Стартовая >> Архив >> Генерация >> Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Технологические защиты теплоэнергетического оборудования энергоблока - Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС

Оглавление
Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС
Автоматизированные системы управления АЭС
Функции и подсистемы АСУ ТП
Режимы работы блоков АЭС
Режимы работы блоков при выдаче электроэнергии в сеть
Управляемые и управляющие величины энергоблока
Характеристики автоматизированных систем управления
Методы исследования динамики ядерных энергетических установок
Системы управления и защиты энергетических реакторов
Надежность СУЗ
Контроль нейтронного потока в реакторе
Управление мощностью ядерного энергетического реактора
Электромеханические приводы исполнительных органов реактора
Автоматические системы регулирования мощности реактора
Дублирование и резервирование систем управления мощностью
Электронные устройства управления мощностью
Устройства управления реактором
Требования к аварийной защите реактора
Надежность систем аварийной защиты реактора
Организация защит в различных режимах
Аппаратура системы защиты реактора
Устройства, обеспечивающие разгрузку реактора при отказах
Автоматическое регулирование агрегатов АЭС
Регулирование уровня в корпусах реакторов, барабанах-сепараторах и парогенераторах барабанного типа
Регулирование прямоточных парогенераторов
Регулирование частоты вращения турбогенераторов
Регулирование давления пара с помощью редукционных установок
Регулирование параметров установок питательного тракта
Регулирование параметров компенсаторов объема реакторов ВВЭР
Автоматическое регулирование энергоблоков
Регулирование энергоблоков с водо-водяными реакторами ВВЭР
Регулирование энергоблоков с корпусными реакторами, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами канального типа, охлаждаемыми кипящей водой
Регулирование энергоблоков с реакторами на быстрых нейтронах
Регулирование энергоблоков с газографитовыми реакторами
Обеспечение безопасности и надежности АЭС
Общие требования к технологическим защитам
Технологические защиты теплоэнергетического оборудования энергоблока
Системы локализации аварий
Характеристика схем управления технологическим оборудованием АЭС
Командные аппараты вторичной коммутации
Электрические схемы управления двигателями механизмов собственных нужд
Электрические схемы управления запорными органами
Функционально-групповое управление
Управляющие вычислительные машины в АСУ ТП АЭС
Функции управляющих вычислительных комплексов в АСУ ТП
Представление информации в УВК
Технические средства управляющих вычислительных комплексов
Общее программное обеспечение УВМ
Технологическое программное обеспечение
Структура вычислительных комплексов
Электрооборудование систем контроля и управления ЯЭУ
Организация электрического питания
Электроснабжение СУЗ
Устройства и агрегаты электроснабжения собственных нужд
Контроль систем питания и автоматический ввод резерва
Эксплуатация систем контроля и управления ЯЭУ
Эксплуатация СУЗ
Эксплуатация АСР теплотехнических параметров, систем контроля и управления
Ремонт устройств систем контроля и управления ЯЭУ
Техника безопасности при проведении ремонтных работ

Защита турбогенераторов. В зависимости от причины нарушения действие защит турбогенератора приводит к полному останову турбогенератора; к отключению генератора от сети; к разгрузке турбогенератора; к отключению и другим защитным операциям по механизмам собственных нужд турбогенератора.
Рассмотрим защиты турбогенератора с турбиной К-500-60 /1500, приводящие к ее останову, структура которых представлена на рис. 10 2. Одной из наиболее тяжелых аварий для турбины является увеличение частоты ее вращения 1 выше установленного предела (обычно на 10—15 % выше номинального значения), превышение которого приводит к разрушению ротора под действием центробежных сил Увеличение частоты вращения может произойти, например, при резком сбросе электрической нагрузки генераторов и отказе РЧВ турбины. Для предотвращения этого производится останов турбины при превышении частоты вращения на 11 —12% сверх номинального.
схема защит турбины
Рис. 10 2. Структурная схема защит турбины К-500-60/1500
Импульс на останов поступает от специального автомата безопасности, входящего в комплект поставки турбины.
Вращающийся ротор имеет некоторую свободу перемещения относительно статора. Допустимый размер осевого перемещения весьма мал (до 1 мм). Из-за износа рабочих поверхностей упорного подшипника или увеличения осевых усилий может произойти смещение, превышающее указанную величину, что приведет к повреждению турбины. Осевой сдвиг ротора 2 воспринимается специальным устройством — реле осевого сдвига, которое выдает сигнал на останов турбины. Эта защита является единственной на данной турбине, действующей по принципу «один из одного», поэтому на время проверки защит выход этой цепи отключается.
Повышение давления (ухудшение вакуума) в конденсаторе 3 увеличивает сопротивление вращению ротора и может привести к разрушению лопаточного аппарата. Импульс на срабатывание защит поступает от специальных устройств — вакуум-реле, которые включены по схеме «два из трех».
Нормальная работа турбогенератора невозможна без постоянной смазки его подшипника, поэтому снижение давления масла 4 в системе смазки контролируется тремя манометрами, контакты которых по схеме «два из трех» подают команду на отключение турбины. Для уменьшения числа остановов по этому сигналу в системе смазки имеется резервный насос, включающийся при снижении давления. Очевидно, что давление, при котором срабатывает защита (около 115 кПа), должно быть ниже давления включения насоса (около 125 кПа). Во избежание отключения турбины во время пуска резервного насоса импульс на останов турбины по этому сигналу подается с некоторой задержкой (около 2,5 с).
По маслосистеме также имеется защита, действующая при снижении уровня 5 масла в баке, так как при этом нормальная смазка прекращается.
Регулирование частоты вращения турбины, т. е. изменение положения ее регулирующих клапанов, производится по давлению масла (или другой жидкости, используемой в системе регулирования), развиваемому специальным насосом — импеллером, ротор которого жестко связан с ротором турбины. Падение давления за импеллером воспринимается системой регулирования турбины как уменьшение частоты вращения и приводит к открытию регулирующих клапанов. Поэтому некоторые неисправности в системе импеллера, например разрыв линии, могут привести к разгону турбины. Чтобы предупредить эту аварию, устанавливают три электроконтактные манометра, подающие сигнал на останов турбины по импульсу падения давления за импеллером 6 по схеме «два из трех». Уставка этих манометров выбирается ниже минимального давления, которое может развивать импеллер при работе турбогенератора на сеть или на собственные нужды. Во время пуска, когда частота вращения турбины много меньше номинальной, эта защита блокируется.
Защита по понижению давления пара 7 в главном паровом коллекторе предусматривается с целью предотвращения быстрого расхолаживания первого контура реактора в случае, если мощность турбогенератора значительно превосходит мощность реактора, и при одновременном отказе как регулятора давления, действующего на мощность реактора (см. § 64 и 9.2), так и стерегущего регулятора, разгружающего турбину при понижении давления перед ней ниже определенного предела. Защита осуществляется от манометров по схеме «два из трех».
Во избежание разрушения цилиндра низкого давления (ЦНД) турбины, а также сепараторов-пароперегревателей имеется защита 8 по повышению давления на выхлопе ЦВД до 1,6 МПа. Защита работает по принципу «два из трех» от двух электроконтактных манометров и от одного манометра, используемого в комплекте с вторичным показывающим прибором.
Во избежание заброса влаги в ЦНД введена защита от повышения уровня в сепараторах-пароперегревателях 9, работающая от уровнемеров.
Так как прекращение охлаждения обмоток ротора и статора генератора приводит к их перегреву и разрушению, введена защита на останов турбины по понижению расхода охлаждающего дистиллята статора 10 и ротора 11 от расходомеров, включенных по схеме «два из трех». Генераторы имеют и другие защиты, например по неисправностям в системе маслоснабжения или по сигналам электрических параметров. Импульсы по этим сигналам не показаны на рис. 10.2.
Подогреватели ПВД и ПНД имеют собственные защиты, срабатывающие при повышении уровня конденсата в них и не приводящие к отключению турбины (см. ниже). Однако, если работа этих защит не дала желаемого результата, производится останов турбины по сигналам повышения уровня до второго предела, большего, чем уровень срабатывания локальных защит. Останов турбины производится при повышении уровня до второго предела в любом ПВД 12 или ПНД 13. Останов турбины также производится и при повышении уровня в конденсаторе 14.
Все перечисленные сигналы поступают в логические устройства системы защиты турбины, где собираются по схеме ИЛИ, т е. каждый из них приводит к останову турбины. При этом производятся следующие операции Прежде всего закрываются стопорные клапаны ЦВД и отсечные клапаны ЦНД 15. Закрытие отсечных клапанов производится с целью ускорить останов ротора турбины, так как пар, накопленный в ЦНД и сепараторах-пароперегревателях, может, проходя через ЦНД в конденсатор, некоторое время вращать ротор.
Ввиду высокой скорости перемещения и больших развиваемых усилий стопорные и отсечные клапаны всегда выполняются с гидроприводом. К работе стопорных клапанов предъявляются следующие требования:

  1. стопорные клапаны должны закрываться при всех аварийных ситуациях, в том числе и при падении давления рабочей жидкости в системе регулирования. Открывать стопорный клапан можно только при нормальном давлении рабочей жидкости;
  2. стопорные клапаны должны открываться только при закрытых регулирующих клапанах, так как открытие клапана при открытых регулирующих клапанах может привести к слишком быстрому росту мощности или частоты вращения турбины;
  3. как и все запорные органы, стопорные клапаны должны исключать протечки пара;
  4. клапан должен обеспечивать надежное срабатывание. Так как при нормальной работе в течение длительного времени клапан неподвижен, из-за возможности отложения солей и грязи нет уверенности, что он сработает при аварии. Поэтому в конструкций клапана предусматривают расхаживающее устройство, с помощью которого можно немного прикрывать клапан (обычно на 25—30 %) при работе турбины под нагрузкой. При расхаживании клапана сохраняется возможность действия защиты;
  5.  во избежание быстрого износа клапана должно быть предусмотрено демпфирующее устройство, замедляющее скорость движения клапана перед его посадкой на седло.

Одновременно с закрытием стопорных клапанов закрываются регулирующие клапаны ЦВД 17 с целью страховки на случай отказа стопорного клапана, а также для возможности его последующего открытия. Последующие операции проводятся как по сигналам из основной схемы защит турбины, так и по сигналам о закрытии стопорного клапана (см рис 10 2). Если в момент аварии на турбине вторая турбина блока была отключена, то при закрытии стопорного клапана подается команда на срабатывание АЗ-1 реактора 16. При отключении турбины подается сигнал на закрытие главных паровых задвижек (ГПЗ) и их байпасов 18, а также закрывается арматура на линиях подачи греющего пара в сепаратор-пароперегреватель 19.
При останове турбины происходят резкое снижение давления в ней, что может вызвать нежелательный обратный ток пара и воды от агрегатов, подключенных к отборам турбины Во избежание этого производится закрытие задвижек 20 на отборах пара к деаэратору, питательным турбонасосам и посторонним потребителям, а также закрытие обратных клапанов 21 на отборах к регенеративным подогревателям. Операции 20 и 21 проводятся также и при отключении генератора от сети и переходе его на снабжение собственных нужд, так как при этом также падает давление в турбине.
Одновременно с остановом турбины производится отключение 22 генератора от сети, которое производится с задержкой времени Т (около 2 мин), достаточной для закрытия главных паровых задвижек. Это делается для того, чтобы при отказе стопорного клапана не оставить турбину без электрической нагрузки при наличии расхода пара, что может привести к ее разгону. При срабатывании защит по осевому сдвигу 2, повышению давления в конденсаторе 3, давления масла 4 или снижению его уровня 5 генератор должен отключаться сразу. Это достигается объединением сигналов этих защит схемой ИЛИ, выход которой подается на схему И, на второй вход которой подается сигнал об отключении турбины. При отключении генератора производится открытие впрыска на охлаждение выхлопных патрубков турбины 23 во избежание их перегрева.
В случае, если отключение генератора от сети 22 совпадает с сигналами от защит по осевому сдвигу ротора 2 или понижению давления в системе смазки 4, для ускорения остановка турбины после отключения производится срыв вакуума в конденсаторе 24, для чего также используются схемы ИЛИ и И.
Кроме перечисленных основных при останове турбины также выполняются некоторые вспомогательные операции, которые осуществляются только при определенных сигналах защит/ При срыве вакуума 24 закрываются задвижки на линиях подачи воды и пара в конденсатор 25. Закрытие этих задвижек происходит и при повышении уровня в конденсаторе 14 и при понижении в нем вакуума 3. При повышении уровня до второго предела в ПВД 12 и ПНД 13 отключаются питательные насосы 26, а при повышении уровня в ПНД, кроме того,— конденсатные насосы 27. Такая защита производится потому, что наиболее частая причина аварийного повышения уровня — разрыв трубок, и указанные насосы качают при этом питательную воду в паровое пространство подогревателей.
При повышении давления пара за ЦВД 8 открываются предохранительные клапаны сепараторов-пароперегревателей 28. При повышении уровня в конденсаторе 14 для уменьшения подачи в него воды отключаются конденсатные насосы питательных турбонасосов 29.
Как отмечалось в начале параграфа, при некоторых авариях происходит разгрузка турбины. Так, при отключении автомата гашения поля (АГП) генератора турбина автоматически разгружается до 40 % номинальной мощности. При снижении температуры пара перед ЦСД ниже установленного предела (235 °С) или при одном работающем конденсатном насосе происходит разгрузка до 50 % номинальной мощности. При закрытом (вследствие его неисправности) одном из двух отсечных клапанов перед ЦСД и открытом другом турбина также разгружается до 50 % номинальной нагрузки.
В отличие от описанных в гл. 7 схем АЗ реактора защиты турбины срабатывают при подаче напряжения на реле, а не при снятии его. Это объясняется тем, что исполнительные элементы защиты турбины — электромагниты защитного устройства — срабатывают в случае подачи напряжения на их обмотки. Для повышения надежности защитное устройство имеет два электромагнита, причем срабатывание любого из них приводит к срабатыванию защит.
схема защит ПВД
Рис. 10 3 Структурная схема защит ПВД.

 На каждый электромагнит действует свой независимый канал защиты. Проверка канала осуществляется при отключении его выхода от электромагнита (переводе на сигнализацию) путем поочередного опробования элементов.

Защита по повышению уровня в ПВД, как отмечалось, имеет два предела. Уровень в каждом из ПВД контролируется двумя независимыми электроконтактными уровнемерами, один из которых настроен на первый, а другой — на второй предел. При достижении первого предела подается импульс на отключение группы ПВД (рис. 10.3), при этом переключаются быстродействующие защитные гидроклапаны, направляющие питательную воду по байпасной линии в обход всех ПВД, и закрываются задвижки на входе и выходе питательной воды в группу ПВД и на подводе пара от отборов. Если защита первого предела не сработает или принятых мер окажется недостаточно и уровень будет продолжать подниматься, сработает второй прибор, который подает повторную команду на отключение группы ПВД. Если сигнал от уровнемера второго предела совпадет с сигналом первого предела (схема И), подается импульс на останов турбины. Таким образом, команда на отключение ПВД подается по схеме «один из двух», а на отключение турбины — по схеме «два из двух».
Аварийный останов питательных насосов происходит по сигналам общеблочных защит, а также в результате срабатывания собственных защит насоса. Обычно импульсами на отключение насоса являются понижение давления масла в системе смазки, осевой сдвиг ротора насоса, понижение давления воды на всасе насоса, повышение давления воды на напоре насоса. В питательных турбонасосах в защиту также вводятся импульсы по осевому сдвигу ротора турбины и по превышению частоты вращения, в электронасосах — по прекращению тока охлаждающей воды через ротор или статор двигателя, а также импульсы электрических защит двигателя. Так как разогрев электродвигателя при прекращении охлаждения происходит достаточно медленно, импульсы на отключение по прекращению расхода охлаждающей воды вводятся с задержкой до 3 мин, что дает возможность ликвидировать нарушения персоналом до срабатывания защиты.
Защиты главных циркуляционных насосов зависят от их конструкции. Например, в насосах ГЦН-195 блоков ВВЭР-1000 защита осуществляется по падению давления масла, подаваемого на подшипники, и по увеличению давления на сливе запирающей воды, что свидетельствует о повреждении уплотнения насоса. Отключение двигателей всех ГЦН производится также по сигналам электрических защит.



 
« Автоматическое регулирование температуры пара промперегрева котлоагрегата ТГМП-344А   Анализ причин повреждений экранных труб котлов ТП-87 »
электрические сети