скоростью) закрытие регулирующих клапанов и регулирующих заслонок, а затем управление органами парораспределения производится по следующему алгоритму:

– после снижения частоты вращения ротора ТА менее 1510 об/мин ЭГСР для поддержания текущей частоты вращения ротора ТА открывает регулирующие заслонки ЦНД;

– при повышении частоты вращения ротора ТА более 1545 об/мин (после открытия РЗ, за счет действия пара, аккумулированного в объемах до регулирующих заслонок ЦНД) ЭГСР снова закрывает РЗ;

Примечание – Возможно от двух до четырех таких циклов открытия и закрытия РЗ, в зависимости от исходного уровня электрической нагрузки.

– при снижении частоты вращения ротора ТА менее 1500 об/мин ЭГСР переходит в режим «Разворот», открывает РК и поддерживает номинальную частоту вращения ротора ТА при электрической нагрузке собственных нужд (от 50 до 70 МВт).

2.6.1.16 В режим «Слежение» ЭГСР переходит после переключения АСРЗ в режим «ГСР» и при условии функционирования стойки В-211 в основном режиме (отсутствии причин, приводящих к отказу ЭЧСР). В режиме «Слежение» токи управления ЭГП № 1, 2 близки к нулевому значению. В случае перевода турбогенератора под управление ЭГСР этим обеспечивается безударность перехода «ГСР - ЭГСР». Индикацию включения режима «Слежение» можно наблюдать на фрагменте монитора ИВС «ЭГСР».

2.6.1.17 Режим «Контроль» предназначен для проверки функционирования ЭГСР во всех режимах с полной выдачей управляющих и информационных команд. Режим «Контроль» должен включаться только при проведении работ по специальной программе, утвержденной главным инженером из режима «Слежение» нажатием кнопки «Вкл.» в ячейке «Контроль» на пульте 2HY-69А.

2.6.1.18 Режим «Импульсная разгрузка» предназначен для импульсного (в течение времени менее одной секунды) закрытия регулирующих клапанов с последующим открытием в течение (10-12) секунд до исходного значения.

1) При прохождении сигнала от системного оператора «ИРПА-30 % Nном» («ИРПА-50 % Nном») – ЭГСР переключается на канал регулирования мощности (режим «РМ» независимо от состояния АРМ реактора), фиксирует программное значение мощности с учетом всех видов ограничений на исходном уровне и формирует на вход ЭГП-А,Б форсирующий сигнал амплитудой (0,8 – 1,0) А на закрытие РК турбины длительностью 150 мс (200 мс). При выдаче форсирующего сигнала возможно закрытие заслонок промперегрева. Длительность форсирующего импульса определяет фактическую глубину разгрузки (≈ 300 МВт или ≈ 500 МВт от исходного значения мощности). На момент реализации алгоритма ИРПА заданное значение мощности «Nзад до Ир» фиксируется на исходном уровне при мощности менее 1000 МВт, при мощности более 1000 МВТ - заданное значение мощности «Nзад до Ир» устанавливается равным 1000 МВт.

2) По завершении длительности форсирующего сигнала на ЭГП подается сигнал в сторону открытия регулирующих клапанов по интегральной составляющей закона регулирования режима «РМ». После восстановления мощности до исходной «Nтек ≥ Nзад до ИР – δ» с учетом ограничений - режим импульсной разгрузки отключается (δ=50 МВт). При выходе из режима ИРПА заданное значение мощности для режима «РМ» формируется по формуле «Nзад до ИР – 50 МВт».

3) При прохождении сигнала«ИРПА-30 % Nном» («ИРПА-50 % Nном») – ЭГСР формирует сигнал на принудительное открытие БРУ-К в течение 5 секунд (7 секунд).

4) Режим импульсной разгрузки сопровождается индикацией транспаранта «ИМП ПА» в ячейке 4С пульта 2HY-69a и индикацией табло «Турбина на ограничении» на панели 2HY26 БЩУ-2. Индикация данных сообщений снимается только после завершения алгоритма реализации ИР (Nтек + δ ≥ Nзад) нажатием кнопки «ОТПА» ячейки 1D пульта 2HY-69a.

5) При одновременном прохождении сигналов импульсной разгрузки (ИРПА‑30 % или ИРПА-50 %) и сигналов длительной противоаварийной автоматики [ПАА ОМ-10 % (20 %, 30 %, 40 %, 50 %)] приоритетным является сигнал ПАА ОМ, по факту прохождения которого производится снятие сигнала ИРПА во внешние системы. При этом полностью реализуется алгоритм реализации ИРПА с выдачей форсирующего сигнала и работой интегральной части с возвратом мощности до уровня ограничения, достигнутого по сигналам длительной ПАА.

6) При работе экспоненциальной (интегральной) части алгоритма ИРПА (возврат Nтек к величине Nзад) производится контроль снижения давления пара в ГПК менее 58 кгс/см². При снижении Ргпк менее 58 кгс/см² производится включение режима «РД-2» (независимо от работы БРУ-К) и отключение режима ИРПА.

7) Установлена приоритетность сигналов «УРБ», «ПЗ-1» по отношению к режиму ИРПА, при прохождении которых включается режим «РД-1».

8) Сигнал «Готовность ЭГСР к ИРПА» формируется только при готовности электрических схем выдачи сигнала ИРПА-30 % (или ИРПА-50 %) и снятии блокировки ЭГСР на реализацию алгоритма ИРПА.

2.6.1.19 Режим ОПРЧ обеспечивает требуемое изменение активной мощности энергоблока при изменении частоты электрического тока более зоны нечувствительности (мертвой полосы) (50 ± 0,075) Гц.

1) Параметры работы режима ОПРЧ:

а) мертвая полоса системы первичного регулирования энергоблока - не более (± 0,075) Гц;

б) статизм системы первичного регулирования энергоблока за пределами мертвой полосы до исчерпания диапазона автоматического регулирования от 4 % до 6 %;

в) диапазон автоматического регулирования мощности в режиме ОПРЧ:

– от плюс 2 % до минус 8 % от номинальной мощности энергоблока - при тепловой мощности РУ не более 98 % от номинальной;

– от 0 % до минус 8 % от номинальной мощности энергоблока, при текущей тепловой мощности РУ от 98 % и более от номинальной;

г) время выдачи требуемой первичной электрической мощности после скачкообразного изменения частоты:

– 50 % требуемой первичной мощности до 10 секунд;

– полная требуемая первичная мощность до 2 минут;

– способность длительной выдачи требуемой первичной мощности пропорционально текущему отклонению частоты, то есть регулирование в следящем режиме - до входа частоты в пределы мертвой полосы;

– минимальное время поддержания мощности, вырабатываемой энергоблоком в режиме ОПРЧ, принимается 15 минут;

д) число циклов, в соответствии с регламентными ограничениями за срок эксплуатации оборудования и топлива, не более 12 раз в год;

е) в качестве сигнала по частоте электрического тока используется сигнал по частоте вращения турбины.

ж) процесс регулирования энергоблока при выполнении требований по общему первичному регулированию выполняется в автоматическом режиме без участия оператора в пределах заданных диапазонов общего первичного регулирования.

и) в процессе регулирования АРМР должен обеспечивать требуемое изменение мощности при заданной динамике и поддерживать параметры РУ в заданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметров РУ на аварийные ограничения.

к) в статическом состоянии при неизменной частоте текущая активная мощность энергоблока должна поддерживаться с точностью не хуже 1 % от номинальной. Переходный процесс изменения активной мощности энергоблока при изменении частоты должен носить апериодический характер без перерегулирования. Допускается отклонение от апериодического процесса изменения активной мощности не более чем на 1 % от номинальной мощности блока.

л) при скачкообразном изменении частоты соответствующее изменение мощности энергоблока в режиме ОПРЧ должно происходить таким образом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданного резерва диапазона регулирования была достигнута менее чем за 2 минут. При этом достижение 50 % требуемой величины изменения мощности должно осуществляться не более 10 секунд.

м) первичная мощность энергоблока, вырабатываемая в рамках первичного регулирования, должна поддерживаться на требуемом уровне при неизменной частоте с точностью не хуже ( 1,0) % номинальной мощности энергоблока.

2) Мертвая полоса системы первичного регулирования (50  0,075) Гц определяет отклонение частоты сети сверх зоны нечувствительности, за пределами которой энергоблок должен выдавать первичную мощность в соответствии с заданным статизмом.

3) Величина статизма определяет наклон статической характеристики первичного регулирования, то есть передаточное отношение частота/мощность в тракте первичного регулирования. За пределами мертвой полосы величина статизма S, % определяется по формуле:

(1)

где S – величина статизма;

fp – фиксируемое системой регулирования энергоблока отклонение частоты от ближайшего края зоны нечувствительности;

ƒном – номинальная частота 50,0 Гц;

ΔNп – выдаваемая энергоблоком первичная мощность, МВт

Nном – номинальная мощность энергоблока, МВт.

3) Общее первичное регулирование должно обеспечивать устойчивую выдачу энергоблоком требуемой первичной регулирующей мощности с момента возникновения отклонения частоты и до возврата частоты к нормальному уровню (к входу отклонения частоты в заданную зону нечувствительности регуляторов) и не допускать нарушения технологической устойчивости оборудования энергоблока при аварийных отклонениях частоты.

4) Диапазон первичного регулирования должен обеспечиваться при любой исходной мощности энергоблока и должен быть ограничен лишь в целях предотвращения аварийного останова энергоблока.

2.7 Предусмотрены следующие режимы ограничения электрической мощности турбины от ЭГСР:

2.7.1 По тепловому состоянию ТА на основании информации от датчиков температуры фланца наружного корпуса ЦВД;

2.7.2 По механическому состоянию на основании информации от датчиков относительного расширения ротора ЦВД;

2.7.3 По температуре пара за СПП;

2.7.4 По командам оператора нажатием кнопки на пульте 2HY-69А;

2.7.5 По командам противоаварийной автоматики (ПА «длительная»).

2.8 Иерархия изменения задания по мощности. ЭГСР формирует задание по мощности, исходя из следующей иерархии команд:

2.8.1 Команды «ПА длительная»;

2.8.2 Команды на ограничение мощности типа «Стоп нагружение» по тепломеханическому состоянию турбины;

2.8.3 Команды оператора по дистанционному управлению турбиной.

2.9 В ЭГСР предусмотрен контроль тепломеханического состояния паровпуска ЦВД перед толчком турбины, в соответствии с которым ЭГСР реализует три программы полуавтоматического разворота:

2.9.1 Программа 1 - пуск из холодного состояния (температура паровпуска ЦВД менее 80,0 C), при которой выдержка времени на промежуточной частоте вращения 600 об/мин составляет 15 минут, а на номинальной частоте вращения - 5 минут;

2.9.2 Программа 2 - пуск из неостывшего состояния (температура паровпуска ЦВД от 80,0 С до 180 C), при которой выдержка времени на промежуточной частоте вращения 600 об/мин составляет 10 минут, а на номинальной частоте вращения - 3 минуты;

2.9.3 Программа 3 - пуск из горячего состояния (температура паровпуска ЦВД более 180 C), при которой выдержка времени на промежуточной и номинальной частоте вращения отсутствует.

2.10 ЭГСР реализует два вида разворота ТА:

2.10.1 Полуавтоматический разворот - осуществляется по команде оператора вначале нажатием кнопки «ИСХ» в ячейке «Разворот», затем, при наличии условий для толчка турбины (начальная мощность реактора не менее 30 % номинальной, давление пара перед ГПЗ не менее 60,0 кгс/см² (абс.), давление пара в конденсаторе турбины не более 0,14 кгс/см²), оператор открывает стопорные клапаны, после чего вводит на пульте 2HY-69А уставку «0 об/мин» нажатием кнопки «0» в ячейке «Разворот» для открытия регулирующих заслонок промперегрева. При вводе уставки «1500 об/мин» ЭГСР обеспечивает разворот турбины до 1500 об/мин по одной из трех программ разворота. При вводе уставки «600 об/мин» ЭГСР обеспечивает разворот турбины до 600 об/мин; выдержку времени и контроль за тепломеханическими параметрами ТА на промежуточной частоте вращения осуществляет оператор. Дальнейший набор частоты вращения производится после нажатия кнопки «1500». Возврат на «0 об/мин» или «600 об/мин» при отклонении тепломеханических параметров осуществляет оператор вводом уставки «0» или «600» на пульте 2HY-69А.

2.10.2 Ручной разворот - выполняется оператором нажатием на кнопки «Прибавить» или «Убавить» в ячейке «Ручное управление» на пульте 2HY-69А. Переход на ручное управление разворотом производится первым нажатием кнопки «Прибавить» или «Убавить». Отключение этого режима производится нажатием кнопки «Блокировка ручного» на пульте 2HY-69А.

Примечание – Полное описание режимов работы ЭГСР приведено в инструкции по эксплуатации «Электронная часть системы регулирования турбины К-1000-60/1500-2. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции» (ИЭ.2.ЭЧСР.27.118).

2.11 Описание принципов работы АСРЗ.

2.11.1 Основой контура управления регулирующими клапанами и заслонками промперегрева каждого борта ТА является гидравлическая линия управления ГСМ, эту линию можно рассматривать в качестве сумматора командных сигналов и сигналов обратных связей. Данная линия работает по проточному принципу и имеет постоянное в статике давление масла, равное четвертой части давления масла в коллекторе «40,0 кгс/см²» после маслофильтров.

2.11.2 Построение гидравлической линии управления ГСМ для одного из бортов ТА показано в приложении В.

2.11.3 Контур управления РК и РЗ имеет командный орган (ЭГП, МТР-А, Б, в зависимости от режима, в котором работает АСРЗ), промежуточный гидроусилитель с внутренней отрицательной обратной связью (отсечной золотник с гидравлической пружиной щелевого типа, так называемые окна самовыключения), двусторонний беспружинный серводвигатель (ГСМ), механизм гидравлической обратной связи (гидравлическая обратная связь по положению ГСМ) и электрические датчики положения главных сервомоторов (электрическая обратная связь по положению ГСМ для ЭЧСР). Открытие и закрытие регулирующих заслонок ЦНД выполняется по командам отсечных золотников ГСМ; обратная связь по положению РЗ отсутствует, поэтому РЗ не могут устойчиво находиться в промежуточных положениях, занимая всегда только крайние положения: «Закрыто» или «Открыто» (за исключением режима расхаживания РЗ на часть хода).

2.11.4 Гидравлический баланс каждой линии управления ГСМ определяется постоянной подпиткой и сливом масла.

2.11.5 Подпитка маслом из коллектора «40,0 кгс/см²»:

– через регулируемый (при наладке) дроссель подпитки;

– через окна самовыключения отсечного золотника ГСМ.

2.11.6 Слив масла в сливной маслопровод турбины:

– через окна ЭГП;

– через окна МТР;

– через диафрагму механизма обратной связи главного сервомотора;

Примечание – Во всех стационарных состояниях при промежуточном (не на упорах) положении ГСМ сумма сечений слива масла в дренаж из линии управления ГСМ через МТР и через МОС ГСМ есть величина постоянная.

2.11.7 Для всех гидравлических линий АСРЗ соблюдается принцип «снижение давления масла может приводить только к закрытию органов парораспределения».

2.11.8 Для связи ЭГСП и системы защиты от разгона ротора ТА линии управления ГСМ подведены к защитным устройствам; таким образом обеспечивается закрытие органов парораспределения системы регулирования (РК и РЗ) при срабатывании системы защиты от разгона. Возможность обратного воздействия по гидравлическим каналам на систему защиты со стороны системы регулирования отсутствует.

2.12 Особенности работы АСРЗ в режиме «ЭГСР».

2.12.1 При работе в режиме «ЭГСР» реализуется полный объем функций АСРЗ согласно таблицы 1.1. Условно, последовательность взаимодействия механизмов при работе АСРЗ в режиме «ЭГСР» можно описать следующим образом (для каждой из линий управления ГСМ):

– при изменении тока управления ЭГП по команде АПК ЭГСР перемещается якорь соленоида ЭМП, который смещает из равновесного положения (минус 1 мм по линейной шкале указателя положения) золотник ЭГП;

– при изменении положения золотника ЭГП изменяется величина окон слива масла из линии управления ГСМ, нарушается баланс расходов масла через линию управления, и давление в этой линии изменяется;

– при изменении давления масла в линии управления ГСМ отсечной золотник главного сервомотора смещается из среднего положения «Отсечка» и восстанавливает равновесное давление в этой линии управления за счет работы собственных окон самовыключения (гидравлическая отрицательная обратная связь). Это смещение ОЗ изменяет величину подвода и слива масла в полости над и под поршнем главного сервомотора РК, и ГСМ перемещается в заданном направлении;

– при перемещении ГСМ работают одновременно два вида отрицательной обратной связи: гидравлическая обратная связь с помощью МОС изменяет слив масла из линии управления, что приводит к перемещению ОЗ обратно в положение «Отсечка», а электрическая обратная связь от датчиков положения ГСМ уменьшает ток управления ЭГП, частично возвращая золотник ЭГП в сторону равновесного положения;

– по факту отклонения тока управления ЭГП от равновесного (условно нулевого) значения регулятор токовой разгрузки (РТР) включает электродвигатель МТР, подвижная букса МТР перемещается, изменяя величину окон слива масла в дренаж из линии управления ГСМ;

– изменение баланса в линии управления ГСМ со стороны МТР приводит к дополнительному перемещению ГСМ в ту же сторону, смещение ГСМ происходит до тех пор, пока электрическая обратная связь от ДП ГСМ не восстановит равновесное значение тока управления ЭГП, после чего электродвигатель МТР по команде РТР останавливается.

2.12.2 Контур управления по завершении переходного процесса достигает нового стабильного состояния, при котором:

– ток управления равен равновесному значению (условно нулевой);

– положение золотника ЭГП равновесное (около минус 1 мм по механическому указателю);

– ОЗ находится в среднем положении «Отсечка»;

– МТР занял новое положение;

– ГСМ занял новое положение.

2.13 Особенности работы АСРЗ в режиме «ГСР».

2.13.1 При работе АСРЗ в режиме «ГСР» обеспечивается выполнение ограниченного объема функций АСРЗ (таблица 1.1), в частности – при работе АСРЗ в режиме «ГСР» не обеспечивается удержание мгновенного сброса электрической нагрузки до уровня собственных нужд. В этом случае турбоагрегат отключается технологической защитой с посадкой СК.

2.13.2 Условно, последовательность взаимодействия механизмов при работе АСРЗ в режиме «ГСР» можно описать следующим образом:

– при изменении положения командного органа (МТР-А,Б) изменяется расход масла из линий управления ГСМ и, как следствие, давление масла в этих линиях;

– при изменении давления масла в линиях управления ГСМ смещаются отсечные золотники главных сервомоторов, восстанавливая давление в этих линиях управления за счет работы собственных окон самовыключения; при этом изменяется подвод масла от ОЗ в полости главных сервомоторов РК, и ГСМ перемещаются в заданном направлении;

– при перемещении главных сервомоторов изменяется расход масла из линий управления ГСМ через механизмы обратной связи (МОС); давление масла в линиях управления вновь изменяется (в противоположном направлении), отсечные золотники возвращаются положение «Отсечка», а положение главных сервомоторов стабилизируется на новом уровне, соответствующем текущему открытию рабочих окон МТР-А, Б.