Автоматизированные системы управления тепловых электростанций. Учебное пособие

8. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора (САО)

является частью устройств защиты. САО препятствует расплавлению активной зоны реактора при потере теплоносителя из-за разуплотнения первого контура в аварийных ситуациях. В начальный период аварии система заливает в активную зону реактора холодную воду, насыщенную бором. В послеаварийный период система отводит остаточные тепловыделения.

Локализующие системы предназначены для того, чтобы ограничить распространение радиоактивных веществ при авариях. Это устройства герметизации помещений первого контура охлаждения реактора, системы охлаждения помещений и снижения давления в герметичных помещениях.

41

тических устройств. Благодаря этому существенно сокращается объем операций по управлению блоком, выполняемых оператором, повышается маневренность блока и уменьшается вероятность ошибочных действий персонала.

На энергоблоке мощностью 500…800 МВт может быть организовано 20…25 ФГ, охватывающих бóльшую часть механизмов, запорной и регулирующей арматуры [16]. На котлоагрегате выделяются следующие основные ФГ: тягодутьевая установка (две группы), встроенные сепараторы, подвод топлива к котлоагрегату, горелки, впрыски высокого давления, впрыски промперегрева; на турбоагрегате выделяются: собственно турбина (прогрев, разворот, нагружение и останов турбины), конденсационная установка, вакуумная система, циркуляционная система, система уплотнений турбины, подогреватели высокого давления (ПВД) и др. В отдельные ФГ объединяются также питательный насос, деаэратор, пускосбросные устройства, система охлаждения генератора и пр.

В приложении приведен примерный перечень функциональных групп оборудования для крупного энергоблока ТЭС.

Функциональная автоматика призвана децентрализовать управление очень сложным объектом. Без такой декомпозиции процесс управления становится бесконечным. Каждая функциональная подсистема имеет свои цели и является локальной системой автоматики. Опера- тивно-диспетчерский персонал контролирует работу этих подсистем.

3.2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПУСКОВЫХ ОПЕРАЦИЙ ЭНЕРГОБЛОКА

Для обеспечения надежного и быстрого пуска энергоблоков или отдельных агрегатов из различного исходного состояния необходимо автоматизировать пусковые процессы и операции и контролировать параметры при пуске. Автоматический пуск блока представляет собой совокупность автоматических дискретных операций по управлению состоянием запорной арматуры («открыть» или «закрыть») и оборудования («включить», «отключить», «пустить», «остановить»), совершаемых в строгой последовательности, и непрерывных технологических процессов, управляемых с помощью АСР [7].

Технологию процессов пуска можно рассматривать как последовательность этапов, каждый из которых характеризуется определенным

43

состоянием запорной арматуры и оборудования и значением или скоростью изменения технологических параметров, контролируемых при пуске.

На каждом этапе требуемая тепловая схема блока может быть собрана посредством изменения состояния арматуры и оборудования. Режим (необходимого по технологии) изменения параметров должен поддерживаться непрерывно при переходе от одного этапа к последующему.

Автоматизация пуска энергоблока с барабанным паровым котлом.

Цель управления при пуске состоит в том, чтобы набрать заданную нагрузку за наименьшее время, выдержав ограничения на темп прогрева металла турбоустановки и на скорость изменения параметров.

Пуск энергоблока разбивается на семь основных этапов [7], первые три из них не автоматизированы:

1)осмотр оборудования, установка запорной и регулирующей арматуры в исходное положение;

2)вентиляция топки;

3) продувка газопровода и подготовка растопочных горелок

крозжигу (розжиг горелок);

4)подъем параметров пара до предтолчковых значений;

5)толчок и разворот турбогенератора;

6)синхронизация и включение генератора в сеть;

7)нагружение турбогенератора.

Алгоритм автоматизированного пуска энергоблоков основан на последовательном выполнении технологических операций, предусмотренных заводскими условиями по пуску энергооборудования [13].

В разработанных и внедренных отечественных системах первые три этапа не автоматизируются и выполняются обслуживающим персоналом согласно инструкциям по пуску. Розжиг горелок может производиться персоналом или же автоматически специальными устройствами.

На четвертом и пятом этапах регулирование осуществляется программными регуляторами. Программы подъема параметров пара и разворота турбогенератора составляют на основе анализа динамики прогрева и ограничений на пуск, имеющихся в инструкциях по пуску основного оборудования, при этом используют разработанные методы оптимального управления.

44

Прогрев барабана и паропровода осуществляется после розжига растопочных горелок нижнего яруса. При этом подача топлива определяется допустимой скоростью прогрева барабана. После вскипания воды при избыточном давлении в барабане 0,1 МПа включается автоматическая программная система подъема температуры насыщения

(АПС– tн) . При достижении скорости повышения температуры пара за первым впрыском (tвпр1) на одной из ниток трубопровода 4 °С/мин АПС– tн отключается и в работу автоматически включается АПС подъема температуры пара за первыми впрысками (АПС– tвпр1) со

скоростью 4 °С/мин. При прогреве барабана и паропроводов в работу также включается АПС поддержания температуры первичного пара на

выходе (АПС– tп.п) , функционирующая с соблюдением важнейшего

при пуске условия: разность между температурой пара за котлом и металла верха цилиндра высокого давления не должна превышать 50 °С.

Разворот турбогенератора. После завершения всех операций предыдущих этапов по прогреву паропроводов, стопорного клапана и цилиндров турбины и после проверки требуемых условий температурного режима оператор блока включает АПС частоты вращения турбины (АПС– n) , а затем программу увеличения оборотов n , об/мин.

АПС– n , воздействуя на байпасы главной паровой задвижки, производит толчок турбины, а затем подъем частоты вращения по заданной программе до режима холостого хода (3000 об/мин). На этом этапе

остаются включенными АПС– tвпр1 и АПС– tп.п .

Синхронизация и включение генератора в сеть. При наличии ре-

жима холостого хода и готовности генератора к включению в сеть оператор блока отключает АПС частоты вращения турбины. Синхронизация генератора и включение в сеть производятся дежурным персоналом электроцеха в соответствии с инструкциями. При синхронизации остаются в работе регуляторы параметров пара.

Нагружение турбогенератора. Этап автоматизации нагружения энергоблока осуществляют регуляторы горения, питания и наружного обогрева фланцев.

При выходе на номинальные параметры пара система регуляторов пуска отключается и в работу включаются регуляторы нормального режима.

45

Темп пуска энергоблока из холодного состояния, как правило, определяется турбиной. Режим пуска турбины определяет растопку парового котла. При этом заданный график изменения давления выдерживается подачей топлива, а температурный режим – с помощью пароохладителей. При остановке на короткое время (ночь, сутки) задача последующего пуска неостывшего блока усложняется, поскольку его узлы и детали остывают с различной скоростью. Различают три вида пуска: 1) из горячего состояния (время остывания составляет менее трех часов); 2) из неостывшего состояния (время остывания – от трех до восьми часов); 3) из холодного состояния.

Вибросмещение ротора характеризует качество («мягкость») пуска турбины. Автоматический контроль вибросмещений роторов при пусках показывает нарушения пусковых режимов из-за неравномерного прогрева отдельных элементов турбины. Его называют также контролем относительного расширения роторов.

При пуске энергоблока из любого состояния перед набором нагрузки остается в работе также АПС– tп.п . После включения генера-

тора в сеть набор электрической нагрузки осуществляется автоматической системой нагружения, воздействующей на приводы пылепитателей. Давление пара перед турбиной поднимается с учетом ограничения по разности температур пара в регулирующей ступени цилиндра высокого давления и металла в глубинной точке фланца, которая не должна превышать 100 °С. Это условие достигается при использовании разности температур в качестве входного сигнала автоматической системы нагружения блока. Одновременно на этом этапе включается в работу АСР соотношения топливо–воздух по котлу. Включение и отключение всех АПС и логических устройств, формирующих программы возрастания параметров, осуществляются оператором воздействием на ключ «этапы пуска» и тумблерами включения и отключения программ. Пусковые программы формируются с помощью УВМ либо УЛУ и в виде унифицированных сигналов подаются на вход автоматических регуляторов.

Нужно отметить, что динамические характеристики участков регулирования существенно изменяются в процессе пуска. Например, запаздывания τ по температурам пара по тракту парового котла по каналу регулирующего воздействия существенно больше, а коэффициенты

46

усиления – меньше в начальной стадии пуска по сравнению с концом пуска и нормальным режимом. В связи с переходом с растопочного топлива на основное и с изменениями тепловой схемы блока автоматическое регулирование большинства технологических параметров в процессе пуска не может осуществляться штатными регуляторами даже при изменении их настроек и задания. Для этой цели используются пусковые или растопочные АСР. Последние отличаются от штатных наличием устройств дистанционного изменения настроек регуляторов, переключением регулирующих приборов на линию малого расхода в зависимости от стадии пуска или нагрузки блока, а в некоторых случаях количеством или способом формирования входных сигналов.

47

освобождения оператора от обязанности выдавать команды по управлению и оставлять за ним функции контроля ТП.

Рис. 4.1. Укрупненная техническая структура АСУ ТП энергоблока [16]:

ТЗ – технологические защиты; ЗБ – защитные блокировки

АСУ ТП энергоблока включает в свой состав следующую аппаратуру [7]:

приборы непрерывного измерения;

аппаратуру для измерения по вызову;

49

устройства сигнализации;

аппаратуру массового (множественного) контроля;

аппаратуру для расчета технико-экономических показателей;

устройства непрерывного автоматического регулирования;

аппаратуру для автоматического дискретного (логического) управления;

устройства тепловой защиты;

устройства дистанционного управления.

Использование источников информации (систем контроля и управления по вызову, систем массовых измерений) и применение первичных приборов с унифицированным выходным сигналом позволяют сократить общее количество измерительных приборов, существенно уменьшить размер щитов управления.

Назначение устройств дистанционного управления (на рис. 4.1 – исполнительные устройства) состоит в передаче воздействий оператора на регулирующие и запорные органы, пусковые и отключающие устройства механизмов, удаленных от поста управления.

На ТЭС широко применяются системы управления по вызову, ко-

торые работают в две стадии: выбор объекта управления с помощью клавиатуры и выдача командного сигнала на исполнительный механизм ключом, общим для группы.

Показывающие и регистрирующие измерительные приборы, ключи и переключатели управления, указатели положения регулирующих органов всех подсистем АСУ ТП размещаются на блочных щитах управления, которые устанавливаются в специально отведенных для них помещениях и контролируются оператором.

Щит управления представляет собой сооружение из шкафов, щитов

(сборок) ввода и распределения РТЗО , пультов и панелей, на которых размещается вся контрольно-измерительная и пускорегулирующая аппаратура теплоэнергетической установки или группы установок. Однако часть второстепенных технологических параметров контролируется с помощью приборов, установленных на местных щитах управ-

Сборки РТЗО – это шкафы управления двигателями запорной и регулирующей арматуры (распределительное токовое задвижное оборудование). Предназначены для местного, дистанционного и автоматического управления электродвигателями.

50