Наладка головного образца модернизированной системы регулирования турбины К-1000-60/3000 на энергоблоке № 4 Калининской АЭС, включая наладку противоаварийной автоматики и частотного регулирования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

«наладка головного образца модернизированной системы регулирования турбины К-1000-60/3000 НА ЭНЕРГОБЛОКЕ № 4 КАЛИНИНСКОЙ АЭС, включая наладку противоаварийной автоматики и частотного регулирования»

В.П. Дерий, Б.В. Доровских, В.В. Люльчак,

В.В. Малышев, А.А. Кувшинов, П.П. Мезенцев, Э.А. Иваненко

Московский филиал «Центратомтехэнерго» ОАО «Атомтехэнерго», Москва, Россия

Повышение требований к точности поддержания технологических параметров энергоблоков, вызванные ужесточением требований к надежности и стабильности выработки электроэнергии, а также конкурентоспособностью на мировом рынке электроэнергетики, инициируют развитие и усовершенствование подсистем автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Современные требования, выдвигаемые энергосистемой к атомным электростанциям (АЭС) по участию в противоаварийной автоматике (ПАА) и поддержанию частоты сети, требуют значительного увеличения быстродействия систем регулирования турбины и точности поддержания мощности генератора.

На энергоблоке № 4 Калининской АЭС внедрена модернизированная, до настоящего времени не имеющая аналогов на АЭС России, система регулирования турбины К-1000-60/3000. Внедрение новой системы регулирования потребовало, в свою очередь, проведения комплекса работ по наладке и испытаниям модернизированной электронной части системы регулирования (ЭЧСР).

ЭЧСР предназначена для реализации алгоритмов управления нагрузкой турбогенератора (ТГ) во всех режимах работы турбины посредством формирования управляющих воздействий на устройства управления - регулирующие клапаны ТГ (РК ТГ).

Упрощенная схема системы регулирования турбины приведена на рисунке 1. Система регулирования турбины состоит из 9 органов парораспределения - РК высокого давления (ВД), низкого давления (НД) и греющего пара (ГП) (алгоритм работы РК ГП в настоящем докладе не рассматривается). Управление РК осуществляется отдельными электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), управляемыми токовыми сигналами, формируемыми контурами управления в отдельности для каждого ЭГП. Формирование токового сигнала управления ЭГП осуществляется путем преобразования обобщенного для всех ЭГП управляющего сигнала по индивидуальной для каждого ЭГП нелинейной функции. Обобщенный управляющий сигнал формируется по заданным законам регулирования по сигналам от главных обратных связей (давление в главном паровом коллекторе (ГПК), мощность ТГ и частота вращения ТГ), а также по сигналам, поступающим в ЭЧСР от смежных программно-технических комплексов (ПТК) (сигналы ПАА, ускоренная предупредительная защита (УПЗ) реакторной установки (РУ), защиты ТГ и другие).

Рисунок 1 - Упрощенная схема системы регулирования турбины

Отличительными особенностями представленной структуры системы регулирования от используемых в настоящее время на других энергоблоках АЭС России является следующее:

1. Наличие независимых контуров управления для каждого РК турбины (регуляторы положения), что позволяет задавать любую произвольную зависимость положения РК от величины управляющего сигнала;

2. Наличие электронного регулятора скорости (ЭРС), функционирующего как независимый «жесткий» (недоступный для коррекции и управления оператором) П-регулятор частоты вращения ТГ, заменяющий аналогичный гидравлический регулятор скорости. Структурная схема приведена на рисунке 2;

3. Наличие электронного автомата безопасности (ЭАБ), представляющего собой устройство формирования сигнала защиты от независимых датчиков частоты вращения по превышению заданной частоты вращения ТГ, поступающего напрямую в электрическую схему электромагнитов защит ТГ.

Рисунок 2 - Структурная схема электронного регулятора скорости

Приведенная структура обладает следующими преимуществами:

1. «Гибкость» системы регулирования, расширяющая ее возможности за счет настройки и работы контуров управления отдельно для каждого РК, что позволяет достичь:

- повышения точности синхронизации положения и перемещения РК в соответствии с заводской идеальной характеристикой, что было невозможно ранее;

- построения алгоритмов с произвольными заданными положениями РК;

2. Настройка системы регулирования осуществляется в ее электронной части, что позволяет снизить требования к настройке гидравлической части. Неточности настройки гидравлической части системы регулирования корректируются за счет соответствующей подстройки контуров управления в ЭЧСР, что является технически более простым и доступным и может быть выполнено даже на действующей турбине;

3. Наличие ЭАБ позволяет проводить проверку работы автоматики противоразгонной защиты ТГ (с воздействием на электромагнитный выключатель ТГ) на работающей турбине, что актуально при 18-ти месячной топливной компании.

Проведенная модернизация ЭЧСР сопряжена с ее усложнением. При этом усовершенствование ЭЧСР не должно противоречить консервативным требованиям по безопасности энергоблока и снижению надежности его систем, не допуская отклонения основных технологических параметров, таких как давление пара в ГПК, электрическая мощность, вырабатываемая энергоблоком, и частота вращения турбины от номинальных значений.

Важной особенностью модернизированной системы является принцип пассивной защиты ТГ, заключающийся в том, что при отсутствии электрического тока в цепи управления (обесточенном состоянии) ЭГП соответствующий РК закрыт. Отрицательным фактором в данном случае является сниженная устойчивость системы регулирования к отказам её электрических частей. Отказы ЭЧСР (обрыв или короткое замыкание проводных линий управления, отказ ПТК ЭЧСР и прочие) вызывают немедленное закрытие РК и, в худшем случае, останов турбины.

Основными целями и критериями выполнения пусконаладочных работ (ПНР) ПТК ЭЧСР являлись:

1. Подтверждение функционирования ПТК ЭЧСР в соответствии с проектом;

2. Настройка работы основных регуляторов ЭЧСР:

– регулирование мощности генератора с точностью ±20 МВт;

– регулирование давления пара в ГПК с точностью ±0,05 МПа;

– регулирование частоты вращения ТГ в режиме разворота турбины и режиме поддержания частоты вращения ТГ с точностью ±10 об/мин.

3. Подтверждение требуемого быстродействия (не более 10 мс) работы ПТК ЭЧСР в аварийных режимах:

– отключение генератора от сети, дифференциальная защита, предварительная защита;

– ПАА энергосистемы (импульсная разгрузка (ИР), быстродействующее ограничение мощности (БОМ)).

Работы по достижению поставленных критериев функционирования ПТК ЭЧСР можно выделить в отдельные этапы ПНР:

1. Автономная проверка алгоритмов ЭЧСР без воздействия на РК ТГ, в ходе которой выполнялась проверка функционирования ЭЧСР без воздействия на исполнительные механизмы;

2. Оценка быстродействия системы регулирования при срабатывании аварийных сигналов (отключение ТГ, ПАА и другие). Оценка быстродействия осуществлялась посредством регистрации времени запаздывания реакции ПТК между инициирующими сигналами и формированием выходного управляющего воздействия;

3. Приведение зависимости положения РК от величины управляющего сигнала к заводской (идеальной) характеристике. Данная работа заключается в экспериментальном нахождении зависимости степени открытия РК от величины управляющего тока ЭГП в отдельности для каждого РК. Найденные зависимости учитываются в индивидуальных контурах управления, что позволяет достичь синхронной работы всех РК и приблизить их характеристики к идеальным. Зависимость положения РК от тока управления ЭГП является практически линейной, при этом наличие в контуре управления индивидуально настраиваемых нелинейных преобразователей (см. рисунок 1) позволяет задать практически любую зависимость положения РК от обобщенного управляющего сигнала. В данном случае проектом на ПТК ЭЧСР заложена зависимость, отражающая расходную характеристику РК ВД. На рисунке 3 изображены экспериментально снятые зависимости положения РК ВД от обобщенного управляющего сигнала после проведенной настройки индивидуальных контуров управления РК;

Рисунок 3 - График зависимости положения РК ВД от обобщенного
управляющего сигнала

4. Комплексные испытания алгоритмов ЭЧСР с воздействием на РК ТГ. После завершения работ по предыдущим этапам осуществлялась комплексная проверка работы ЭЧСР в составе системы регулирования ТГ с воздействием на исполнительные механизмы;

5. Режимные испытания и настройка системы автоматического регулирования (САР) ЭЧСР (регулятор электрической мощности, регулятор давления в ГПК, регулятор частоты вращения). Настройка САР осуществлялась на различных уровнях мощности ТГ - от 300 МВт до 1000 МВт. Оценка работы контуров регулирования производилась на основе анализа искусственно сформированных возмущений «ступенчатым» изменением заданного значения регулируемого параметра, а также на основе данных, полученных при переходных процессах в ходе динамических испытаний энергоблока. По результатам каждого испытания в САР вносились необходимые изменения и корректировки;

6. Настройка контуров управления РК в процессе освоения мощности РУ. На основе экспериментально полученных расходных характеристик РК при работе гидравлической системы регулирования производилась корректировка индивидуальных контуров управления с целью получения линейной зависимости электрической мощности генератора от управляющего сигнала регулятора. Наличие линейной статической зависимости мощности генератора от управляющего сигнала позволяет:

– упростить структуру регулятора мощности и давления, исключив из нее логику автоподстройки коэффициентов (К_п, Т_и) в зависимости от величины нагрузки ТГ;

– улучшить качество регулирования мощности генератора и давления в ГПК на различных уровнях мощности ТГ;

– использовать, при необходимости, управляющий сигнал в качестве моделируемого значения мощности ТГ (условная мощность).

Работа по линеаризации данной зависимости является итерационным процессом, который в том числе целесообразно осуществлять в ходе плановых предупредительных ремонтов (ППР) на энергоблоке. На рисунке 4 изображена экспериментально снятая в ходе одного из нагружений ТГ зависимость мощности ТГ от обобщенного управляющего сигнала. Практически во всем диапазоне зависимость не имеет значительных отклонений от линейной функции. Изгибы на уровнях мощности около 170 МВт, 300 МВт, 450 МВт и 700 МВт объясняются тем, что на данных участках происходили длительные по времени выдержки без нагружения, в ходе которых осуществлялись переключения основного оборудования - закрытие РК быстродействующей редукционной установки сброса пара в конденсатор (БРУ-К), переводы сливов конденсата греющего пара (КГП), переводы питания паром потребителей энергоблока и другие). На участке от 84 % до 90 % наблюдается незначительная нелинейность, которая также должна быть устранена путем соответствующей настройки управляющего сигнала на ЭГП в ходе ближайшего ППР на энергоблоке № 4 Калининской АЭС.

Рисунок 4 - График зависимости мощности ТГ от управляющего сигнала

турбина энергоблок противоаварийный автоматика

При пробных пусках турбины с последующей синхронизацией ТГ с сетью было обнаружено, что вследствие нелинейности характеристики расхода пара при положении РК ВД до 6 мм не удается обеспечить высокое качество поддержания частоты вращения ТГ для сравнительно небольших величин расхода пара. Для более устойчивого поддержания частоты вращения ротора турбины в диапазоне 0ч3000 об/мин необходимо, чтобы диапазон работы РК ВД был выше 6 мм. Для решения данной проблемы был реализован алгоритм разворота турбины при работе на двух РК ВД, предвыбранных оператором - ведущим инженером управления турбины (ВИУТ). Два других РК ВД закрыты до момента синхронизации ТГ с сетью. Данное решение позволило значительно повысить качество поддержания частоты вращения ТГ до включения ТГ в сеть.

В случае различного рода отказов в работе гидравлической части системы регулирования, которые имели место в ходе проведения ПНР, возможно возникновение колебательных процессов основных параметров энергоблока (давления в ГПК, мощности генератора, уровней в парогенераторах (ПГ), давления в коллекторе собственных нужд (КСН) и других) вследствие работы регуляторов ЭЧСР при нестабильной работе её гидравлической части. Для исключения данного режима был разработан алгоритм отключения САР ЭЧСР при диагностировании отказов гидравлической части. Необходимо отметить, что после реализации алгоритма отключения САР подтвердить и отстроить его работу на реальных отказах до настоящего момента не представилось возможным, так как серьезных отказов системы регулирования не наблюдалось, работы в этом направлении будут продолжены в ходе последующих ППР.

При проведении динамических испытаний по переходу на собственные нужды энергоблока 03.08.2012 г. на этапе освоения мощности 100 % N_ном РУ (после успешных аналогичных испытаниях на этапе освоения мощности 75 % N_ном РУ) частота ТГ уменьшилась до значения 2867 об/мин (47,78 Гц), что в соответствии с проектными алгоритмами инициировало работу систем безопасности (перевод питания систем безопасности на работу от дизель-генераторов). Несмотря на то, что ни один из основных технологических параметров энергоблока не вышел за предельно допустимый эксплуатационный диапазон и впоследствии процесс стабилизировался без вмешательства оператора, сам факт работы систем безопасности являлся нежелательным и свидетельствовал о неоптимальной работе регуляторов ЭЧСР в ходе переходного режима (см. рисунок 5). Анализ протекания режима показал, что работа регулятора частоты вращения ТГ при значительном забросе частоты вращения (неконтролируемом, вследствие работы избыточного пара, оставшегося в проточной части турбины) в первые несколько секунд после выделения генератора на собственные нужды энергоблока вызывает формирование значительного отрицательного рассогласования регулятора, что впоследствии приводит к запаздыванию его работы и, как следствие, к уменьшению значения частоты вращения. По результатам испытания в алгоритм работы регулятора частоты вращения ТГ были внесены изменения, запрещающие его работу в течении первых секунд после выделения генератора на собственные нужды, исключающие формирование отрицательного рассогласования и излишнюю работу регулятора при неконтролируемом забросе частоты вращения. дописать

Главным индикатором качества работы системы регулирования является поддержание основных технологических параметров в заданных пределах в ходе переходных процессов на энергоблоке. Одним из наиболее сложных переходных процессов с точки зрения сохранения устойчивой работы системы регулирования являются ИР ТГ, в том числе с ограничением мощности. Данные испытания отражают в комплексе работу «быстрого» контура и работу основных регуляторов ЭЧСР совместно со смежными ПТК энергоблока.

15.07.2012 г. на этапе освоения мощности 100 % N_ном РУ были проведены испытания по ИР ТГ с ограничением мощности на 450 МВт ниже исходного значения. Основные результаты испытания (см. рисунок 6):

1. Время реакции ПТК ЭЧСР - менее 10 мс;

2. Время закрытия РК ВД - 200 мс;

3. Время сброса мощности ТГ до минимального значения - 1,3 с;

4. Выход на новый уровень мощности ТГ - 9 с;

5. Колебательность и перерегулирование отсутствуют, переходный процесс стабилизирован без вмешательства оператора.

Рисунок 5 - График изменения частоты вращения ТГ при испытаниях по переходу на собственные нужды энергоблока 03.08.2012 г. на этапе освоения мощности 100 % N_ном РУ

Из анализа результатов можно сделать вывод о полном соответствии функционирования ЭЧСР в переходных процессах предъявляемым требованиям.

По результатам проведения ПНР модернизированной ЭЧСР, реализованной на энергоблоке № 4 Калининской АЭС, достигнуты следующие основные показатели:

1. Подтверждено функционирование ПТК ЭЧСР в соответствии с проектом;

2. Настроены основные регуляторы ПТК ЭЧСР со следующей точностью поддержания технологических параметров во всех стационарных режимах во всем диапазоне работы энергоблока:

– регулятор мощности генератора ±5 МВт;

– регулятор давления пара в ГПК ±0,01 МПа;

– регулятор частоты вращения ТГ в режиме разворота турбины и режиме поддержания частоты вращения ТГ ±5 об/мин;

3. Подтверждено требуемое быстродействие ПТК ЭЧСР в аварийных режимах работы. Время реакции ПТК ЭЧСР составляет менее 10 мс;

4. Подтверждена устойчивая работа ПТК ЭЧСР в составе системы регулирования турбины при различного рода переходных процессах;

5. Точность поддержания заданного положения РК составляет 1 мм и фактически ограничена точностью измерения положения РК.

Рисунок 6 - График изменения мощности ТГ и положения РК ВД при испытаниях по ИР ТГ с ограничением мощности на 450 МВт

Энергоблоке № 4 Калининской АЭС является первым и до настоящего момента единственным атомным энергоблоком в России, на котором в полном объеме внедрены и испытаны режимы первичного регулирования частоты сети (ПРЧ) - общего и нормированного первичного регулирования частоты сети (ОПРЧ и НПРЧ).

25-26.08.2012 г на этапе освоения мощности 100 % N_ном РУ были проведены испытания по участию энергоблока № 4 Калининской АЭС в режимах частотного регулирования сети. Испытания включали в себя два этапа. Первый этап испытаний заключался в имитировании некоторого (расчетного) значения частоты сети, при котором мощность должна измениться на определенное значение (+10 МВт, -10 МВт, +20 МВт, -20 МВт, -40 МВт, -80 МВт, в том числе проверка следящего режима работы при ступенчатом изменении частоты в диапазонах -20/+20 МВт, -80/+20 МВт). Главным критерием корректности работы режимов ПРЧ являлось соответствие наблюдаемого изменения мощности с ожидаемым по условиям испытания. На
рисунке 7 представлен график изменения мощности генератора при имитации изменения частоты на величину, соответствующую уменьшению мощности на 80 МВт. Из графика видно, что мощность снижена на 80 МВт, при этом в первые 10 с мощность уменьшилась на 50 МВт, что удовлетворяет требованиям Системного оператора.

На втором этапе испытаний энергоблок в течении одних суток работал с включенными режимами ОПРЧ и НПРЧ с коррекцией мощности по реальному отклонению частоты сети. За рассмотренный период количество срабатываний режима НПРЧ с отклонением частоты на величину более 30 мГц составило 69 раз, из них 12 отклонений более 40 мГц, 6 - более 50 мГц и 1 - более 60 мГц. Максимальное по величине отклонение составило 66,7 мГц. Режим ОПРЧ не сработал ни разу. На рисунках 8 и 9 приведены графики изменения давления пара в ГПК, мощности РУ по показаниям АКНП, частоты сети и мощности ТГ. Из анализа полученных в ходе испытаний данных следует, что изменение мощности ТГ происходит в соответствии с изменениями частоты сети в заданным статизмом, что полностью соответствует предъявляемым критериям.

Рисунок 7 - Изменение во времени заданного отклонения на задатчике отклонения частоты сети и текущей мощности ТГ энергоблока № 4 Калининской АЭС при имитации отклонения частоты сети, приводящей к уменьшению мощности ТГ на 8 %

1 - N_акнп; 2 - P_гпк

Рисунок 8 - Изменение во времени мощности РУ, рассчитанной по данным АКНП, и давления в ГПК

1 - N_эл; 2 - ?N_{±5 МВт}; 3 - f_сети; 4 - ?f _{±20 мГц}

Рисунок 9 - Изменение во времени электрической мощности ТГ и частоты сети

По результатам выполненного комплекса работ и анализа полученных экспериментальных данных в ходе проведения испытаний энергоблока и системы регулирования, можно сделать вывод, что модернизированная система регулирования турбины энергоблока № 4 Калининской АЭС является работоспособной и удовлетворяет предъявляемым критериям. Целесообразно применение аналогичных структур системы регулирования и опыта проведения ПНР на строящихся и действующих АЭС России, в том числе и с турбинами ОАО «Турбоатом».

Размещено на Allbest.ru