Система автоматичного регулювання (САР) турбіни атомної електростанції

Перелік умовних позначень,скорочень і термінів
АЕС – атомна електричнастанція
АІР – імпульсавтоматичного розвантаження
АКЗ — активна зонареактора
АЦП – аналогово-цифровийперетворювач
БПН – блок постійноїнапруги
БЩУ — блочний щитуправління
ВВЕР – водо-водяний енергетичнийреактор
ВП – вимірювач потужності
ГЦК — головнийциркуляційний контур
ГЦН – головнийциркуляційний насос
ГЧСР – гідравлічначастина системи регулювання
ДИФ – каналдиференціатора
ДКТ – датчик керуючоготиску
ЕВ – електромагнітнийвимикач
ЕГП – електрогідравлічнийперетворювач
ЕОМ – електроннаобчислювальна машина
ЕЧСР – електрична частинасистеми регулювання
КРТ – контур регулюваннятиску
КРЧО – контур регулюваннячастоти обертання
КТ – Компенсатор об’єму
МЕО – механізмелектричний однообертовий
МКТ – механізм керуваннятурбіною
НВТ – насос високоготиску
ННТ — насос низькоготиску
ОЗП – оперативнийзапам’ятовуючий пристрій
ОП – обмежувач потужності
ОТЗ – обмежувач темпузадання
ПА – протиаварійнаавтоматика
ПАУ – каналпісляаварійного управління
ПHТ – підігрівникнизького тиску
ПГ — парогенератор
ПЗ – протиаварїйнийзахист
ПЗО – пристрій зв’язку зоб’єктом
ПКН – канал початковоїнерівномірності
ПР – перемикч виборусигналів
РБ – регулятор безпеки
РК – регулюючийклапан(турбіни)
РПТ – регулятор потужностітиску
РФ – релейна форсировки
САК – субблок аналоговогоперетворювача
САР – системаавтоматичного регулювання
САОЗ – система аварійногоохолодження активної зони реактора
СВП – субблок вихідногопідсилювача
СВС – субблок вихідногосигналу
СІ – субблок індикації
СКР – субблок комутаціїреле
СКС – система контролюсигналів
СН – стабілізатор напруги
СП – субблок перемикачів
СПП-сепараторпароперегрівник
СПЧ – субблокперетворення частоти
СТП – субблок токовогоперетворювача
СУЗ — система управліннята захисту
ТА – технологічнаавтоматика
ТВЕЛ – тепловиділяючийелемент
ТГ – турбогенератор
ТГІ – тахогенераторіндукційний
УКП – канал прогрівутурбіни
ЦАП – цифро-аналоговийперетворювач
ЦВТ — циліндр високоготиску
ЦНТ – циліндр низькоготиску
ЯЕУ – ядерна енергетичнаустановка
ЯПУУ – ядернапароутворююча установка

Вступ
Атомнаенергія відноситься до довгострокових і відносно дешевих видів енергії. І те йінше вкрай важливо для сучасної цивілізації, яка вже зараз відчуває нестачу венергетичних ресурсах, що, в свою чергу, відбивається на зростанні вартостіенергії. Проте, освоєння атомної енергії і розвиток ядерної енергетикизустрічають протидію з боку світової громадськості, що стурбована проблемамиядерної безпеки, можливістю забруднення навколишнього середовища радіоактивнимивідходами і небезпекою поширення ядерної зброї.
Узв'язку з паливоенергетичною кризою, широкій громадськості було переконливопоказано, як важлива енергія для забезпечення нормальної життєдіяльностілюдини. Стало очевидним, що доступних для використання джерел нафти і газу приіснуючих масштабах споживання може вистачити лише на кілька десятиліть. Тому вданий час усе більш зростає увага до пошуків альтернативних енергетичнихресурсів і дослідженням у цій області. Людству необхідно навчитися жити вумовах енергетичних запасів, що змінюються, і зростаючих труднощів, включаючитехнічні проблеми, ріст цін, необхідність значних і довгостроковихкапіталовкладень, незалежно від політичного устрою суспільства.
Використанняенергії ядер, що поділяються – одна з найважливіших альтернатив традиційноїтеплоенергетики, особливо для країн з убогими ресурсами палива. В даний часекономічно вигідніше виробляти електроенергію на великих АЕС, ніж натрадиційних електростанціях, за винятком деяких районів зі сприятливими умовамидля використання гідроенергії чи з великими запасами кам'яного вугілля. Атомнаенергія поряд з використанням в електроенергетиці може бути застосована наморському транспорті, у комунально-побутовому і промисловому секторах у видітеплоти й інших енергоємних виробництв.
Розвитокядерної енергетики завжди асоціюється з потенційною небезпекою радіоактивногозараження біосфери. Ця унікальна особливість ядерної енергетики, невідома вінших областях людської діяльності, викликає серйозне побоювання громадськості.Дійсно такий ризик існує і в основному через значну концентрацію радіоактивнихматеріалів в активних зонах реакторів, частина яких, у принципі, можевиділитися в результаті аварії, диверсії чи війни. Існує також ризик витокурадіоактивних продуктів при видобутку уранових руд, на переробних заводах іінших підприємствах, зв'язаних з обробкою і збереженням радіоактивних матеріалів.
Длязахисту населення та обслуговуючого персоналу АЕС і інших підприємств ядерноїенергетики від радіаційного ураження розроблені норми і правила забезпеченнябезпеки при проектуванні й експлуатації потенційно небезпечних об'єктів,створені державні органи ліцензування й інспекції таких об'єктів, затвердженікваліфікаційні стандарти для персоналу, що несе відповідальність за безпечнуексплуатацію АЕС і інших підприємств паливного циклу.
Безпечна,надійна й економічна експлуатація ядерного реактора на всьому протязі 30-літньоготерміну служби була б неможлива без глибоких знань і досвіду фізиків,інженерів-механіків, електриків, хіміків без кваліфікованої роботи безлічітехніків і робітників, особливо зварників, електриків, будівельників. Виконанняцієї умови в ядерній енергетиці привело до вражаючих результатів: забезпечилона сьогоднішній день рекордні показники по безпеці й економічності АЕС, що єнадійною основою для широкомасштабного розвитку ядерної енергетики.
Сучаснийетап розвитку енергетики характеризується прогресивною часткою АЕС, щозбільшується у виробництві електроенергії. За короткий термін – близько 20років атомна енергетика пройшла великий шлях від першої АЕС до блоків потужністю1000–1500 Мвт і більш, ставши одним з найважливіших джерел енергії для багатьохкраїн і економічних районів. У процесі розробки, проектування й експлуатаціїАЕС накопичений великий досвід, у тому числі по створенню систем контролю і керування.
Безупиннезростання вимог до контролю і керування, викликане необхідністю підвищеннябезпеки і надійності АЕС, підвищенням одиничної потужності блоків, а також інтенсифікацієютехнологічних процесів, зажадало широкого застосування нових технічних засобівавтоматизації – електронних обчислювальних машин, пристроїв логічного керування– перегляду принципів організації керування АЕС.
АЕСможуть споруджуватися в будь-якому географічному районі країни, але обов'язковопри наявності джерела водопостачання. АЕС споруджуються по блоковому принципі,як у тепловий, так і в електричній частині.
Їхвигідно будувати з енергоблоками великої потужності, тоді по своїхтехніко-економічних показниках вони не уступають КЕС, а в ряді випадків іперевершують їх.
Вданий час на АЕС встановлюються енергоблоки потужністю 1000–1500 Мвт і усявироблювана електроенергія (за винятком витрат на власні потреби) видається венергосистему по лініях високої і понад високої напруги. Коефіцієнт корисноїдії АЕС складає 35–38%, підвищити який дозволяє застосування мікропроцесорноїелектричної частини системи регулювання (ЕЧСР).
ЕЧСРє регулятором турбіни, що входить до складу системи автоматичного керуванняпотужністю (САКП) енергоблоку. Призначена для керування РК турбіни у всіх режимахроботи блоку.
ЕЧСРпризначена підвищити:
ступіньавтоматизації роботи блоку в різних режимах його роботи;
стійкістьроботи блоку в нормальних експлуатаційних умовах, а також
привідмовленнях і непланових відключеннях технологічного устаткування;
поліпшитидинамічні характеристики турбіни енергоблоку.
Урежимах зі скиданнями електричного навантаження задачею ЕЧСР є поліпшенняпротирозгонної характеристики турбіни.
Передбаченоможливість використання ЕЧСР в:
режимахпуску (розворот турбіни, синхронізація ТГ із мережею, навантаження) і зупинки(розвантаження, зупинка турбіни);
нормальнихрежимах роботи енергоблоку при регулюванні заданого параметра;
притехнологічних обмеженнях на блоці через непланові відключення допоміжногоустаткування;
прискиданнях електричного навантаження.
Впливаючина РК турбіни, ЕЧСР дозволяє виконати в залежності від режиму роботи блоку,регулювання наступних параметрів:
частотиобертання ротора турбоагрегату;
активноїелектричної потужності;
тискусвіжої пари в ЦПК;
тиску керуючої рідини примаксимальному навантаженні ТГ.
1.Аналіз технологічної схеми блоку з реактором ВВЕР-10001.1 Принципова теплова схема1-го і 2-го контурів АЕС
Перший контур (малюнок.1.1) складається з реактора (1) і чотирьох петель, кожна з який включаєпарогенератор (2), головний циркуляційний насос (3) і головні циркуляційнітрубопроводи, Будова декількох паралельних петель виключає необхідністьрезервування устаткування, зокрема циркуляційних насосів. Число паралельнихпетель визначається максимально досяжною потужністю окремих елементівустаткування.    Вода в реактор надходить при тиску 16,6 Мпа з температурою 562К. В активній зоні реактора вона нагрівається до 595 К і направляється впарогенератор, де охолоджується, віддаючи теплоту теплоносію другого контуру. Зпарогенератора вода головним циркуляційним насосом повертається в реактор.
Передача теплоти впарогенераторі відбувається без фазових перетворень теплоносія першого контуру.Закипання теплоносія не відбувається за рахунок високого тиску в контурі. Длястворення необхідного тиску потрібно спеціальне зовнішнє джерело, яким єпаровий компенсатор тиску (КТ) (4). Він служить для компенсації зміни об’ємутеплоносія при нагріванні його в контурі і створення початкового тиску.
Вода в КТ нагріваєтьсяелектронагрівниками і частково випаровується, що приводить до підвищення тиску.КТ з'єднаний з «гарячим» трубопроводом. Для запобігання підвищення тиску понадприпустимий у паровий простір КТ вприскується теплоносій з «холодної» віткитрубопроводу. Якщо при вприскуванні холодного теплоносія підвищення тиску неприпиняється, то спрацьовує запобіжний клапан, вихід якого з'єднаний збарботером (6). Температура води в барботері підтримується ~333 для конденсаціїпари з КТ. Якщо тиск в барботері у свою чергу перевищує припустиме, тоспрацьовує запобіжний клапан на барботері і середовище першого контурувикидається в приміщення. Імовірність останнього незначна.
Вода першого контуру прироботі реактора набуває високої радіоактивність навіть без порушення щільностіоболонок Твелів, тому що у воді практично завжди є присутніми домішки, щоактивуються в активній зоні (наприклад, продукти корозії, солі і т. п.).Устаткування першого контуру стає джерелом іонізуючого випромінювання, і томуйого розміщують у приміщеннях, що не обслуговуються. Отже, конструкціяустаткування повинна забезпечити його тривалу роботу (наприклад, протягом року)без обслуговування і прямого контролю з боку персоналу.

/>
Для запобіганнянакопичення домішок в теплоносії першого контуру, частина (так звана продувка)з витратою до 22 кг/с з напірної сторони ГЦН відводиться для очищення уфільтрах. Перед фільтрами продувна вода охолоджується до температури 318К.Охолодження відбувається за рахунок нагрівання очищеної води в регенеративномутеплообміннику, яка після фільтрів повертається в контур на всмоктувальнусторону ГЦН. Остаточне охолодження продувної води відбувається технічною водоюв холодильнику.
Компенсація втраттеплоносія першого контуру, а також первинне заповнення першого контуруздійснюється живильними насосами зі спеціальної системи підготовки чистогоконденсату. Паралельно встановлюється не менш двох відцентрових насосів.
Усі сучасні ЯЕУ оснащенісистемами аварійного охолодження активної зони реактора (САОЗ), що забезпечуютьвідвід теплоти з активної зони у випадки аварії з втратою теплоносія зциркуляційного контуру. САОЗ реактора ВВЕР-1000 містить у собі насоси низького(ННТ) і високого (НВТ) тиску, гідроакумулятори (5), у яких вода знаходиться підтиском азоту, і баки запасу води і розчину борної кислоти. Коли втрататеплоносія відбувається з невеликою швидкістю, включаються НВТ. При великійрозгерметизації, аж до повного миттєвого обриву циркуляційного трубопроводу(діаметр трубопроводу складає 850 мм), на початку вода подається згідроакумулятора, потім включається НВТ і, якщо їхньої подачі не вистачає для підтримкитиску в контурі, в роботу вступають НВТ. Енергетичний зв'язок першого і другогоконтурів здійснюється через ПГ. Свіжа пара від чотирьох парогенераторівнадходить по чотирьох паропроводах Ду600 до чотирьох блоків клапанів високоготиску (кожен блок складається з послідовно розташованих одного стопорного йодного регулюючого клапанів). Hа кожнім паропроводі свіжої пари перед блокомклапанів встановлена запірна засувка. З паропроводів від ПГ №2 і №3 перед ГПЗвиконані відводи Ду100 для приєднання байпасних трубопроводів ГПЗ ізустановленими на кожнім з них послідовно запірною засувкою і дросельнимклапаном. Після дросельних клапанів кожного байпаса пара по трубопроводах Ду150направляється в суміжні паропроводи свіжої пари за ГПЗ, а саме: байпас з паропроводувід ПГ №2 приєднаний до паропроводів за ГПЗ від ПГ №2 і №4, а байпас зпаропроводу від ПГ №3 – до паропроводів за ГПЗ від ПГ №3 і №1. Байпаси ГПЗвикористовують для прогріву блоків клапанів високого тиску перед пуском.
Від регулювальнихклапанів високого тиску пара чотирма паропроводами Ду600, що поєднуються передЦВТ (3) у дві труби Ду800, направляється до паровпуску ЦВТ.
ПісляЦВТ (3) пара по чотирьох ресиверах Ду1600 надходить у чотири сепаратори –пароперегрівники, у яких здійснюється просушка та перегрів пари, що направляєтьсяв ЦHТ (4). Гріючою парою СПП (1–2) є свіжа пара, що відбирається з паровогоколектора, який поєднує всі паропроводи свіжої пари від ПГ.
Пара до СПП підводитьсяпо паропроводу Ду400 через послідовно встановлені засувку з байпасом Ду50 ірегулювальний клапан за допомогою якого підтримується задана температура париперед ЦHТ при пусках енергоблоку.
Перегріта пара відкожного СПП через блок клапанів низького тиску (блок складається зі стопорної ірегулюючої заслінок, установлених послідовно) по ресиверах Ду1400, кожний зякий розгалужується потім на дві линії Ду1200, підводиться до двох сусідніхЦHТ. Таким чином, на кожні два ЦHТ надходить пара від двох СПП, розташованих зрізних сторін турбіни.
Пройшовши проточнучастину ЦHТ відпрацьований пар направляється в конденсатори турбіни, девідбувається його конденсація при тиску нижче атмосферного.
Конденсат зконденсатозбірників конденсаторів виділяється конденсатними насосами першоїступіні (6) через фільтри блокової знесилюючої установки (7) у ПHТ-I (9),звідкіля самопливом зливається в ПHТ-2 (10). З ПHТ-2 основний конденсатвідкачується конденсатними насосами другої ступіні (11) через поверхневіпідігрівники низького тиску (12, 13, 14) у деаератори (15). Вода з деаераторівживильними насосами (16) подається в парогенератори ЯППУ через підігрівники високоготиску (17, 18).
1.2 Обладнання 1-го контуру
Реактор ВВЕР-1000 являєсобою реактор корпусного типу з водою під тиском. Реактор складається знаступних вузлів (малюнок 1.2): корпус, шахта, выгородка, блок захисних труб,верхній блок, активна зона, канали вимірювання нейтронного потоку.
Всередині корпусу накільцевому виступі фланця закріплюється шахта, що є опорною конструкцією дляактивної зони реактора. Шахта призначена для установки ТВС АКЗ і організаціїпотоку теплоносія всередині реактора.
Вигородка зменшуєпротікання води повз активну зону. Активна зона набирається із шестиграннихкасет, що містять конструктивно оформлену урано-водяну решітку, зверху наактивну зону встановлюється блок захисних труб. Кришка через блок захисних трубпіджимає і дистанціонує голівки касет, запобігає їхній вібрації.

/>
Малюнок 1.2 – РеакторВВЕР-1000.
В трубах блоку захиснихтруб переміщаються регулюючі стержні системи керування і захисту. На фланецькорпусу встановлюється верхній блок із приводами СУЗ.
Ущільнення головногороз’єму забезпечується трубчастими прокладками, встановленими між фланцямикорпуса і кришкою.
Канали нейтронноговимірювання призначені для оперативного беззупинного вимірювання щільностіпотоку в активній зоні при роботі реактора в діапазоні потужності 10–20% відномінальної. Регулювання реактора здійснюється переміщенням регулюючих стержніві зміною концентрації рідкого сповільнювача нейтронів. Теплоносієм ісповільнювачем у реакторі є вода, теплоносій надходить у реактор. Через чотирипатрубки корпусу, проходить вниз по кільцевому зазорі між корпусом і шахтою,потім через днище і піднімається нагору по касетах. Нагрітий за рахунок теплаядерної реакції теплоносій виходить з голівок касет у міжтрубний простір блокузахисних труб і через блок захисних труб і шахти чотирма патрубками корпусавиводиться з реактора. Поділ вхідного і вихідного потоків теплоносіяздійснюється за допомогою горизонтального кільця, закріпленого на корпусі і допускаючоговиїмку шахти з корпуса в холодному стані.
Активна зона реакторапризначена для організації ядерної реакції, передачі тепла, яке виділяється врезультаті ядерної реакції, теплоносієві.
При розробці активноїзони враховані наступні вимоги:
1) при нормальній експлуатації протягом усього терміну служби неповинні перевищуватися межі ушкодження ТВЕЛ;
2) повинен бути реалізований негативний повний коефіцієнт реактивностіпо потужності;
3) повинні бути передбачені заходи, спрямовані на виключенняможливості непередбачених ситуацій і тих, що приводить до збільшення реактивностікомпонентів АКЗ;
4) конструкція АКЗ в сукупності з системою надійного живлення, САОЗ,блокуваннями і т.д. повинна виключати можливість руйнування АКЗ ірозплавлювання палива у всіх проектних режимах.
Активна зона збираєтьсяустановкою касет відповідно до картограми завантаження в шахту реактора. Післяустановки касет в реактор встановлюється блок захисних труб. При цьомуциліндричні частини голівок касет входять в ячейки БЗТ. Для забезпеченнянадійної і безпечної експлуатації касет у проекті прийняті наступні міри:
1) протягом усього терміну служби надійно затиснута в реакторі за рахунокрозміщення в голівці 15 пружин;
2) ТВЕЛи в касеті мають можливість вільного радіаційного (на35 мм) і температурного росту до 1200 оС.
Реакторна установкарозрахована на можливість дворазового перевантаження палива на протязі 1 року.Основні характеристики реактора приведені в таблиці 1.1. Таблиця 1.1 Основні характеристики реактораНайменування характеристики Розмірність Величина Потужність теплова номінальна МВт 3000 Кількість циркуляційних петель шт. 4 Тиск у першому контурі на виході з АкЗ МПа 15,7 Розрахунковий тиск МПа 17,7 Тиск гідроіспитів МПа 24,5 Витрата т/н через реактор
М3/год 84800
Температура т/н:
1)  на вході в АкЗ
2)  на виході з АкЗ
оС
оС
290
320
Результати розрахунківпоказують, що протягом усієї кампанії у всіх можливих режимах роботи напотужності забезпечується негативний коефіцієнт реактивності по потужності.
Механічна системакерування і захисту реактора складається з 61 привода, кожний з який здатнийпереміщувати в межах Акз пучок з 18 поглиначів. На механічну систему керуванняі захисту покладається компенсація швидких змін реактивності.
Контроль стану активноїзони реактора і її елементів містять у собі:
1) експлуатаційний контроль при роботі зони на потужності;
2) контроль за станом палива;
3) контроль стану внутрішньокорпусних пристроїв;
Контроль усіх параметрівактивної зони реактора централізований і виведений на блоковий щит керування(БЩУ) енергоблоку. Крім блокового передбачений резервний щит керування, щовикористовується при ушкодженні БЩУ. Керування і захист реактора здійснюєтьсявпливом на реактивність реактора здійснюється борним регулюванням.
Конструктивніхарактеристики активної зони приведені в таблиці 1.2. Таблиця 1.2 Конструктивніхарактеристики активної зониХарактеристика Розмірність Величина Еквівалентний діаметр АКЗ см 316 Висота АКЗ см 353 Крок розташування касет см 23,4 Розмір касети «під ключ» см 23,4 Кількість ТВЕЛ в касеті шт. 312
Кількість не паливних трубок у касеті:
1)  для розміщення поглиначів
2)  центральна трубка
шт.
шт.
19
18 Кількість дистанціонуючих решіток в касеті в межах АКЗ шт. 14 Кількість стержнів з вигоряючим поглиначем у касеті шт. 18 Матеріал трубок для розміщення поглиначів нерж. сталь Матеріал центральної трубки сплав цирконію Матеріал вигоряючого поглинача
CrВ2+ПС80 (0,05% У) Кількість касет шт. 163 Зовнішній діаметр ТВЕЛ мм 9,1 Товщина оболонки ТВЕЛ мм 0,69 Зовнішній діаметр паливної таблетки мм 7,53 Матеріал паливної таблетки
UO2 Діаметр осьового отвору паливної таблетки мм 1,4 Матеріал оболонки ТВЕЛ сплав Zr Щільність палива
г/см3 10,4–10,8

Корпус реактора призначений для розміщення внутрікорпусних пристроїв(ВКП) і касет активної зони і являє собою вертикальний циліндричний сосудвисокого тиску, що складається з корпуса звареного, знімної кришки, і деталейвузла ущільнення.
До внутрішньокорпуснихпристроїв серійного реактора ВВЕР-1000 відносяться:
1) шахта;
2) вигородка;
3) 
4) блок захисних труб
Таблиця 1.3 Основні характеристики корпуса реактораХарактеристика Розмірність Величина Довжина мм 10880 Діаметр зовнішній по фланцю мм 4570 Діаметр по циліндричній частині мм 4535
Максимальний розмір у плані по
патрубках мм 5280 Товщина циліндричної частини мм 190 Товщина плакіруючого шару мм 7 Вага корпусу т 304 Матеріал корпусу 15х2НМФА
Система ГЦН призначенадля створення циркуляції теплоносія в ГЦК енергетичного реактора. Система ГЦКсполучає функції системи нормальної експлуатації і захисти системи. Функція ГЦНяк пристроїв нормальної експлуатації в різних режимах полягає в наступному:
1) у режимах пуску ГЦН забезпечує циркуляцію т/н і розігрів ГЦК іззаданою швидкістю;
2) у номінальних режимах ГЦН забезпечує циркуляцію т/н. При працюючихГЦН у їхніх напорах здійснюється вприскування в компенсатор тиску;
3) при зупинці і розхолодженні блоку функції ГЦН не відрізняються відномінального режиму.
Як захисний пристрій ГЦНзабезпечують циркуляцію т/н на вибігу при різних аваріях із знеструмленням, щодозволяє здійснити плавний вихід на режим із природною циркуляцією.
Система ГЦН складається зчотирьох насосних агрегатів і обслуговуючих підсистем: автономного охолодженняГЦН електропостачання, маслопостачання, ущільнюючої води, охолодження води,відмивання бору. Основні технічні характеристики ГЦН приведені в таблиці 1.4.Головний циркуляційний насос ГЦН-195Мявляє собою вертикальний відцентровий одноступінчатий насос із блоком торцовогоущільнення вала, консольним робочим колесом, осьовим підведенням води івиносним асинхронним двигуном (малюнок1.3).Таблиця 1.4Основні технічні характеристики ГЦНХарактеристика Розмірність Величина Продуктивність
м3/год
20х103 Напір Мпа 0,662 Температура т/н
оС 300 Розрахункова температура
оС 350 Тиск на всмоктуванні МПа 15,3 Тиск на усмоктуванні понад пружність парів не менш Мпа 0,98 Організовані протічки запірної води після ступіней ущільнення
м3/год 1,2 Протічки запірної води в контурі
м3/год 0,75
З'єднання ГЦН (равлик) ізтрубопроводом Ду850 мм здійснюється на зварюванні, а з трубопроводамидопоміжних систем на фланцях.
На вал насосавстановлюється блок торцьового ущільнення вала, в якій від системи ущільнюючоїводи подається замикаюча вода, що запобігає витоку теплоносія 1 контуру.
ГЦН підключаються до шин6кВ, розділеним на 4 секції по кількості ГЦН, відключення 1 ГЦН при працюючих 4-хна 100% потужності блоку відбувається без спрацювання аварійного захистуреактора з відповідним зниженням його потужності.
/>
Малюнок 1.3 – Загальнийвигляд ГЦН-195М
Парогенератор призначенийдля вироблення пари, необхідної для роботи турбіни, шляхом відбору тепла відтеплоносія 1 контуру.
Тип парогенератора – горизонтальний однокорпусний з зануреноюповерхнею теплообміну з горизонтальним розташуванням труб. ПГ складається з наступнихосновних вузлів: корпуса, колектора роздачі основної живильної води, пристроюроздачі аварійної живильної води, теплообмінної поверхні і колектора першогоконтуру, сепараційного пристрою, пристрою вирівнювання парового навантаження,опорних конструкцій зрівняльних сосудів, гідроамортизаторів (малюнок 1.4).
Парогенератор ПГВ-1000Мзабезпечує наступні основні вимоги:
1) ПГ забезпечує охолодження т/н 1 контуру до необхідного рівнятемператур у всіх проектних режимах;
2) схема і компонування ГЦК в сукупності з ПГ забезпечує охолодженнят/н при природній його циркуляції;
3) забезпечено резервування подачі живильної води в парогенератор поокремій лінії;
4) габаритні розміри забезпечують транспортування по залізницях;
5) конструкція ПГ виключає ушкодження їм іншого устаткування ітрубопроводів при максимальній проектній аварії.
ПГ у боксі встановленийна дві опорні конструкції. В кожній опорній конструкції мається двояруснароликова опора, що забезпечує переміщення парогенератора при термічномурозширенні трубопроводів головного циркуляційного контуру в повздовжньомунапрямку ±80 мм, у поперечному±98 мм.
Для своєчасного виявленняй усунення виникаючих дефектів, з метою попередження відмовлень і аварійустаткування, а також для визначення забруднення і корозійного станутеплообмінної поверхні проводиться контроль та випробування при експлуатаціїПГ. Для забезпечення ВХР передбачена безупинна продувка кожного ПГ витратою 0,5%його паропродуктивності.
Корпус ПГ і колектора виготовлені з легованої конструкційної сталі10ГН2МФА. Внутрішня поверхня колекторів плакована нержавіючою сталлю: першийшар – зварювальний дріт 07Х25Н13, другий шар – зварювальний дріт 04Х20Н10М25.Трубний пучок виготовлений із хромонікелевої аустенітної сталі 08Х18Н10Т.
Компенсатор тиску являєсобою вертикальну судину, встановлену на циліндричній опорі. У верхнім днищінаявний штуцер під трубопровід вприскування, штуцер під трубопровід скиданняпари через імпульсно-запобіжні пристрої. Патрубок люка має штуцера підтрубопровід скидання парогазовой суміші в барботер і під рівнеміри. У нижнімднищі розташований патрубок під трубопровід, що з'єднує «гарячу» нитку 1-гоконтуру з компенсатора тиску (КТ).
Всередині КТ розташовані:розприскуючий пристрій, захисний екран, тени.
Теплотехнічні параметрипарогенератора представлені в таблиці 1.5.
/>
Малюнок 1.4 –Парогенератор ПГВ-1000М

Таблиця 1.5 Теплотехнічні параметрипарогенератораХарактеристика Розмірність Величина Паропродуктивність кг/с (т/год) 408,3 (1470) Тиск генеруючої пари МПа 6,27±0,19
Температура т/н першого контуру:
1)  на вході в ПГ
2)  на виході з ПГ
 
оС
оС
320±3,5
289,7 Тиск т/н першого контуру на вході в ПГ МПа 15,69±0,29 Температура живильної води
оС 220±5 Вологість пари на виході з ПГ, не більш % 0,20
Основні параметрикомпенсатора тиску представлені в таблиці 1.6.Таблиця 1.6Основні параметри компенсатора тискуХарактеристика Розмірність Величина
Тиск:
номінальний
стаціонарного режиму
робочий, розрахунковий
МПа
МПа
МПа
15,7
16,03
17,6
Температура:
номінальна
розрахункова, робоча, стаціонарна
 
оС
оС
346,2
350 Ємність (повний об’єм)
М3 79 Об’єм води в номінальному режимі
М3 55 Об’єм пари в номінальному режимі
М3 24 Потужність блоків ТЕН, загальна КВт 2520
Розміри КТ обрані так, щоне допускають кипіння т/н у жодній точці 1-го контуру. Співвідношення водяногоі парового об’ємів КТ обране з умови, що не відбувається закидання пари в 1контур з КТ і оголення електронагрівачів КТ.
Для захисту корпусу КТвід корозії внутрішня поверхня має антикорозійне покриття з нержавіючої сталіаустенітного класу. Барботер являє собою горизонтальну судину з еліптичнимиднищами, заповнену водою на 2/3 об’єму. В середній частині корпусу є люк-лаз, уциліндричній частині якого вбудовані два патрубки з фланцями під запобіжнімембрани. Всередині барботера розташовані три парораздавальних колектори ізсоплами і теплообмінник, що складається з вхідного і вихідного колекторів іохолоджуючих труб. В барботері передбачені штуцери для приєднання трубопроводівпідведення пари, підведення і відводу охолодженої води, підведення води длязаповнення барботера, підведення азоту для зриву вакууму в паропровідномутрубопроводі і вентиляції газового об’єму.
Барботер виготовлений ізхромникелевої аустенітної сталі 08Х18Н10Т. Його технічні характеристикипредставлені в таблиці 1.7.Таблиця 1.7 Технічні характеристикибарботераХАРАКТЕРИСТИКА ВЕЛИЧИНА в корпусі в паровому колекторі в водяному колекторі
Тиск, МПа:
1)  номінальне
2)  рабоче, не больше
±0,02
0,69
±0,02
11,28
0,29
0,59 Номінальний тиск розриву мембран, Мпа 0,76–0,93 _ _
Температура, оС:
1)  номінальна
2)  робоча, не більше
20–60
150
20–100
320
на вх. 10–45
на вих. 10–60
150
Об’єм, м3:
1)  повний
2)  води
3)  газу
30
20
10
_
_
_
_
_
_ Рівень води, мм 1700 _ _
Поверхня змійовика, м2 _ _ 35
1.3 Обладнання 2-го контуру
Турбіна К-1000–60/3000призначена для безпосереднього приводу генератора перемінного струму ТВВ-1000–2УЗЛПЕО «Електросила» потужністю 1000 МВт, напругою на виходах 24 кВ. Турбіна К-1000–60/3000розрахована для роботи в блоці з реактором ВВЕР-1000 (енергоблок складається зодного реактора й однієї турбіни).
Турбіна       – парова,конденсаційна, без регульованих доборів пари, із проміжною сепарацією таоднократним одноступінчатим паровим проміжним перегрівом. Паророзподіл турбінидросельного типу, здійснюється чотирма регулювальними клапанами в частинівисокого тиску і чотирма регулювальними клапанами в частині низького тиску. Турбінамає вісім нерегульованих доборів пари, призначених для регенеративногопідігріву основного конденсату і живильної води, живлення приводних турбінживильних турбонасосних агрегатів, підігріву води в мережевих підігрівниках ідля забезпечення власних (технологічних) потреб блоку. Перший, другий і третійдобори виконані з ЦВТ; четвертий добір виконаний із трубопроводів «холодного» і«гарячого» промперегрыву СПП; п'ятий, шостий, сьомий і восьмий добори – з ЦHТ.Заводські дані про добори пари при номінальному навантаженні турбіни іномінальних початкових і кінцевих параметрах пари приведені в таблиці 1.8.Таблиця 1.8 Відбори паpи пpиномінальному навантаженні туpбіниВідбір Споживач Значеня параметру Витрата, т/год Тиск, МПа
Температура, оС Ступінь вологості, % I ПВТ- 7 312 2,330 219 8 II ПВТ- 6 277 1,44 196 10.7 III Деаератор 143 0,9 174 12.7 IV ПНТ- 5 255 0,55 155 14.5 «гостра» пара Приводні турбіни ТПН 136 0,52 250 - V ПНТ- 4 130 0,255 184 - VI ПНТ- 3 112 0,127 123 - VII ПНТ- 2 142 0,064 87 1.6
В місцях виходу роторів зкорпусів цилиндрів виконані кінцеві ущільнення. Камери кінцевих ущільнень ЦВТ іЦHТ з боку проточної частини з'єднані з підводячим колектором в якомупідтримується тиск в межах 1,15–1,2 кгс/см2. Пара до колектораущільнень подається з парової зрівняльної лінії чи деаераторів від колекторавласних потреб через РУ 14/7. Hа лінії підведення пари до колектора ущільненьтурбіни встановлений регулювальний клапан, керування яким виробляєтьсяавтоматично електронним регулятором тиску або дистанційно оператором. При несправностірегулюючого клапана передбачена можливість подачі пари на ущільнення крім ньогона байпас із установленої на ньому засувкою. У колектор подачі пари доущільнень за регулювальним клапаном спрямовані також відводи пари з другихкамер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів високого тиску і першихкамер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів низького тиску. Hаіндивідуальних трубопроводах підведення пари до ущільнень ЦHТ встановленіобмежувальні шайби, що мають обвідні трубопроводи Ду80 із встановленими на нихзасувками, що призначені для регулювання тиску пари в кожнім ущільненні.
Підведення пари до ЦHТвиконане двостороннім (трубопровід Ду150 – у нижню частину окружностіущільнення пари роторів і трубопроводів. Ду50 – у верхню частину окружностіущільнення пари роторів ЦHТ). В діапазоні навантажень турбоустановки від 20 до100% від номінальної, пар з ущільнень ЦВТ надходить в колектор, з відкілянаправляється до ущільнень ЦHТ. У режимах зі зниженими навантаженнями або припусках турбіни, коли тиск пари у вихлопній частині ЦВТ нижче атмосферного,кінцеві ущільнення ЦВТ і ЦHТ живляться пором від деаераторів або РУ 14/7.
З метою попередженнявиходу пари в приміщення машзала, з крайніх камер ущільнень турбіни (з бокуатмосфери) виконаний відвід пароповітряної суміші в спеціальний охолоджувачдвома ежекторами типу ЕВ-1–230, тиск в якму підтримується приблизно 0.97 кгс/см2.Витоки пари через ущільнення штоків стопорних і регулювальних клапанів ЦВТвідводяться: з першої по ходу пари камери – в трубопровід підведення пари вколектор ущільнень до регулюючого клапана; з другої камери – в колекторущільнень; з третьої камери – в колектор відводу пари з ущільнень в сальниковийпідігрівник.
Ущільнення штоківстопорних і регулювальних клапанів ЦHТ виконані двохкамерними. Відвід витоків зперших, по ходу пари, камер ущільнень стопорних і регулювальних клапанів ЦHТздійснюється в колектор ущільнень, а з других камер – в колектор відводу пари зущільнень до сальникового підігрівника. Турбіна оснащена валоповоротнимпристроєм, що призначений для обертання роторів турбоагрегату, при підготовцідо пуску і при охолодженні після зупинки. Підведення масла до ВПУ здійснюєтьсявід системи змащення.
Турбоагрегат має системугідростатичного підйому роторів, що призначена для подачі масла з високимтиском під шийки роторів на кожному опорному підшипнику з метою забезпечення«вспливання» роторів при їхньому обертанні ВПУ або при малих обертах, тобто привідсутності стійкого масляного клина. Застосування гідропідйому роторівдозволяє зменшити потужність приводного електродвигуна ВПУ і знизити зносбабіту вкладишів підшипників і шийок роторів турбоагрегату.
Основні розрахункові технічні характеристики турбіни К-1000–60/3000згідно технічних умов, при номінальній тепловій потужності ЯПУУ 3000 Мвт,приведені в таблиці 1.9. Власне турбіна призначена для перетворення тепловоїенергії пари в механічну енергію обертання роторів.Таблиця 1.9 Технічніхарактеристики турбіни К-1000–60/3000Параметр Значенння
Тиск свіжої паpи пеpед СК ЦВТ:
1)  номінальне, МПа
2)  максимальне (пpи закpитих СК ЦВТ), МПа
6
8
Темпеpатуpа свіжої паpи пеpед СК ЦВД:
1)  номінальна, оС
2)  максимальна (пpи закpитих СК ЦВТ), оС
274,3
293,6 Ступінь сухості свіжої паpи пеpед СК, номінальна, % 0,995 Витрата свіжої паpи на туpбоустановку, т/год 5870 Тиск паpи на виході з ЦВТ пpи номінальній потужності, МПа 0,55 Ступінь сухості паpи на сепаpатному СПП, % 0,995 Тиск паpи після СПП (на вході в ЦHТ), МПа 0,52
Темпеpатуpа паpи після СПП (на вході в ЦHТ), оС 250
Темпеpатуpа гpіючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, оС 272 Тиск гріючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, МПа 5,82 Ступінь сухості гріючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, % 0,994
Темпеpатуpа живильної води:
1)  пpи включених ПВТ, оС
2)  пpи відключених ПВТ, оС
218
176
Тиск паpи в конденсатоpах (пpи темпеpатуpі води охолодження 20оС і витраті її на обидві гpупи конденсатоpів 170000 м3/год:
1)  в пеpшому, по ходу води, коpпусі, МПа
2)  в другому, по ходу води, коpпусі, МПа
3)  усеpеднений по коpпусам, МПа
0.00439
0,00565
0,00502
Темпеpатуpа води охолодження, максимально допустима, оС 33 Максимальна витрата відпрацьованої паpи в конденсатоpи, т/год 3274
Турбіна К-1000–60/3000складається з:
1) циліндра високого тиску;
2) чотирьох циліндрів низького тиску;
3) дев'яти опорних підшипників і одного опорно-упорного підшипника;
4) спеціальної апаратури контролю механічного стану турбіни;
5) системи автоматичного регулювання і захисту.
Циліндр високого тискурозташований в середній частині турбіни; циліндри низького тиску розташованісиметрично по обидві сторони ЦВТ (по два ЦHТ з кожної сторони). Hумерація ЦHТздійснюється від переднього підшипника турбіни (регулятора швидкості) вбікгенератора.
Циліндр високого тиску –двопоточний, по п'ять ступіней тиску в кожному потоці; складається ззовнішнього і внутрішнього корпусів. Внутрішній корпус встановлений взовнішньому за допомогою чотирьох лап і фіксується системою поперечних івертикальних шпонок, що не перешкоджають його тепловим розширенням. У внутрішньомукорпусі встановлені діафрагми перших двох ступіней кожного потоку; діафрагмиінших ступіней кріпляться в обоймах, розташованих в озточеннях зовнішньогокорпуса.
Підведення пари в ЦВТвиконане бічним, по двох патрубках Ду800, які розташовані в нижній половинікорпусу (по одному з кожної сторони турбіни). З'єднання зовнішніх патрубківпідведення пари до зовнішнього корпусу турбіни здійснюється через фланцевіроз’єми. З'єднання патрубків підведення пари зовнішнього і внутрішньогокорпусів ЦВТ – телескопічного типу. З'єднання внутрішніх патрубків підведенняпари до внутрішнього корпусу турбіни ущільнені поршневими кільцями.
Зовнішній корпус ЦВТспирається чотирма лапами на корпуси підшипників. Під лапами з боку ЦHТ-2встановлені поперечні шпонки, які фіксують переміщення корпусу в осьовомунапрямку. Переміщення корпусу ЦВТ при тепловому розширенні відбувається вбікЦHТ-3; при цьому лапи корпусу ЦВТ сковзають вбік ЦHТ-3 по спеціальних подушках.Фіксація циліндра в поперечному напрямку забезпечується вертикальними шпонками,розташованими в нижній половині корпусу ЦВТ.
З ЦВТ організованінаступні добори пари:
1) перший добір (на ПВТ-7) – з камер після других ступіней обох потоків;
2) другий добір (на ПВТ-6 і КС) – з камер після третіх ступіней обохпотоків;
3) третій добір (на деаератор і пікові ПСВ) – з камер після четвертихступіней обох потоків;
4) четвертий добір – добір пари до ПHТ-5 і ПСВ II ступіні з трубопроводів,«холодного» промперегріву СПП, а також добір пари до приводних турбін ПТ зпаропроводів «гарячого» промперегріву СПП.
Проточна частина ЦВТ складається з діафрагм і робочих коліс. Кріпленняробочих лопаток усіх ступіней до дисків ротора здійснюється за допомогоювильчатих хвостиків із зовнішньою вилкою, що закриває обід диска. Робочілопатки зварені в пакети по хвостиках і бандажу (по чотири – п'ять лопаток укожнім пакеті). Внутрішня частина бандажа виконана з нахилом, що сприяє рухувологи по бандажу до вихідного перерізу. Вихідна кромка робочих лопаток попериферії відкрита, що також сприяє підвищенню ефективності вологовидалення.
Зменшення протоків парикрізь робочі колеса досягається з допомогою надбандажних ущільнень, якіскладаються з двох пар ущільнювальних вусиків, встановлених у внутрішньомукорпусі (для перших двох ступіней) і в обоймах (для інших ступіней).
Для зменшення протокупари крізь діафрагми в зазорах між тілом діафрагми і ротором, виконанідиафрагменні ущільнення, що представляють собою сегменти ущільнень,розташованих в розточках діафрагм. В діафрагмах другої і п'ятої ступінейвстановлено по одному ряду сегментів, а в діафрагмах третьої і четвертої ступіней– по два ряди сегментів.
Ротор ЦВТ –цільнокований, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.
В місцях виходу валаротора з корпусу ЦВТ встановлені спеціальні кінцеві ущільнення, призначені длязапобігання підсмоктування повітря в турбоагрегат при наборі вакууму або прироботі турбіни з малими витратами пари, коли тиск на виході з ЦВТ нижчеатмосферного, а також запобігають витоку пари в приміщення машзала принавантаженнях турбіни; коли тиск пари на виході ЦВТ вище атмосферного. Кінцевіущільнення являють собою сегменти ущільнень, розташовані в обоймі і в каміннійкамері. Сегменти мають ущільнювальні вусики різної довжини, що разом звідповідними виступами і западинами на роторі утворюють лабіринт. Радіальнізазори в кінцевих ущільненнях складають 0,75 мм.
Зовнішній корпус турбіни,обойма і корпус камінної камери, а також власне камінна камера утворюютьпорожнини (камери) ущільнень. З камери ущільнень з боку проточної частиниздійснюється відвід протічок пари (або підведення ущільнюючої пари з колекторав режимах, коли тиск на вихлопі ЦВТ нижче атмосферного). З камінної камери (збоку атмосфери) здійснюється відсос пароповітряної суміші ежекторами ущільненьчерез спеціальний сальниковий підігрівник.
Всі циліндри низькоготиску виконані конструктивно однаковими – двопоточними, по п'ять ступіней тискув кожнім потоці.
ЦHТ – складається іззовнішнього і внутрішнього корпусів звареної конструкції. Зовнішній корпус ЦHТскладається з трьох частин: середньої і двох вихлопних. Вихлопні частини маютьосерадіальний дифузор, що забезпечує високі аеродинамічні характеристикициліндра. Внутрішній корпус встановлений у зовнішньому на лапах і фіксуєтьсясистемою повздовжніх і поперечних шпонок, що не перешкоджають тепловомурозширенню внутрішнього корпусу.
Підведення пари в коженЦHТ здійснюється двома ресиверами Ду1200 (по одному з кожної сторони турбіни),кожен з яких потім розгалуджується і двома лініями Ду850 приєднується доверхньої і нижньої половин середньої частини корпуса ЦHТ.
Вихлопні патрубки ЦHТз'єднані з конденсаторами за допомогою зварювання.
Зовнішні корпуса всіх ЦHТфіксуються щодо фундаментних рам у повздовжньому і поперечному напрямках (див.додаток 10). З ЦHТ організовані наступні добори пари:
1) п'ятий добір (на ПHТ-4) – з камер після перших ступіней обохпотоків ЦHТ-2;
2) шостий добір (на ПHТ-3 і ПСВ I ступіні) – з камер після другихступіней обох потоків ЦHТ-I;
3) сьомий добір (на ПHТ-2) – з камер після третіх ступіней обохпотоків ЦHТ-3 і ЦHТ-4;
4) восьмий добір (на ПHТ-I) – з камер перед останніми ступінями кожногопотоку всіх ЦHТ.
Проточна частина кожного ЦHТ складається з діафрагм і робочихколіс. Кріплення робочих лопаток перших чотирьох ступіней до дисків ротораздійснюється за допомогою вильчатых хвостиків, кріплення робочих лопаток п'ятих(останніх) ступіней здійснюється торцевыми ялинковими хвостиками. Робочілопатки всіх ступіней мають бандажі; перших двох ступіней – накладні, інших –цільнофрезеровані.
Для зменшення протоківпари крізь робочі колеса і крзь діафрагми, виконані надбандажні і діафрагменніущільнення.
Ротори ЦHТ –зварно-ковані, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.
У місцях виходу валівроторів із зовнішніх корпусів ЦHТ розташовані кінцеві ущільнення, призначенідля запобігання підсмоктування повітря у вакуумну систему турбіни на всіхрежимах роботи. Кінцеве ущільнення являє собою сегменти ущільнень,
розташованих в розточкахобойм. Сегменти мають ущільнювальні вусики, що утворюють лабіринт. Радіальнізазори в кінцевих ущільненнях ЦHТ складають 1,0 м.
Опорні підшипникипризначені для сприйняття радіальних навантажень, що виникають від власної вагиротора, його неврівноваженості і розцентровки.
Опорні підшипникирозміщені в шести виносних опорах, що спираються на масивні чавунні рами,залиті в бетон фундаменту.
Опорний підшипник турбіни– підшипник ковзання, являє собою вкладиш, встановлений у корпусі опори і якиймає роз’єм в горизонтальній площині. Внутрішні поверхні вкладиша залитібабітом. Підведення масла для змащення здійснюється в середню частинувкладишів. В нижній частині вкладишів виконані спеціальні отвори для підведеннямасла високого тиску від насосів гідростатичного підйому ротора, якірозташовані в корпусах опор (по одному насосу на кожен підшипник).
У верхній частині кожноїопори розташовані індивідуальні резервні масляні ємності, призначені длязабезпечення маслом підшипників при короткочасному зниженні тиску в системімащення, а також для забезпечення маслом підшипників при аварійній зупинцітурбіни з непрацюючими більше однієї хвилини основними маслонасосами.
Опорно-упорний підшипникпризначений для сприйняття радіальних навантажень, а також для встановленняротора в осьовому положенні і сприйняття залишкових осьових зусиль, щовиникають при роботі турбіни, незважаючи на двохпоточну конструкцію всіхциліндрів.
Опорно-упорний підшипникрозташований в третій опорі (між ЦВТ і ЦHТ-2) і об’єднує функції опорногопідшипника для ЦВТ і упорного підшипника для всього валопровода турбіни.
Опорно-упорний підшипник– підшипник ковзання, являє собою вкладиш, що має роз’єм в горизонтальнійплощині, встановлений в корпусі опори за допомогою обойми. Зовнішня поверхнявкладиша – сферичної форми діаметром 850 мм, дозволяє вкладишу трохиповертатися щодо обойми, що полегшує установку упорних колодок у такімположенні, щоб навантаження на них було приблизно однаковим.
Вкладиш опорногопідшипника служить корпусом упорного підшипника, в яких встановлені по двароз’ємних в горизонтальній площині установочні кільця з робочими іустановочними упорними колодками. Упорний бурт виконаний заодно з валом ротораЦВТ. Підведення масла для змащення здійснюється в кільцеву камеру корпусавкладиша, звідкіля воно іде на змащення опорного вкладиша і, по спеціальнихканалах, на змащення упорних колодок.
Пристрій контролюосьового зсуву ротора. Пристрій контролю осьового зсуву ротора призначений длядистанційного контролю положення ротора турбіни щодо упорного підшипника іподачі сигналу в систему автоматичного захисту турбіни, у випадку, коли величиназсуву ротора набуде певного значення (вбік переднього підшипника чи вбікгенератора).
Датчик осьового зсувурозташований в корпусі опорно-упорного підшипника на кронштейні, що дозволяє задопомогою спеціального гвинта зміщувати датчик щодо гребеня ротора і, тимсамим, робити настроювання датчика. У робочому положенні зазначений гвинтповинен бути зафіксований стопорними гвинтами.
Датчик осьового зсувуявляє собою диференціальний трансформатор, магнітопровод якого набраний ізШ-подібного трансформаторного заліза. В незамкнутій частині магнітопроводарозміщується пасок (гребінь) вала турбіни. Відстань між крайніми кернамимагнітопровода складає 46 мм. Hа середньому керні магнітопроводазнаходиться котушка первинної обмотки; вторинні обмотки знаходяться на бічнихкернах.
Перемінний магнітнийпотік, який виникає внаслідок протікання струму по первинній обмотці, проходитьчерез повітряний зазор між середнім керном магнітопровода і паском вала ротораі розгалуджується на два потоки – потік правого і потік лівого кернів. Величинарозгалужених потоків визначається опорами магнітних ланцюгів, що в основномузалежать від величини повітряних зазорів між паском ротора і кожним з бічнихкернів. Магнітні потоки наводять у вторинних обмотках електрорушійні сили, величинияких визначаються положенням ротора щодо датчика.
Пристрій контролю різницірозширення ротора і корпусу циліндра турбіни призначений для дистанційногоконтролю положення ротора щодо корпусу, а також для подачі сигналу в схемупопереджувальної сигналізації у випадку, коли величина відносного розширення(скорочення) ротора набуде певних значень.
Датчики різниці розширеньвстановлені по одному на кожен циліндр низького тиску турбіни і розташовані накорпусі циліндра на спеціальному кронштейні.
Hастройка датчиказдійснюється переміщенням датчика в осьовому напрямку відносно паска ротора задопомогою спеціального гвинта.
В робочому стані гвинтзавжди повинен бути зафіксований стопором. Положення датчика щодо кронштейнафіксується штифтами, які встановлюються при монтажі після виконання перевіркинастроювання датчика.
Датчик різниці розширень– трансформаторного типу з П-подібним сердечником, зібраним з пластинелектричної сталі. Корпус датчика виконаний з немагнітного матеріалу. Датчикмає три обмотки – збудження, вимірювальну і компенсаційну, намотані назагальний каркас.
Магнітний потік,створюваний перемінним струмом, що протікає через обмотку збудження,замикається через вимірювальний пасок ротора і повітряний зазор між датчиком іпаском. Магнітний потік наводить у вимірювальній обмотці електрорушійну силу,що по величині пропорційна переміщенню вимірювального паска щодо датчика.          Компенсаційнаобмотка забезпечує мінімальний вихідний струм з датчика при установці його вположення, яке відповідає максимальному укороченню ротора.
Система автоматичногорегулювання і захисту турбіни призначена для:
1) підтримки частоти обертання роторів турбоагрегату знерівномірністю приблизно 4,5%;
2) точного регулювання потужності відповідно до заданої статичної характеристики;
3) запобігання підвищенню частоти обертання роторів турбоагрегату доустановки спрацьовування відцентрових вимикачів турбіни при миттєвому скиданнінавантаження з відключенням і без відключення генератора від мережі;
4) захисту турбіни від небезпечних режимів роботи (припиненням подачів неї пари при зниженні тиску масла в системі мащення, підвищенні тиску пари вконденсаторах, осьовому зрушенні роторів і ін.);
5) запобігання недоступного зниження тиску свіжої пари передтурбіною;
6) швидкого короткочасного розвантаження турбіни і швидкогорозвантаження і тривалого обмеження потужності по сигналах противоаварійноїавтоматики.
Система регулюваннявиконана електрогідравлічною і складається з електричної і гідравлічної частин,робота яких взаємозалежна.
Основними складовимичастинами системи регулювання і захисту є:
1) органи паророзподілу(регулювальні клапани ЦВТ і ЦHТ);
2) захисні органи (стопорніклапани ЦВТ і ЦHТ);
3) клапан гріючої пари СПП;
4) гідравлічна частинасистеми регулювання (датчик частоти обертання; виконавчі механізми –гідравлічні сервомотори регулюючих, стопорних, скидних клапанів і клапанагріючої пари СПП, а також проміжні підсилювачі для передачі впливів віддатчиків на виконавчі механізми);
5) електрична частинасистеми регулювання (датчики: частоти обертання, активної потужностігенератора, тиску пари в тракті проміжного перегріву, тиску свіжої пари,керуючого тиску в системі регулювання; обчислювальні пристрої; пристроюперетворення вхідних аналогових і дискретних сигналів; вихідні пристрої;джерела живлення).
Система захисту турбінивід розгону призначена для запобігання неприпустимого підвищення частотиобертання роторів, що забезпечується швидким припиненням доступу пари в ЦВТ іЦHТ при підвищенні частоти обертання до заданого значення (9–10% понадномінальну). Захист здійснюється двома відцентровими вимикачами бойкового типу,кожний з який впливає на свій золотник. Дія відцентрових вимикачів дублюєтьсядодатковим захистом, що діє на золотник відцентрових вмикачів при відмовленніостанніх, при підвищенні частоти обертання до 14% понад номінальну. Крім цього,передбачено попередній захист, що складається з золотника попереднього захистуй електромагнітного вмикача, що одержує сигнал від блоку попереднього захисту взалежності від значення частоти обертання роторів і її першої похідної(прискорення). Попередній захист спрацьовує раніш бойків відцентровихвимикачів, при наявності значного прискорення частоти обертання. Привідсутності прискорення, уставка спрацювання попереднього захисту вище уставкиспрацювання бойків відцентрових вимикачів і складає 13% понад номінальнезначення.
Маслопостачаннягідравлічної частини системи регулювання і захисту турбіни здійснюєтьсяавтономною системою, що включає бак робочої рідини системи регулювання, двамасляних насоси з приводним електродвигуном перемінного струму, дваакумулятори, трубопроводи, арматуру, засоби КВП і автоматики.
З турбоустановкою поставляється конденсаційна установка, що складаєтьсяз двох груп конденсаторів, повітревиділяючого пристрою, конденсатних насосів іводяних фільтрів.
Конденсаторирозташовуються під ЦНТ поперечно відносно осі турбоустановки.
Конденсатор має наступніпристрої:
1)  приймально-скиднийпристрій дросельно-охолоджуючого типу для прийому пари, що скидається через БРУ-Кпри нестаціонарних режимах роботи турбоустановки в кількості до 4040 т/годину.
2)  при збільшеннітиску в конденсаторі більш 0,03 МПадається заборона на відкриттяБРУ-К чи закриття його, якщо БРУ-К був відкритий;
3)  для введенняхімзнесоленої води;
4)  для прийому ідеаерації конденсату після клапана рециркуляції;
5)  для прийому ідеаерації дренажу з ЦНТ.
Технічна характеристикаконденсатора представлена в таблиці 1.10.
Таблиця1.10 Технічна характеристика конденсатораХарактеристика Розмірність Величина Розрахунковий тиск в першому по ходу конденсаторі МПа 0,00417 Розрахунковий тиск в другому по ходу конденсаторі МПа 0,0054 Число ходів води охолодження 1 Витрата води охолодження
м3/год 170000 Поверхні охолодження
М2 88000 Гідравлічний опір конденсатора (при чистих трубках) м.в.ст. 7,15
Для відсосу пароповітряної суміші з конденсаторів водяних камер таз охолоджувача пари ущільнень турбіни турбоустановкою передбачаютьсяводопоточні ежектори: ЕВ-7–1000- 4 штуки і ЕВ-1–230- 4 штуки.
Турбоагрегатобслуговується шістьма конденсатними насосами: по два робочих і одномурезервному в кожній ступіні подачі конденсату.
Повітревиділяючийпристрій конденсаторної групи 1000 КЦС-1 складається з чотирьох основнихводопоточних ежекторів ЕВ-7–1000, призначених для відсосу з конденсаторапароповітряної суміші, що несконденсувалася, а також повітря, що проникає черезнещільності вакуумної системи та забезпечення, таким чином, нормального процесутеплообміну в конденсаторах.
Два водопоточних ежекторитипу ЕВ-1–230 призначеного для відводу з циркуляційної системи накопиченогоповітря а також для більш швидкого заповнення водяного простору конденсаторівпри пуску циркуляційних насосів.
Технічні характеристикиежектора представлені в таблиці 1.11.
Таблиця 1.11 Технічні характеристики ежектораПАРАМЕТР ВЕЛИЧИНА ЕВ-7–1000 ЕВ-1–230 Мінімальний тиск робочої води перед соплами, МПа 0,4 0,4
Витрата води на ежектор, м3/год 1000 230 Кількість каналів, шт. 7 1 Маса ежектора, кг 455 113
Для відсосу пароповітряної суміші з охолоджувача париущільнень турбіниПС-340 призначені два водопоточних ежектори ЕВ-1–230.
З турбіною передбачаєтьсяустановка чотирьох вертикальних СПП-1000–1, призначених для видалення вологи іперегріву пари, яка відпрацювала в ЦВТ і надходить у ЦНТ турбіни.
В таблиці 1.12представлені основні розрахункові параметри роботи і конструктивніхарактеристики СПП-1000–1
СПП являє собою вертикальний циліндричний апарат, що складаєтьсяіз сепаратора жалюзійного типу й одноступінчатого пароперегрівника, конструктивнорозміщених в одному корпусі. Сепаратор розташований в нижній частині апарата,пароперегрівник- у верхній.
Сепаратор містить в собі вхідну камеру, опорну решітку ісепараційні блоки.
Таблиця 1.12 Основнірозрахункові параметри роботи і конструктивні характеристики СПП-1000–1ПАРАМЕТР ВЕЛИЧИНА 1. Перегрівальний пар. 1.1. Витрата вологої пари на вході в СПП, т/год 1126.5
Тиск пари на вході в СПП, МПа
1)  номінальне
2)  максимальне
0,578
1,2
Температура пари на вході в СПП, оС
1)  Номінальна
2)  Максимальна
156.6
187 1.4. Вологість пари на вході в сепаратор, % 14.2 1.5. Вологість пари за сепаратором, % 0.5 1.6. Витрата пари на виході з сепаратора, кг/год 967000
1.7. Температура пари на виході з СПП, номінальна, оС 250–252
1.8. Температура стінки СПП, max, оС 260 1.9. Гидравлічний опір СПП по перегрівальній парі, МПа 0.023±0.004 2. Гріюча пара. 2.1. Витрата пари до перегрівача, т/год 130
2.2. Тиск пари на вході в пароперегрівник,
1)  Номінальний, МПа
2)  Максимальний, МПа
5,82
8
2.3 Температура на вході в пароперегрівник, оС
1)  Номінальна
2)  Максимальна
272.3
294 2.4. Вологість пари на вході в пароперегрівник, % 0.5 3. Конструктивні характеристики 3.1. Висота СПП, мм 13800 3.2. Зовнішній діаметр, мм 4072 3.3. Маса СПП в сухому виді, кг 152522
3.4. Об’єм СПП по нагріваючій парі, м3 144
3.5. Об’єм СПП по гріючій парі, м3 55 3.6. Кількість сепараційних блоків 26
3.7. Сумарна площа набегання на жалюзі, м2 41 3.8. Кількість касет в пароперегрівнику, шт. 222 3.9. Зовнішній діаметр та товщина стінки труб пароперегрівача, мм 16х6
Пароперегрівник являєсобою поверхневий теплообмінник, розміщений у верхній частині корпусу СПП.
Система технічноговодопостачання призначена для технічного водопостачання різних споживачівмашзала і реакторного відділення (технологічного конденсатора, пероежекторнихмашин, охолоджувачів системи промконтура охолодження проб, маслоохолоджувачівблокового трансформатора, охолоджувачів електродвигунів ГЦН, теплообміннихапаратів реакторного відділення, а також охолодження підшипниківелектродвигунів і насосів машзала, і реакторного відділення).
Подача води натехнологічне водопостачання машзала і реакторного відділення здійснюється зтрубопроводу ДУ-1200, що проходить вздовж ряду «А» машзала з зовнішньої сторонипо трубопроводу ДУ-800 через два механічних фільтри типу ФС-600.
Подача води в трубопровідДУ-1200 здійснюється від двох насосів невідповідальних споживачів (ННП),розташованих в приміщенні БНС-1.
Вода, що надходить доспоживачів машзала, додатково очищується в гравійних фільтрах ФГ-150.
Система регенераціїтурбоустановки призначена для підвищення термодинамічного КПД її циклу шляхомповернення з нього частини тепла для підігріву основного конденсату і живильноїводи паром нерегульованих доборів турбіни. Регенеративна установка складаєтьсяіз систем регенерації низького і високого тисків.
До складу регенеративноїустановки низького тиску входять:
1) охолоджувач пари ущільнень;
2) два змішувальні підігрівники низького тиску №1;
3) змішувальний підігрівник низького тиску №2;
4) п'ять конденсатних електронасосів;
5) поверхневий підігрівник низького тиску №4;
6) поверхневий підігрівник низького тиску №5;
7) трубопроводи й атматура;
8) КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.
ПНТ призначені дляпідігріву основного конденсату турбіни, що подається конденсатними насосами вдеаератор. Підігрів конденсату в ПНТ змішувального типу здійснюється шляхомйого безпосереднього контакту з гріючою парою а в поверхневих ПНТ-черезповерхню трубної системи.
Підігрівники ПНТ-1 і ПНТ-2 конструктивно виконані у формі горизонтальнихсудин, всередині яких встановлені в два яруси горизонтальні перфоровані лотки.
ПНТ – 3,4,5 –поверхневогоого типу, вертикального виконання з нижнім розташуваннямводорозподільної камери. Конструктивно вони виконані однаково і являють собоюкожухотрубний циліндричний апарат з «плаваючою» верхньою водяною камерою.Підігрівники виконані двохходовими по основному конденсату й одноходовими погріючій парі.
До складу регенеративноїустановки високого тиску входять:
1) два ПВТ №6;
2) два ПВТ №7;
3) два автоматичних захисних пристрої від підвищення рівня в ПВТ;
4) трубопроводи й арматура;
5) КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.
ПВТ призначені дляпідігріву живильної води, що подається живильними насосами в парогенератори.Підігрів живильної води в ПВТ здійснюється через поверхню його трубної системи.
Підігрівники конструктивноподібні і являють собою вертикальний кожухотрубний апарат з поверхнеюнагрівання, що складається з гладких труб, звитих в плоскі спіралі. Кінціспіралей приварені до трьох роздаючих і до трьох колекторних труб.

/>2.Призначення, склад, технічні характеристики системи автоматичного регулювання
2.1 Призначеннясистеми автоматичного регулювання
Система автоматичногорегулювання (САР) турбіни виконується електрогідравлічною і структурноскладається з електричної і гідравлічної частин, робота яких взаємозалежна.
/>
Рис. 2.1Структурна схема зв’язку ЕЧСР з енергоблоком та пристроями управлінняпотужністю
истема автоматичногорегулювання призначена для:
Ø автоматичної підтримки частоти обертання турбогенератора знерівномірністю близько 4,5%;
Ø точного регулювання потужності відповідно до заданої статичноїхарактеристики, необхідної для систем вторинного регулювання частоти й активноїпотужності енергосистеми;
Ø запобігання підвищення частоти обертання ротора турбіни примиттєвому скиданні навантаження генератора;
Ø захисту турбіни шляхом припинення подачі в неї пари у випадку виникненнянеприпустимих режимів роботи (падіння тиску масла, підвищення тиску пари вконденсаторі, осьового зрушення ротора і т.д.);
Ø запобігання неприпустимого зниження тиску свіжої пари перед турбіною;
Ø швидкого короткочасного розвантаження турбіни і швидкого тривалогообмеження потужності по сигналу противоаварійної автоматики енергосистеми.
2.2 Склад системирегулювання
 
До складу системирегулювання входять:
– органи паророзподілутурбіни, що регулюють доступ пари в турбіну;
– гідравлічна частинасистеми регулювання (ГЧСР), що здійснює переміщення органів паророзподілу посигналах механічного регулятора частоти обертання, сигналам захисту і сигналам,що надходять від електричної частини системи регулювання;
– електрична частинасистеми регулювання (ЕЧСР), що формує сигнали керування в нормальних іаварійних режимах роботи турбіни разом з парогенератором і енергосистемою.
 
2.3 Органипаророзподілу турбіни
 
2.3.1 Склад органівпаророзподілу турбіни
Органи паророзподілутурбіни є виконавчою частиною системи регулювання і містять у собі наступніелементи:
Ø чотири блоки паророзподілу високого тиску, що складаються з париклапанів високого тиску – одного стопорного й одного регулюючого – кожний;
Ø чотири блоки паророзподілу низького тиску, що складаються з париклапанів низького тиску – одного стопорного й одного регулюючого – кожний;
Ø чотири скидних клапани на трубопроводах з ліній досепараторів-пароперегрівників (СПП);
Ø клапан, керуючий витратою гарячої пари.
2.3.2 Роботаорганів паророзподілу турбіни
Свіжа пара під тиском 60кгс/см2 надходить через блоки паророзподілу високого тиску,розташовані ліворуч і праворуч від осі турбіни, у циліндр високого тиску (ЦВТ).
Після ЦВТ парнаправляється в СПП для відділення вологи і наступного перегріву, а потім черезблоки паророзподілу низького тиску – до циліндрів низького тиску (ЦНТ). Блокипаророзподілу розташовані попарно ліворуч і праворуч від турбіни, причомучотири блоки живлять чотири двопроточних ЦНТ так, що від кожного блокуживляться два сусідніх циліндри.
Скидні клапанизнаходяться в нормально закритому положенні і відкриваються для скидання пари вконденсатор у випадку скидання навантаження і спрацювання захистів.
Клапан гарячої паривстановлений на лінії свіжої пари до стопорних клапанів ЦВД і керує витратоюгарячої пари, яка йде на всі чотири СПП.
2.4 Гідравлічначастина системи регулювання
 
2.4.1 ПризначенняГЧСР
Гідравлічна частинасистеми регулювання призначена для здійснення керування регулювальнимиклапанами ЦВТ і ЦНТ турбіни в заданій послідовності з заданимихарактеристиками, а також стопорними, скидними клапанами і клапаном подачігарячої пари.

2.4.2 Склад ГЧСР
До складу гідравлічноїчастини системи регулювання входять виконавчі органи:
– сервомоторирегулювальних клапанів високого і низького тиску;
– сервомоториавтоматичного затвора високого і низького тиску;
– сервомотори скиднихклапанів;
– сервомотор клапануподачі пару.
Керуючими органами ГЧСРє:
Ø механізм керування турбіною (МКТ), що приводиться в дію від електродвигунаМКТ або від руки при пуску, синхронізації і на навантаженні, керуючий сигнал наМКТ надходить від повільнодіючого каналу керування електричної частини системирегулювання;
Ø електрогідравлічний перетворювач (ЕГП), що приводиться в дію посигналу від швидкодіючого каналу керування ЕЧСР;
Ø регулятор швидкості, керований сигналом механічного датчикачастоти обертання, що входить до складу ГЧСР і дозволяє, при необхідності,тимчасово працювати без ЕЧСР.
Підсумовування впливу відрегулятора швидкості, ЕГП і МКТ здійснює проміжний золотник, до складу якоговходить повільнодіючий механічний обмежувач потужності (ОП), що дозволяєзаздалегідь вводити тривале обмеження, необхідне, як правило, при несправностіелементів енергоблоку, за допомогою електродвигуна або за допомогою ручного керування.
Пристрій системи захистутурбіни від розгону:
Ø регулятор безпеки (РБ) з відцентровими вимикачами бойкового типу;
Ø дві пари електромагнітних вимикачів захисту турбіни (ЕВ1) івідключення захисту (ЕВ2) керовані пристроями захистів.
Ø два електромагнітних вимикачі регулювальних клапанів ЦВТ (ЕВ3),керованих пристроями протиаварійної автоматики через ЕЧСР.
Ø електромагнітний вимикач попереднього захисту (ЕВ4), керованийдискретним сигналом каналу попереднього захисту ЕЧСР.
Крім того до складу ГЧСРвходять:
Ø два електричних однооборотних механізми (МЕО) для перевіркисервомотрів, що забезпечують можливість дистанційного «розходження»сервомоторів автоматичного затвора;
Ø МЕО сервомотора регулювання подачі гарячої пари у СПП.
2.4.3 Робота гідравлічноїчастини системи регулювання
Усі сервомоторирегулюючих і стопорних клапанів закриті пружинами і відкриваються тиском масла.Велика частина сервомоторів регулюючих клапанів і автоматичних затворівобладнана телескопічними поршнями і кінематичним зворотним зв'язком з відсічнимзолотником. Керування сервомоторами здійснюється зміною керуючого тиску.         Необхідніхарактеристики відкриття, в залежності від керуючого тиску, забезпечуютьсятвердістю золотникових пружин і вибором профілю кулачків, або передаточноговідношення важелів у зворотних зв'язках сервомоторів. При цьому сумарневідкриття регулюючих клапанів таке, що забезпечується пропорційна залежністьміж потужністю і керуючим тиском сервомоторів Рупр.серв. (близько 15кгс/см2 – на холостому ході і близько 31 кгс/см2 приномінальному навантаженні при номінальному тиску свіжої пари).
Керування турбіноюздійснюється:
§ у нормальних режимах регулювання частоти і потужності – черезєдиний орган – механізм керування турбіною, наявна можливість зміни навантаженняі синхронізації генератора при будь-якій аварійній частоті в системі;
§ в аварійних і післяаварійних режимах – через електрогідравлічнийперетворювач;
§ при виникненні необхідності в роботі без електричної частинисистеми регулювання – через механічний регулятор швидкості.
Основне значенняшвидкості електродвигуна МКТ забезпечує переміщення регулюючих клапанів турбіниз положення повного навантаження до положення холостого ходу приблизно за 45секунд.
Передбачено автоматичнезбільшення швидкості електродвигуна (у вісім разів) вбік закриття клапанів привідключенні турбіни захистом, і вбік відкриття – до появи Рупр.серв.в лінії керуючого тиску регулюючих клапанів.
Електрогідравлічнийперетворювач складається з електромеханічного перетворювача і двоступінчатогогідропідсилювача.       Вхідний вплив на ЕГП надходить з ЕЧСР у вигляді сигналупостійного струму. Зміна струму на ЕГП, що викликає переміщення клапанівтурбіни при нерухомому механічному регуляторі швидкості з положенняномінального навантаження до положення холостого ходу – близько 285 мА. Часповного закриття сервомоторів з положення номінального навантаження, при подачічерез ЕГП форсуючих впливів, на закриття складає близько 0,3 с. Часвідкриття клапанів з положення холостого ходу до положення номінального навантаження– близько 3 с.
Нечутливість гідравлічноїсистеми регулювання швидкості – близько 0,15%, ступінь нерівномірностірегулювання швидкості при навантаженнях вище 15% – близько 4,5%, принавантаженні нижче 15% – 5%.
2.4.4 Системазахисту турбіни від розгону
Для захисту турбоагрегатувід надмірного підвищення частоти обертання, елементи системи захисту турбінивід розгону швидко припиняють подачу пари у ЦВД турбіни і пари після СПП в ЦВТтурбіни при підвищенні частоти обертання на 8–9% понад номінальну. Цей захистздійснюється двома відцентровими вимикачами бойкового типу. Кожний з бойків дієчерез важіль на свій золотник.
Дія відцентровихвимикачів дублюється додатковим захистом, який здійсненює золотник регуляторашвидкості шляхом впливу на золотники відцентрових вимикачів при підвищеннічастоти обертання до 14% понад номінальну.
Система захистуобладнання золотником попереднього захисту (ЗПЗ), керується електромагнітнимвимикачем ЕВ4, що одержує сигнал з каналу попереднього захисту ЕЧСР.
Електромагнітні вимикачіЕВ1 виключають турбіну по відповідним сигналам зовнішніх пристроїв захистів.Для перевірки кожного з двох вимикачів на працюючій турбіні передбаченийзолотник для відключення вимикачів, що відключає випробуваний вимикач від іншоїсистеми захисту.
Крім того надходженняпари в турбіну може бути припинене шляхом натискання на кнопки ручноговимкнення безпосередньо на турбіні чи дистанційно з щита керування.
У період між перевіркамизахисту на розгін відцентрові вимикачі розходяться по черзі при роботі турбінипід навантаженням напливом вогнестійкої рідини без спрацьовування іншихелементів системи захисту і без зниження навантаження турбіни. Для цього важелівідцентрових вимикачів мають спеціальний пристрій, що дозволяє по черзі перериватизв'язок між бойком, що спрацював, і його золотником шляхом зрушення важелів,які передають вплив від відцентрових вимикачів на золотники.
Про спрацюваннявідцентрових вимикачів судять по електричних покажчиках спрацювання бойків.
Передбачено можливістьперевірки на холостому ходу правильності функціонування всіх елементів системизахисту, включаючи закриття стопорних клапанів, при спрацюванні відцентровихвимикачів з напливом вогнестійкої рідини.
2.5 Електричначастина системи регулювання
2.5.1 ПризначенняЕЧСР
ЕЧСР, що представляєсобою електричну частину системи регулювання, призначена для керуваннянавантаженням турбоагрегату і поліпшення динамічних характеристик системирегулювання турбіни.
Керування здійснюється задопомогою передачі електричних сигналів, які виробляються ЕЧСР, у гідравлічнучастину системи регулювання через електродвигун МКТ, ЕГП і електромагнітнівимикачі регулювальних клапанів ЦВТ і попереднього захисту.
2.5.2 Склад ЕЧСР
До складу ЕЧСР входять:
§ шафи керування (розташовані в приміщенні ЕК 1203);
§ органи оперативного керування і сигналізації (панелі БЩУ);
§ МКТ (розташований в коробці регулювання турбіни);
§ ЕВ ПЗ, (розташований на коробці регулювання турбіни);
§ датчик частоти обертання ТГ (розташований в коробці регулювання турбіни);
§ датчик тиску керуючої рідини (поз.SE70P07B1);
§ датчики тиску свіжої пари (розташовані на ЦПК, позиції RC11P01B3,RC11P02B1, RC11P02B2);
§ кінцевий вимикач нульового положення МКТ (коробки регулювання);
§ електроконтактні манометри (SE70P05; SE70P09) контролю керуючоготиску регулюючої рідини;
§ кінцевий вимикач закритого положення РК ЦНТ турбіни;
§ кінцевий вимикач закритого положення РК ЦВТ турбіни;
§ кінцевий вимикач МО (стовпчик регулювання турбіни);
§ автомати підключення живлення ЕЧСР напругою перемінного струму220В, 50Гц і постійного 220В струму (у зборці JA01 приміщення ЕК 1610 МЩУ та взборці JN04 пом. ЕК 1203);
§ кабельні з'єднання міжшафового зв'язку.
В шафу ЕЧСР можуть бутивстановлені дисплей і друкувальний пристрій, які використовуються дляналагодження мікро-ЕОМ і відображення інформації про роботу системи.
Апаратура ЕЧСРрозміщується в трьох однакових шафах, встановлених у приміщенні УВС ЕК (прим.ЕК 1203) з кондиціонуванням повітря, має загальнокліматичне виконання іпризначене для роботи з категорії 4.2. (відповідно до ДСТ 15150–69 і ДСТ15543–70).
У першій шафірозташовані:
§ два мікро-ЕОМ типу МСУВТ У7:
§ блок живлення типу БП02 для мікро-ЕОМ (складається з 2-х блоківвторинного живлення типу БВП1);
§ субблоки призначені для перетворення вхідної і вихідноїінформації.
В другій шафірозташовані:
§  субблокипризначені для перетворення вхідної і вихідної інформації;
§  трьохканальний (змажоритарним органом) трифазний вимірювач активної потужності, включений нафазні струми і напруги генератора;
§  реле, іншіелементи ланцюгів керування ЕЧСР;
§  ключі керуванняЕГП і МКУ роботи ЕЧСР із двома фіксованими положеннями: «НАСТРОЙКА» і «РОБОТА»;
§  ключ ДМпідключення датчика потужності;
§  СН і БПН;
§  сигнальні лампи –зелена (ЕЧСР в режимі «настройка»), червона – (ЕЧСР у режимі «робота»).
В третій шафірозташовані:
§ ББЖ;
§ елементи схеми ДУ МКТ (релейна апаратура, трансформатори живлення,випрямні перетворювачі);
§ перемикачі «=220»,» ~220» і «ДУ» для подачі відповідно напруги живленняпостійного струму 220В і перемінного струму 220В, 50Гц для шаф ЕЧСР іперемінної напруги 220В, 50Гц для схеми ДУ;

/>
Рис. 2.2Структурна схема ЕЧСР
Для підвищення надійностів схему ЕЧСР введено резервування елементів вхідних і вихідних пристроїв,джерел живлення і т.д. Зокрема в складі ЕЧСР наявні два комплекти мікро-ЕОМ В7.Функції ЕОМ розподілені таким чином, що одна з них включена в контуррегулювання, інша знаходиться в «гарячому резерві». При відмовленні ведучої ЕОМ(чи включених у її контур елементів), пристрій контролю виробляє сигнал, поякому в контур регулювання включається резервна ЕОМ.
Пристрої перетвореннявхідної інформації забезпечують можливість прийому і перетворення аналогових ідискретних сигналів від зовнішніх пристроїв у цифрову форму, необхідну дляроботи ЕОМ. Аналогові вхідні сигнали є уніфікованими (0 – 5, -2,5 – 0 – 2,5 мАна навантаження не більше 500 Ом; загальна кількість – 16), дискретніприймаються у вигляді «сухих» контактів, комутуюча здатність яких дорівнює 24В, 10 мА чи =220 В, 10 мА (загальна кількість – 69).
Вихідні пристрої ЕЧСР,призначені для роботи з зовнішніми пристроями, забезпечують перетворення івидачу в зовнішні ланцюги уніфікованих токових сигналів (0 – 5, -2,5 – 0 – 2,5мА на навантаження не менше 2,5 кОм в кількості 20), а також дискретнихсигналів у вигляді «сухих» контактів, комутуюча здатність яких дорівнює =220 В,10 мА чи = 24 В, 10 мА. (загальна кількість 22).
Для забезпеченняможливості змінювати в необхідних межах статичні і динамічні характеристикиЕЧСР, як на етапі налагодження, так і в процесі нормальної експлуатації,служить субблок перемикачів, за допомогою якого можна оперативно змінювативеличини необхідних настроювальних коефіцієнтів. Крім того, розроблено івиготовлено простий в експлуатації, не потребуючий додаткових засобів пристрійпрограмування кристалів постійної пам'яті, керований з пульта ЕОМ В7 (чи здисплея). Це дозволяє в умовах станції вносити зміни, у разі потреби, впрограмі алгоритмів керування.
Пристрої контролю ісигналізації забезпечують індикацію стану і справності обох ЕОМ, пристроївзв'язку з об'єктом, стабілізаторів напруги й інших елементів апаратури ЕЧСР.
Індикація виконана на світлодіодахз керуванням від мікросхем субблока контролю і сигналізації, а також відмісцевих схем контролю в стабілізаторах напруги.    
2.5.3 Органикерування ЕЧСР
Органи керування ЕЧСРскладаються з задатчиків типу ЗУ05, розташованих на панелі HY26 і ключівкерування на панелі HY26 і пульті HY65 БЩУ. Служать для вибору режимів ЕЧСР,введення її в роботу і виводу з роботи.
Задатчики ЕЧСР:
§ задатчик УСТР – встановлює значення тиску свіжої пари в ЦПК, щоповинно підтримуватися ЕЧСР в автоматичному режимі;
§ задатчик УСТ w/dt – встановлюєприпустиму швидкість автоматичної зміни навантаження турбоагрегату в режимірегулювання потужності в залежності від рівня поточної потужності на блоці івиходячи з вимог реакторної установки до цієї швидкості за умовами на паливо.
В таблиці 2.1 приведенізначення припустимих швидкостей зміни навантаження на блоці, обраних зурахуванням умов на ядерне паливо реактора і рівня навантаження на блоці.
Таблиця 2.1Навантаження у відсотках від номінальної
/>
/> Швидкість зміни навантаження, відсотки від номінального в хвилину 0,5 ¦ 20 0,5 ¦ 10
Для формування уставкипланової потужності на блоці при роботі ЕЧСР у режимі РМ передбачений ОТЗ. Задопомогою ключа дистанційного керування МКТ і задатчика УСТ N w/dt уставку можназмінювати.
Цифровий прилад,встановлений на п. HY25 БЩУ при роботі ЕЧСР у режимі РМ показує кінцевезначення уставки по потужності, а у всіх інших режимах – поточне значенняпотужності.
Для керування роботоюЕЧСР передбачені наступні ключі і кнопки керування:
§ ключ «РЕЖИМ ЕЧСР» – призначений для вибору режимів роботи ЕЧСР,встановлений на пульті HY65 БЩУ;
§ ключ «ПЕРЕМИКАЧ МКТ Б-М» – призначений для дистанційного керуванняМКТ при обробці команд оператора на «більше» і «менше», він же ключ керуванняЗПМ при роботі ЕЧСР в автоматичному режимі РМ встановлений на пульті HY65 БЩУ;
§ ключ «ПЕРЕМИКАЧ МКТ Б-М» – призначений для припасування частотиобертання ТГ при синхронізації і встановлений на HY32 БЩУ, паралельно ключу МКТБ-М на пульті HY65 БЩУ;
§ ключ «ПЕРЕМИКАЧ ОТЗ» – призначений для підготовки і включення ЕЧСРв режимі регулювання потужності, встановлений на панелі HY26 БЩУ.

2.5.4 Оперативнасигналізація по роботі ЕЧСР
На панелі HY26 БЩУрозміщені світлові табло:
§ «Режим РД1» – загоряється при включенні ЕЧСР в автоматичний режимпідтримування тиску ЦПК;
§ «Режим РМ» – загоряється при включенні ЕЧСР в автоматичний режимрегулювання потужності;
§ «Втрата збудження двигуна МКТ» – загоряється при втраті живлення всхемі дистанційного керування;
§ «Режим РД3» – загоряється при повному відкритті РК ЦВТ, що відповідаєРупр.= 33 кг/см2.
На панелі HY 25 БЩУрозміщенні світлові табло:
§ «ЕЧСР відключена від ЕГП» – загоряється при відключенні БКУ операторомчи при спрацьовуванні захистів по контролю справності БКУ ЕЧСР;
§ «ЕЧСР виведена з автоматичного керування МЕТ» – загоряєтьсяпри відключенні МКУ оператором чи при спрацьовуванні захистів по контролю справностіМКУ ЕЧСР;
§ «Несправність ЕЧСР» – загоряється з появою несправності апаратуриЕЧСР;
§ «Працює ПЗ» – загоряється при включенні каналу ПЗ у БКУ.
Для контролю роботи МКУЕЧСР на панелі HY26 БЩУ виведена індикація роботи ШИМ на «зменшити» і «додати».
Для візуального контролюструму ЕГП у приміщенні ЕК1203 в шафі HT12S03, встановлений самописний приладР160. Повний розмах шкали приладу відповідає струму ЕГП – 5mA.
На панелі HY25 БЩУрозташований цифровий прилад, що показує уставку по активній потужності врежимі РМ, в інших режимах він показує активну потужність генератора.
Кнопка «СКАСУВАННЯ ПА»(HY26 БЩУ) призначена для деблокування в ЕЧСР обмежень, що сформувалися заумовами роботи ПА на тривале обмеження потужності (не використовується);
Ключ «ПЕРЕМИКАЧ ЕГП»(HY26 БЩУ) призначений для підключення виходу ЕЧСР до ЕГП, ЕВ ПЗ. Крім того,для керування роботою ЕЧСР використовуються ключі керування, розташовані в шафах№2 і №3 ЕЧСР.
 
2.5.5 Виконавчіоргани ЕЧСР
·  МКТ, що являєсобою двигун постійного струму з незалежним збудженням;
·  ЕГП, якийскладається з електромеханічного перетворювача (ЕМП) та гідравлічної частини.ЕМП перетворює електричний сигнал, що проходить по котушці з активноіндуктивнимопором, в механічне переміщенння штоку в постійному магнітному полі. В гідравлічнійчастині механічне переміщення штоку перетворюється в зміну тиску регулюючоїрідини;
·  ЕВ ПЗ турбіни,представляє собою електромагніт з робочою напругою живлення 220В (постійногоструму).
Виконавчі органи ЕЧСР нагідравлічну ГЧСР.
/>/>Електродвигунмеханізму керування турбіною (ЕД МКТ)
ЕД МКТ призначений длязміни тиску в лінії керування регулюючими (РК) і стопорними (СК) клапанамитурбіни і є ВМ повільнодіючого контуру ЕЧСР.
В ЕЧСР повинні бутиреалізовані три швидкості обертання ЕД МКТ. «Велика» швидкість (2000 об/хв)використовується при взводі і посадці СК. «Середня» швидкість (500 об/хв)використовується для керування РК у режимі розвороту при підвищенні частотиобертання від 1200 до 2700 об/хв. «Малу» швидкість (250 об/хв) використовуєтьсядля керування РК у всіх інших режимах роботи ЕЧСР.
Для турбіни К-1000–60/3000у якості ЕД МКТ використовується електродвигун постійного струму, рівнобіжного(незалежного) збудження типу ПЛ-072. Його паспортні дані:
Рном = 180Вт
Nном= 1500об/хв
при Uном =110В Iном = 2.6А
при Uном =220В  Iном= 1.3А
момент інерції ротора:0.875·10-3 кгм2
КПД 63%
Активний опір обмоток:
Rоя = (30±5) Ом
Rов = (900±50) Ом.
У схемі керування ЕД МКТповинна передбачатися можливість підстроювання напруги ОЯ та ОЗ.
Керуючі сигнали на ОЯ ЕДМКТ формуються повільнодіючим контуром ЕЧСР, цикл виконання програм якого неповинен перевищувати 200 мс.
Зміні потужностітурбогенератора від 0 до 1000МВт (відкриттю РК від положення неодруженого ходудо 100%) відповідає безупинний сигнал на ОЯ ЕД МУТ у плині (50±5) с.
При відключенні ЕЧСР завтоматичного режиму роботи (знаходиться в режимі «Спостереження») керування ЕДМКТ повинне виконуватися через схему дистанційного керування ключем «Додати»,«Зменшити» з пульта HY65 на БЩУ.
Електрогідравлічнийперетворювач (ЕГП)
ЕГП призначений дляшвидкої зміни положення РК і є виконавчим органом швидкодіючого контурукерування ЕЧСР.
Переміщення РК відположення, що відповідає номінальної потужності до положення холостого ходудосягається подачею на котушку ЕГП струму мінус 240мА (одна нерівномірність).
Максимально припустимийструм керування на котушку ЕГП: +240 mА на відкриття РК і мінус 1000 mА назакриття РК.
Час закриття РК приподачі імпульсу максимальної величини (0.3 с.
Активний опір обмотки TГП- (30±3) Ом, індуктивність – 17 мГн.
Керуючий сигнал на ЕГПформується у швидкодіючому контурі ЕЧСР, цикл виконання програм якого неповинен перевищувати 50 мс.
Електромагнітнийвимикач попереднього захисту (ЕМ ПЗ)
ЕМПЗ призначений длямиттєвого закриття всіх РК і СК турбіни і є виконавчим органом противоразгоннойзахисту турбіни, виконаної у швидкодіючому контурі ЕЧСР.
Керування TМ ПЗздійснюється подачею на його котушку постійної напруги 220 В.
Активний опір обмоткиЕМПЗ (280±3) Ом.
Час формування сигналу ПЗне більш 40 мс.
ЕЧСР здійснює процескерування в наступних режимах роботи енергоблоку:
· режим пуску турбіни;
· нормальні режими роботи енергоблоку;
· режими, що супроводжуються технологічними обмеженнями на енергоблоці;
· аварійні режими роботи енергосистеми;
· післяаварійні режими роботи енергосистеми;
В сталому режимі вихіднісигнали ЕЧСР, що вводяться в гідравлічну частину, близькі до нуля, тому їхнєзникнення, що може бути викликане наприклад, втратою живлення, не викликаєнегайного відключення турбіни.
2.5.6 Живленняшаф ЕЧСР
Живлення шаф ЕЧСРздійснюється від джерел живлення першої категорії надійності по змінному струмунапругою 220 В, 50Гц і від напруги щита постійного струму 220В.
При перебоях живлення чиглибоких провалах напруги, передбачений перехід на живлення від мережіоперативного постійного струму (акумуляторної батареї) напругою 220 В.Потужність споживання при цьому не більше 2,5 кВа від мережі перемінного струмуі не більш 2,5 кВт від мережі оперативного постійного струму.
Система живлення власнешафи ЕЧСР призначена для забезпечення однофазною напругою 220В, 50Гц блокуживлення БП02 для мікро-ЕОМ, а також для живлення пристроїв сполучення зоб'єктом (УСО) стабілізованою напругою +15 В, 24 В і 48 В.
Система живлення міститьу собі шість блоків безперебійного живлення ББП. Два блоки ББП служать длязабезпечення вхідною напругою двох напівблоків вторинного живлення БВП1. Іншічотири ББП забезпечують вхідним напругами чотири блоки нестабілізованогоживлення БПН.
Два блоки БПН шафи №1ЕЧСР забезпечують живленням стабілізатори напруги СН, всі ПЗО вхідних сигналів,частину ПЗО вихідних сигналів, трифазний вимірювач активної потужності, СВУМКТ. Два блоки БПН шафи N2 забезпечують живленням частину СН і вхідних ПЗО, СВУЕГП.
Дубльовані ПЗО зв'язанікожний зі своєю мікро-ЕОМ і живляться від різних СН, під’єднаних до різних БПН(СР1, СР2, СРЛ, ЦАП, САМ). Інша частина ПЗО зв'язана з обома мікро-ЕОМ іживиться від СН попарно резервуючи один одного через розвязуючі діоди, (СКС,САР, СКР, САК, СПЧ, СП). Самі стабілізатори напруги підключені до різних БПН.
Контроль справності СНвиконаний за допомогою вбудованих вузлів контролю, зв'язаних з СКС. Системаконтролю дозволяє визначити від якого БПН живиться вийшовший з ладу СН і доякої групи він відноситься: резервуючих один одного чи індивідуальних.
На підставі цієїінформації СКС формує команду про перехід на резервну ЕОМ з видачеювідповідного сигналу.
Стабілізаторианалогічного призначення об'єднані в групи і своїми контрольними виходамипідключені до входів контролю одного зі СН +5 В., що виконує контролюючіфункції.
Наявний один стабілізаторСН +5 В, який обома контрольними виходами зв'язаний з СКС (шафа N1, касета А6,модуль Е5).
Живлення блоків БВПздійснюється від напруги 220В, 50Гц і постійної напруги 220В. При зниженніосновної перемінної напруги до 80% Uном. чи повному її зникненні,живлення блоків ББП переключається на постійну напругу. На виході блоків ББПвиробляється перемінна напруга 220В, 50Гц. При відновленні перемінної напругиживлення до Uном. система безперебійного живлення повертається увихідний стан.
2.5.7 Датчикивхідних параметрів ЕЧСР
Датчик частоти обертанняротора (ДЧ-2) виконаний у виді високочастотного індукторного генератора,встановленого в коробці регулювання. При частоті обертання ротора турбіни 3000об/хв частота сигналу датчика дорівнює 3000 Гц.
Вимірювач потужності(ВП), що входить до складу ЕЧСР, включений на фазні струми і лінійні напругигенератора. Він складається з трьох ідентичних вимірювальних перетворювачів,включених для підвищення надійності за схемою «два з трьох». Вихідний сигналдатчика потужності змінюється в межах 0 – 5 мА при зміні потужності генераторав межах 0 – 125% від номінального значення.
Датчики тиску впроміжному перегрівнику (ДТПП) і свіжої пари виконані на основі стандартнихманометрів з електричним виходом 0 – 5 мА. Точка вимірювання тиску свіжої пари– трубопровід свіжої пари до стопорного клапана ЦВТ. Точка вимірювання тиску впромперегріві – трубопровід гарячої пари перед стопорними заслінками ЦНТ.
Датчик керуючого тиску(ДКТ) у гідравлічній частині системи регулювання, вихідний електричний сигналякого (0 – 5 мА) характеризує положення регулювальних клапанів турбіни. Точкавимірювання – трубопровід керуючого тиску ГСР.
Датчик температури(тиску) (ДТП) пари після регулювальних клапанів ЦВТ турбіни з уніфікованимвиходом 0 – 5 мА. Точка вимірювання – трубопровід за регулювальними клапанамиЦВТ.
Датчик температури (ДТПП)пари після промперегріві з уніфікованим виходом 0 – 5 ма. Точка вимірювання –трубопровід гарячого промперегріву за регулюючими заслінками ЦНТ.
2.5.8 Технічніхарактеристики ЕЧСР
Номінальна напругаживлення шаф ЕЧСР 220В, 50Гц перемінного струму і 220В постійного струму.Потужність споживання не перевищує 2,5 кВа.
Вихідні керуючі сигналиЕЧСР:
§ по каналу автоматичного керування МКТ – не менш 36В;
§ по дистанційному керуванню МКТ – не менш 36В;
§ по каналу керування ЕГП – токовий сигнал (від нуля до 1,0А);
§ по каналу ПЗ (на ЕВ ПЗ) – 220В постійного струму.
Канали надходженнявхідної інформації в ЕЧСР:
Ø аналогова інформація – по 24 уніфікованих входах (1 вх = 0 – 5 мАпри Рнагр. = 500 Ом) і по сімох неуніфікованих входах;
Ø дискретна інформація – по 24 входам при комутації ланцюгів знапругою 220В постійного струму і по 40 входам при комутації ланцюгів знапругою 24В постійного струму.
По неуніфікованиханалогових входах надходять:
Ø фазні струми генератора IА, I В, IС;
Ø фазні напруги генератора UА, UВ, UС;
Ø вихідна напруга датчика частоти.
Канали виведення інформаціїз ЕЧСР:
Ø аналогова інформація, по 24 уніфікованих виходам (Iвих= 5 мА на Rн = 2,5 кОм) і двом неуніфікованим виходам (Iвих= 1А на Rн= 24 – 30 Ом);
Ø дискретна інформація, по 48 виходам (контакти з комутуючоюздатністю напруги 220В при струмі до 0.1А);
Ø імпульсна інформація, по двох виходам на двигун постійного струму(використовується один вихід).
Передбачено два виходиЕЧСР на дисплей і два виходи на телетайпи.
В ЕЧСР надходитьдискретна інформація про стан ряду пристроїв (апаратури):
Ø про режими роботи АРМ-5С;
Ø про наявність технологічних обмежень на блоці;
Ø про роботу захистів на відключення блоку від мережі;
Ø про відключене положення вимикача напруги генератора або вимикачамережі 330 кВ;
Ø про відключене положення автомата в ланцюгах трансформаторівнапруги генератора;
Ø про посадку стопорних клапанів турбіни.
У ЕЧСР надходитьаналогова інформація про стан ряду пристроїв:
Ø від АС і схеми ручного припасування частоти обертання ротора ТГ;
Ø напруги і струми статора генератора від трансформаторів струму ітрансформаторів напруги.
ЕЧСР видає в УВС наступнуінформацію:
Таблиця 2.2 АналоговісигналиШифр Найменування А611035
SE10N11 уставка Р ЦПК від задатчика БЩУ. А611015 SE10E70 струм ел. гідроперетворювача. А611033 SE10G03 G обертання ротора ТГ А611P34 SE10N04 Активна потужність ТГ А611040 SE10S17 вихід інтегратора N1 ЕЧСР А611041 SE10N19 вихід інтегратора ОТЗ ЕЧСР А611042 SE10N01 задана опер. кінцеве навантаження
Таблиця 2.3 ДискретнісигналиШифр Найменування Д611057 SE10E35 Робота ШИМ на додати Д611060 SE10E56 Робота ШИМ на зменшити Д514040 SE10E71 Відключений БКУ ЕЧСР Д514063 SE10E72 Відключений МКУ ЕЧСР Д514064 SE10E73 Несправність ЕЧСР. Д611061 SE10E57 Перем. режим ОТЗ у полож.» ПУСК». Д611091 SE10E60 Аварійно-імпульсне розвантаження Д611092 SE10E61 Післяавар.керування навантаженням Д611093 SE10E62 Диференціатор Д611094 SE10E63 Релейне форсування. Д611095 SE10E64 Вітсутній сигнал ПЗ. Д611096 SE10E65 Відткл. реж. авт. кер. P і N ЕЧСР Д611153 SE10E34 МКТ у початковому положенні Д611154 SE10E51 Перем. реж. МУТ у полож.» ПУСК». Д611155 SE10E53 Сервомотори РК ВТ закриті Д611156 SE10E54 Сервомотори РК НТ закриті Д611157 SE10E52 Стопорні КЛ ЦВТ відкриті. Д611058 SE10E36 Частота обер. ротора номинальн. Д611059 SE10E55 Несправність каналу N.
2.5.9 Короткийопис основної апаратури ЕЧСР
ЕЧСР реалізована намікрозасобах керуючої обчислювальної техніки типу МСУВТ-В7, що представляєсобою процесорний набір, виконаний на мікросхемах серії К580 і включає в себепристрої ПМВ01, МВ01, АВВ01, УСМ вбудований пульт оператора КЛ-03 і блокелектроживлення БП02.
В передній частинімікропроцесорного блоку (БМ) встановлений пульт оператора, що відкидається нашарнірах, з'єднаний кабелем через роз’єм з пристроєм на друкованому вузлі.Друковані вузли (плати) вставляються і витягаються після відкидання пульта. Назадній стороні БМ розміщені:
Ø роз’єми живлення;
Ø клеми логічної землі;
Ø клеми захисної землі;
На бічних стінках блоківрозташовані вікна для проходу сполучних кабелів, вентиляційні жалюзі і блоквентиляторів.
Мікропроцесорні блоки єпристроями, що здійснюють механічні й електричні зв'язки як між собою так і міжпристроями на друкованих вузлах, що вставляються в них.
Електричні зв'язкиздійснюються за допомогою роз’ємного з'єднання між штирями, запаяними воб'єднавчій платі, і пружинними ламелями, розташованими на друкованому вузлі.
Механічне закріпленняздійснюється в кожусі несучої конструкції, на якій закріплені інші елементиблоку. Для забезпечення установки вузлів блок забезпечений направляючими зрозташованими на їхніх кінцях отворами, у які входять вилки важелів друкованихвузлів.
Плата центральногопроцесора ПМВ01 складається з 8-ми розрядного однокристального процесора 8085 з16-ти розрядною адресною шиною, що дозволяє прямо адресувати 64К пам'яті. Нацентральній платі розміщається 16К оперативної пам'яті оперативногозапам'ятовуючого пристрою (ОЗП) і 16К перепрограмувальної постійної пам'ятіперепрограмувального запам'ятовуючого пристрою (ППЗП). У ППЗП плати ПМВ01розміщений резидентний монітор, що займає 4К пам'яті і полегшує завантаження,відладку і виконання програм. Команди монітора здійснюють введення і виведенняінформації, читання і запис шістнадцяткових цифр, виконання сегментів програми,виклик і зміна вмісту пам'яті, виклик і зміна вмісту регістрів процесора,реалізує кроковий режим виконання команд.
Команда монітора ірезультуюча інформація можуть відображатися на дисплеї чи телетайпі, з'єднанимичерез адаптер з послідовним програмувальним інтерфейсом вводу-виводу.
Арифметичний розширникявляє собою 16-ти розрядний периферійний процесор з мікропрограмним керуванням.Він призначений для швидкого виконання арифметичних операцій і забезпечуєшвидкість виконання складних арифметичних операцій на порядок вище, ніж привиконанні їх програмним способом.
Операції арифметичногорозширника виконуються самостійно і не вимагають при цьому витрат часуцентрального процесора.
Плата розширника пам'ятіі вводу-виводу МВ01 призначена для розширення системної оперативної і постійноїпрограмувальної і перепрограмувальної пам'яті, вводу-виводу та переривання.
Пристрій міститьоперативну пам'ять ємністю 16К, роз’єми для постійної програмувальної іперепрограмувальної пам'яті ємністю 4,8 або 16К, у який можуть встановлюватисякорпуса програмувальних ПЗП чи перепрограмувальних ПЗП, що стираютьсяультрафіолетовим опроміненням, 48 ліній послідовного інтерфейсу вводу-виводу,програмувальний послідовний інтерфейс вводу-виводу, контролер переривання навісім входів і інтегральний таймер.
Плата аналоговоговводу-виводу АВВ01 являє собою закінчену підсистему вводу-виводу аналоговихсигналів, призначену для зв'язку з джерелами аналогової інформації. Пристрійреалізує основні функції, властиві системам збору аналогових сигналів, а такожфункції, зв'язані з видачею аналогових сигналів. До складу пристрою АВВ01входять аналого-цифровий і два цифро-аналогових перетворювачі (АЦП і ЦАП) звідповідними схемами керування і робочими регістрами. До складу БМ входять двіплати АВВ01.
АЦП має на входікомутатор аналогових сигналів, що забезпечує прийом сигналів по 32-моднопровідним чи по 16-ти двохпровідним каналам. АЦП перетворює сигналинапругою 0–5В в десятирозрядний двійковий код. Початок перетворення можеімітуватися програмно чи від зовнішнього сигналу.
Можливі наступні режимироботи АЦП:
Ø однократне опитування довільного каналу;
Ø безупинне опитування одного каналу;
Ø автоматичне сканування заданої групи каналів;
Ø режим роботи АЦП визначається вмістом регістра команд.
Цифро-аналоговіперетворювачі здійснюють перетворення 10-ти розрядного двійкового коду всигнали напруги. Діапазон вихідної напруги ЦАП установлюється за допомогоюпровідних з'єднань на платі і можуть бути рівними 0–10 В і 0–5 В.
Вбудований пультоператора мікроЕОМ використовується для введення та індикації даних,налагодження програм, виконання ряду сервісних функцій. Можливий обмінінформацією між ЕОМ і оператором використовується для налагодження ЕЧСР,тестування і поліпшення умов експлуатації. Допоміжна функція відображення івведення інформації в ЕОМ виконується програмно-апаратними засобами. В складіМСУВТ В7 як вбудований пульт оператора використовується плата КЛ-03, що має 16семисегментних індикатори, вісім світлодіодних сигналізаторів і псевдосенсорнуклавіатуру.
Таблиці розшифровкикнопок пульта ЕОМ приведені в технічному описі математичного забезпечення ЕЧСР.ОАИ.402.023.ТЕ1.
Зв'язок ЕОМ із КЛ-03забезпечуються через 24 лінії послідовного інтерфейсу плати центральногопроцесора. Пульт дозволяє проводити роботу в сімох режимах, що забезпечуєтьсяпрограмою PULT. Нижче розглянуті найбільш вживані при експлуатації ЕЧСР першідва режими.
Режим «0». У цьому режимізабезпечується відображення на пульті параметрів режиму роботи ЕЧСР у відсоткахвід номінального значення.
Для переходу з пульта врежим «0» необхідно послідовно натиснути кнопки клавіатури «РЕЖИМ» і «0». Прицьому на індикаторах зліва на право послідовно відображається активнапотужність генератора і частота обертання ротора турбоагрегату у відсотках відномінального значення, номер параметра і на останньому індикаторі номер режиму.Частота має номер параметра 27, при наборі будь-якого іншого номера параметрайого величина виводиться на індикацію. Потужність вививодиться на індикацію врежимі «0» постійно.
Параметри представленівосьмеричними значеннями. У режимі «0» ключ блоку керування й індикації ЕЧСР«ПРОГР.-ІНД.» повинен знаходитись в положенні «ІНД.».
Режим «1». Для переходу зпульта в режим «1» ключ «ПРОГР.-ІНД.» необхідно встановити в положення «ПРОГР.»і послідовно натиснути кнопки «РЕЖИМ» і «1». Пульт при цьому переходить в режимнабору адреси пам'яті. Після набору потрібної адреси кнопками «0» – «F» вінвідображається ліворуч на індикаторах. Для одержання відображення вмісту поданій адресі натискається кнопка» ЧТ1» (при відображенні одного байта) чикнопка «ЧТ2» (при відображенні двох байтів).
Вміст адреси при цьомуз'являється на індикаторах відразу за відображенням його адреси. Післянатискання однієї з двох кнопок «ЧИТАННЯ» пульт переходить в режим наборуданих. Спроба зміни даних в постійній пам'яті викликає індикацію символупомилки.
По завершенню наборуданих вони відображаються праворуч від вмісту адреси.
/>/>Кнопки «» і»» використовуютьсядля зміни адреси і послідовного перегляду даних деякого масиву пам'яті. Прицьому якщо відображається один байт, то адреса змінюється на одиницю, привідображенні двох байтів адреса міняється на два номери.
Пристрій зв'язку УСМзабезпечує можливість двостороннього зв'язку (дуплексного) з наступними апаратами:
Ø телеграфний апарат типу РОТА-80 (РОТА-76, РОТА-6);
Ø алфавітно-цифровий дисплей з вбудованим пристроєм телеграфногосполучення;
Ø касетний магнітофон для магнітного запису (два виходи запису, одинвхід читання).
Блок вторинного живленняБП02 складається з двох напівблоків живлення БВП1. Призначений для перетвореннянапруги первинної мережі перемінного струму в стабілізовані рівні напругипостійного струму, забезпечує однофазною перемінною напругою живлення 24В, 50Гцвентилятори мікроЕОМ.
У конструктивномувідношенні блок живлення являє собою стандартний корпус, що відповідаєконструктиву МСУВТ В7, у якому розміщені два блоки живлення БВП1. Кожен такийблок забезпечує живленням одну мікроЕОМ і має лицьовий пульт керування зелементами світлової індикації й органами ручного управління, що забезпечуютьзручність експлуатації і діагностики.
На задній стінці блокувторинного живлення встановлені:
1. роз’єм для підключення напруги живильної мережі;
2. вихідний роз’єм для підключення навантаження;
3. роз’єм інтерфейсу живлення;
4. роз’єм дистанційного керування;
5. контрольні гнізда для виміру вихідних напруг;
6. вивід схемної (логічної) землі;
7. вивід заземлення (електрично з'єднаний з каркасом);
8. запобіжник в колі підключення силового трансформатора;
9. запобіжник в колі формування службового живлення.
В кожному блоці ББЖ1присутні канали стабілізованих напруг: «+5 В», «+12 В»,» – 12 В»,» –5 В».
Передбачені також:
Ø можливість плавного регулювання вихідних стабілізованих напруг удіапазоні не менш 10% від номінального значення;
Ø ступінчата зміна вихідних стабілізованих напруг на 5% відномінального значення;
Ø захист від зміни вихідних стабілізованих напруг, регульований вмежах 5–20% від номінального значення (перша ступінь захисту);
Ø швидкодіючий тиристорний захист від перевищення напруги по всіхканалах при зміні вихідної напруги +20–25% від номінального;
Ø захист стабілізаторів напруги від токових навантажень у діапазоні1,2 – 1,5 від номінального значення і коротких замикань у навантаженні.
На лицьовій панелі БВП1розташовані наступні органи керування:
1. магнітний ключ «РОБОТА» – ручний режим керування можливий тількипри вставленому в гніздо ключі;
2. тумблер «БП» включення і відключення блоку живлення;
3. плавне регулювання по всіх каналах і заданому режимі (резистори«РЕГУЛЮВАННЯ»);
4. перемикачі «ВИМ. ЖИВ.» східчастої зміни кожного номіналу напруги 5%;
крім того, на лицьовомупульті розташована наступна світлова індикація (світлодіоди) станів БВП1:
Ø підключення мережі до блоку живлення – «МЕРЕЖА»;
Ø сигнал вихідного стану – «ВИХ.»;
Ø ручний режим роботи – «РОБ».;
Ø включений стан блоку живлення – «НОМ» (чотири світлодіодастабілізованної напруги в нoміналі);
Ø наявність оперативної напруги +5 В – «ОПЕР.ЖИВ.»;
Ø зміна стабілізованих напруг в заданих межах 5% від номіналу –«ВИМ.» (чотири світлодіода);
Ø перегрів навколишнього середовища в зоні силових елементів «ПЕР.ЖИВ.».
Пристрій програмування(програматор) підключається до магістралі послідовного інтерфейсу вводу-виводучерез роз’єм Х7 вузла ПМВ. За допомогою підключеного до МСУВ В7 программатораможна виконати наступні операції:
Ø програмування ППЗУ;
Ø читання вмісту кристала в ОЗУ ЕОМ;
Ø формування масиву по парності;
Ø порівняння вмісту кристала з пам'яттю ЕОМ.
Використання програматораскорочує час налагодження ЕЧСР, дозволяє оперативно вносити зміни в програмнезабезпечення.
Робота оператора зпультом ЕОМ КЛ-03 і програматором у режимі програмування «8» забезпечуєтьсяпрограмою «PULT», розміщеної в ПЗУ МСУВТ В7. Перехід пульта в режим «8»здійснюється натисканням кнопок «РЕЖИМ» і «8». При цьому на індикатори 0 – 3викидається початкова адреса ініціалізації «0000» і пульт готовий до наборунової адреси.
Можливі два варіанти:
1. необхідно записатиновий кристал пам'яті. Для цього набирається початкова адреса масивупрограмування в пам'яті ЕОМ;
2. необхідно записатиінформацію з кристала в пам'ять ЕОМ і тоді набирається початкова адреса масивузапису в пам'ять ЕОМ.
Після набору потрібноїадреси кристал ППЗУ встановлюється в роз’єм на програматорі, натискаєтьсякнопка «ЗАП» і починається програмування, при цьому загоряється на програматорісвітлодіод, що сигналізує про наявність напруги 25, 75В. Програмування ведетьсяпо черзі для кожної комірки пам'яті з перевіркою записаної інформації. При невідповідностізаписаної і зчитаної інформації викидається повідомлення про помилку на пульт увиді адреси помилки на індикаторах 0 – 3 і двох байтів інформації наіндикаторах 6; 7 і 9; 10. У цьому випадку потрібно порівняти значення в пам'ятіЕОМ і значення яке записалося в кристал.
Якщо число в комірці ППЗПвиявляється менше, то подальше програмування неможливе, якщо більше, то можливепродовження програмування. Подальше програмування запускається натисканнямкнопки «ЗАП». Про продовження програмування сигналізує світлодіод.
Для зчитування інформаціїз кристала набирається початкова адреса масиву запису в ОЗП і натискаєтьсякнопка «ЧИТАННЯ». Попередньо кристал встановлюється в роз’єм програматора.Читання ведеться 10 сек. По закінченню цього часу в комірках адреси 0 – 3з'являється початкова адреса на наступних двох кілобайтах програмування.Приклад: початкова адреса програмування «0000», адреса закінчення програмування«0800».
При формуванні масиву попарності порядок операцій має інший характер. Один кристал контролю по парностіконтролює ППЗП плати ПМВ і тримає під своїм контролем область у 16 кілобайт.Першою на індикаторах 0 – 3 набирається адреса. Наприклад: «9000» розташованогов ОЗУ ЕОМ формованого масиву по парності. Далі натискається кнопка «АДРЕСА» івисвітлюється друга початкова адреса на індикаторах 5 – 8 формування масиву попарності ППЗП: для вузла ПМВ – «0000». Запуск програми формування масиву попарності здійснюється кнопкою «ФОРМУВАННЯ», і в плині 5 сек. масивзаповнюється інформацією. Запис в кристал парності встановленому напрограматорі здійснюється так, як указувалося вище.
При закінченніналагоджувальних робіт за допомогою програматора, останній відключається відроз’єма Х7 вузла ПМВ МСУВТ – В7.
2.5.10 Засобивводу і виводу аналогової інформації
Аналогова інформаціянадходить на вхід ЕЧСР у виді уніфікованих сигналів 0–5мА постійного струму завинятком сигналів від датчика частоти обертання, а також сигналів відтрансформаторів напруги генератора.
Для настроювання вхідниханалогових каналів використовуються шунти, встановлені на платі, до якихпідводяться вхідні сигнали.
Для узгодження вхіднихсигналів із входами ЕОМ у ЕЧСР застосовуються субблоки аналогової розв'язкиСАР. Інформація, що вимагає підвищеної надійності, надходить на входи двох САР.
Виводи обох САР вводятьсяв АЦП двох мікро-ЕОМ. Кожна ЕОМ програмними засобами контролює збіг виходу двохСАР і, у випадку неприпустимої неузгодженості, що свідчить про несправністьодного із САР, переходить на виконання відповідного алгоритму.
Інформація, що не вимагаєпідвищеної надійності надходить через загальні САР на входи обох ЕОМ.
Вивід аналогових сигналівздійснюється через машинні цифроаналогові перетворювачі ЦАП (чотири сигнали), аінша основна частина вихідної інформації в цифровому виді надходить з ЕОМ насубблоки ЦАП, де перетворюється в аналогові сигнали. З виходів усіх ЦАП сигналинадходять через субблок аналогового комутатора САК, що пропускає сигналипрацюючої машини і не пропускає сигнали резервної, на вихідні САР і субблокитокових перетворювачів СТП, за винятком сигналів ЕГП. Сигнали керування ЕГПподаються на вхід субблока вихідного підсилювача ЕГП (СВП ЕГП). Для контролювихідних аналогових сигналів використовуються САР контролю й аналоговімультиплексори. При програмному виявленні (через САР контролю) в ЕОМ формуєтьсясигнал, що підключає вихід відповідного ЦАП через мультиплексор на додатковийвхід АЦП. Якщо при цьому неузгодженість зберігається, то несправний ЦАП і ЕОМвидає відповідний сигнал. Якщо неузгодженість зникне, то несправний САР, іалгоритм подальшої роботи визначається призначенням несправного каналу.
Вихідна аналоговаінформація видається з ЕЧСР з виходів субблока СТП у виді уніфікованих токовихсигналів (0–5) мА при Рн = 2,5 кОм. З виходів СВУ ЕГП сигналнадходить у виді токового сигналу 1 А при Рн = (24 – 30) Ом(використовується один вихід на ЕГП).
Дискретна інформаціянадходить на вхід ЕЧСР у вигляді зміни стану «сухого» контакту. Ці контактиповинні мати комутуючу здатність сигналів напругою постійного струму 220 В іструмом 0,1 А при активно-індуктивному навантаженні.
У ЕЧСР в якостікомутуючої напруги використовується напруга постійного струму 220В і 24В.
Для введення дискретнихсигналів в мікро-ЕОМ використовуються субблоки вхідних сигналів СВС на вхідну(комутуючу) напругу 220B, 24В постійного струму і два субблоки розширникивведення дискретних сигналів СР1.
Для підвищення надійностісубблоки СВС дублюються, від кожного СВС інформація надходить через СР1 вобидві ЕОМ. При подальшому програмному аналізі приймається, що при різномустані СВС, що сприймає ту саму інформацію, несправний той з них, що не змінивсвого стану.
Вихідна дискретнаінформація виводиться з ЕОМ через розширювачі виводу дискретних сигналів СР2 насубблоки комутації реле СКР, що мають на виході «сухий» контакт, з'єднаний ізклемником шафи ЕЧСР. У СКР надходять також сигнали керування від субблока СКС,що пропускають інформацію тільки включеної в роботу ЕОМ. Для контролю ланцюгіввиводу дискретних сигналів служать субблоки СРЛ; що підводять на вхід ЕОМвихідну дискретну інформацію і відключають відповідний канал при його несправності.
Сигнал управління ЕЧСР наелектродвигун МУТ виводиться з послідовного інтерфейсу ЕОМ і у виді логічнихсигналів керування «ЗМЕНШИТИ, ДОДАТИ» і надходить на вхід субблока підсилювачаМУТ (СВУ МКТ). На виході СВУ МУТ одержує імпульсну напругу тієї чи іншоїполярності величиною (36 – 40) В. Тривалість імпульсу на виході СВУ МКТзалежить від тривалості дії логічного сигналу керування на його вході.
2.5.11 Органивідображення стану ЕЧСР
Касета блоку керування йіндикації БКІ містить у собі субблоки призначені для керування настроювання таіндикації стану режимів і несправностей апаратури ЕЧСР.
До складу БКІ входять:субблок керування СК, субблок індикації СІ і субблок перемикачів СП. Субблоккерування призначений для керування, контролю і переключень в ЕЧСР. ТумблериЕОМ-1 і ЕОМ-2 служать для примусового виводу з роботи однієї мікро-ЕОМ ісполучених з нею пристроїв зв'язку з об'єктом ПЗО. Тумблер «ПУЛЬТ» з положенням«ПРОГР.-ІНД.» призначений для переводу пультів обох ЕОМ з режиму «ІНДИКАЦІЇ» урежим «ПРОГРАМУВАННЯ» для проведення діалогу між оператором машини і самої ЕОМ.
Крім того, на лицьовійпанелі СУ знаходяться контрольні гнізда виходів ЦАП друкованих плат АВВ01 обохмікро-ЕОМ і контрольні гнізда по ШИМ кожної ЕОМ.
Субблок індикації СІслужить для індикації стану і несправності обох ЕОМ і апаратури ЕЧСР.
Індикація виконана насвітлодіодах і відображає наступні стани:
«ВКЛ.»      – ЕЧСРвключена в роботу;
«НЕСИПРАВ.»            – несправністьв ЕЧСР;
«ОТКАЗ»                     –несправні обидві ЕОМ;
«РАБОТА 1»      – ведучаЕОМ1;
«РАБОТА 2»      – ведучаЕОМ2;
«ОТКЛЮЧ.ЭГП»                  –відключений вплив на ЕГП;
«ОТКЛЮЧ.МУТ»                 –відключений вплив на МКТ;
«ОТКЛЮЧ.ПЗ»           –відключений вплив на ЕВПЗ;
«ШИМ 1 >»                 –на МКТ йде сигнал «ДОДАТИ»
«ШИМ 1
Сигналізація «ШИМ 2» невикористовується.
Субблок перемикачів СПпризначений для збереження і введення в пам'ять інформації про настроєчнікоефіцієнти. В постійній пам'яті ЕОМ для кожного настроєчного коефіцієнтавідведена зона, в яку занесені всі значення даного коефіцієнта. За допомогоюперемикачів задається номер необхідного значення коефіцієнта. Як перемикачізастосовані кнопкові перемикачі на чотири (табл. 2.4) і вісім (табл. 2.5) положеньз відповідними комбінаціями кнопок.

Таблиця 2.4Положення перемикача 1 2 3 Комбінація кнопок 1 2 1+2
Таблиця 2.5Положення перемикача 1 2 3 4 5 6 7 Комбінація кнопок 1 2 1+2 4 1+4 2+4 1+2+4
Субблок СКС призначенийдля визначення стану готовності основної і резервної ЕОМ, реалізації логікиїхнього включення в контур керування, сигналізації стану пристроїв зв'язку зоб'єктом. Сигнали стану по кожній мікро-ЕОМ (помилка звернення «ЗВЕР.»,контроль по парності – «ПАР.», циклічна помилка – «ЦКЛ.», помилка аналогова –«АНЛ.», помилка арифметична – «АРФ.», неготовність – «НГТ.»), а також сигналипро відмовлення відповідних блоків безперебійного живлення, блоків живленнямікро-ЕОМ і стабілізаторів напруги групуються окремо. Крім того, у СКС наявніокремі входи по контролю стану УСО загальних для обох мікро-ЕОМ. Усі ці сигналипро несправності потім об’єднуються в загальний логічний сигнал несправностіЕЧСР (світлодіод «НЕСПР.» субблока індикації СІ) чи сигнал про аварію ЕЧСР-М (світлодіод«ВІДМОВЛЕННЯ» субблока індикації СІ). З появою несправності в ЕЧСР загоряєтьсятакож відповідний світлодіод СКС.
В СКС присутня логічнасхема, що забезпечує формування керуючих сигналів про справність ЕОМ(мікро-ЕОМ, що включена в контур керування). Схема настроєна таким чином, щопри виникненні несправності ведучої мікро-ЕОМ відбувається автоматичнепереключення на резервну мікро-ЕОМ і автоматичне відновлення керування відпершої ЕОМ, при усуненні в ній несправності. При відмовленні обох ЕОМзагоряється світлодіод «ВІДМОВЛЕННЯ» субблока індикації СІ.
Пульт оператора ЕОМвиконує наступні основні функції по відображенню стану ЕЧСР:
Ø розшифровка режимів роботи ЕЧСР, причини переходу в той чи інший режим;
Ø індикація несправності окремих елементів ЕЧСР з точною вказівкоюнесправності елемента (ЕОМ, субблок, СН і т.д.);
Ø індикація параметра по тиску свіжої пари;
Ø відображення стану кожного з каналів ЕЧСР з розшифровкою значеньзаданих параметрів (коефіцієнтів, постійних чи часу вихідних величин);
Ø відображення величин аналогових сигналів на вході ЕЧСР;
Ø відображення величин аналогових сигналів на виході ЕЧСР;
Ø відображення дискретної інформації, що надходить в ЕЧСР і якавидається ЕЧСР в інші пристрої;
Ø ручне керування електродвигуном МКТ.
Світлодіоди пульта операторавиконують наступні функції:
Ø «ЖИВЛЕННЯ» – вказує про наявність напруги живлення +5В в блоцімікросхеми;
Ø «ЗУПИНКА» – вказує на вихід мікро-ЕОМ з процесу керування;
Ø «ЧЕКАННЯ» – вказує на спільний режим роботи мікро-ЕОМ із дисплеємпо програмі «МОНІТОР»;
Ø «КЛАВШИ.» – режим обробки запиту переривання при натиснутійклавіші пульта;
Ø «ПРМ» – завершення обробки (прийому) запиту переривання,викликаного натисканням кнопки пульта;
Ø «ЗПРТ» – блокування (заборона) запиту переривання від дешифруємихкнопок видається в ряді випадків при керуванні об'єктом у визначені моментичасу, натискання дешифруємої кнопки при включеному індикаторі. ЗПРТ приводить лишедо включення індикатора «КЛАВШИ.», підтвердження про прийом коду кнопки(загоряння індикатора «ПРМ») не надходить;
Ø «N» – ЕЧСР працює в режимі регулювання потужності;
Ø «P» – ЕЧСР працює в режимі регулювання тиску;
Ø «F» – ЕЧСР працює в режимі регулювання частоти обертання (на блоціN1 ХАЕС не використовується):
Ø «Н» – режим регулювання по положенню РК (на АЕС не використовується);
Ø ЗАБОРОНА «У» – заборона дії ЕЧСР на «зменшити»;
Ø ЗАБОРОНА «П» – заборона дії ЕЧСР на «додати»;
Ø «Iегп >= 50%» – струм у ЕГП перевищує 50% номінального значенняі припустиму тривалість за часом;
Ø «Рмін» – працює регулятор мінімального тиску.
2.6 Робота ЕЧСР врізних режимах роботи енергоблоку
 
2.6.1 Режимироботи ЕЧСР
В залежності від режимуроботи енергоблоку оператор блокового щита керування (БЩУ) встановлює наступнірежими роботи ЕЧСР:
I – режим дистанційногокерування навантаженням турбіни при відключених контурах регулювання, яківпливають на двигун МКТ. В цьому режимі ЕЧСР по командах «зменшити» чи «додати»забезпечує дистанційне керування двигуном МКТ. Команда «зменшити» означає щоМКТ буде впливати на регулюючі клапана турбіни вбік їхнього закриття длязниження потужності турбіни.
II – режим автоматичногокерування клапанами турбіни в процесі автоматичного пуску турбіни.
III – режим регулюванняпотужності і тиску пари перед турбіною чи положення регулювальних клапанів;
IV – режим дистанційногокерування навантаженням турбіни при включеному захисному регуляторі тискусвіжої пари.
Переключення режиміввиробляється спеціальним перемикачем, встановленому на блоковому щитікерування.
Перехід в режим I длявзводу стопорних клапанів при пуску турбіни виробляється автоматично з режимуII – при цьому в ЕЧСР відключаються контури регулювання (з наступним їхнімвключенням без контролю з боку оператора).
У всіх перерахованихрежимах швидкодіючі канали нормально включені, тому що по цих каналахздійснюється протирозгінний захист турбіни
Переключення ЕЧСР зодного режиму в інший, а також включення в автоматичні режими II і IIIздійснюється під контролем оператора енергоблоку (після переводу перемикача БЩУв положення, які відповідають режимам I і IV).
2.6.2 Робота ЕЧСРу нормальних режимах енергоблоку
У нормальних режимахенергоблоку ЕЧСР виконує функції турбінного регулятора блокової частини системирегулювання АРЧМ АЕС.
В аварійних іпісляаварійних режимах енергосистеми в ЕЧСР працює також канал початковоїкорекції нерівномірності (ПКН), і, якщо спрацюють відповідні пускові органи,канали релейної форсировки (РФ), попереднього захисту (ПЗ) і диференциатора(ДИФ). Ці сигнали поліпшують динамічні характеристики системи регулюваннятурбіни і сприяють підвищенню динамічної стійкості турбоагрегату.
При аваріях наенергоблоці (різного роду ушкодженнях устаткування, що приводять до скиданняпотужності), відмовленні системи регулювання надходження пари в циліндритурбіни в аварійних умовах через нещільності клапанів свіжої пари,промперегріву, коли може значно збільшитися частота обертання ротора турбіни,ЕЧСР забезпечує протирозгінний захист турбіни по каналах релейної форсировки,диференциатора, попереднього захисту. Ці канали впливають на систему регулюваннятурбіни через ЕГП і електромагніти попереднього захисту і регулювальнихклапанів.
2.7 Робота АСРпри експерементальному відключенні енергоблоку від мережі
Суть даного експерементуполягає в перевірці роботи АСР у випадку спрацювання сигналу релейноїфорсировки (або автоматичного від’єднання енергоблоку від мережі).РФ включається в роботу по сигналуспрацьовування захистів на відключення генератора, по сигналу відключеннягенератора від мережі або відключеному положенню вимикачів 330 кв.При роботі РФ ШКУ ЕЧСР видає на ЕГПкеруючий сигнал на закриття РК турбіни. Сигнал має форму імпульсу зекспонентним заднім фронтомдив. мал. 2.3.
Амплітуда імпульсу змаксимальною величиною струму ЕГП 4 нв забезпечує максимальну швидкістьпереміщення РК на закриття, а постійна часу загасання вибирається таким чином,щоб забезпечити кращу якість переходу до сталого режиму.Дія РФ однократна. Параметри імпульсуРФ (А0, Т, Т0) повинні задаватися за допомогою ЕОМ.
/>
Рис. 2.3. Імпульсрелейної форсировки
Задачею АСР в такомувипадку було:
1.  не допуститизростання частоти обертання вала турбіни.
2.  швидко знизитипотужність енергоблоку до рівня власних витрат.
Результатом даногоексперементу є графічна залежність (рис 2.4) РИ.
З даної графічноїзалежності видно, що де-який час значення таких
параметрів, як частотаобертання вала турбіни (F), потужність генератора (Nел) та струм ЕГП (Іегп)знаходились в межах, що відповідають нормальному режиму роботи енергоблока ібули сталими:
F=3000 об/хв;
Nел=980 МВт;
Іегп=0 мА;
/>
Рис. 2.4. Перехідніпроцеси в системі, при зниженні потужності енергоблоку до рівня власних потреб
При від’єднанніенергоблоку від мережі в момент часу t=8.5c, спостерігається швидке зростання частотиобертання вала турбіни F=3171 об/хв, що, відповідно до норм експлуатаціїтурбіни є не бажаним процесом для її роботи.
В цьому випадку ЕЧСРвидає електричний сигнал рівний –946 мА на вхід ЕГП, що приводить до швидкогоприкриття регулюючих клапанів турбіни та поступового зменшення частотиобертання вала турбіни.
Рівень власних потребстанції складає від 30 до 65 мВт, в даному випадку АСР намагається тримати цезначення на рівні 35 мВт.
Висновки: Процесрегулювання роботи турбіни є досить складним.
Від якості регулюваннянапряму залежить КПД енергоблоку. Використання систем автоматичного регулюваннядозволяє достатньо легко здійснювати цей процес.
Відповідно до правилтехнічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основнихтехніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленоїелектроенергії і відпущеного тепла.
Кількість виробленоїелектроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучирегулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає щовід стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії табезпека енергоблоку.
3. Функціональна будова ЕЧСР
ЕЧСР функціональноділиться на два основних контура автоматичного управління:
·  ПКУ(повільнодіючий контур управління);
·  ШКУ (швидкодіючийконтур управління);
Крім ПКУ та ШКУ в складЕЧСР входить схема ДУ (дистанційного управління), яка функціонує незалежно відавтоматичних контурів управління.
3.1 Роботашвидкодіючого контуру керування турбіною
В даному каналі керуванняформується вплив на ЕГП з метою забезпечення протирозгінного захисту турбіни,підвищення її приємистості, та роботи енергоблоку в аварійних і післяаварійнихрежимах роботи енергосистеми.
Керування ЕГПздійснюється через вихідний аналоговий підсилювач потужності ЕЧСР, на вхідякого подається сума впливів, сформованих по наступним функціональним каналам:
Ø релейної форсировки (РФ);
Ø диференціатора (ДИФ);
Ø корекції початкової нерівномірності (ПКН);
Ø швидкодіючого післяаварійного керування потужністю (ПАУ);
Ø попереднього захисту (ПЗ);
Ø імпульсного розвантаження в аварійних режимах роботи енергоблоку(АІР).
Крім того можна виділитиканал вимірювання потужності генератора і канал всережимного вимірюваннячастоти обертання валу турбіни з видачею аналогового і ряду дискретних сигналів.
Канал релейноїфорсировки (РФ) призначений для подачі в систему регулювання сигналу, щофорсує, на закриття регулювальних клапанів при відключенні генератора відмережі. Подача імпульсу виробляється від блок-контактів вимикачів генератора івід релейного захисту, що діє на відключення вимикачів генератора.
Каналдиференціатора (ДИФ) призначений для подачі сигналу, що закриваєрегулюючі клапана турбіни з появою позитивного кутового прискорення ротора, якесвідчить про велике миттєве скидання навантаження генератора.Диференціатор включається в роботу припідвищенні частоти обертання вище 103% wном інаявності прискорення обертання ротора турбіни.Диференціатор забезпечує протирозгыннийзахист турбіни видачею на ЕГП керуючого сигналу, пропорційного прискореннюротора турбіни:
Iдиф. =K (dw/dt – Уст dw/dt),
де dw/dt – прискоренняротора турбіни;
Уст dw/dt – уставкаспрацьовування;
К – коефіцієнтпідсилення.
Датчиком служитьелектричний датчик частоти обертання ротора. Сигнал датчика перетвориться вдиференціаторі і функціональному перетворювачі.           Наявна можливістьзміни коефіцієнта підсилення по прискоренню ротора (крутості характеристики) івеличини прискорення, при якій диференціатор вступає в роботу.
Канал корекціїпочаткової нерівномірності (ПКН) призначений для поліпшенняприємистості турбіни з метою компенсації шкідливого впливу на приємистість великоїкількості пари, акумульованої в промперегріві.
Вихідний сигнал каналуПКН утворюється різницею сигналів від датчика електричної потужності і датчикатиску пари в промперегріві.
Знаки сигналів від датчиківобрані таким чином, щоб збільшення потужності приводило до відкриттярегулювальних клапанів свіжої пари, а збільшення тиску приводило до закриттяцих клапанів.
При зміні споживанняпотужності в енергосистемі регулювання турбіною здійснює перестановкурегулювальних клапанів в положення, при якому потужність турбіни відповідаєновій споживаній потужності.
Однак потужність турбінипри зміні частоти буде швидко мінятися на величину потужності ЦВТ, а потужністьЦНТ через наявність великого об’єму промперегріву буде мінятися повільно в мірузміни тиску в промперегріві, тобто початкова нерівномірність регулювання(нерівномірність, коли тиск у промперегріві можна вважати практично постійним)буде велика. Для зменшення початкової нерівномірності при зміні потужностігенератора в каналі ПКН виробляється сигнал вбік привідкриття чи призакриттярегулювальних клапанів ЦВТ таким чином, щоб зміною потужності ЦВТ короткочаснокомпенсувати відставання в зміні потужності ЦНТ. З наступною зміною тиску впромперегріві (що свідчить про зміну потужності, яка виробляється в ЦНТ),сигнал каналу ПКН буде зменшуватися й у статиці дорівнюватиме нулю.
При навантаженнях нижче 40%кожен вхід каналу ПКН (потужність і тиск) має постійне значення, рівне значеннювідповідного датчика при навантаженні 40%, тому вхідний сигнал коректора принавантаженнях нижче 40% дорівнює нулю незалежно від співвідношення міжнавантаженням і тиском промперегріву.
Вихідний сигнал ПКН вбікзакриття клапанів обмежений величиною, що допускає зміну положення клапанівлише на 20–30%. Це виконується з метою зменшення зміни середньої потужностітурбіни при великих аварійних хитаннях в енергосистемі. Обмеження знімаєтьсяпри відключенні генератора від мережі (контакти ВГ), при підвищенні частотиобертання вище 103% і по сигналам пристроїв протиаварійної автоматикиенергосистеми.
Каналшвидкодіючого управління потужністю в післяаварійних режимах (ПАУ) призначений дляобмеження потужності турбіни до заданої величини в післяаварійних режимахроботи лінії електропередач чи до рівня технологічних обмежень і включається посигналах станційних пристроїв протиаварійної автоматики (ПА) або технологічноїавтоматики блоку (ТА).
ПАУ1 – 70% Nном.
ПАУ2 – 60% Nном.
ПАУ3 – 50% Nном.
ПАУ видає спрямований напереміщення клапанів турбіни багаторазово посилений сигнал перевищення поточноїпотужності турбіни над величиною заданої потужності, виробленої в залежностівід типу аварії пристроями ПА чи ТА. В каналі присутній динамічний контур дляполіпшення стійкості регулювання.
Канал попередньогозахисту (ПЗ) функціонально є частиною системи захисту турбіни від розгону.
По каналу ПЗ в системурегулювання і захисту подається сигнал, який форсує, на закриття стопорних ірегулювальних клапанів турбіни у випадку, якщо за якимись причинами при скиданнінавантаження частота обертання перевищить заданий рівень, що залежить відпоточного значення першої похідної частоти обертання.Уставка спрацьовування ПЗ формуєтьсявідповідно до закону:
wср. = wср.о. – K dw/ dt,
де wср.о.= 113% wном – уставкаспрацьовування ПЗ по частоті обертання без врахування прискорення;
dw/ dt – прискоренняротора турбіни;
К – коефіцієнтпідсилення.
Чим вище перша похідна,тим нижче заданий рівень спрацювання ПЗ по частоті обертання. Якщо при скиданнінавантаження система регулювання функціонує правильно, то під час перехідногопроцесу поточна частота обертання завжди виявиться нижче заданої і спрацюванняпопереднього захисту не відбудеться. При відмовленні системи регулювання іскиданні навантаження поточне значення першої похідної буде високим у всьомудіапазоні підвищених частот обертання, що викликає спрацювання ПЗ. У цьомувипадку канал ПЗ подасть сигнал на електромагнітний вимикач попередньогозахисту, при спрацюванні якого закриваються всі регулюючі і стопорні клапанитурбіни, а при зникненні сигналу ПЗ забезпечується послідовне відкриття спочаткустопорних, а потім регулювальних клапанів. Завдяки попередньому захисту увипадку скидання навантаження з відключенням генератора від мережі івідмовленні системи регулювання запобігається підвищення частоти обертанняпонад 120%.
При роботі попередньогозахисту сигнал про закриття стопорних клапанів турбіни видається з витримкоючасу 5 с, достатньої для відкриття стопорних клапанів при нормальній роботісистеми регулювання після спрацювання попереднього захисту.
Канал аварійногоімпульсного розвантаження (АІР) забезпечує можливість швидкогозниження потужності турбіни з наступним її відновленням до вихідного рівня.
Імпульсне аварійнерозвантаження турбіни здійснюється по одній із трьох команд загальстанційноїсистеми протиаварійної автоматики від яких залежить глибина розвантаження:
АІР1 – 50% Nн;
АІР2 – 30% Nн;
АІР3 – 0% Nн;
Керування РК турбіниздійснюється подачею на ЕГП керуючого токового імпульсу за формою аналогічногоРФ (див. Рис. 2.3).
Тривалість прямокутноїчастини імпульсу (Т), амплітуди (А и А0) і тривалість загасаючоїчастини імпульсу (Т0) повинні задаватися окремо для АІР1, АІР2,АІР3.
Ініціативні команди відПА надходять в ЕЧСР імпульсами тривалістю не менше 100 мс. При надходженніодночасно декількох команд АІР, ЕЧСР повинна відпрацьовувати команду на більшглибоке розвантаження.
Загальна швидкодіясистеми регулювання турбіни, з урахуванням дії ЕЧСР забезпечує максимальнепідвищення швидкості обертання після миттєвого скидання навантаження генератора– не більше 107% від номінальної частоти обертання.
Робота повільнодіючогоконтуру керування турбіною.
Регулятор потужності ітиску (РПТ) забезпечує можливість керування турбіною шляхом впливу на двигунМКТ. Відповідно до положення розміщеного на БЩУ перемикача вибору режимів (ПР)чи відповідно до команд автоматичних пристроїв забезпечуються наступні режимироботи РПТ і керування двигуном МКТ:
Ø режим дистанційного керування МКТ (А1);
Ø режим регулювання частоти обертання, положення регулювальнихклапанів і потужності турбіни при пуску (А2);
Ø режим регулювання потужності (А3);
Ø режим регулювання тиску свіжої пари (А4).
Відповідно дорегульованого параметра можна виділити наступні функціональні контурирегулювання в блоці РПТ:
Ø контур регулювання потужності;
Ø контур регулювання тиску (КРТ);
Ø контур регулювання частоти обертання (КРЧО).
Елементи живлення ідистанційного керування двигуном входять до складу ЕЧСР.
У режимах регулювання А2…А4керування двигуном МКТ здійснюється через широтно-імпульсний перетворювач іпідсилювач потужності. При цьому реалізується Пі-закон регулювання завтоматичною зміною параметрів настроювання, здійснюваним в залежності відтого, в який з контурів регулювання (тиску, частоти обертання чи потужності)знаходиться в роботі. В закон формування керуючого впливу на МКТ введеніблокування на «додати» і «зменшити», що діють при наявності на енергоблоцітехнологічних обмежень.
Вхідними сигналами РПТ є:
Ø сигнал, пропорційний електричній потужності генератора (відвимірювача потужності ЕЧСР);
Ø сигнал задання потужності, що надходить з обмежувача темпу задання(ОТЗ);
Ø сигнали, пропорційні частоті обертання турбіни і її відхиленню відномінального значення;
Ø сигнали від автомата пуску турбіни;
Ø сигнал, пропорційний тиску свіжої пари;
Ø сигнал, пропорційний керуючому тиску в гідравлічній частинісистеми регулювання.
При режимі А1дистанційного керування двигуном МКТ контури регулювання РМД відключаються.
У режимі керування А2РПТ використовується як додатковий орган автомата пуску. Відпрацювування командавтомата пуску здійснюється за допомогою інтегруючих входів, один з яких змінюєзадане значення частоти обертання турбіни відносно «грубо» у широкому діапазонічастот, розташованому близько 3000 об/хв. Переключення з одного входу на іншійздійснюється автоматично після досягнення частоти обертання 3000 об/хв.
Присутній також третійінтегруючий вхід, який використовується для самобалансування РМД при йоговідключенні від МКТ з метою наступного підключення без «поштовху» потужності натурбіні. З цією же метою додатково передбачається:
– витримка часу (0,3– 0,5 с) при подачі сигналу на включення РПТ;
– дозвіл навключення РПТ тільки у випадку відсутності його вихідного сигналу протягом 5 –7 с.
Після включення РПТ уроботу забезпечується зникнення з заданою швидкістю сигналу самобалансування.
В режимі А3регулювання потужності забезпечується стабілізація потужності турбоагрегату нарівні, заданому оператором, і автоматичний перехід з одного рівня потужності наіншій у темпі, що допускається обмежником темпу задання. Регулювання потужностіздійснюється в залежності від величини розбалансу фактичної і заданоїпотужності. При цьому також використовуються наступні коректуючі впливи:
Ø коректуючий вплив по частоті обертання – забезпечує можливістьрегулювання потужності у відповідності із статичною характеристикою регулювання«потужність – частота обертання», причому передбачена можливість змінинерівномірності регулювання від 2,5 до 6% ступінями по 0,5%;
Ø коректуючі впливи по тиску свіжої пари і положенню регулювальнихклапанів турбіни – забезпечують можливість поліпшення динамічних характеристикрегулювання парогенератора;
коректуючий вплив звиходу каналу ПАУ швидкодіючої частини ЕЧСР – дозволяє прискорити відпрацюваннязаданого значення потужності повільнодіючим контуром і поліпшити перехіднийпроцес встановлення заданої потужності.
В положенні перемикачарежимів А4 забезпечується обмеження тиску свіжої пари на рівні не нижче йогомінімально припустимого значення, з можливістю переключення на режимрегулювання номінального тиску свіжої пари (регулювання «до себе») привідключенні регулятора парогенератора чи виникненні технологічних обмежень.Контури регулювання частоти і потужності при цьому відключаються.
При регулюванні частоти іпотужності в режимах А2 і А3 контур регулювання тиску працюєв режимі «очікування», запобігаючи зниженню тиску нижче заданого значення. Цезабезпечується за допомогою автоматичної зміни уставки завдання регуляторутиску і за допомогою елемента виділення мінімуму.
Обмежувач темпу завданнязабезпечує обмеження темпу завдання зміни навантаження енергоблоку в режиміавтоматичного регулювання А3 у регулювальному діапазоні навантажень.
При цьому змінипотужності обмежуються як по величині, так і по швидкості. Введення обмежень повеличині зв'язано, в основному, з вичерпанням регулювального діапазонуенергоблоку (чи наявністю обмежень по положенню регулювальних клапанів), атакож виникненням технологічних обмежень на енергоблоці. Обмеження по швидкостізміни потужності на режимах нормального регулювання може вводитися вручну задопомогою встановленого на БЩУ задавача. Обмеження по швидкості зміни вводятьсятакож автоматично в залежності від поточного термонапруженого стану турбіни.Крім того, передбачається прийом сигналів від зовнішніх пристроїв, щовстановлюють, зокрема, кінцевий рівень завдання потужності, заданий темп змінипотужності, верхнє і нижнє значення регулювального діапазону енергоблоку, атакож сигналів від АРЧМ і загальстанційної ЕОМ, що відповідають неплановій таекономічній складовим завдання потужності.
ОТЗ містить у собі каналформування завдання і канал відпрацьювання й обмеження завдання потужності.
Канал формування завданняздійснює перетворення і виділення сигналу завдання з вводом в ЕЧСР пороздільних входах сигналів від наступних зовнішніх пристроїв:
Ø загальноблочних давачів, що визначають рівень кінцевого значенняпотужності і темп зміни потужності;
Ø регулюючих пристроїв АРЧМ;
Ø загальностанційної ЕОМ, оснащеної засобами рішення задачіекономічного розподілу навантажень між енергоблоками;
Ø пристроїв протиаварійної автоматики;
Ø автомата пуску турбіни;
Ø регулятора навантаження парогенератора.
Для забезпеченнянормальних режимів роботи турбоагрегату за графіком передбачена зміна завданняпотужності в регулювальному діапазоні навантажень з визначеною, фіксованоюшвидкістю. Швидкість зміни завдання і рівень кінцевої потужності встановлюютьсяоператором за допомогою зовнішніх давачів. Передбачене також блокування змінзавдання у відповідну сторону при виникненні технологічних обмежень (у томучислі і по термічному стану турбіни), при вичерпанні регулювального діапазону,а також у післяаварійних режимах, зв'язаних зі спрацюванням каналу ПАУ,відхиленням частоти за задані межі.
Підключення ОТЗ длявідпрацювування завдань від автомата пуску, пристроїв протиаварійної автоматикисупроводжується відключенням основного контуру завдання потужності в нормальнихрежимах. При цьому найбільший пріоритет мають команди пристроїв протиаварійноїавтоматики, а потім автомата пуску. Наступне підключення основного контуру завданняпотужності здійснюється «безударно», із плавним переходом до рівня, що передуєвідключенню.
Вихідний контур ОТЗ являєсобою систему, що стежить, і забезпечує відпрацювання й обмеження вхіднихсигналів. Відпрацьовування вхідного сигналу при відсутності обмеженьздійснюється досить швидко (40с на нерівномірність). При виникненні обмеженьвідстеження припиняється аж до моменту усунення обмежень. Зокрема, якщообмеження обумовлюються термонапруженим станом турбіни, то стала швидкістьвідпрацювання завдання буде відповідати підтримці цих обмежень на рівнігранично припустимих значень.
Вихідний сигнал ОТЗвводиться як сигнал завдання в регулятор потужності і тиску ЕЧСР. Сумуючись ізсигналом корекції по частоті, він виводиться також в аналоговому вигляді (5 мАпостійного струму при навантаженні не більше 500 Ом) у зовнішні ланцюги якзавдання енергоблоку (в РПГ).
Канал контролю прогрівутурбіни (УКП) призначений для проведення вимірів режиму роботи турбіни в темпі,що допускається тепловим станом турбіни. При цьому в залежності від величини ізнака цих сигналів виробляються команди, які або дозволяють зміну режиму роботитурбіни з граничною швидкістю МКТ, або обмежують швидкість зміни режиму.
При автоматичній змінінавантаження в регулювальному діапазоні обмеження вводяться за допомогоюкоманд, що припиняють процес зміни завдання потужності з виходу ОТЗ. Припиненняздійснюється при підвищенні показника σ, що побічно характеризує рівеньтермонапруженого стану ЦВТ турбіни, понад значення, що допускаються, відповіднимрежимом планового регулювання потужності (σпл±) і режимомнепланового регулювання (σнпл±). Відповіднішвидкості зміни завдання планової і непланової потужності складають 2%/хв і 3%/хв.При підвищенні понад значення, що допускаються, d±() різницітемператур, що більш точно характеризує рівень термонапруженого стану ЦВТ,вводяться команди, що забороняють переміщення МКТ контуром регулюванняпотужності у відповідну сторону. Цим забезпечується облік обмежень по швидкостіпрогріву ЦВТ, що задаються звичайно інструкцією з експлуатації турбіни.
При дистанційномукеруванні турбоустановкою ЕЧСР за допомогою зовнішніх засобів візуального контролюдозволяє оператору вести зміни потужності енергоблоку в темпі, обмеженомуумовами прогріву турбіни. Для виконання цих функцій в складі вихідних пристроївЕЧСР передбачене виведення трьох аналогових уніфікованих сигналів на керуючуобчислювальну систему. Один із сигналів відповідає фактичній потужності (N),два інших – значенням потужності, що дозволяються, вбік збільшення і зменшення(N+ і N-). Відхилення фактичної потужності від значень, що дозволяються,визначають діапазон, що дозволяється, для швидких і безпечних змін потужностіна даний момент часу.
4. Структурапрограмного забезпечення
Структура математичногопрограмного забезпечення обумовлена функціональним призначенням ЕЧСР івимогами, які пред’являються до систем керування потужністю великих паровихтурбін у нормальних, аварійних і післяаварійних режимах.
Блок-схема математичногозабезпечення приведена на мал. 4.1./> /> /> /> /> />
Програмний блок початкового пуску   /> /> /> /> />
Програмний блок вимірювання періоду   /> /> /> /> /> />

Рис. 4.1Блок-схема математичного забезпечення

Перший програмний блокскладають програми початкового пуску: «ПУСК», «START». Програма «ПУСК»забезпечує вибір режиму роботи: «MONITOR» або системи ЕЧСР «START». Вибірздійснюється по положенню ключа I, розташованого на субблоці керування.
Програма формує вихіднідані в масивах ОЗУ (обнулення робочих областей ОЗУ, підготовка службовоїтаблиці для контролерів переривань) і віддає керування одній з вище зазначенихпрограм.
При роботі з програмою«MONITOR» через дисплей чи телетайп організується діалоговий режим«оператор-ЕОМ». «MONITOR» дозволяє реалізувати де-які функції «редактора приналагодженні програм, а також забезпечує можливість нагромадження інформації намагнітній стрічці побутового магнітофона.
При передачі керуванняпрограмі «START» здійснюється запуск системи програмного забезпечення ЕЧСР.
Для цього в програмі«START» проводиться програмне настроювання мікро-ЕОМ (установка режимів іініціалізація контролерів, таймерів інтерфейсу усіх вузлів ЕОМ). Попередньоповинно бути здійснено оперативне настроювання всіх плат ЕОМ за наявною методикою.
Крім того, у програмі«START» проводиться тестування ОЗУ і вузлів ЕОМ. При виявленні несправностівстановлюється режим «до оператора» з індикацією стану (відмовлення) на пультіЕОМ.
При відсутності збоїв,керування віддається програмному блоку вимірювання періоду сигналу індукторноготахогенератора (ТГІ).
Програми блокувимірювання періоду є програмами що мають вищий пріоритет стосовно всіхпрограм, крім програми, що фіксує порушення циклічності роботи «ТМР».
У субблоці перетворювачачастоти (СПЧ) виробляються імпульси в момент переходу напруги ТГІ через «0». Попередньому фронту цих імпульсів ініціюється вимога на переривання по 4-му рівніконтролера і запускається програма «CLOCK2», що фіксує початок відліку часу Т.
По задньому фронтуімпульсу СПЧ ініціюється вимога на переривання по 3-му рівню контролера, щообумовлює роботу програми «CLOCKIN» або «CLOCKIL». При пуску до синхронізаціївключена програма «CLOCKIL», після синхронізації – «CLOCKIH», що забезпечує, зарахунок використання таймерів з різною тактовою частотою, більш високу точністьвиміру часу Т. У програмах «CLOCKIL» і «CLOCKIH» виробляється «зчитування налету» і запам'ятовування стану таймера. Далі програма «CHETII», обробляєвеличини (N1 і N2) двох наступних вимірів «CLOCKI»,формує величину, пропорційну часу Т(N2-N1=k*T).
Програмний блокшвидкодіючого контуру керування забезпечує формування впливів по швидкодіючихканалах керування потужністю турбоагрегату. Блок містить у собі програмивводу-виводу інформації, функціональні програми, програми контролю і діагностики.
Програма введенняаналогових сигналів «INASP» забезпечує зчитування інформації з чотирьох каналіві узгодження масштабів прийнятого сигналу з установленою машинною величиною.
Програма введеннядискретних сигналів «INSEC» обслуговує 16 каналів дискретної інформації.
Програма виводуаналогової інформації «OUTSP» формує керуючий вплив через підсилювач СВУ ЕГП нагідравлічну систему регулювання турбіни. При цьому здійснюється масштабнеузгодження числового коду з параметрами керуючого сигналу.
Програми введення«INAN1M» і «INAN2M» забезпечують введення і масштабування сигналів від датчиківаналогової інформації, а також контрольних сигналів з виходу ЕЧСР.
Програма виводуаналогової інформації «OUTAN» здійснює масштабне узгодження і керування зовнішнімицифро-аналоговими перетворювачами (ЦАП).
Керування ведеться черезпорти рівнобіжного інтерфейсу плати ПСВ01.
Програма виводудискретної інформації «DIOUT» через порти рівнобіжного інтерфейсу плати ПСВ01 івихідні мультиплексори СР2 керує реле (СКР), що забезпечує формуваннядискретних команд.
Програма «FICMAC»аналогічно програмі «SICMAC» виробляє керуючі команди для алгоритмічноїперебудови МКУ.
Програма «FORDIN»,використовуючи інформаційні масиви програм: «SICMAC» і «FICMAC», а також масивIC, формує масив вихідних керуючих сигналів «DIN», що обробляється програмою«DIOUT».
Програми контролюзабезпечують підвищення надійності функціонування ЕЧСР, здійснюючи тестуванняЕОМ і супутнього УСО.
Контроль здійснюється звикористанням програмно-апаратних засобів системи ЕЧСР.
В ЕОМ контролюєтьсяпрацездатність ОЗП плат ПМВ01, МВ01 шляхом запису, зчитування і порівняннявизначених кодів.
Для перевірки плати ПСВ01встановлюється визначений режим плати (множення) і контролюється результат.Названі операції проводяться програмою «TEST», що включається в програмний блокпочаткового пуску, і блок програм нерегламентованого циклу.
Крім того здійснюєтьсяконтроль плат АВВ01 і ПСВ01 за максимальним часом виконання операцій. Для АВВ01– це час зчитування інформації з одного каналу, для ПСВ01 час виконанняоперації множення чи ділення. Реалізується часовий контроль програмою (ТМР), щообслуговує таймер 5, який ініциалізує переривання по 3-му рівні контролерапереривань при перевищенні встановленого часу виконання операцій, а також часуроботи програм БКУ і МКУ.
Програма ТМР сполучена зпрограмним файлом «TEST». При порушенні тимчасового циклу відбуваєтьсяпереключення на резервну ЕОМ, а несправна система переходить у режимдіагностики «d». У цьому режимі функціонує тільки програма «USOCON», щозабезпечує вивід інформації про тип відмовлення на індикатори пульта ЕОМ.
У системі задіяні такожформовані в ЕОМ сигнали контролю по парності і помилці звертання.
Програма контролю вхідниханалогових сигналів забезпечує виявлення несправного каналу і перехід назчитування інформації зі справного каналу, для дубльованих каналів, івідключення каналу для одинарних. Виявлення несправності супроводжуєтьсявідповідною індикацією і записом в інформаційний масив.
Програма контролю вхіднихдискретних сигналів, використовуючи міжмашину магістраль обміну інформацією,виявляє канал, що відмовив, фіксує його стан в інформаційному масиві.
Програма контролювихідних аналогових сигналів «CONTR» здійснює порівняння числових кодіввідповідних вихідних сигналів з кодами контрольного масиву (DAN02) аналоговоїінформації для тих же сигналів. У результаті порівняння виявляється місцевідмовлення: у системі ЦАП чи в субблоках САР і СТП. Інформація пронесправність заноситься в масив.
Програма контролю вихіднихдискретних сигналів сполучена з програмним файлом «DIOUT» і дозволяє фіксуватистан контактів усіх вихідних реле. Програмою виробляється порівняння інформаціїна виході ЕОМ і інформації, що вводиться через мультиплексор СРЛ, про станконтактів СКР. Результати керування фіксуються в інформаційному масиві.
Програма «USOCON»узагальнює інформацію всіх програм контролю і формує команди на зміну алгоритмукерування в залежності від стану системи, а також готує дані по діагностиці длявиводу на пульт ЕОМ і субблок контролю СКС. При цьому програмою фіксуютьсявідмовлення, як у системі УСО, та к і в вузлах мікро-ЕОМ. По факту відмовленняв системі власного УСО ЕОМ або у вузлах самої ЕОМ забезпечується переключенняна резервну мікроЕОМ через СКС і переведення ЕОМ у режим діагностики. У режимідіагностики в цикл включена тільки програма «PULT» і програма виводу на пультіндикації на пульт ЕОМ «INOCON». Вивід інформації на пульт здійснюється пофакту установки оператором з пульта прапорадіагностики(FLAG+36H=0FFH).
Сервісні програми зібраніу файлі «PULT» і обслуговують діалоговий режим «оператор-ЕОМ». Введення команді індикація здійснюються за допомогою пульта мікро-ЕОМ. При цьому реалізуютьсянаступні режими:
1)  індикація і змінавмісту пам'яті ЕОМ;
2)  індикація і змінастану портів ЕОМ;
3)  індикаціяпараметрів обчислювального процесу у відсотках і абсолютних одиницях;
4)  запис перехіднихпроцесів двох параметрів в ОЗП ЕОМ;
5)  переміщення іпорівняння масивів в ОЗП й ін.
Блок програмнерегламентованого циклу.
Блок складають програми,що не вимагають високої швидкодії. Ці програми організовані в цикл, щоперериваються всіма, описаними вище програмними блоками.
Програма введеннянастроєчних коефіцієнтів забезпечує обслуговуючому персоналу можливість робитипідстроювання коефіцієнтів системи регулювання за допомогою кнопкового пульта,розміщеного в субблоці перемикачів СП.
Програма «TEST» і їїпризначення розглянуті вище.
Програми контролютеплового стану турбіни «POKZPR» і «NAGSPR» забезпечують контроль температурнихнапружень турбіни й обчислення припустимого діапазону зміни потужностітурбоагрегату.
Бібліотека підпрограмскладається з програм, що реалізують найбільш часто повторювані функції.


5. Розробка програмногосубмодуля контролю струму ЕГП
5.1 Розробка алгоритмуконтролю струму ЕГП
Програмний модульконтролю струму ЕГП входить до складу програмного забезпечення швидкодіючогоконтуру керування. Його призначенням є безупинний контроль значення струму ЕГП.Оскільки струм ЕГП є вихідним аналоговим сигналом, то для його контролюнеобхідно реалізувати схему зворотного зв'язку між виходом каналу ЕГП іобчислювальною машиною.
/>

Рис. 5.1 Блок-схемаалгоритму контролю струму ЕГП
Алгоритм контролю струмуЕГП повинен забезпечувати відключення каналу при появі струму, непідтвердженоговхідними вимогами, такими як спрацювання каналу релейного форсування,диференціатора, попереднього захисту блоку (команда РТА 3).
Алгоритм контролю струмуЕГП складається з наступних кроків:
1. Виробляється перевіркаконтрольного струму ЕГП на знак. Значення знаку струму ЕГП зберігається вінформаційному масиві «DUOTC», порядковий номер комірки в масиві – «3», тобтоадреса комірки позначається як «DOUTC+3». У випадку позитивного знака в данукомірку буде записаний код «00H», у випадку негативного знака буде записанийкод «0FFH».
2. Якщо знак струму ЕГПпозитивний, то порівнюємо його з уставкою «+75 МА», у випадку негативного знакаробимо порівняння з уставкою «-75 МА». Значення струму ЕГП зберігається вінформаційному масиві «DUOTC» за адресою «DOUTC+2».
3. У випадку перевищенняструмом значення уставки, виробляється перевірка чим викликана поява струму ЕГП.Перевірка виробляється зчитуванням з інформаційних масивів кодів, щосигналізують про спрацювання команд РФ, ДИФ, РТА3. Коди для релейногофорсування і диференціатора зберігаються в інформаційному масиві «IC», поадресах «IC+84» для «РФ» і «IC+12» для «ДИФ» відповідно. Код для команди «РТА3»зберігається у інформаційному масиві «SEC» за адресою «SEC+12». Ознакоюспрацьовування каналу є код «0FFH», у противному випадку в комірці буде знаходитисякод «00H».
Перевірка виробляється в наступному порядку:
а) перевіряєтьсяспрацювання каналу «релейної форсировки»;
б) перевіряється появарежиму «РОТА3»;
в) перевіряєтьсяспрацьовування каналу «диференціатора».
4. Якщо спрацював,який-небудь з каналів, то виробляється запис у масив найважливіших параметрівтурбіни, таких як потужність турбіни, частота обертання, тиск свіжої пари вголовному паровому колекторі і т.д. При цьому також визначається величинанеузгодженості (розбіжності) між струмом ЕГП і контрольним струмом ЕГП. Увипадку розбіжності вище визначеного значення, відключається канал ЕГП (якщомашина ведуча).
5. Якщо поява струму ЕГПне викликана спрацьовуванням РФ, ДИФ, РТА3, то відключається канал ЕГП записомв інформаційний масив «IC» коду «0FFH» за адресою «IC+132».
Програма написана мовоюасемблера, тому що дана мова програмування дозволяє генерувати високоефективнийкод при мінімальному його розмірі.
5.2 Лістінг програми контролю струму ЕГП
На основі вище приведеного алгоритму розроблена блок-схема самоїпрограми (рис. 5.2).
/>
Рисунок 5.2 Блок-схема програми контролю струму ЕГП
Лістінг програми контролю струму ЕГП приведений в таблиці 5.1
Таблиця 5.1 Лістінг програмиконтролю струму ЕГПМітка Оператор Операнд Коментар CONTMP: LDA DOUTC+3 Зчитуємо знак струму ЕГП RAL Перевіряємо чи позитивний знак струму ЕГП LC M1 Якщо негативний, то переходимо до порівняння струму з уставкою «-50 МА» LHLD DOUTC+2 Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП LXI D, 20H Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення уставки рівне «+50 МА» CALL RAZN2F Порівнюємо значення контрольного струму з уставкою, викликом підпрограми порівняння JNC M2 Якщо значення струму більше уставки, то переходимо до аналізу причини появи струму JMP M3 Інакше переходимо до підпрограми підготовки масиву для запису параметрів M1: LHLD DOUTC+2 Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП LXI D, 0FFE0H Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення уставки рівне «-50 МА» CALL RAZN2F Порівнюємо значення контрольного струму з уставкою, викликом підпрограми порівняння JC M2 Якщо значення струму більше уставки, то переходимо до аналізу причини появи струму JMP M3 Інакше переходимо до підпрограми підготовки масиву для запису параметрів M2; LDA IC+84 Перевірка роботи каналу РФ CPI 0FFH JZ 01F5AH Якщо РФ, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив LDA SEC+12 Перевірка роботи каналу РТА3 CPI 0FFH JZ 01F5AH Якщо РТА3, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив LD IC+12 Перевірка роботи каналу ДИФ CPI 0FFH JZ 01F5AH Якщо ДИФ, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив JMP 01F4DH Інакше переходимо до підпрограми відключення каналу ЕГП M4: LDA FLAGMP Завантажуємо в регістр «А» лічильник циклу запису параметрів в масив CPI 05H Перевіряємо, чи досяг лічильник значення «5» JC M5 Якщо досяг, то переходимо до підготовки масиву для запису параметрів LHLD ADRTEK Запам'ятовуємо в пам'яті адрес масиву параметрів LDA DAN02+0 Зчитуємо значення потужності турбіни з масиву «DAN02» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN02+1 Зчитуємо значення потужності турбіни з масиву «DAN02» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DANOUT+4 Зчитуємо значення частоти турбіни з масиву «DANOUT» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DANOUT+5 Зчитуємо значення частоти турбіни з масиву «DANOUT» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN01+0 Зчитуємо значення тиску свіжої пари в ЦПК із масиву «DAN01» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN01+1 Зчитуємо значення тиску свіжої пари в ЦПК із масиву «DAN01» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN01+36 Зчитуємо значення тиску керуючого масла з масиву «DAN01» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN01+37 Зчитуємо значення тиску керуючого масла з масиву «DAN01» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DOUTC+2 Зчитуємо значення струму ЕГП з масиву «DOUTC» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DOUTC+3 Зчитуємо значення струму ЕГП з масиву «DOUTC» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN02+2 Зчитуємо значення контрольного струму ЕГП з масиву «DAN02» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA DAN02+3 Зчитуємо значення контрольного струму ЕГП з масиву «DAN02» MOV M, A Заносимо в «наш» масив INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю LDA IC+84 Зчитуємо з масиву «IC» ознаку спрацювання релейної форсировки ANI 01 Виділяємо нульовий біт шляхом логічного множення MOV B, A Зберігаємо число в регістрі «B» LDA SEC+12 Зчитуємо з масиву «SEC» ознаку спрацювання РТА3 ANI 02 Виділяємо перший біт шляхом логічного множення ORA B Логічно сумуємо з регістром B MOV B, A Зберігаємо число в регістрі «B» LDA DIN+13 Зчитуємо з масиву «DIN» ознаку спрацювання диференціатора ANI 04 Виділяємо другий біт шляхом логічного множення ORA B Логічно сумуємо з регістром B MOV M, A Записуємо в масив зборку дискретних команд (РФ, РТА3, ДИФ) INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю INX H Збільшуємо адресу масиву на одиницю SHLD ADRTEK Запам'ятовуємо поточний адрес (індекс) масиву в комірці пам'яті XRA A Обнуляємо лічильник числа циклів запису параметрів в масив STA FLAGMP Зберігаємо його в комірці пам'яті JMP M6 Переходимо до визначення ведучої ЕОМ і обчислення неузгодженості між контрольним струмом і струмом ЕГП M5: LXI H, FLAGMP Заносимо в реєстрову пару «HL» адрес лічильника числа повторень циклу запису параметрів у масив INR M Збільшуємо значення лічильника по цій адресі LHLD ADRTEK Зчитуємо поточний адрес індексування масиву параметрів LXI D, 0AC00H Заносимо в реєстрову пару «DE» адресу закінчення масиву параметрів CALL RAZN2F Перевіряємо, чи досягнутий індекс кінця масиву JC M6 Якщо так, то переходимо до обчислення значення неузгодженості, інакше XRA A обнуляємо лічильник числа повторень циклу запису параметрів у масив STA FLAGMP запам'ятовуємо його в комірці пам'яті JMP M6 і переходимо до обчислення значення неузгодженості M3: MVI A, 5 Заносимо число в лічильник числа повторень циклу запису параметрів STA FLAGMP Запам'ятовуємо його в пам'яті LXI H, 0A800H Заносимо в реєстрову пару «HL» адресу початку масиву параметрів JMP 01F68H Переходимо до запису параметрів M6: IN 0B8H Перевіряємо чи є дана ЕОМ ведучою (основною) RAR Якщо резервна, RNC то виходимо в основну програму, інакше переходимо до обчислення значення неузгодженості LHLD DOUTC+2 Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення струму ЕГП XCHG Змінюємо місцями вміст регістрів «HL» і «DE» LHLD DAN02+2 Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП DAD H Обчислюємо DAD H величину DAD D неузгодженості MOV A, H Перевіряємо RAL «характер» неузгодженості JNC M7 Якщо неузгодженість позитивна, то безпосередньо переходимо до порівняння величини неузгодженості, інакше CALL INVERC приводимо значення неузгодженості до позитивного числа, перетворенням коду в додатковий за допомогою виклику підпрограми перетворення в додатковий код M7: MOV A, H Перевіряємо чи неузгоджені між собою значення струму ЕГП і контрольного струму ЕГП CPI 00 Якщо так, JNZ M8 то викликаємо підпрограму відключення каналу ЕГП MOV A, L Якщо ні, CPI 40H то JC M10 переходимо до підпрограми обнулення лічильника числа входжень у програму M8: LDA FLAG+20 Завантажуємо в регістр «А» лічильник числа входжень у програму CPI 6 Якщо число входжень у програму менше ніж «6», то JC M9 переходимо до підпрограми збільшення лічильника числа входжень у програму на «1» MVI A, 0FFH Заносимо в регістр «А» код відключення каналу ЕГП STA IC+132 Записуємо в масив код для відключення каналу ЕГП RET Повертаємося в основну програму M9: INR A Збільшуємо на одиницю лічильник числа входжень в програму STA FLAG+20H Запам'ятовуємо лічильник у масиві RET Повертаємося в основну програму M10: XRA A Обнуляємо лічильник числа входжень в програму STA FLAG+20H Запам'ятовуємо лічильник у масиві RET Повертаємося в основну програму PUBLIC CONTP Кінець END основної програми NAME RAZN2F
Підпрограма вирахування двобайтних чисел і їхнє порівняння з виробленням ознак.
Входи: HL – зменшуване;
DE – від'ємник.
Виходи: HL – різниця (HL – DE);
PSW – ознаки (HL=DE Z=1)
(HL>DE Carry=0)
(HL CSEG RAZN2F: MOV A, D Заносимо в регістр «А» старший байт «зменшуваного» CMA Обчислюємо «зворотній код» MOV D, A Повертаємо в регістр «D» старший байт від'ємника в «зворотному коді» MOV A, E Заносимо в регістр «А» молодший байт «зменшуваного» CMA Обчислюємо «зворотній код» MOV E, A Повертаємо в регістр «E» молодший байт «віднімається» у «зворотному коді» INX D Збільшуємо «від'ємник» на «1», одержуючи в такий спосіб «додатковий код» від'ємника DAD D
Підсумовуємо «зменшуване» з «відємником» в «додатковому коді», що рівносильно їх відніманню у прямому коді.
Результат віднімання в регістрі «HL» MOV A, H Заносимо в регістр «А» старший байт результату і логічно підсумовуємо ORA L
з молодшим байтом результату.
Якщо результат був «0» (два числа рівні), то прапор «Z» (прапор «нуля») встановиться в «1» MOV A, H Заносимо в регістр «А» старший байт результату RAL
і зсуваємо на один розряд уліво.
Якщо «зменшуване» було більше від'ємника, то прапор «Carry» (прапор «переносу») встановиться в «0», інакше встановиться в «1» RET Повертаємося в точку виклику підпрограми PUBLIC RAZN2F Кінець END підпрограми NAME INVERC
Підпрограма представлення двобайтного числа в додатковому коді
Входи: HL – число;
Виходи: HL – число в додатковому коді CSEG RAZN2F: MOV A, H Заносимо в регістр «А» старший байт числа CMA Обчислюємо «зворотній код» MOV H, A Повертаємо в регістр «H» старший байт числа в «зворотному коді» MOV A, L Заносимо в регістр «А» молодший байт числа CMA Обчислюємо «зворотній код» MOV L, A Повертаємо в регістр «L» молодший байт числа в «зворотному коді» INX H Збільшуємо число в «зворотному коді» на «1», одержуючи в такий спосіб «додатковий код» від'ємника RET Повертаємося в точку виклику підпрограми PUBLIC INVERC Кінець END Підпрограми  
6. Економічнеобґрунтування розробки
Відповідно до правилтехнічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основнихтехніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергіїі відпущеного тепла.
Кількість виробленої електроенергіїпрямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регуляторомтурбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільноїроботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушенняхумов нормальної експлуатації ЕЧСР (приведені вище), на виході каналу ЕГП можез'явитися несанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейнефорсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритисярегулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тискусвіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулюванняпотужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізуєтьсятиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реакторапрямо пропорційне ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.
Максимальне значеннянесанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизитипотужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт). Тому темоюданого дипломного проекту є розробка програмного субмодуля, що повиненбеззупинно контролювати струм ЕГП і аналізувати чи існують умови, необхідні дляпояви даного струму. З появою несанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що невикликаний умовами, що вимагають його появи), канал ЕГП повинен відключатися.
Розрахуємо економічнийефект від упровадження даної розробки. За умовами на обмеження швидкості наборупотужності реакторною установкою, при рівні потужності вище 40% від номінальної,швидкість набору потужності складає 0.3% Nном / хв (3 мВт/хв) від номінальної.
Розрахуємо час, якийнеобхідно для того, щоб реакторна установка вийшла з рівня потужності 700 мВтна номінальний рівень потужності – 1000 мВт.
/> хвилини, 33 секунди =14013 сек.
При роботі на номінальнійпотужності, за час рівний T, енергоблок виробить кількість електроенергії,рівне:
/>
При послідовному наборіпотужності з рівня 700 мВт до 1000 мВт, енергоблок виробить кількістьелектроенергії, рівне:
/>
Втрати електричноїенергії (недовиробіток електричної енергії) складуть:
/>
Розрахуємо збитки, щопонесе АЕС при недовиробітку електричної енергії:
/>,
де N – кількістьнедовиробленої електричної енергії, кВт*год;
Р – відпускна цінаелектроенергії, коп/кВт*год;
S – собівартістьелектричної енергії, коп/кВт*год.
/>
Отже, впровадження даноїрозробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваютьсяекономічні втрати, які складають 28259 гривень та забезпечується ядерна безпекаблоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічноюефективністю.

7.Охорона праці7.1 Організація тауправління охороною праці на ВП «ХАЕС»
Положення про охоронупраці на ВП «ХАЕС» розроблене на підставі Закону України «Про охорону праці» замістьраніше діючих «Положеннь про систему керування охороною праці на АЕС»,«Положення про навчання, інструктаж і перевірку знань працівників АЕС з охороніпраці».
Охорона праці – цесистема правових, соціально-економічних, організаційно-технічних,санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів спрямованихна збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.
Єдина система організаціїроботи з охорони праці і техніки безпеки базується на основних принципах державноїполітики в області охорони праці:
– пріоритету життя іздоров'я персоналу стосовно результатів виробничої діяльності АЕС;
– повної відповідальностікерівників станції і керівників структурних підрозділів за створення безпечнихі нешкідливих умов праці;
– соціального захиступерсоналу, повного відшкодування збитків особам, що потерпіли внаслідокнещасних випадків на виробництві та в результаті професійних захворювань;
– використанняекономічних методів керування охороною праці, що сприяє створенню безпечних інешкідливих умов праці;
– створення умов праці наробочому місці в повній відповідності з вимогами нормативних актів про охоронупраці.
До нормативних актів проохорону праці відносяться; правила, стандарти, норми, положення, інструкції йінші документи, яким надана сила правових норм, обов'язкових для виконання (ст.ЗЗ Закону «Про охорону праці»).
Впровадження єдиноїсистеми організації роботи з охорони праці і техніки безпеки передбачає:
– приведення роботи зохорони праці до визначеної системи з обов'язковою активною участю в цій роботівсього персоналу підприємства;
– створення умов, прияких забезпечується не тільки своєчасне усунення порушень, але і їхнєпопередження;
– участь у профілактичнійроботі з попередження виробничого травматизму;
постійний контроль з бокувсіх ІТП станції за дотриманням працюючих правил по охороні праці і виробничоїсанітарії;
– організацію планування,систематичний облік і контроль по показниках проведеної профілактичної роботи зохорони праці, а також аналіз і щомісячна оцінка цієї роботи в кожномуструктурному підрозділі;
– матеріальнестимулювання колективів структурних підрозділів у досягненні високого рівня впрофілактичній роботі з охорони праці за рахунок засобів, які централізованонадаються для цих цілей керівництвом станції засобів з «Фонду охорони праці».
– забезпечення безпекивиробничого устаткування, виробничих процесів, безпеки будинків і споруджень,нормалізацію санітарно-гігієнічних умов праці, оптимальних режимів праці івідпочинку, забезпечення працівників засобами індивідуального захисту,організацію лікувально-профілактичного і санітарно-побутового обслуговування.
Навчання, інструктажі іперевірка знань з питань охорони праці персоналу повинна бути організованавідповідно до «Положення про роботу з персоналом НАЕК «Енергоатом» №00.00252.0700»і «Типовим Положенням про навчання з питань охорони праці», введеним в діюнаказом Державного нагляду з охорони праці від 17.02 99 року №27.
Персонал перевіряюєтьсяна знання тих нормативних актів про охорону праці, дотримання яких входить уїхній обов'язок, визначені посадовими інструкціями чи ЕТКС.
Допуск до роботи осіб, щоне пройшли навчання і перевірку знань по охороні праці, забороняється.(Підстава – Кодекс законів про працю України ст. 46, затверджений 19.01.95 р.)
Відповідно до положенняпро трьохступеневий контроль (Додаток 12) на АЕС проводяться три ступініконтролю за станом охорони праці:
– перша ступінь контролюстану охорони праці проводиться щодня безпосереднім керівником робіт (майстром,бригадиром НСЦ) і оформляється в журналі першої ступіні контролю;
– друга ступінь контролюстану охорони праці проводиться щотижня начальником ділянки, цеху служби зметою оцінки ефективності роботи першої ступіні, ролі безпосередніх керівниківу забезпеченні безпеки праці й оформляється в журналі другої ступіні контролю;
– третя ступінь контролю стану охорони праці проводиться щомісяця вдень ВІД, очолюється першим керівником підприємства.
За результатами третьоїступіні контролю стану охорони праці видається наказ.
Нещасні випадки навиробництві повинні розслідуватися відповідно до «Положення про розслідування йоблік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на підприємствах, вустановах і організаціях».Затвердженим Кабінетом Міністрів України Постановою №923від 17 червня 1998 р.
Суспільний контроль задотриманням законодавства про охорону праці здійснюють:
– професійні союзи вособі виборних органів і представників;
– трудові колективи черезобраних ними уповноважених (ст. 46 закону України «Про охорону праці»).
Матеріальне заохоченняперсоналу за досягнуті успіхи в області охорони праці здійснюється з фондуоплати праці. Загальне керівництво роботою по охороні праці і ТБ на АЕСздійснює генеральний директор.
Безпосереднє керівництвоорганізаційно-технічною роботою по створенню безпечних і здорових умов праці наАЕС, здійснює заступник генерального директора по ядерній, радіаційній ітехнічній безпеці.
Дотримання вимогПоложення про СУОТ є посадовим обов'язком усього персоналу,
Знання Положення і йоговиконання повинне враховуватися при атестації ІТП.
Дія «Положення»поширюється на всі структурні підрозділи АЕС.
Тема дійсного дипломногопроекту: «Розробка програмного модуля контролю струму ЕГП для мікропроцесорноїсистеми керування роботою турбіни енергоблоку з реактором ВВЕР-1000». Приймаючидо уваги тему дипломного проекту в розділі розглянуті питання забезпеченняелектробезпечності, пожежної і радіаційної безпеки на АЕС.
 
7.2Технічні рішення по радіаційній безпеці
Приексплуатації атомної станції відбувається утворення радіоактивних і нерадіоактивниххімічних речовин (відходів). Радіоактивні відходи неможливо знешкодитизвичайним шляхом. Усі вони підлягають відповідній обробці і похованню [1].Рішення даної проблеми лежить у зменшенні кількості відходів (аж до повної їхліквідації) або максимальна утилізація, правильне збереження відходів та правильнеповодження з ними.
Головна умова існування іподальшого розвитку атомної енергетики: безпека здоров'я персоналу і населення,що проживає в прилеглих районах.
7.2.1 Джереларадіаційної небезпеки на АЕС
Основні джерелаіонізуючого випромінювання на АЕС:
1. нейтронні і g-випромінювання активноїзони реактора;
2. радіоактивні гази та аерозолі, що утворюються в процесі розпаду
3. радіоактивного палива;
4. продукти корозії матеріалів устаткування і трубопроводів першогоконтуру, а також матеріалів активної зони, що активуються, беручи участь вциркуляції теплоносія через активну зону;
5. власна активність теплоносія;
6. радіоактивні гази та аерозолі в повітрі технологічних приміщень.
Основнерадіаційно-небезпечне устаткування: реактор, внутрішньокорпусні пристрої,активний теплоносій, басейн витримки і перевантаження, відпрацьоване паливо,трубопроводи та устаткування 1-го контуру (ГЦН, ПГ, КТ, СВО), системидоспалювання водню та
спецгазоочистки, фільтривентиляційних систем реакторного відділення, сховища рідких і твердихрадіоактивних відходів, системи спецводоочистки спецкорпуса.
Джерелом нейтронів єпрацюючий реактор. Під дією нейтронів в реакторі відбувається активаціятеплоносія, конструкційних матеріалів, а також продуктів корозії устаткування ітрубопроводів. При розпаді урану в реакторі утворюються осколкові продуктирозпаду. При цьому утворюються радіоактивні ізотопи, що є джерелами g-, b – та нейтронноговипромінювання.
Джерела газо-аерозольноїактивності, забруднення приміщень та устаткування – теплоносій 1-го контуру,при протічках якого, у випадку порушення герметичності устаткування татрубопроводів або при здійсненні ремонтних робіт, в повітрі приміщеньз'являються радіоактивні гази, йод, аерозолі, а поверхні приміщень таустаткування забруднюються радіоактивними речовинами.
Внесок у дозу a-випромінювачівпри нормальній експлуатації ЯППУ малий, тому що вплив таких випромінювачів наперсонал практично виключається конструкцією тепловиділяючих елементів,реактора і біологічного захисту.

7.2.2 Біологічнийзахист
Захистом від іонізуючихвипромінювань (ІВ) активної зони є біологічний захист реактора. Він забезпечуєзниження щільності потоку нейтронного і g-випромінювань дозначень, що забезпечують в приміщеннях АЕС потужність дози, регламентованусанітарними правилами проектування і експлуатації АЕС – СП-АЕС-79. Параметризахисту такі, що гранично допустима доза (ГДД) опромінення персоналу (осібкатегорії А) не перевищує 2 бер в рік [2]. Захист від випромінювань такожзнижує щільність потоку випромінювань на конструкційні матеріали, зменшуєрадіаційне тепловиділення в конструкційних матеріалах і матеріалах захисту доприпустимих значень.
Основними матеріалами длязахисту обрані бетон, залізобетон, спеціальний бетон, чавунний дріб, сталь,вода.
Устаткування реакторноїустановки ВВЕР-1000 розміщаємо в захисній оболонці. Захисна оболонка являєсобою циліндр з плоским днищем та сферичним куполом з монолітного попередньонапруженого залізобетону з внутрішнім геометичним облицюванням сталевими листамитовщиною 8 мм.
В центрі захисноїоболонки розташована циліндрична шахта реактора, що складається з шаруспеціального бетону товщиною 65 см (внутрішній шар шахти), і шарузвичайного бетону товщиною 3 м (зовнішній шар). Шахта реактора з'єднуєтьсяз корпусом реактора на рівні верхнього фланця бетонною консоллю товщиною1 м, а в районі нижніх патрубків у просторі між корпусом і шахтою розміщеніспеціальні захисні блоки із засипкою з чавунного дробу, піску, карбіду бора.
Між біологічним захистомі корпусом реактора нижче зони патрубків розташовуємо теплову ізоляцію(тепловий екран), набрану зі сталевих листів загальною товщиною 120 мм.Зверху шахта реактора перекрита захисним ковпаком зі сталі товщиною 2,5 смі бетону 12,5 см.
До шахти реакторапримикають бокси ПГ і ГЦН. Трубопроводи і кабелі, що зв'язують розташованевсередині оболонки устаткування реакторної оболонки з зовнішнім устаткуванням,проходять через спеціальні герметичні проходки. Для проходу персоналупередбачені основний і аварійний шлюзи. Вантажі транспортуються через люк, щогерметично ущільнюється. Зовнішній діаметр оболонки 45 м, висота76 м.
Захисна оболонка служитьбіологічним захистом реакторного контуру.
7.2.3 Захист відрадіоактивних газів та аерозолей
Радіоактивні гази тааерозолі утворюються в процесі розпаду радіоактивного палива. Їх вихід узовнішнє середовище можливий внаслідок порушення герметичності ТВЕЛ.
Герметичність ТВЕЛзабезпечується наступними конструкційними рішеннями:
оболонка ТВЕЛ, що являєсобою трубку з цирконієвого сплаву зовнішнім діаметром 9,1 мм,герметизируется з торців спеціальними сталевими наконечниками.
Наконечники з'єднуються зцирконієвою оболонкою аргонодуговим зварюванням;
Для контролюгерметичності оболонки ТВЕЛа його внутрішня порожнина заповнюється інертним газомз невеликим надлишковим тиском;
Між оболонкою ісердечником ТВЕЛа передбачений зазор товщиною 0,05–0,1 см для компенсаціїтемпературних розширень, тому що температура сердечника значно вище температуриоболонки;
Для скупченнягазоподібних продуктів розпаду залишає вільні торцеві об’єми. Центральний отвірі простір під оболонкою служить додатковою ємністю для газових продуктіврозпаду, які накопичуються.
2.4 Зниженнярадіоактивності теплоносія реакторного контуру
Радіоактивністьтеплоносія 1-го контуру обумовлюється проникненням в нього благородних газів тапродуктів розпаду радіоактивного палива при порушенні герметичності ТВЕЛів,змивом радіоактивних забруднень з поверхні ТВЕЛів, радіолізом теплоносія інаведеною активністю природних домішок і продуктів корозії конструкційнихматеріалів, що містяться в теплоносії.
По ОПБ-88 питомаактивність водяного теплоносія реакторного контуру не повинна перевищувати3,7х106 Бк/кг, а активність води парогенераторного контуру – 3,7Бк/кг. Ріст активності теплоносія в процесі експлуатації АЕС погіршує радіаційнуобстановку на станції.
З метою зменшеннярадіоактивності теплоносія проводимо байпасну очистку і вибираємо раціональнийводяний режим.
Байпасна очистка першогоконтуру призначена для безупинного очищення теплоносія від шкідливих домішок.
Постійну байпасну очисткув реакторному контурі здійснюють на установці спецводоочистки СВО-1.Запобігання виходу продуктів розпаду ядерного палива в теплоносіїзабезпечується герметичністю ТВЕЛів. ТВЕЛи піддаються багаторазовій перевірціна герметичність як на заводі
виробнику, так і при їхексплуатації на АЕС.
Раціональний водянийрежим, що знижує радіоактивність теплоносія реакторного контуру – це режим, щоприпиняє або істотно зменшує інтенсивність фізико-хімічних процесів, щоприводять до активації теплоносія. До останніх насамперед відносяться корозіяматеріалів реакторного контуру та активація різних домішок в теплоносії.
7.2.5 Зонуванняприміщень, вентиляція, знешкодження радіоактивних аерозолей
Відповідно до ОСП-72/87 іСП АС-88 приміщення АЕС поділяємо на дві зони:
1-зона вільного режиму,де можливий радіаційний вплив на працюючих, не перевищує припустимих рівнівнепрофесійного опромінення (0,5 бер/рік) (адміністративно-службові приміщення,їдальні, майстерні по ремонту не забрудненого радіонуклідами устаткування таін.);
2-зона строго режиму, деможливий вплив на працюючих зовнішнього випромінювання, наявність радіоактивнихгазо-аерозолей в повітрі і забруднення устаткування та приміщень радіоактивнимиречовинами. В зоні строго режиму виділяються три групи приміщень:
I – ті, щонеобслуговуються – бокси, камери та інші герметичні приміщення реакторногоконтуру. В них, при роботі реактора, перебування персоналу не допускається;
II – ті, щонапівобслуговуються – приміщення обслуговування устаткування при його розробці,тимчасового збереження відходів та ін. В них, при працюючому устаткуванні,допускається короткочасне перебування персоналу;
III – ті, щообслуговуються – щитові, операторські, центральний зал. У них допускаєтьсяпостійне перебування персоналу.
Між приміщеннями II і IIIгруп розміщені саншлюзи, а між приміщеннями зони строго і вільного режимів –санпропускники.
Знижуємо активністьаерозолей, радіонуклідів йоду, інертних радіоактивних газів (ІРГ) доприпустимих значень за допомогою очищення газо-аерозольних викидів АЕС.Оскільки радіоактивні ізотопи йоду в повітрі, що очищається, присутні в різнихагрегатних і хімічних формах (аерозолі, молекули, органічні сполуки), то дляуловлювання йоду застосовуємо наступні фільтри:
1. аерозольні фільтри для йоду в аерозольній формі;
2. вугільні не імпрегніровані фільтри для молекулярного йоду;
3. вугільні імпрегніровані фільтри для органічних сполук йоду.
До газоподібнихрадіоактивних відходів відносяться інертні радіоактивні гази (ІРГ), аэрозоли,що утворяться в результаті розпаду палива, які виходять в теплоносій 1-гоконтуру через нещільності в ТВЕЛах та в повітря приміщень через негерметичнеустаткування. Під терміном ІРГ приймається будь-яка суміш інертнихрадіоактивних газів-ізотопів: аргону, криптону, ксенону.

7.2.6 Системилокалізації аварій
Локалізація та обмеженнянаслідків аварій, імовірність яких цілком реальна, досягається як за рахуноквіддалення АЕС від населених пунктів, так і технічних засобів.
Системи локалізаціїрозраховуються на максимальну проектну аварію (МПА). Для реакторів ВВЕР МПА єраптовий розрив трубопроводу максимального діаметра в головному циркуляційномуконтурі (ГЦК). МПА супроводжується різким погіршенням теплообміну, витіканнямтеплоносія в реакторне приміщення і підвищенням тиску в ньому. При цьому, якщоне забезпечити надійне розхолодження активної зони, відбуваєтьсярозгерметизація ТВЕЛів і вихід радіоактивних продуктів поділу в теплоносій.Підвищення тиску під захисною оболонкою може привести до її руйнування і виходурадіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнє середовище.
Для забезпеченнялокалізації та обмеження наслідків аварій, реакторна установка обладнана:
1. Системою аварійногоохолодження зони (САОЗ). САОЗ складається з пасивної та активної систем.Система пасивного вприскування складається з чотирьох гідроакумуляторівзаповнених водою з присадкою борної кислоти. Система активного вприскуваннямістить в собі:
а) насоси низького тиску;
б) насоси низького тиску;
в) баки аварійного запасуборированой води;
2. Системою аварійногорозхолодження і тривалого відводу залишкового тепловиділення;
3. Захистом відпідвищення тиску. Система містить в собі запобіжні клапани, що служать длязахисту устаткування АЕС від перевищення тиску при аваріях. Такими клапанамиоснащений компенсатор об’єму і його барботер, а також парові контурипарогенераторів. В другому контурі використовуються швидкодіючі редукційніустановки для скидання чистої пари в конденсатори турбін і атмосферу;
4. Системою локалізаціїнаслідків аварій. Система містить в собі:
а) гермооболочку, щозапобігає попаданню радіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнєсередовище;
б) спринклерні установки,що конденсують пар, який накопичується під оболонкою, зменшуючи тим самим тискпід оболонкою і запобігаючи її руйнуванню.
7.2.7 Радіаційнийконтроль
Розрізняють наступніфункції системи РК:
а) Радіаційний контрольстану захисних бар'єрів:
Вимірювання активностітеплоносія I-го контуру або об'ємної активності групи радіонуклідів, щохарактеризують герметичність оболонок ТВЕЛів;
Вимірювання активностітехнологічних середовищ, зв'язаних з устаткуванням I-го контуру іхарактеризуючих його герметичність (парогенератори, теплообмінники та ін.);
Вимірювання об'ємноїактивності радіонуклідів і потужності дози g-випромінювання взахисній оболонці і на можливих шляхах виходу радіоактивності з неї, щохарактеризують герметичність I-го контуру в межах гермооболочки, а такожщільність самої гермооболочки;
Вимірювання об'ємноїактивності радіонуклідів в технологічних середовищах, в повітрі вентиляційнихсистем, потужності дози g-випромінювання на територіїпромплощадки.
б) Радіаційнийтехнологічний контроль:
Вимірювання об'ємної активностітехнологічних середовищ, в тому числі до і після фільтрів спецводоочистки,вентиляції і спецгазоочистки;
в) Радіаційнийдозиметричний контроль:
Вимірювання потужностідози g-випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, вприміщеннях, що напівобслуговуються, та на промплощадці АЕС;
Вимірювання об'ємноїактивності аерозолей, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів вприміщеннях, що обслуговуються і в приміщеннях, що напівобслуговуються;
Вимірюванняі щільності потокуb-випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, приміщеннях щонапівобслуговуються і на промплощадці АЕС.
г) Радіаційний контрольза нерозповсюдженням радіоактивності за допомогою стаціонарних і переноснихзасобів вимірювання:
Вимірювання рівнязабруднення радіоактивними речовинами виробничих приміщень і устаткування,шкірних покривів, взуття, виробничого одягу, засобів індивідуального захиступерсоналу і використовуваних транспортних засобів при перетинанні ними границіЗСР;
Вимірювання рівнязабруднення радіоактивними речовинами (потужність дози g-випромінювання)особистого одягу і взуття персоналу при перетинанні їми границі території АЕС;
Вимірювання рівнязабруднення радіоактивними речовинами (потужність дози g-випромінювання)транспортних засобів і вантажів при перетинанні ними границі території АЕС.
д) Радіаційний контрольнавколишнього середовища:
Вимірювання активності ірадіонуклідного складу організованого викиду в атмосферу аерозолей, ізотопівйоду, інертних радіоактивних газів. У вентиляційних трубах АЕС здійснюєтьсявимірювання концентрацій радіоактивних речовин і сумарного викиду ІРГ,радіоактивного йоду і довгоживучих ізотопів аерозолей, вимірювання об'ємноїактивності і радіонуклідного складу викидів та рідких радіоактивних відходів;
Вимір активності ірадіонуклідного складу твердих радіоактивних відходів;
Вимірювання активності ірадіонуклідного складу витоку радіоактивних речовин;
Вимірювання потужностідози g-випромінювання і річної дози на місцевості в санітарнозахисній зоні та зоні спостереження;
Вимірювання об'ємноїактивності приземного повітря;
Визначення погодних умовв районі розташування АЕС.
е) Організація індивідуальногодозиметричного контролю. Індивідуальний дозиметричний контроль опроміненняперсоналу робіт передбачає:
Вимірювання потужностідози зовнішнього гама, нейтронного випромінювання;
Вимірювання концентраціїрадіонуклідів в повітрі робочої зони;
Вимірювання вмістурадіоактивних речовин в організмі.
Вимірювання доззовнішнього гама опромінення індивідуальними дозиметрами;
Вимірювання доззовнішнього нейтронного опромінення.
7.3Електробезпека
Електробезпека – цесистема організаційних заходів і технічних засобів, що забезпечують захистлюдей від шкідливого і небезпечного впливу електричного струму, електричноїдуги, електромагнітного поля та статичної електрики.
На АЕС з ВВЕР-1000передбачені наступні мережі електропостачання споживачів власних потреб:
Мережа 380/220В, 50Гц іззаземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першої групи, що терплятьперерву в живленні на час не більше ніж долі секунди;
Мережі 220, 110, 48, 24Впостійного струму для живлення першої групи споживачів;
Мережі 6кВ з ізольованоюнейтраллю та 380/220В, 50Гц з заземленою нейтраллю надійного живлення другоїгрупи споживачів, що терплять перерву в живленні на час від 15с до декількоххвилин;
Мережі 6кВ з ізольованоюнейтралью та 380/220В, 50Гц з ізольованою нейтралью для живлення третьої груписпоживачів, які не пред'являють особливих вимог.
Більшість приміщеньреакторного відділення і машинного залу відносяться до «особливо небезпечних».Небезпека ураження електрострумом пов'язана з рядом факторів:
підвищене тепловиділенняустаткування;
підвищена вологість;
можливість одночасногодотику людини до трубопроводів, іншого металевого устаткування, що маютьконтакт з землею, і до металевих корпусів електродвигунів, електричних зборок,яків в результаті ушкодження ізоляції можуть потрапити під напругу.
В залежності від умов, щопідвищують чи знижують небезпеку поразки струмом людини, по ПУЕ приміщенняподіляються на три категорії:
II – приміщення зпідвищеною небезпекою, що характеризуються наявністю в них однієї з наступнихумов: вогкістю, високою температурою, струмопровідними підлогами, можливістюодночасного дотику до металевих елементів технологічного устаткування, якімають з'єднання з землею.
III – особливонебезпечніприміщення, що характеризуються наявністю високої відносної вологості (близькоїдо 100%) або хімічно активного середовища, негативнодіючих на ізоляціюустаткування, чи одночасною наявністю двох чи більше умов, що відповідаютьприміщенням з підвищеною небезпекою.
I – приміщення, в якихвідсутні усі вищевказані умови.

7.3.1 Технічнірішення по запобіганню електротравматизма від дотику до нормальнострумопровідних частин
Техрішення, спрямовані назапобігання дотиків людини до нормально струмопровідних частин або на зменшенняструму, що проходить через людину у випадку контакту.
Електробезпеказабезпечується відповідною конструкцією електроустановок, застосуваннямтехнічних способів і засобів захисту, організаційними і технічними заходами[3,4].
Конструкціяелектроустановок повинна відповідати умовам їхньої експлуатації і забезпечуватизахист персоналу від контакту з струмопровідними і рухомими частинами, аобладнання від попадання всередину сторонніх твердих предметів та води.
До цих техрішеньвідносяться:
1) Огородження струмопровідних частин ширмами;
2) Струмопровідні частини розміщують в шафах, що закриваються такамерах;
3) Застосування прихованої проводки, кабелі прокладають в спеціальнихжолобах, які додатково ізолюються один від одного розчином алебастру;
4) Освітлювальні лампи знаходяться на висоті 2,5 метра;
5) Застосування пониженоїнапруги (лініяпереносного освітлення,
обладнана спеціальнимирозетками-12В). В центральному залі, в приреакторних приміщеннях під часремонту обладнання з метою забезпечення електробезпеки обслуговуючого таремонтного персоналу, використовуються інструменти та електроосвітленнянапругою 42В;
6) В середині та ззовні електроустановок передбачені попереджувальнізнаки, а також наявні блокировки безпеки, які відключають напругу зіструмопровідних частин;
7) Весь персонал, обслуговуючий електроустановки, оснащенийіндивідуальними засобами захисту: гумові рукавиці, гумові галоші, коврики таізольований інструмент;
8) Експлуатація електроустановок допускається при Rізол ³ 0,5 кОм/В(провіряється періодично, контроль ізоляції);
9) Корпуса електроустановок ізольовані від струмопровідних частин тазаземлені;
10) Передбачено застосування спеціальних захисних пристроїв: ізолюючіштанги, кліщі та ін.;
11) До обслуговування електроустановок допускаються особи старші 18років, які мають допуск з атестацією (переатестацією).
7.3.2 Технічні рішення позапобіганню электротравматизму при переході напруги на нормально неструмоведучічастини.
Технічним рішенням,спрямованим на запобігання электротравматизма при аварійному режимі роботиелектроустановок є застосування захисного заземлення і зануления [3,4,5].
7.3.2.1 Захиснезаземлення
Відповідно до ДСТУ12.1.009–76 захисним заземленням називається примусове електричне з'єднання зземлею або її еквівалентом металевих неструмоведучих частин, що можутьвиявитися під напругою.
На АЕС захисне заземленнявикористовують споживачі власних потреб:
1. Першої групи, щоживляться від мереж 220В та 110В постійного струму;
2. Другої групи, щоживляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю;
3. Третьої групи, щоживляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю та 380/220В, 50 Гц зізольованою нейтраллю.
Заземлення виконують за контурною схемою. Споживачі приєднують довнутрішнього контуру заземлення (всередині приміщення), що в свою чергуз'єднаний із зовнішнім контуром (навколо будинку).
7.3.2.2 Розрахунокзахисного заземлення
В даному розділімагістерскої роботи необхідно розрахувати заземлюючий пристрій для заземленняелектродвигуна при наступних вихідних даних:
грунт – суглинок з питомимелектричним опором r= 100 Ом·м; в якостізаземлювачів прийнято сталеві труби діаметром d = 70 мм ідовжиною l = 3,5 м, розміщені вертикально і з’єднані зварюваннямсталевою штабою 35·4 мм;
потужність електродвигунаU=7 кВт, n = 1500 хв-1;
потужність трансформатора150 кВ·А, допустимий по нормах опір заземлюючого пристрою [r3]=6 Ом.
Розрахунок:
Визначаємо опіродиночного вертикального заземлювача Rв, по формулі:
/>,
де t – відстаньвід середини заземлювача до поверхні ґрунту, м;
l, d – довжина ідіаметр стержневого заземлювача, м.
Розрахунковий питомийопір ґрунту
/>,
де y – коефіцієнтсезонності, який враховує можливість підвищення опору ґрунту на протязі року.
Приймаємо y = 1.7, дляпершої кліматичної зони, тоді
/>100·1.7=170 Ом
/>72 Ом
Визначаємо опір сталевоїштаби, яка з’єднує стержневі заземлювачі
/>,
де l – довжинаполоси, м;
d=0.5b (b – ширина полоси,рівна 0.08 м).
Визначаємо розрахунковийпитомий опір ґрунту rрозр при використанніз’єднувальної штаби у вигляді горизонтального електрода довжиною 50 м. Придовжині полоси 50 м, y¢=5.9, тоді
 
r¢розр=r·y= 100·5.9 = 590Ом·м
/>
Визначаємо орієнтовнечисло n одиночних стержневих заземлювачів по формулі
/>,
де /> – допустимий по нормахопір заземлюючого пристрою,
/>коефіцієнтвикористання вертикальних заземлювачів (приймемо його рівним 1).
Приймаємо розміщеннявертикальних заземлювачів по контуру з відстанню між суміжними заземлювачамирівною 2l. По табличним даним знайдемо дійсні значення коефіцієнтіввикористання /> та />, виходячи з прийнятоїсхеми розміщення вертикальних заземлювачів, />,/>
Визначаємо необхіднечисло вертикальних заземлювачів
/>
Визначаємо загальнийрозрахунковий опір заземлюючого пристрою R з врахуванням з’єднувальної штаби
/>
Правильно розрахованийзаземлюючий пристрій повинен відповідати умові R
7.3.2.3 Занулення
Відповіднодо ДСТУ 12.1.009–76 зануленням називається примусове електричне з'єднання знульовим захисним провідником металевих неструмоведучих частин, що можутьвиявитися під напругою. Занулення застосовується в трифазній мережі ззаземленою нейтраллю напругою до 1000 В. В даному випадку (для АЕС) це мережа380/220 В, 50 Гц із заземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першоїгрупи. У такій мережі нейтраль джерела струму (генератора чи трансформатора)приєднана до заземлювача за допомогою заземлювального. Цей заземлювачрозташовується поблизу джерела живленя або (в окремих випадках) біля стінибудинку, в якому він знаходиться.
7.3.3 Технічні рішенняпо системі електрозахисних засобів
Електрозахисними засобаминазиваються переносні вироби, що служать для захисту людей, які працюють зелектроустановками від ураження електричним струмом, від впливу електричноїдуги та електромагнітного поля.
По своєму призначеннюзасоби захисту людей умовно розділені на ізолюючі, обгороджуючі та допоміжні[3; 4].
Ізолюючі засоби захиступризначені для ізоляції людини від частин електроустановок, що знаходяться піднапругою і від землі і поділяються на:
1. Основні ізолюючізасоби, що мають ізоляцію, яка витримує працюючу напругу електроустановки(ізолюючі штанги, кліщі, діелектричні рукавички та ін.);
2. Додаткові ізолюючізасоби, що мають недостатні ізолюючі властивості і призначені для посиленнязахисної дії засобів (діелектричні галоші, коврики, ізолюючі підставки).
Обгороджуючі ахиснізасоби призначені для тимчасового огородження струмоведучих частин, якізнаходяться під напругою (щити, бар'єри, обгороджувальні клітки).
Допоміжні захисні засобислужать для захисту персоналу від випадкового падіння з висоти (запобіжніпояси), для забезпечення безпечного підьому на висоту (сходи), для захиступерсоналу від світлових, теплових, механічних і хімічних впливів електричногоструму (захисні окуляри, рукавиці та ін.).
 
7.4Пожежна безпека
Пожежна безпека – станоб'єкта, при якому з заданою імовірністю виключається можливість пожежі, абозабезпечуються умови для його виявлення, обмеження переміщення пожежі, захистлюдей і матеріальних цінностей.
До факторів, щостановлять пожежну небезпеку на блоці з реактором ВВЕР-1000, відносяться:
1. Електропроводка;
2. Мастильнегосподарство;
3. Система охолодженняелектрогенератора (охолодження воднем);
4. Дизельгенераторнастанція;
5. Ацителен-кисневапідстанція.
А також інші об'єкти, наяких присутні: горючі речовини, окислювач і джерело пожежі.
Джерела пожеж: вибухигазу, коротке замикання електричних кабелів, попадання масла на гарячі ділянкиобладнання, помилки персоналу при поводженні з вогнем в процесі ремонтнихробіт, перевірок системи. Поява водню в системі АЕС з реактором ВВЕР-1000обумовлена розкладанням води під дією опромінення.
Показникипожежонебезпечних горючих газів та рідин, які використовуються на АЕС,приведені в табл. 7.1.
Таблиця 7.1 – Показникивибухо – та пожежонебезпечних горючих газів та рідин на АЕС Група
Температура, оС Межі горіння Речовина горючості спалаху самозапалювання
температурна, оС
об'ємна, %
концентраційна нижня верхня нижня верхня Аміак ГГ 650 15 28 Ацетилен ГР 335 2 81 Водень ГГ 510 4 75 Гідрозин ГР 132 4.7 100 Ацетон ЛГР -18 465 -20 6 2.2 13 Метиловий спирт ЛГР 8 464 7 39 6 34.7 Дизельне пальне ЛГР 48 240 69 119

На підставі пожежнихвластивостей матеріалів і речовин, що застосовуються на виробництві, зурахуванням їх кількості, розмірів виробничих приміщень і особливостейтехнічного процесу, визначають категорію приміщень по вибухо-пожежній тапожежній небезпеці, а також клас зон приміщень і зовнішніх установок. Категоріяі класи приміщень АЕС представлені в таблиці 7.2
Таблиця 7.2. Ступінь вогнестійкостіприміщень по СНіП2.01.02. – 85Будинки і приміщення Категорія приміщення
Мin ступінь
вогнестійкості
Клас по
ПУЕ-76 Машинне відділення з паровими турбінами Г II Приміщення головного і блокового щита керування Д II
Тунелі, шахти, поверхи,
колектори, підживлювальні пункти В II П-IIа Відділення гідрозину та збереження аміаку Б II В-Iа Закриті розподільні пристрої В II П-I Насоси циркуляційні і протипожежного водопостачання Д II Склади металу, інструменту, устаткування Д III
7.4.1 Технічні рішеннясистеми запобігання пожеж
Tехнічні рішення системизапобігання пожеж обумовлені наявністю горючих речовин, окислювачів і джерелпожеж. Для запобігання пожеж необхідно не допустити утворення горючої суміші(або горючої речовини, або окислювача), або джерела запалення.
Дані технічні рішенняприйняті на підставі [6].
В головному корпусізабороняється розміщення приміщень категорій А, Б та В.
В електротехнічнихприміщеннях і приміщеннях систем безпеки не допускається прокладкатрубопроводів з гарячим середовищем.
З метою запобіганнянеконтрольованого витоку масла в аварійних ситуаціях, прорізи машинноговідділення повинні мати бортики висотою не менш 10 см. Напірнімаслопроводи виконувати з безшовних труб. Баки аварійного зливу масла зтурбогенераторів і інших ємностей знаходяться поза головним корпусом. Злив маслаздійснюється за 15 хвилин. На зливальній магістралі передбачені дві засувки,одна з яких опломбована у відкритому положенні.
Через приміщення мазуто-і маслогосподарства не допускається прокладка трубопроводів з киснем,ацетиленом та ін. горючими газами.
Маслонаповненітрансформатори розташовувати на відстані не менше 10 м від стін ГК, в якихє віконні прорізи, а зовнішні евакуаційні сходи – на відстані не менш 20 мвід цих трансформаторів чи інших електротехнічних пристроїв.
Кабелі прокладати навідстані більше 1 м від нагрітих поверхонь або захищають екранами знезгоряємих матеріалів.
Прокладка кабелівпаралельно мазутопроводам, газопроводам та іншим трубопроводам з горючимирідинами не допускається.
Концентрацію горючихгазів підтримувати поза межами їхнього загоряння, шляхом вентиляції виробничихприміщень. Для герметичної зони встановити витяжну вентиляційну системугерметичних приміщень.
На маслосистемах виконатитрубопроводи аварійного дренування масла. Діаметр зливних трубопроводів повинензабезпечувати злив масла в аварійну ємність за 15 хвилин;
Для організованоговідводу і допалювання водню, який утворюється в теплоносії I-го контуру,використовувати систему допалювання водню.
Склади дизельного палива,маслогосподарства, масловмісні трансформатори забезпечити пристроямигромовідводу.
Маслопроводи прокладатиосторонь від гарячих джерел, або відгороджуватися від них спеціальнимикоробами.
Застосувати системиохолодження підшипників (запобігання загоряння масла).
Застосовувати запобіжникидля запобігання запалення електропроводки.
Все електричне обладнанняі металеві частини металоконструкцій надійно заземлити.
7.4.2 Технічнірішення системи протипожежного захисту
Технічні рішення системипротипожежного захисту спрямовані на обмеження поширення пожеж, захист людей іматеріальних цінностей від пожеж, на створення умов для швидкої ліквідаціїпожеж, і являють собою наступні технічні рішення.
1. Функції протипожежнихперешкод виконують обгороджувальні та несучі конструкції з межею вогнестійкостіне менше 1,5 години згідно «Протипожежних норм проектування АЕС».
2. Зливи дизельногопалива розташовувати на відстані 20 м від стін головного корпусу.
3. Для збереженняміцності несучих металоконструкцій і перекриттів машинних залів використовуватимастійку.
4. Кабелі систем пожежноїсигналізації і пожежегасіння прокласти поза приміщеннями, які захищаються цимисистемами.
5.В протяжних кабельнихспорудженнях організувати перемички з негорючого матеріалу через кожні50 м з межею вогнестійкості не менше 0,75 години.
6.В металевих кабельнихкоробах через кожні 30 м на горизонтальних ділянках і через 20 м навертикальних встановити вогнезагороджувальні пояса.
7.В приміщеннях щитівкерування горючі кабелі в коробах і панелях покривати вогнезахисним шаром.
8. Організувати у всіхбудинках евакуаційні виходи не менше двох на поверсі.
9.В системах пожежноїсигналізації на АЕС використовувати автоматичні пожежні оповіщувачі: НДФ-1іонізаційні димові; ДИП-1 і ДИП-2 димові; ДПП-1 датчики максимальної дії;контактні; РИД-6 димові радіаційні. Як прийомні пристрої використовуютьсяпульти пожежної сигналізації ППС-1, ППС-3, РУПИ-1;
10. Для локалізаціїневеликого загоряння застосовувати первинні засоби пожежегасіння ОУ-2, ОИ-5, ОУ-8,ОХП-10, ОПС-10, ОВП-5, УП-1М.
11. Передбачитиавтоматичні установки пожежегасіння дренчерного типу.
12. Використовуватисистему пожежегасіння до складу якої входять:
– трубопроводи з водоюпід тиском, система дренчерів (в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою);
– сухотруб, системаспринклерів;
– пожежні крани, гідранти(розташовані на сходових клітках і в приміщеннях з підвищеною пожежноюнебезпекою).
Вид, кількість тарозміщення засобів пожежогасіння по об’єктах АЕС відповідають «Правилам пожежноїбезпеки України».


Висновок
Відповідно до правилтехнічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основнихтехніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленоїелектроенергії і відпущеного тепла. Кількість виробленої електроенергії прямозалежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбінирегулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботиЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушеннях умовнормальної експлуатації ЕЧСР, на виході каналу ЕГП може з'явитисянесанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейнефорсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритисярегулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тискусвіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулюванняпотужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізуєтьсятиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реакторапрямо пропорційно ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.
Максимальне значеннянесанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизитипотужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт).
Для вирішення цієїпроблеми в даній роботі запропонована програма контролю струмуелектрогідравлічного перетворювача, що беззупинно контролює струм ЕГП іаналізує чи існують умови, необхідні для появи даного струму. З появоюнесанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що не викликаний умовами, яківимагають його появи), канал ЕГП відключається.
Отже, впровадження даноїрозробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваютьсяекономічні втрати, в розмірі 28259 гривень та забезпечується ядерна безпекаенергоблоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічноюефективністю.

Переліклітератури
1. Воскобойников В.В. Устройство и обслуживаниеоборудования. АЭС, – М: Высш.шк., 1991. – 304 с.: ил.
2. Ганчев Б.Г,Калишевский Л.Л., Р.С. Демешев и др. Ядерные энергетическиеустановки. М.: Энергоатомиздат, 1990–629 с.: ил.
a. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. – 4-еизд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984–304 с.
3. Инструкция поэксплуатации реакторной установки энергоблока №1ХАЭС 1.РЦ.0061.ИЭ
4. Ядерные энергетическиеустановки, под редакцией Н.А. Доллежаля, Москва Энергоатомиздат, 1990.
5. «Электронная часть системы регулирования турбогенератора (ЭЧСРТ) К-1000–60\3000 БЛОК №1,2» Инструкция по эксплуатации. 0.ЦА.0503.ИЭ-04
6. Электронная часть системы регулирования турбоустановки ТУ.У33.3–143155500–012–2001
7. Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществамиОСПУ-97.
8. Нормы радиационнойбезопасности Украины НРБУ-97.
9. ГОСТ12.1.019–79 ССБТ.Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
10. ДНАОП 1.1.10–1.01–97Правила безопасной эксплуатации электроустановок.
11. СНиП 2.01.12–85. –Строительные нормы и правила. Противопжарные нормы проектирования зданий и сооружений.-М.: Стройиздат,1986. – 535 с.
12. ГОСТ12.1.004–85.ССБТ.Пожарная безопасность, общие требования.-М.: Госкомстандарт СССР, 1985. –48 с.
13. Противопожарные нормыпроектирования АЭС. ВСН 01–87.-М.: Минэнерго, 1987. – 26 с.