Стартовая >> Архив >> Генерация >> Результаты испытаний систем регулирования питательных турбонасосов АЭС

Результаты испытаний систем регулирования питательных турбонасосов АЭС

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БЛОКОВ АЭС

КАРЛИНЕР В. М.. ПОДГОРНЫЙ Ю. К., КУЗНЕЦОВ А. О., инженеры, Теплоэнергомонтаж — Запорожскатомэнергоналадка

На серийном энергоблоке АЭС с реактором ВВЭР-1000 установлены два питательных турбонасоса (ПТН) марки ПТА-3750-75 в блоке с бустерными насосами марки типа ПД-3800-20. Приводом их является конденсационная турбина К-12-10ПА (ОК-12А) Калужского турбинного завода. Ротор питательного насоса соединен с ротором турбины жесткой муфтой, а ротор бустерного насоса — через понижающий редуктор с передаточным отношением 1,95. Пар к турбине-приводу подводится из отбора главной турбины энергоблока после сепарации и промежуточного перегрева.
На энергоблоках, где в качестве главной используется турбина К-1000- 60/1500-2 Харьковского турбинного завода, в номинальном режиме на приводную турбину подается пар давлением 0,97 МПа и температурой 248 °С. В пускоостановочных режимах пар к ней подводится непосредственно из парогенераторов через быстродействующие редукционные устройства и коллектор собственных нужд (БРУ СН). Пар после турбины направляется в конденсатор ПТН, откуда конденсат насосами перекачивается в конденсатор главной турбины.
Управление каждым питательным турбонасосом осуществляется с помощью электрогидравлической системы регулирования турбины-привода. В статье приведены результаты пусконаладочных работ на системах регулирования ПТН энергоблоков, станционные № 1—4, Запорожской АЭС, т. е. на восьми агрегатах.
Системы автоматического регулирования турбин К-12-10ПА энергоблоков, станционные № 1 и 2, Запорожской АЭС спроектированы с электронным регулятором частоты вращения ротора, воздействующим на гидравлический золотник управления. Приводом двух дроссельных регулирующих клапанов является гидравлический сервомотор с отсечным золотником, в проточную линию управления которым и включен золотник управления. В эту же линию включен предельный регулятор давления воды за 1-й ступенью питательного насоса, препятствующий повышению давления сверх допустимого (рис. 1,а). Для защиты от повышения частоты установлены два автомата безопасности: один на валу турбины, другой — на выходном валу редуктора. Они воздействуют при срабатывании на свои автозатворы и тем самым способствуют закрытию стопорного и регулирующих клапанов.
Остальные технологические защиты турбины и насосов выполнены по традиционной схеме электрическими с воздействием на электромагнит дистанционного выключателя. Предусмотрена возможность испытания одного из автоматов безопасности (на редукторе) наливом масла.
Маслоснабжение системы регулирования осуществляется с помощью двух выносных насосов 5НКЭ-5Х1- Масло к ним подводится из системы смазки подшипников. Один насос является рабочим, второй — резервным.
В ходе пусковых работ на головном энергоблоке выявлена недостаточная надежность электронного регулятора частоты и принято решение от него отказаться. Автоматическое управление агрегатом осуществляется с помощью электронного регулятора производительности питательного насоса, воздействующего на электродвигатель МЭО 260/63-06У и соединенного с золотником управления.
На энергоблоках, станционные № 3 и 4, установлены турбины с системой регулирования, близкой к традиционной. На валу турбины установлен насос-импеллер, импульс от которого подводится к поршневому трансформатору давления (т. е. регулятору скорости), включенному в линию управления сервомотором. Автоматика энергоблока воздействует на электродвигатель механизма управления Трансформатором давления (рис. 1,б). Остальные элементы системы регулирования и маслоснабжения сохранены без изменений.
На каждом энергоблоке выполнялся следующий цикл пусковых работ по системе регулирования ПТН:
ревизия механизмов регулирования, защиты и парораспределения (на заключительной стадии монтажа);
промывка трубопроводов маслом помимо узлов;
опробование системы регулирования на остановленной турбине;
испытание системы регулирования и защиты при холостом ходе турбины с отсоединенными бустерными и питательными насосами;
опробование работы системы регулирования при пуске ПТН на рециркуляцию и нагружении энергоблока;
динамические испытания системы регулирования ПТН при переходных режимах энергоблока.

Схема регулирования турбины
Рис. 1. Схема регулирования турбины ОК-12А:
а — энергоблоков, станционные № 1 и 2; б - энергоблоков, станционные № 3 и 4
1 — золотник регулятора скорости (трансформатор давления); 2 — отсечной золотник; 3 — сервомотор регулирующих клапанов; 4  —реле закрытия регулирующих клапанов; 5 — предельный регулятор давления; 6—импульсный насос-импеллер А —И — гидравлические и электрические линии соответственно напорная, управления, защиты, сливная, от 1-й ступени питательного насоса, от БЩУ, от автоматики энергоблока, всасывающая и напорная импеллера
Схема промывки маслопроводов системы регулирования
Рис. 2. Схема промывки маслопроводов системы регулирования:
1 — насос; 2 — блок регулирования; 3, 6 — автозатворы; 4 — реле закрытия клапанов; 5 — редуктор; 7— импеллер; 8 — сервомотор стопорного клапана; 9— аккумулятор; 10— выключатель; 11 — реле давления; 12 — бак; А, Б — маслопроводы соответственно смазки и сливные     временные маслопроводы

Схема послемонтажной промывки приведена на рис. 2. Она выполнялась маслом, нагретым до 60—70 °С, первоначально насосами системы смазки главной турбины, затем насосами системы регулирования ПТН. Для увеличения скорости потока при промывке включалось одновременно два насоса, и маслопроводы группировались по контурам. Для оценки результатов промывки осматривались контрольные участки внутренней поверхности маслопроводов. При отсутствии механических примесей промывка считалась законченной.
После ее окончания и сборки системы проводились опробование управления регулирующими клапанами и проверка действия защиты по всем предусмотренным каналам. Как правило, отказов при таких проверках не возникало. Зависимости перемещения регулирующих клапанов от хода золотника управления (или буксы трансформатора давления) приведены на рис. 3, а и б, на рис. 3, в — характеристики предельного регулятора давления. Экспериментальные графики близки к расчетным и удовлетворяют техническим требованиям.
При подаче непрерывной команды на МЭО (энергоблоки, станционные № 1 и 2) время перемещения регулирующих клапанов составляет 40 с, т. е. используется примерно 2/3 хода МЭО. При подаче непрерывной команды на трансформатор давления (энергоблоки, станционные № 3 и 4) время перемещения регулирующих клапанов — 16 с. Нечувствительность по входу управления составляет 2—4% (допускается до 6%). При подаче импульсных команд сервомотор регулирующих клапанов начинает отрабатывать сигнал через 0,3—0,4 с, собственное время перемещения регулирующих клапанов (полный ход) —0,35:0,4 с, стопорных—1,05-7-1,1 с. Динамические характеристики элементов регулирования турбин данного типа не регламентируются, но полученные результаты удовлетворяют практическим требованиям как при нормальной эксплуатации, так и в аварийных режимах.
При холостом ходе турбины с отсоединенными насосами проводились проверка паровых клапанов на плотность, испытание автоматов безопасности, снятие статической характеристики скорости и насоса-импеллера (последнее для энергоблоков, станционные № 3 и 4). Плотность стопорного и регулирующих клапанов проверялась поочередным их закрытием, после чего частота вращения снижалась не менее чем до 1500 об/мин. При закрытых стопорном и регулирующих клапанах ротор турбины не вращался, следовательно, на всех турбинах клапаны плотные.
Автомат безопасности, установленный на редукторе, опробовался при подаче масла на номинальной частоте вращения, затем оба автомата испытывались разгоном ротора и при необходимости настраивались на срабатывание при частоте вращения 3850—3920 об/мин.
Характеристика импеллера приведена на рис. 4; расчетная и фактическая характеристики совпадают.

Характеристики регулирования ПТИ
Рис. 3. Характеристики регулирования ПТИ:
а — характеристики регулирования скорости для энергоблоков, станционные № 1, 2; 6 — то же для энергоблоков, станционный № 3, 4; в— характеристики предельного регулятора давления
1, 2— энергоблок, станционный № 1, ПТН-1 и ПТН-2; 3, 4 — энергоблок, станционный № 2, ПТН-1 и ПТН-2; 5, 6 — энергоблок, станционный № 3, ПТН-1 и ПТН-2; 7,8— энергоблок, станционный № 4, ПТН-1 и ПТН-2               расчетные характеристики

Статическая характеристика регулирования скорости (рис. 5) снималась при промежуточном положении буксы трансформатора давления. Расход пара на турбину регулировался главной паровой задвижкой с фиксацией частоты вращения ротора и положения сервомотора. Нечувствительность при испытаниях не обнаружена, неравномерность регулирования частоты составляла примерно 7 % (нормативное значение — 64-8%).
Характеристика насоса-импеллера
Рис. 4. Характеристика насоса-импеллера
Статические характеристики регулирования ПТИ энергоблока
Рис. 5. Статические характеристики регулирования ПТИ энергоблока, станционный М 4:     экспериментальные характеристики; а — расчетный диапазон характеристик, б — неравномерность регулирования частоты; АН — рабочий диапазон сервомотора.1, 2 — положение сервомотора соответственно при минимальной и максимальной нагрузках
В эксплуатационных режимах ПТН участвует в регулировании уровня в парогенераторах, поддерживая постоянный перепад давления между свежим паром и питательной водой, и обеспечивает устойчивость процесса как в нормальных режимах, так и в аварийных ситуациях.
На всех энергоблоках проведены динамические испытания сбросами нагрузок, во время которых проверялись и динамические характеристики регулирования ПТН. Переходные процессы в динамических режимах энергоблока показаны на рис. 6. При сбросе электрической нагрузки оба ПТН остаются в работе, частота вращения роторов и расход питательной воды уменьшаются. В таком режиме автоматические системы регулирования ПТН с импеллером и без него функционируют аналогично.

Переходные процессы при динамических режимах работы энергоблока
Рис. 6. Переходные процессы при динамических режимах работы энергоблока: а — сброс электрической нагрузки; б — отключение одного из ПТН ПТН-1;                ПТН-2
При отключении одного из ПТН энергоблок автоматически разгружается, а оставшийся в работе турбонасос нагружается, поддерживая режим работы парогенераторов. В таких ситуациях система с импеллером более надежна, так как при его отсутствии и определенных видах отказа автоматики возможно чрезмерное нагружение ПТН с повышением частоты вращения ротора до уровня настройки автомата безопасности и последующим отключением второго ПТН. При наличии автоматического регулирования частоты вращения надежность действия автоматики увеличивается.

 
« Результаты испытаний патронного фильтра   Результаты предварительных исследований экономики ветроэнергетики »
электрические сети