Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 10)

Аналогова інформація надходить на вхід ЕЧСР у виді уніфікованих сигналів 0–5мА постійного струму за винятком сигналів від датчика частоти обертання, а також сигналів від трансформаторів напруги генератора.

Для настроювання вхідних аналогових каналів використовуються шунти, встановлені на платі, до яких підводяться вхідні сигнали.

Для узгодження вхідних сигналів із входами ЕОМ у ЕЧСР застосовуються субблоки аналогової розв'язки САР. Інформація, що вимагає підвищеної надійності, надходить на входи двох САР.

Виводи обох САР вводяться в АЦП двох мікро-ЕОМ. Кожна ЕОМ програмними засобами контролює збіг виходу двох САР і, у випадку неприпустимої неузгодженості, що свідчить про несправність одного із САР, переходить на виконання відповідного алгоритму.

Інформація, що не вимагає підвищеної надійності надходить через загальні САР на входи обох ЕОМ.

Вивід аналогових сигналів здійснюється через машинні цифроаналогові перетворювачі ЦАП (чотири сигнали), а інша основна частина вихідної інформації в цифровому виді надходить з ЕОМ на субблоки ЦАП, де перетворюється в аналогові сигнали. З виходів усіх ЦАП сигнали надходять через субблок аналогового комутатора САК, що пропускає сигнали працюючої машини і не пропускає сигнали резервної, на вихідні САР і субблоки токових перетворювачів СТП, за винятком сигналів ЕГП. Сигнали керування ЕГП подаються на вхід субблока вихідного підсилювача ЕГП (СВП ЕГП). Для контролю вихідних аналогових сигналів використовуються САР контролю й аналогові мультиплексори. При програмному виявленні (через САР контролю) в ЕОМ формується сигнал, що підключає вихід відповідного ЦАП через мультиплексор на додатковий вхід АЦП. Якщо при цьому неузгодженість зберігається, то несправний ЦАП і ЕОМ видає відповідний сигнал. Якщо неузгодженість зникне, то несправний САР, і алгоритм подальшої роботи визначається призначенням несправного каналу.

Вихідна аналогова інформація видається з ЕЧСР з виходів субблока СТП у виді уніфікованих токових сигналів (0–5) мА при Р_н = 2,5 кОм. З виходів СВУ ЕГП сигнал надходить у виді токового сигналу 1 А при Р_н = (24 – 30) Ом (використовується один вихід на ЕГП).

Дискретна інформація надходить на вхід ЕЧСР у вигляді зміни стану «сухого» контакту. Ці контакти повинні мати комутуючу здатність сигналів напругою постійного струму 220 В і струмом 0,1 А при активно-індуктивному навантаженні.

У ЕЧСР в якості комутуючої напруги використовується напруга постійного струму 220В і 24В.

Для введення дискретних сигналів в мікро-ЕОМ використовуються субблоки вхідних сигналів СВС на вхідну (комутуючу) напругу 220B, 24В постійного струму і два субблоки розширники введення дискретних сигналів СР1.

Для підвищення надійності субблоки СВС дублюються, від кожного СВС інформація надходить через СР1 в обидві ЕОМ. При подальшому програмному аналізі приймається, що при різному стані СВС, що сприймає ту саму інформацію, несправний той з них, що не змінив свого стану.

Вихідна дискретна інформація виводиться з ЕОМ через розширювачі виводу дискретних сигналів СР2 на субблоки комутації реле СКР, що мають на виході «сухий» контакт, з'єднаний із клемником шафи ЕЧСР. У СКР надходять також сигнали керування від субблока СКС, що пропускають інформацію тільки включеної в роботу ЕОМ. Для контролю ланцюгів виводу дискретних сигналів служать субблоки СРЛ; що підводять на вхід ЕОМ вихідну дискретну інформацію і відключають відповідний канал при його несправності.

Сигнал управління ЕЧСР на електродвигун МУТ виводиться з послідовного інтерфейсу ЕОМ і у виді логічних сигналів керування «ЗМЕНШИТИ, ДОДАТИ» і надходить на вхід субблока підсилювача МУТ (СВУ МКТ). На виході СВУ МУТ одержує імпульсну напругу тієї чи іншої полярності величиною (36 – 40) В. Тривалість імпульсу на виході СВУ МКТ залежить від тривалості дії логічного сигналу керування на його вході.

2.5.11 Органи відображення стану ЕЧСР

Касета блоку керування й індикації БКІ містить у собі субблоки призначені для керування настроювання та індикації стану режимів і несправностей апаратури ЕЧСР.

До складу БКІ входять: субблок керування СК, субблок індикації СІ і субблок перемикачів СП. Субблок керування призначений для керування, контролю і переключень в ЕЧСР. Тумблери ЕОМ-1 і ЕОМ-2 служать для примусового виводу з роботи однієї мікро-ЕОМ і сполучених з нею пристроїв зв'язку з об'єктом ПЗО. Тумблер «ПУЛЬТ» з положенням «ПРОГР.-ІНД.» призначений для переводу пультів обох ЕОМ з режиму «ІНДИКАЦІЇ» у режим «ПРОГРАМУВАННЯ» для проведення діалогу між оператором машини і самої ЕОМ.

Крім того, на лицьовій панелі СУ знаходяться контрольні гнізда виходів ЦАП друкованих плат АВВ01 обох мікро-ЕОМ і контрольні гнізда по ШИМ кожної ЕОМ.

Субблок індикації СІ служить для індикації стану і несправності обох ЕОМ і апаратури ЕЧСР.

Індикація виконана на світлодіодах і відображає наступні стани:

«ВКЛ.» – ЕЧСР включена в роботу;

«НЕСИПРАВ.» – несправність в ЕЧСР;

«ОТКАЗ» – несправні обидві ЕОМ;

«РАБОТА 1» – ведуча ЕОМ1;

«РАБОТА 2» – ведуча ЕОМ2;

«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 <» – на МКТ йде сигнал «ЗМЕНШИТИ».

Сигналізація «ШИМ 2» не використовується.

Субблок перемикачів СП призначений для збереження і введення в пам'ять інформації про настроєчні коефіцієнти. В постійній пам'яті ЕОМ для кожного настроєчного коефіцієнта відведена зона, в яку занесені всі значення даного коефіцієнта. За допомогою перемикачів задається номер необхідного значення коефіцієнта. Як перемикачі застосовані кнопкові перемикачі на чотири (табл. 2.4) і вісім (табл. 2.5) положень з відповідними комбінаціями кнопок.

Таблиця 2.4

Таблиця 2.5

Субблок СКС призначений для визначення стану готовності основної і резервної ЕОМ, реалізації логіки їхнього включення в контур керування, сигналізації стану пристроїв зв'язку з об'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 сигнали про відмовлення відповідних блоків безперебійного живлення, блоків живлення мікро-ЕОМ і стабілізаторів напруги групуються окремо. Крім того, у СКС наявні окремі входи по контролю стану УСО загальних для обох мікро-ЕОМ. Усі ці сигнали про несправності потім об’єднуються в загальний логічний сигнал несправності ЕЧСР (світлодіод «НЕСПР.» субблока індикації СІ) чи сигнал про аварію ЕЧСР-М (світлодіод «ВІДМОВЛЕННЯ» субблока індикації СІ). З появою несправності в ЕЧСР загоряється також відповідний світлодіод СКС.

В СКС присутня логічна схема, що забезпечує формування керуючих сигналів про справність ЕОМ (мікро-ЕОМ, що включена в контур керування). Схема настроєна таким чином, що при виникненні несправності ведучої мікро-ЕОМ відбувається автоматичне переключення на резервну мікро-ЕОМ і автоматичне відновлення керування від першої ЕОМ, при усуненні в ній несправності. При відмовленні обох ЕОМ загоряється світлодіод «ВІДМОВЛЕННЯ» субблока індикації СІ.

Пульт оператора ЕОМ виконує наступні основні функції по відображенню стану ЕЧСР:

• розшифровка режимів роботи ЕЧСР, причини переходу в той чи інший режим;

• індикація несправності окремих елементів ЕЧСР з точною вказівкою несправності елемента (ЕОМ, субблок, СН і т.д.);

• індикація параметра по тиску свіжої пари;

• відображення стану кожного з каналів ЕЧСР з розшифровкою значень заданих параметрів (коефіцієнтів, постійних чи часу вихідних величин);

• відображення величин аналогових сигналів на вході ЕЧСР;

• відображення величин аналогових сигналів на виході ЕЧСР;

• відображення дискретної інформації, що надходить в ЕЧСР і яка видається ЕЧСР в інші пристрої;

• ручне керування електродвигуном МКТ.

Світлодіоди пульта оператора виконують наступні функції:

• «ЖИВЛЕННЯ» – вказує про наявність напруги живлення +5В в блоці мікросхеми;

• «ЗУПИНКА» – вказує на вихід мікро-ЕОМ з процесу керування;

• «ЧЕКАННЯ» – вказує на спільний режим роботи мікро-ЕОМ із дисплеєм по програмі «МОНІТОР»;

• «КЛАВШИ.» – режим обробки запиту переривання при натиснутій клавіші пульта;

• «ПРМ» – завершення обробки (прийому) запиту переривання, викликаного натисканням кнопки пульта;

• «ЗПРТ» – блокування (заборона) запиту переривання від дешифруємих кнопок видається в ряді випадків при керуванні об'єктом у визначені моменти часу, натискання дешифруємої кнопки при включеному індикаторі. ЗПРТ приводить лише до включення індикатора «КЛАВШИ.», підтвердження про прийом коду кнопки (загоряння індикатора «ПРМ») не надходить;

• «N» – ЕЧСР працює в режимі регулювання потужності;

• «P» – ЕЧСР працює в режимі регулювання тиску;

• «F» – ЕЧСР працює в режимі регулювання частоти обертання (на блоці N1 ХАЕС не використовується):

• «Н» – режим регулювання по положенню РК (на АЕС не використовується);

• ЗАБОРОНА «У» – заборона дії ЕЧСР на «зменшити»;

• ЗАБОРОНА «П» – заборона дії ЕЧСР на «додати»;

• «Iегп >= 50%» – струм у ЕГП перевищує 50% номінального значення і припустиму тривалість за часом;

• «Рмін» – працює регулятор мінімального тиску.

2.6 Робота ЕЧСР в різних режимах роботи енергоблоку

2.6.1 Режими роботи ЕЧСР

В залежності від режиму роботи енергоблоку оператор блокового щита керування (БЩУ) встановлює наступні режими роботи ЕЧСР:

I – режим дистанційного керування навантаженням турбіни при відключених контурах регулювання, які впливають на двигун МКТ. В цьому режимі ЕЧСР по командах «зменшити» чи «додати» забезпечує дистанційне керування двигуном МКТ. Команда «зменшити» означає що МКТ буде впливати на регулюючі клапана турбіни вбік їхнього закриття для зниження потужності турбіни.

II – режим автоматичного керування клапанами турбіни в процесі автоматичного пуску турбіни.

III – режим регулювання потужності і тиску пари перед турбіною чи положення регулювальних клапанів;

IV – режим дистанційного керування навантаженням турбіни при включеному захисному регуляторі тиску свіжої пари.

Переключення режимів виробляється спеціальним перемикачем, встановленому на блоковому щиті керування.

Перехід в режим I для взводу стопорних клапанів при пуску турбіни виробляється автоматично з режиму II – при цьому в ЕЧСР відключаються контури регулювання (з наступним їхнім включенням без контролю з боку оператора).

У всіх перерахованих режимах швидкодіючі канали нормально включені, тому що по цих каналах здійснюється протирозгінний захист турбіни

Переключення ЕЧСР з одного режиму в інший, а також включення в автоматичні режими II і III здійснюється під контролем оператора енергоблоку (після переводу перемикача БЩУ в положення, які відповідають режимам I і IV).

2.6.2 Робота ЕЧСР у нормальних режимах енергоблоку

У нормальних режимах енергоблоку ЕЧСР виконує функції турбінного регулятора блокової частини системи регулювання АРЧМ АЕС.

В аварійних і післяаварійних режимах енергосистеми в ЕЧСР працює також канал початкової корекції нерівномірності (ПКН), і, якщо спрацюють відповідні пускові органи, канали релейної форсировки (РФ), попереднього захисту (ПЗ) і диференциатора (ДИФ). Ці сигнали поліпшують динамічні характеристики системи регулювання турбіни і сприяють підвищенню динамічної стійкості турбоагрегату.

При аваріях на енергоблоці (різного роду ушкодженнях устаткування, що приводять до скидання потужності), відмовленні системи регулювання надходження пари в циліндри турбіни 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 регулювання турбіни через ЕГП і електромагніти попереднього захисту і регулювальних клапанів.

2.7 Робота АСР при експерементальному відключенні енергоблоку від мережі

Суть даного експеременту полягає в перевірці роботи АСР у випадку спрацювання сигналу релейної форсировки (або автоматичного від’єднання енергоблоку від мережі).

1. РФ включається в роботу по сигналу спрацьовування захистів на відключення генератора, по сигналу відключення генератора від мережі або відключеному положенню вимикачів 330 кв.

2. При роботі РФ ШКУ ЕЧСР видає на ЕГП керуючий сигнал на закриття РК турбіни. Сигнал має форму імпульсу з експонентним заднім фронтом див. мал. 2.3.

Амплітуда імпульсу з максимальною величиною струму ЕГП 4 нв забезпечує максимальну швидкість переміщення РК на закриття, а постійна часу загасання вибирається таким чином, щоб забезпечити кращу якість переходу до сталого режиму.

1. Дія РФ однократна. Параметри імпульсу РФ (А₀, Т, Т₀) повинні задаватися за допомогою ЕОМ.

Рис. 2.3. Імпульс релейної форсировки

Задачею АСР в такому випадку було:

1. не допустити зростання частоти обертання вала турбіни.

2. швидко знизити потужність енергоблоку до рівня власних витрат.

Результатом даного експеременту є графічна залежність (рис 2.4) РИ.

З даної графічної залежності видно, що де-який час значення таких

параметрів, як частота обертання вала турбіни (F), потужність генератора (Nел) та струм ЕГП (Іегп) знаходились в межах, що відповідають нормальному режиму роботи енергоблока і були сталими:

F=3000 об/хв;

Nел=980 МВт;

Іегп=0 мА;

Рис. 2.4. Перехідні процеси в системі, при зниженні потужності енергоблоку до рівня власних потреб

При від’єднанні енергоблоку від мережі в момент часу t=8.5c, спостерігається швидке зростання частоти обертання вала турбіни F=3171 об/хв, що, відповідно до норм експлуатації турбіни є не бажаним процесом для її роботи.

В цьому випадку ЕЧСР видає електричний сигнал рівний –946 мА на вхід ЕГП, що приводить до швидкого прикриття регулюючих клапанів турбіни та поступового зменшення частоти обертання вала турбіни.

Рівень власних потреб станції складає від 30 до 65 мВт, в даному випадку АСР намагається тримати це значення на рівні 35 мВт.

Висновки: Процес регулювання роботи турбіни є досить складним.

Від якості регулювання напряму залежить КПД енергоблоку. Використання систем автоматичного регулювання дозволяє достатньо легко здійснювати цей процес.

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла.

Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії та безпека енергоблоку.

2. Функціональна будова ЕЧСР

ЕЧСР функціонально ділиться на два основних контура автоматичного управління:

• ПКУ (повільнодіючий контур управління);

• ШКУ (швидкодіючий контур управління);

Крім ПКУ та ШКУ в склад ЕЧСР входить схема ДУ (дистанційного управління), яка функціонує незалежно від автоматичних контурів управління.

3.1 Робота швидкодіючого контуру керування турбіною

В даному каналі керування формується вплив на ЕГП з метою забезпечення протирозгінного захисту турбіни, підвищення її приємистості, та роботи енергоблоку в аварійних і післяаварійних режимах роботи енергосистеми.

Керування ЕГП здійснюється через вихідний аналоговий підсилювач потужності ЕЧСР, на вхід якого подається сума впливів, сформованих по наступним функціональним каналам:

• релейної форсировки (РФ);

• диференціатора (ДИФ);

• корекції початкової нерівномірності (ПКН);

• швидкодіючого післяаварійного керування потужністю (ПАУ);

• попереднього захисту (ПЗ);

• імпульсного розвантаження в аварійних режимах роботи енергоблоку (АІР).

Крім того можна виділити канал вимірювання потужності генератора і канал всережимного вимірювання частоти обертання валу турбіни з видачею аналогового і ряду дискретних сигналів.

Канал релейної форсировки (РФ) призначений для подачі в систему регулювання сигналу, що форсує, на закриття регулювальних клапанів при відключенні генератора від мережі. Подача імпульсу виробляється від блок-контактів вимикачів генератора і від релейного захисту, що діє на відключення вимикачів генератора.

Канал диференціатора (ДИФ) призначений для подачі сигналу, що закриває регулюючі клапана турбіни з появою позитивного кутового прискорення ротора, яке свідчить про велике миттєве скидання навантаження генератора.

1. Диференціатор включається в роботу при підвищенні частоти обертання вище 103% _ном і наявності прискорення обертання ротора турбіни.

2. Диференціатор забезпечує протирозгынний захист турбіни видачею на ЕГП керуючого сигналу, пропорційного прискоренню ротора турбіни:

I_диф. = K (d/dt – Уст d/dt),

де d/dt – прискорення ротора турбіни;

Уст d/dt – уставка спрацьовування;

К – коефіцієнт підсилення.

Датчиком служить електричний датчик частоти обертання ротора. Сигнал датчика перетвориться в диференціаторі і функціональному перетворювачі. Наявна можливість зміни коефіцієнта підсилення по прискоренню ротора (крутості характеристики) і величини прискорення, при якій диференціатор вступає в роботу.

Канал корекції початкової нерівномірності (ПКН) призначений для поліпшення приємистості турбіни з метою компенсації шкідливого впливу на приємистість великої кількості пари, акумульованої в промперегріві.

Вихідний сигнал каналу ПКН утворюється різницею сигналів від датчика електричної потужності і датчика тиску пари в промперегріві.

Знаки сигналів від датчиків обрані таким чином, щоб збільшення потужності приводило до відкриття регулювальних клапанів свіжої пари, а збільшення тиску приводило до закриття цих клапанів.

При зміні споживання потужності в енергосистемі регулювання турбіною здійснює перестановку регулювальних клапанів в положення, при якому потужність турбіни відповідає новій споживаній потужності.

Однак потужність турбіни при зміні частоти буде швидко мінятися на величину потужності ЦВТ, а потужність ЦНТ через наявність великого об’єму промперегріву буде мінятися повільно в міру зміни тиску в промперегріві, тобто початкова нерівномірність регулювання (нерівномірність, коли тиск у промперегріві можна вважати практично постійним) буде велика. Для зменшення початкової нерівномірності при зміні потужності генератора в каналі ПКН виробляється сигнал вбік привідкриття чи призакриття регулювальних клапанів ЦВТ таким чином, щоб зміною потужності ЦВТ короткочасно компенсувати відставання в зміні потужності ЦНТ. З наступною зміною тиску в промперегріві (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 значенню відповідного датчика при навантаженні 40%, тому вхідний сигнал коректора при навантаженнях нижче 40% дорівнює нулю незалежно від співвідношення між навантаженням і тиском промперегріву.

Вихідний сигнал ПКН вбік закриття клапанів обмежений величиною, що допускає зміну положення клапанів лише на 20–30%. Це виконується з метою зменшення зміни середньої потужності турбіни при великих аварійних хитаннях в енергосистемі. Обмеження знімається при відключенні генератора від мережі (контакти ВГ), при підвищенні частоти обертання вище 103% і по сигналам пристроїв протиаварійної автоматики енергосистеми.

Канал швидкодіючого управління потужністю в післяаварійних режимах (ПАУ) призначений для обмеження потужності турбіни до заданої величини в післяаварійних режимах роботи лінії електропередач чи до рівня технологічних обмежень і включається по сигналах станційних пристроїв протиаварійної автоматики (ПА) або технологічної автоматики блоку (ТА).

ПАУ1 – 70% N_ном.

ПАУ2 – 60% N_ном.

ПАУ3 – 50% N_ном.

ПАУ видає спрямований на переміщення клапанів турбіни багаторазово посилений сигнал перевищення поточної потужності турбіни над величиною заданої потужності, виробленої в залежності від типу аварії пристроями ПА чи ТА. В каналі присутній динамічний контур для поліпшення стійкості регулювання.

Канал попереднього захисту (ПЗ) функціонально є частиною системи захисту турбіни від розгону.

По каналу ПЗ в систему регулювання і захисту подається сигнал, який форсує, на закриття стопорних і регулювальних клапанів турбіни у випадку, якщо за якимись причинами при скиданні навантаження частота обертання перевищить заданий рівень, що залежить від поточного значення першої похідної частоти обертання.

1. Уставка спрацьовування ПЗ формується відповідно до закону:

_ср. = _ср.о. – K d/ dt,

де _ср.о.= 113% _ном – уставка спрацьовування ПЗ по частоті обертання без врахування прискорення;

d/ dt – прискорення ротора турбіни;

К – коефіцієнт підсилення.

Чим вище перша похідна, тим нижче заданий рівень спрацювання ПЗ по частоті обертання. Якщо при скиданні навантаження система регулювання функціонує правильно, то під час перехідного процесу поточна частота обертання завжди виявиться нижче заданої і спрацювання попереднього захисту не відбудеться. При відмовленні системи регулювання і скиданні навантаження поточне значення першої похідної буде високим у всьому діапазоні підвищених частот обертання, що викликає спрацювання ПЗ. У цьому випадку канал ПЗ подасть сигнал на електромагнітний вимикач попереднього захисту, при спрацюванні якого закриваються всі регулюючі і стопорні клапани турбіни, а при зникненні сигналу ПЗ забезпечується послідовне відкриття спочатку стопорних, а потім регулювальних клапанів. Завдяки попередньому захисту у випадку скидання навантаження з відключенням генератора від мережі і відмовленні системи регулювання запобігається підвищення частоти обертання понад 120%.

При роботі попереднього захисту сигнал про закриття стопорних клапанів турбіни видається з витримкою часу 5 с, достатньої для відкриття стопорних клапанів при нормальній роботі системи регулювання після спрацювання попереднього захисту.

Канал аварійного імпульсного розвантаження (АІР) забезпечує можливість швидкого зниження потужності турбіни з наступним її відновленням до вихідного рівня.

Імпульсне аварійне розвантаження турбіни здійснюється по одній із трьох команд загальстанційної системи протиаварійної автоматики від яких залежить глибина розвантаження:

АІР1 – 50% Nн;

АІР2 – 30% Nн;

АІР3 – 0% Nн;

Керування РК турбіни здійснюється подачею на ЕГП керуючого токового імпульсу за формою аналогічного РФ (див. Рис. 2.3).

Тривалість прямокутної частини імпульсу (Т), амплітуди (А и А₀) і тривалість загасаючої частини імпульсу (Т₀) повинні задаватися окремо для АІР1, АІР2, АІР3.

Ініціативні команди від ПА надходять в ЕЧСР імпульсами тривалістю не менше 100 мс. При надходженні одночасно декількох команд АІР, ЕЧСР повинна відпрацьовувати команду на більш глибоке розвантаження.

Загальна швидкодія системи регулювання турбіни, з урахуванням дії ЕЧСР забезпечує максимальне підвищення швидкості обертання після миттєвого скидання навантаження генератора – не більше 107% від номінальної частоти обертання.

Робота повільнодіючого контуру керування турбіною.

Регулятор потужності і тиску (РПТ) забезпечує можливість керування турбіною шляхом впливу на двигун МКТ. Відповідно до положення розміщеного на БЩУ перемикача вибору режимів (ПР) чи відповідно до команд автоматичних пристроїв забезпечуються наступні режими роботи РПТ і керування двигуном МКТ:

• режим дистанційного керування МКТ (А1);

• режим регулювання частоти обертання, положення регулювальних клапанів і потужності турбіни при пуску (А2);

• режим регулювання потужності (А3);

• режим регулювання тиску свіжої пари (А4).

Відповідно до регульованого параметра можна виділити наступні функціональні контури регулювання в блоці РПТ:

• контур регулювання потужності;

• контур регулювання тиску (КРТ);

• контур регулювання частоти обертання (КРЧО).

Елементи живлення і дистанційного керування двигуном входять до складу ЕЧСР.

У режимах регулювання А₂…А₄ керування двигуном МКТ здійснюється через широтно-імпульсний перетворювач і підсилювач потужності. При цьому реалізується Пі-закон регулювання з автоматичною зміною параметрів настроювання, здійснюваним в залежності від того, в який з контурів регулювання (тиску, частоти обертання чи потужності) знаходиться в роботі. В закон формування керуючого впливу на МКТ введені блокування на «додати» і «зменшити», що діють при наявності на енергоблоці технологічних обмежень.

Вхідними сигналами РПТ є:

• сигнал, пропорційний електричній потужності генератора (від вимірювача потужності ЕЧСР);

• сигнал задання потужності, що надходить з обмежувача темпу задання (ОТЗ);

• сигнали, пропорційні частоті обертання турбіни і її відхиленню від номінального значення;

• сигнали від автомата пуску турбіни;

• сигнал, пропорційний тиску свіжої пари;

• сигнал, пропорційний керуючому тиску в гідравлічній частині системи регулювання.

При режимі А₁ дистанційного керування двигуном МКТ контури регулювання РМД відключаються.

У режимі керування А₂ РПТ використовується як додатковий орган автомата пуску. Відпрацювування команд автомата пуску здійснюється за допомогою інтегруючих входів, один з яких змінює задане значення частоти обертання турбіни відносно «грубо» у широкому діапазоні частот, розташованому близько 3000 об/хв. Переключення з одного входу на іншій здійснюється автоматично після досягнення частоти обертання 3000 об/хв.

Присутній також третій інтегруючий вхід, який використовується для самобалансування РМД при його відключенні від МКТ з метою наступного підключення без «поштовху» потужності на турбіні. З цією же метою додатково передбачається:

– витримка часу (0,3 – 0,5 с) при подачі сигналу на включення РПТ;

– дозвіл на включення РПТ тільки у випадку відсутності його вихідного сигналу протягом 5 – 7 с.

Після включення РПТ у роботу забезпечується зникнення з заданою швидкістю сигналу самобалансування.

В режимі А₃ регулювання потужності забезпечується стабілізація потужності турбоагрегату на рівні, заданому оператором, і автоматичний перехід з одного рівня потужності на іншій у темпі, що допускається обмежником темпу задання. Регулювання потужності здійснюється в залежності від величини розбалансу фактичної і заданої потужності. При цьому також використовуються наступні коректуючі впливи:

• коректуючий вплив по частоті обертання – забезпечує можливість регулювання потужності у відповідності із статичною характеристикою регулювання «потужність – частота обертання», причому передбачена можливість зміни нерівномірності регулювання від 2,5 до 6% ступінями по 0,5%;

• коректуючі впливи по тиску свіжої пари і положенню регулювальних клапанів турбіни – забезпечують можливість поліпшення динамічних характеристик регулювання парогенератора;

коректуючий вплив з виходу каналу ПАУ швидкодіючої частини ЕЧСР – дозволяє прискорити відпрацювання заданого значення потужності повільнодіючим контуром і поліпшити перехідний процес встановлення заданої потужності.

В положенні перемикача режимів А4 забезпечується обмеження тиску свіжої пари на рівні не нижче його мінімально припустимого значення, з можливістю переключення на режим регулювання номінального тиску свіжої пари (регулювання «до себе») при відключенні регулятора парогенератора чи виникненні технологічних обмежень. Контури регулювання частоти і потужності при цьому відключаються.

При регулюванні частоти і потужності в режимах А₂ і А₃ контур регулювання тиску працює в режимі «очікування», запобігаючи зниженню тиску нижче заданого значення. Це забезпечується за допомогою автоматичної зміни уставки завдання регулятору тиску і за допомогою елемента виділення мінімуму.

Обмежувач темпу завдання забезпечує обмеження темпу завдання зміни навантаження енергоблоку в режимі автоматичного регулювання А₃ у регулювальному діапазоні навантажень.

При цьому зміни потужності обмежуються як по величині, так і по швидкості. Введення обмежень по величині зв'язано, в основному, з вичерпанням регулювального діапазону енергоблоку (чи наявністю обмежень по положенню регулювальних клапанів), а також виникненням технологічних обмежень на енергоблоці. Обмеження по швидкості зміни потужності на режимах нормального регулювання може вводитися вручну за допомогою встановленого на БЩУ задавача. Обмеження по швидкості зміни вводяться також автоматично в залежності від поточного термонапруженого стану турбіни. Крім того, передбачається прийом сигналів від зовнішніх пристроїв, що встановлюють, зокрема, кінцевий рівень завдання потужності, заданий темп зміни потужності, верхнє і нижнє значення регулювального діапазону енергоблоку, а також сигналів від АРЧМ і загальстанційної ЕОМ, що відповідають неплановій та економічній складовим завдання потужності.

ОТЗ містить у собі канал формування завдання і канал відпрацьювання й обмеження завдання потужності.

Канал формування завдання здійснює перетворення і виділення сигналу завдання з вводом в ЕЧСР по роздільних входах сигналів від наступних зовнішніх пристроїв:

• загальноблочних давачів, що визначають рівень кінцевого значення потужності і темп зміни потужності;

• регулюючих пристроїв АРЧМ;

• загальностанційної ЕОМ, оснащеної засобами рішення задачі економічного розподілу навантажень між енергоблоками;

• пристроїв протиаварійної автоматики;

• автомата пуску турбіни;

• регулятора навантаження парогенератора.

Для забезпечення нормальних режимів роботи турбоагрегату за графіком передбачена зміна завдання потужності в регулювальному діапазоні навантажень з визначеною, фіксованою швидкістю. Швидкість зміни завдання і рівень кінцевої потужності встановлюються оператором за допомогою зовнішніх давачів. Передбачене також блокування змін завдання у відповідну сторону при виникненні технологічних обмежень (у тому числі 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 для відпрацювування завдань від автомата пуску, пристроїв протиаварійної автоматики супроводжується відключенням основного контуру завдання потужності в нормальних режимах. При цьому найбільший пріоритет мають команди пристроїв протиаварійної автоматики, а потім автомата пуску. Наступне підключення основного контуру завдання потужності здійснюється «безударно», із плавним переходом до рівня, що передує відключенню.

Вихідний контур ОТЗ являє собою систему, що стежить, і забезпечує відпрацювання й обмеження вхідних сигналів. Відпрацьовування вхідного сигналу при відсутності обмежень здійснюється досить швидко (40с на нерівномірність). При виникненні обмежень відстеження припиняється аж до моменту усунення обмежень. Зокрема, якщо обмеження обумовлюються термонапруженим станом турбіни, то стала швидкість відпрацювання завдання буде відповідати підтримці цих обмежень на рівні гранично припустимих значень.

Вихідний сигнал ОТЗ вводиться як сигнал завдання в регулятор потужності і тиску ЕЧСР. Сумуючись із сигналом корекції по частоті, він виводиться також в аналоговому вигляді (5 мА постійного струму при навантаженні не більше 500 Ом) у зовнішні ланцюги як завдання енергоблоку (в РПГ).

Канал контролю прогріву турбіни (УКП) призначений для проведення вимірів режиму роботи турбіни в темпі, що допускається тепловим станом турбіни. При цьому в залежності від величини і знака цих сигналів виробляються команди, які або дозволяють зміну режиму роботи турбіни з граничною швидкістю МКТ, або обмежують швидкість зміни режиму.

При автоматичній зміні навантаження в регулювальному діапазоні обмеження вводяться за допомогою команд, що припиняють процес зміни завдання потужності з виходу ОТЗ. Припинення здійснюється при підвищенні показника σ, що побічно характеризує рівень термонапруженого стану ЦВТ турбіни, понад значення, що допускаються, відповідним режимом планового регулювання потужності (σ_пл) і режимом непланового регулювання (σ_нпл). Відповідні швидкості зміни завдання планової і непланової потужності складають 2%/хв і 3%/хв. При підвищенні понад значення, що допускаються, () різниці температур, що більш точно характеризує рівень термонапруженого стану ЦВТ, вводяться команди, що забороняють переміщення МКТ контуром регулювання потужності у відповідну сторону. Цим забезпечується облік обмежень по швидкості прогріву ЦВТ, що задаються звичайно інструкцією з експлуатації турбіни.

При дистанційному керуванні турбоустановкою ЕЧСР за допомогою зовнішніх засобів візуального контролю дозволяє оператору вести зміни потужності енергоблоку в темпі, обмеженому умовами прогріву турбіни. Для виконання цих функцій в складі вихідних пристроїв ЕЧСР передбачене виведення трьох аналогових уніфікованих сигналів на керуючу обчислювальну 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 потужності на даний момент часу.

4. Структура програмного забезпечення

Структура математичного програмного забезпечення обумовлена функціональним призначенням ЕЧСР і вимогами, які пред’являються до систем керування потужністю великих парових турбін у нормальних, аварійних і післяаварійних режимах.

Блок-схема математичного забезпечення приведена на мал. 4.1.

Програмний блок початкового пуску

Програмний блок вимірювання періоду

Програмний блок швидкодіючого контуру керування (БКУ)

Бібліотека підпрограм

Програмний блок повільнодіючого контуру керування (МКУ)

Програмний блок нерегламентованого циклу

Рис. 4.1 Блок-схема математичного забезпечення

Перший програмний блок складають програми початкового пуску: «ПУСК», «START». Програма «ПУСК» забезпечує вибір режиму роботи: «MONITOR» або системи ЕЧСР «START». Вибір здійснюється по положенню ключа I, розташованого на субблоці керування.

Програма формує вихідні дані в масивах ОЗУ (обнулення робочих областей ОЗУ, підготовка службової таблиці для контролерів переривань) і віддає керування одній з вище зазначених програм.

При роботі з програмою «MONITOR» через дисплей чи телетайп організується діалоговий режим «оператор-ЕОМ». «MONITOR» дозволяє реалізувати де-які функції «редактора при налагодженні програм, а також забезпечує можливість нагромадження інформації на магнітній стрічці побутового магнітофона.

При передачі керування програмі «START» здійснюється запуск системи програмного забезпечення ЕЧСР.

Для цього в програмі «START» проводиться програмне настроювання мікро-ЕОМ (установка режимів і ініціалізація контролерів, таймерів інтерфейсу усіх вузлів ЕОМ). Попередньо повинно бути здійснено оперативне настроювання всіх плат ЕОМ за наявною методикою.

Крім того, у програмі «START» проводиться тестування ОЗУ і вузлів ЕОМ. При виявленні несправності встановлюється режим «до оператора» з індикацією стану (відмовлення) на пульті ЕОМ.

При відсутності збоїв, керування віддається програмному блоку вимірювання періоду сигналу індукторного тахогенератора (ТГІ).

Програми блоку вимірювання періоду є програмами що мають вищий пріоритет стосовно всіх програм, крім програми, що фіксує порушення циклічності роботи «ТМР».

У субблоці перетворювача частоти (СПЧ) виробляються імпульси в момент переходу напруги ТГІ через «0». По передньому фронту цих імпульсів ініціюється вимога на переривання по 4-му рівні контролера і запускається програма «CLOCK2», що фіксує початок відліку часу Т.

По задньому фронту імпульсу СПЧ ініціюється вимога на переривання по 3-му рівню контролера, що обумовлює роботу програми «CLOCKIN» або «CLOCKIL». При пуску до синхронізації включена програма «CLOCKIL», після синхронізації – «CLOCKIH», що забезпечує, за рахунок використання таймерів з різною тактовою частотою, більш високу точність виміру часу Т. У програмах «CLOCKIL» і «CLOCKIH» виробляється «зчитування на лету» і запам'ятовування стану таймера. Далі програма «CHETII», обробляє величини (N₁ і N₂) двох наступних вимірів «CLOCKI», формує величину, пропорційну часу Т(N₂-N₁=k*T).

Програмний блок швидкодіючого контуру керування забезпечує формування впливів по швидкодіючих каналах керування потужністю турбоагрегату. Блок містить у собі програми вводу-виводу інформації, функціональні програми, програми контролю і діагностики.

Програма введення аналогових сигналів «INASP» забезпечує зчитування інформації з чотирьох каналів і узгодження масштабів прийнятого сигналу з установленою машинною величиною.

Програма введення дискретних сигналів «INSEC» обслуговує 16 каналів дискретної інформації.

Програма виводу аналогової інформації «OUTSP» формує керуючий вплив через підсилювач СВУ ЕГП на гідравлічну систему регулювання турбіни. При цьому здійснюється масштабне узгодження числового коду з параметрами керуючого сигналу.

Програми введення «INAN1M» і «INAN2M» забезпечують введення і масштабування сигналів від датчиків аналогової інформації, а також контрольних сигналів з виходу ЕЧСР.

Програма виводу аналогової інформації «OUTAN» здійснює масштабне узгодження і керування зовнішніми цифро-аналоговими перетворювачами (ЦАП).

Керування ведеться через порти рівнобіжного інтерфейсу плати ПСВ01.

Програма виводу дискретної інформації «DIOUT» через порти рівнобіжного інтерфейсу плати ПСВ01 і вихідні мультиплексори СР2 керує реле (СКР), що забезпечує формування дискретних команд.

Програма «FICMAC» аналогічно програмі «SICMAC» виробляє керуючі команди для алгоритмічної перебудови МКУ.

Програма «FORDIN», використовуючи інформаційні масиви програм: «SICMAC» і «FICMAC», а також масив IC, формує масив вихідних керуючих сигналів «DIN», що обробляється програмою «DIOUT».

Програми контролю забезпечують підвищення надійності функціонування ЕЧСР, здійснюючи тестування ЕОМ і супутнього УСО.

Контроль здійснюється з використанням програмно-апаратних засобів системи ЕЧСР.

В ЕОМ контролюється працездатність ОЗП плат ПМВ01, МВ01 шляхом запису, зчитування і порівняння визначених кодів.

Для перевірки плати ПСВ01 встановлюється визначений режим плати (множення) і контролюється результат. Названі операції проводяться програмою «TEST», що включається в програмний блок початкового пуску, і блок програм нерегламентованого циклу.

Крім того здійснюється контроль плат АВВ01 і ПСВ01 за максимальним часом виконання операцій. Для АВВ01 – це час зчитування інформації з одного каналу, для ПСВ01 час виконання операції множення чи ділення. Реалізується часовий контроль програмою (ТМР), що обслуговує таймер 5, який ініциалізує переривання по 3-му рівні контролера переривань при перевищенні встановленого часу виконання операцій, а також часу роботи програм БКУ і МКУ.

Програма ТМР сполучена з програмним файлом «TEST». При порушенні тимчасового циклу відбувається переключення на резервну ЕОМ, а несправна система переходить у режим діагностики «d». У цьому режимі функціонує тільки програма «USOCON», що забезпечує вивід інформації про тип відмовлення на індикатори пульта ЕОМ.

У системі задіяні також формовані в ЕОМ сигнали контролю по парності і помилці звертання.

Програма контролю вхідних аналогових сигналів забезпечує виявлення несправного каналу і перехід на зчитування інформації зі справного каналу, для дубльованих каналів, і відключення каналу для одинарних. Виявлення несправності супроводжується відповідною індикацією і записом в інформаційний масив.

Програма контролю вхідних дискретних сигналів, використовуючи міжмашину магістраль обміну інформацією, виявляє канал, що відмовив, фіксує його стан в інформаційному масиві.

Програма контролю вихідних аналогових сигналів «CONTR» здійснює порівняння числових кодів відповідних вихідних сигналів з кодами контрольного масиву (DAN02) аналогової інформації для тих же сигналів. У результаті порівняння виявляється місце відмовлення: у системі ЦАП чи в субблоках САР і СТП. Інформація про несправність заноситься в масив.

Програма контролю вихідних дискретних сигналів сполучена з програмним файлом «DIOUT» і дозволяє фіксувати стан контактів усіх вихідних реле. Програмою виробляється порівняння інформації на виході ЕОМ і інформації, що вводиться через мультиплексор СРЛ, про стан контактів СКР. Результати керування фіксуються в інформаційному масиві.

Програма «USOCON» узагальнює інформацію всіх програм контролю і формує команди на зміну алгоритму керування в залежності від стану системи, а також готує дані по діагностиці для виводу на пульт ЕОМ і субблок контролю СКС. При цьому програмою фіксуються відмовлення, як у системі УСО, та к і в вузлах мікро-ЕОМ. По факту відмовлення в системі власного УСО ЕОМ або у вузлах самої ЕОМ забезпечується переключення на резервну мікроЕОМ через СКС і переведення ЕОМ у режим діагностики. У режимі діагностики в цикл включена тільки програма «PULT» і програма виводу на пульт індикації на пульт ЕОМ «INOCON». Вивід інформації на пульт здійснюється по факту установки оператором з пульта прапора діагностики (FLAG+36H=0FFH).

Сервісні програми зібрані у файлі «PULT» і обслуговують діалоговий режим «оператор-ЕОМ». Введення команд і індикація здійснюються за допомогою пульта мікро-ЕОМ. При цьому реалізуються наступні режими:

1. індикація і зміна вмісту пам'яті ЕОМ;

2. індикація і зміна стану портів ЕОМ;

3. індикація параметрів обчислювального процесу у відсотках і абсолютних одиницях;

4. запис перехідних процесів двох параметрів в ОЗП ЕОМ;

5. переміщення і порівняння масивів в ОЗП й ін.

Блок програм нерегламентованого циклу.

Блок складають програми, що не вимагають високої швидкодії. Ці програми організовані в цикл, що перериваються всіма, описаними вище програмними блоками.

Програма введення настроєчних коефіцієнтів забезпечує обслуговуючому персоналу можливість робити підстроювання коефіцієнтів системи регулювання за допомогою кнопкового пульта, розміщеного в субблоці перемикачів СП.

Програма «TEST» і її призначення розглянуті вище.

Програми контролю теплового стану турбіни «POKZPR» і «NAGSPR» забезпечують контроль температурних напружень турбіни й обчислення припустимого діапазону зміни потужності турбоагрегату.

Бібліотека підпрограм складається з програм, що реалізують найбільш часто повторювані функції.

5. Розробка програмного субмодуля контролю струму ЕГП

5.1 Розробка алгоритму контролю струму ЕГП

Програмний модуль контролю струму ЕГП входить до складу програмного забезпечення швидкодіючого контуру керування. Його призначенням є безупинний контроль значення струму ЕГП. Оскільки струм ЕГП є вихідним аналоговим сигналом, то для його контролю необхідно реалізувати схему зворотного зв'язку між виходом каналу ЕГП і обчислювальною машиною.

ЕОМ-1

ЦАП

САР

СВП

ЕГП

САР

АЦП

ЕГП

САР

АЦП

ЕОМ-2

ЦАП

САР

СВП ЕГП

Рис. 5.1 Блок-схема алгоритму контролю струму ЕГП

Алгоритм контролю струму ЕГП повинен забезпечувати відключення каналу при появі струму, непідтвердженого вхідними вимогами, такими як спрацювання каналу релейного форсування, диференціатора, попереднього захисту блоку (команда РТА 3).

Алгоритм контролю струму ЕГП складається з наступних кроків:

1. Виробляється перевірка контрольного струму ЕГП на знак. Значення знаку струму ЕГП зберігається в інформаційному масиві «DUOTC», порядковий номер комірки в масиві – «3», тобто адреса комірки позначається як «DOUTC+3». У випадку позитивного знака в дану комірку буде записаний код «00H», у випадку негативного знака буде записаний код «0FFH».

2. Якщо знак струму ЕГП позитивний, то порівнюємо його з уставкою «+75 МА», у випадку негативного знака робимо порівняння з уставкою «-75 МА». Значення струму ЕГП зберігається в інформаційному масиві «DUOTC» за адресою «DOUTC+2».

3. У випадку перевищення струмом значення уставки, виробляється перевірка чим викликана поява струму ЕГП. Перевірка виробляється зчитуванням з інформаційних масивів кодів, що сигналізують про спрацювання команд РФ, ДИФ, РТА3. Коди для релейного форсування і диференціатора зберігаються в інформаційному масиві «IC», по адресах «IC+84» для «РФ» і «IC+12» для «ДИФ» відповідно. Код для команди «РТА3» зберігається у інформаційному масиві «SEC» за адресою «SEC+12». Ознакою спрацьовування каналу є код «0FFH», у противному випадку в комірці буде знаходитися код «00H».

Перевірка виробляється в наступному порядку:

а) перевіряється спрацювання каналу «релейної форсировки»;

б) перевіряється поява режиму «РОТА3»;

в) перевіряється спрацьовування каналу «диференціатора».

4. Якщо спрацював, який-небудь з каналів, то виробляється запис у масив найважливіших параметрів турбіни, таких як потужність турбіни, частота обертання, тиск свіжої пари в головному паровому колекторі і т.д. При цьому також визначається величина неузгодженості (розбіжності) між струмом ЕГП і контрольним струмом ЕГП. У випадку розбіжності вище визначеного значення, відключається канал ЕГП (якщо машина ведуча).

5. Якщо поява струму ЕГП не викликана спрацьовуванням РФ, ДИФ, РТА3, то відключається канал ЕГП записом в інформаційний масив «IC» коду «0FFH» за адресою «IC+132».

Програма написана мовою асемблера, тому що дана мова програмування дозволяє генерувати високоефективний код при мінімальному його розмірі.

5.2 Лістінг програми контролю струму ЕГП

На основі вище приведеного алгоритму розроблена блок-схема самої програми (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 програми контролю струму ЕГП

6. Економічне обґрунтування розробки

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла.

Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушеннях умов нормальної експлуатації ЕЧСР (приведені вище), на виході каналу ЕГП може з'явитися несанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейне форсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритися регулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тиску свіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулювання потужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізується тиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реактора прямо пропорційне ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.

Максимальне значення несанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизити потужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт). Тому темою даного дипломного проекту є розробка програмного субмодуля, що повинен беззупинно контролювати струм ЕГП і аналізувати чи існують умови, необхідні для появи даного струму. З появою несанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що не викликаний умовами, що вимагають його появи), канал ЕГП повинен відключатися.

Розрахуємо економічний ефект від упровадження даної розробки. За умовами на обмеження швидкості набору потужності реакторною установкою, при рівні потужності вище 40% від номінальної, швидкість набору потужності складає 0.3% N_ном / хв (3 мВт/хв) від номінальної.

Розрахуємо час, який необхідно для того, щоб реакторна установка вийшла з рівня потужності 700 мВт на номінальний рівень потужності – 1000 мВт.

хвилини, 33 секунди = 14013 сек.

При роботі на номінальній потужності, за час рівний T, енергоблок виробить кількість електроенергії, рівне:

При послідовному наборі потужності з рівня 700 мВт до 1000 мВт, енергоблок виробить кількість електроенергії, рівне:

Втрати електричної енергії (недовиробіток електричної енергії) складуть:

Розрахуємо збитки, що понесе АЕС при недовиробітку електричної енергії:

,

де N – кількість недовиробленої електричної енергії, кВт*год;

Р – відпускна ціна електроенергії, коп/кВт*год;

S – собівартість електричної енергії, коп/кВт*год.

Отже, впровадження даної розробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваються економічні втрати, які складають 28259 гривень та забезпечується ядерна безпека блоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічною ефективністю.

7. Охорона праці

7.1 Організація та управління охороною праці на ВП «ХАЕС»

Положення про охорону праці на ВП «ХАЕС» розроблене на підставі Закону України «Про охорону праці» замість раніше діючих «Положеннь про систему керування охороною праці на АЕС», «Положення про навчання, інструктаж і перевірку знань працівників АЕС з охороні праці».

Охорона праці – це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів спрямованих на збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.

Єдина система організації роботи з охорони праці і техніки безпеки базується на основних принципах державної політики в області охорони праці:

– пріоритету життя і здоров'я персоналу стосовно результатів виробничої діяльності АЕС;

– повної відповідальності керівників станції і керівників структурних підрозділів за створення безпечних і нешкідливих умов праці;

– соціального захисту персоналу, повного відшкодування збитків особам, що потерпіли внаслідок нещасних випадків на виробництві та в результаті професійних захворювань;

– використання економічних методів керування охороною праці, що сприяє створенню безпечних і нешкідливих умов праці;

– створення умов праці на робочому місці в повній відповідності з вимогами нормативних актів про охорону праці.

До нормативних актів про охорону праці відносяться; правила, стандарти, норми, положення, інструкції й інші документи, яким надана сила правових норм, обов'язкових для виконання (ст. ЗЗ Закону «Про охорону праці»).

Впровадження єдиної системи організації роботи з охорони праці і техніки безпеки передбачає:

– приведення роботи з охорони праці до визначеної системи з обов'язковою активною участю в цій роботі всього персоналу підприємства;

– створення умов, при яких забезпечується не тільки своєчасне усунення порушень, але і їхнє попередження;

– участь у профілактичній роботі з попередження виробничого травматизму;

постійний контроль з боку всіх ІТП станції за дотриманням працюючих правил по охороні праці і виробничої санітарії;

– організацію планування, систематичний облік і контроль по показниках проведеної профілактичної роботи з охорони праці, а також аналіз і щомісячна оцінка цієї роботи в кожному структурному підрозділі;

– матеріальне стимулювання колективів структурних підрозділів у досягненні високого рівня в профілактичній роботі з охорони праці за рахунок засобів, які централізовано надаються для цих цілей керівництвом станції засобів з «Фонду охорони праці».

– забезпечення безпеки виробничого устаткування, виробничих процесів, безпеки будинків і споруджень, нормалізацію санітарно-гігієнічних умов праці, оптимальних режимів праці і відпочинку, забезпечення працівників засобами індивідуального захисту, організацію лікувально-профілактичного і санітарно-побутового обслуговування.

Навчання, інструктажі і перевірка знань з питань охорони праці персоналу повинна бути організована відповідно до «Положення про роботу з персоналом НАЕК «Енергоатом» №00.00252.0700» і «Типовим Положенням про навчання з питань охорони праці», введеним в дію наказом Державного нагляду з охорони праці від 17.02 99 року №27.

Персонал перевіряюється на знання тих нормативних актів про охорону праці, дотримання яких входить у їхній обов'язок, визначені посадовими інструкціями чи ЕТКС.

Допуск до роботи осіб, що не пройшли навчання і перевірку знань по охороні праці, забороняється. (Підстава – Кодекс законів про працю України ст. 46, затверджений 19.01.95 р.)

Відповідно до положення про трьохступеневий контроль (Додаток 12) на АЕС проводяться три ступіні контролю за станом охорони праці:

– перша ступінь контролю стану охорони праці проводиться щодня безпосереднім керівником робіт (майстром, бригадиром НСЦ) і оформляється в журналі першої ступіні контролю;

– друга ступінь контролю стану охорони праці проводиться щотижня начальником ділянки, цеху служби з метою оцінки ефективності роботи першої ступіні, ролі безпосередніх керівників у забезпеченні безпеки праці й оформляється в журналі другої ступіні контролю;

• третя ступінь контролю стану охорони праці проводиться щомісяця в день ВІД, очолюється першим керівником підприємства.

За результатами третьої ступіні контролю стану охорони праці видається наказ.

Нещасні випадки на виробництві повинні розслідуватися відповідно до «Положення про розслідування й облік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на підприємствах, в установах і організаціях».Затвердженим Кабінетом Міністрів України Постановою №923 від 17 червня 1998 р.

Суспільний контроль за дотриманням законодавства про охорону праці здійснюють:

– професійні союзи в особі виборних органів і представників;

– трудові колективи через обраних ними уповноважених (ст. 46 закону України «Про охорону праці»).

Матеріальне заохочення персоналу за досягнуті успіхи в області охорони праці здійснюється з фонду оплати праці. Загальне керівництво роботою по охороні праці і ТБ на АЕС здійснює генеральний директор.

Безпосереднє керівництво організаційно-технічною роботою по створенню безпечних і здорових умов праці на АЕС, здійснює заступник генерального директора по ядерній, радіаційній і технічній безпеці.

Дотримання вимог Положення про СУОТ є посадовим обов'язком усього персоналу,

Знання Положення і його виконання повинне враховуватися при атестації ІТП.

Дія «Положення» поширюється на всі структурні підрозділи АЕС.

Тема дійсного дипломного проекту: «Розробка програмного модуля контролю струму ЕГП для мікропроцесорної системи керування роботою турбіни енергоблоку з реактором ВВЕР-1000». Приймаючи до уваги тему дипломного проекту в розділі розглянуті питання забезпечення електробезпечності, пожежної і радіаційної безпеки на АЕС.

7.2 Технічні рішення по радіаційній безпеці

При експлуатації атомної станції відбувається утворення радіоактивних і нерадіоактивних хімічних речовин (відходів). Радіоактивні відходи неможливо знешкодити звичайним шляхом. Усі вони підлягають відповідній обробці і похованню [1]. Рішення даної проблеми лежить у зменшенні кількості відходів (аж до повної їх ліквідації) або максимальна утилізація, правильне збереження відходів та правильне поводження з ними.

Головна умова існування і подальшого розвитку атомної енергетики: безпека здоров'я персоналу і населення, що проживає в прилеглих районах.

7.2.1 Джерела радіаційної небезпеки на АЕС

Основні джерела іонізуючого випромінювання на АЕС:

1. нейтронні і -випромінювання активної зони реактора;

2. радіоактивні гази та аерозолі, що утворюються в процесі розпаду

3. радіоактивного палива;

4. продукти корозії матеріалів устаткування і трубопроводів першого контуру, а також матеріалів активної зони, що активуються, беручи участь в циркуляції теплоносія через активну зону;

5. власна активність теплоносія;

6. радіоактивні гази та аерозолі в повітрі технологічних приміщень.

Основне радіаційно-небезпечне устаткування: реактор, внутрішньокорпусні пристрої, активний теплоносій, басейн витримки і перевантаження, відпрацьоване паливо, трубопроводи та устаткування 1-го контуру (ГЦН, ПГ, КТ, СВО), системи доспалювання водню та

спецгазоочистки, фільтри вентиляційних систем реакторного відділення, сховища рідких і твердих радіоактивних відходів, системи спецводоочистки спецкорпуса.

Джерелом нейтронів є працюючий реактор. Під дією нейтронів в реакторі відбувається активація теплоносія, конструкційних матеріалів, а також продуктів корозії устаткування і трубопроводів. При розпаді урану в реакторі утворюються осколкові продукти розпаду. При цьому утворюються радіоактивні ізотопи, що є джерелами -, – та нейтронного випромінювання.

Джерела газо-аерозольної активності, забруднення приміщень та устаткування – теплоносій 1-го контуру, при протічках якого, у випадку порушення герметичності устаткування та трубопроводів або при здійсненні ремонтних робіт, в повітрі приміщень з'являються радіоактивні гази, йод, аерозолі, а поверхні приміщень та устаткування забруднюються радіоактивними речовинами.

Внесок у дозу -випромінювачів при нормальній експлуатації ЯППУ малий, тому що вплив таких випромінювачів на персонал практично виключається конструкцією тепловиділяючих елементів, реактора і біологічного захисту.

7.2.2 Біологічний захист

Захистом від іонізуючих випромінювань (ІВ) активної зони є біологічний захист реактора. Він забезпечує зниження щільності потоку нейтронного і -випромінювань до значень, що забезпечують в приміщеннях АЕС потужність дози, регламентовану санітарними правилами проектування і експлуатації АЕС – СП-АЕС-79. Параметри захисту такі, що гранично допустима доза (ГДД) опромінення персоналу (осіб категорії А) не перевищує 2 бер в рік [2]. Захист від випромінювань також знижує щільність потоку випромінювань на конструкційні матеріали, зменшує радіаційне тепловиділення в конструкційних матеріалах і матеріалах захисту до припустимих значень.

Основними матеріалами для захисту обрані бетон, залізобетон, спеціальний бетон, чавунний дріб, сталь, вода.

Устаткування реакторної установки ВВЕР-1000 розміщаємо в захисній оболонці. Захисна оболонка являє собою циліндр з плоским днищем та сферичним куполом з монолітного попередньо напруженого залізобетону з внутрішнім геометичним облицюванням сталевими листами товщиною 8 мм.

В центрі захисної оболонки розташована циліндрична шахта реактора, що складається з шару спеціального бетону товщиною 65 см (внутрішній шар шахти), і шару звичайного бетону товщиною 3 м (зовнішній шар). Шахта реактора з'єднується з корпусом реактора на рівні верхнього фланця бетонною консоллю товщиною 1 м, а в районі нижніх патрубків у просторі між корпусом і шахтою розміщені спеціальні захисні блоки із засипкою з чавунного дробу, піску, карбіду бора.

Між біологічним захистом і 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 см і бетону 12,5 см.

До шахти реактора примикають бокси ПГ і ГЦН. Трубопроводи і кабелі, що зв'язують розташоване всередині оболонки устаткування реакторної оболонки з зовнішнім устаткуванням, проходять через спеціальні герметичні проходки. Для проходу персоналу передбачені основний і аварійний шлюзи. Вантажі транспортуються через люк, що герметично ущільнюється. Зовнішній діаметр оболонки 45 м, висота 76 м.

Захисна оболонка служить біологічним захистом реакторного контуру.

7.2.3 Захист від радіоактивних газів та аерозолей

Радіоактивні гази та аерозолі утворюються в процесі розпаду радіоактивного палива. Їх вихід у зовнішнє середовище можливий внаслідок порушення герметичності ТВЕЛ.

Герметичність ТВЕЛ забезпечується наступними конструкційними рішеннями:

оболонка ТВЕЛ, що являє собою трубку з цирконієвого сплаву зовнішнім діаметром 9,1 мм, герметизируется з торців спеціальними сталевими наконечниками.

Наконечники з'єднуються з цирконієвою оболонкою аргонодуговим зварюванням;

Для контролю герметичності оболонки ТВЕЛа його внутрішня порожнина заповнюється інертним газом з невеликим надлишковим тиском;

Між оболонкою і сердечником ТВЕЛа передбачений зазор товщиною 0,05–0,1 см для компенсації температурних розширень, тому що температура сердечника значно вище температури оболонки;

Для скупчення газоподібних продуктів розпаду залишає вільні торцеві об’єми. Центральний отвір і простір під оболонкою служить додатковою ємністю для газових продуктів розпаду, які накопичуються.

2.4 Зниження радіоактивності теплоносія реакторного контуру

Радіоактивність теплоносія 1-го контуру обумовлюється проникненням в нього благородних газів та продуктів розпаду радіоактивного палива при порушенні герметичності ТВЕЛів, змивом радіоактивних забруднень з поверхні ТВЕЛів, радіолізом теплоносія і наведеною активністю природних домішок і продуктів корозії конструкційних матеріалів, що містяться в теплоносії.

По ОПБ-88 питома активність водяного теплоносія реакторного контуру не повинна перевищувати 3,7х10⁶ Бк/кг, а активність води парогенераторного контуру – 3,7 Бк/кг. Ріст активності теплоносія в процесі експлуатації АЕС погіршує радіаційну обстановку на станції.

З метою зменшення радіоактивності теплоносія проводимо байпасну очистку і вибираємо раціональний водяний режим.

Байпасна очистка першого контуру призначена для безупинного очищення теплоносія від шкідливих домішок.

Постійну байпасну очистку в реакторному контурі здійснюють на установці спецводоочистки СВО-1. Запобігання виходу продуктів розпаду ядерного палива в теплоносії забезпечується герметичністю ТВЕЛів. ТВЕЛи піддаються багаторазовій перевірці на герметичність як на заводі

виробнику, так і при їх експлуатації на АЕС.

Раціональний водяний режим, що знижує радіоактивність теплоносія реакторного контуру – це режим, що припиняє або істотно зменшує інтенсивність фізико-хімічних процесів, що приводять до активації теплоносія. До останніх насамперед відносяться корозія матеріалів реакторного контуру та активація різних домішок в теплоносії.

7.2.5 Зонування приміщень, вентиляція, знешкодження радіоактивних аерозолей

Відповідно до ОСП-72/87 і СП АС-88 приміщення АЕС поділяємо на дві зони:

1-зона вільного режиму, де можливий радіаційний вплив на працюючих, не перевищує припустимих рівнів непрофесійного опромінення (0,5 бер/рік) (адміністративно-службові приміщення, їдальні, майстерні по ремонту не забрудненого радіонуклідами устаткування та ін.);

2-зона строго режиму, де можливий вплив на працюючих зовнішнього випромінювання, наявність радіоактивних газо-аерозолей в повітрі і забруднення устаткування та приміщень радіоактивними речовинами. В зоні строго режиму виділяються три групи приміщень:

I – ті, що необслуговуються – бокси, камери та інші герметичні приміщення реакторного контуру. В них, при роботі реактора, перебування персоналу не допускається;

II – ті, що напівобслуговуються – приміщення обслуговування устаткування при його розробці, тимчасового збереження відходів та ін. В них, при працюючому устаткуванні, допускається короткочасне перебування персоналу;

III – ті, що обслуговуються – щитові, операторські, центральний зал. У них допускається постійне перебування персоналу.

Між приміщеннями II і III груп розміщені саншлюзи, а між приміщеннями зони строго і вільного режимів – санпропускники.

Знижуємо активність аерозолей, радіонуклідів йоду, інертних радіоактивних газів (ІРГ) до припустимих значень за допомогою очищення газо-аерозольних викидів АЕС. Оскільки радіоактивні ізотопи йоду в повітрі, що очищається, присутні в різних агрегатних і хімічних формах (аерозолі, молекули, органічні сполуки), то для уловлювання 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 газоподібних радіоактивних відходів відносяться інертні радіоактивні гази (ІРГ), аэрозоли, що утворяться в результаті розпаду палива, які виходять в теплоносій 1-го контуру через нещільності в ТВЕЛах та в повітря приміщень через негерметичне устаткування. Під терміном ІРГ приймається будь-яка суміш інертних радіоактивних газів-ізотопів: аргону, криптону, ксенону.

7.2.6 Системи локалізації аварій

Локалізація та обмеження наслідків аварій, імовірність яких цілком реальна, досягається як за рахунок віддалення АЕС від населених пунктів, так і технічних засобів.

Системи локалізації розраховуються на максимальну проектну аварію (МПА). Для реакторів ВВЕР МПА є раптовий розрив трубопроводу максимального діаметра в головному циркуляційному контурі (ГЦК). МПА супроводжується різким погіршенням теплообміну, витіканням теплоносія в реакторне приміщення і підвищенням тиску в ньому. При цьому, якщо не забезпечити надійне розхолодження активної зони, відбувається розгерметизація ТВЕЛів і вихід радіоактивних продуктів поділу в теплоносій. Підвищення тиску під захисною оболонкою може привести до її руйнування і виходу радіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнє середовище.

Для забезпечення локалізації та обмеження наслідків аварій, реакторна установка обладнана:

1. Системою аварійного охолодження зони (САОЗ). САОЗ складається з пасивної та активної систем. Система пасивного вприскування складається з чотирьох гідроакумуляторів заповнених водою з присадкою борної кислоти. Система активного вприскування містить в собі:

а) насоси низького тиску;

б) насоси низького тиску;

в) баки аварійного запасу борированой води;

2. Системою аварійного розхолодження і тривалого відводу залишкового тепловиділення;

3. Захистом від підвищення тиску. Система містить в собі запобіжні клапани, що служать для захисту устаткування АЕС від перевищення тиску при аваріях. Такими клапанами оснащений компенсатор об’єму і його барботер, а також парові контури парогенераторів. В другому контурі використовуються швидкодіючі редукційні установки для скидання чистої пари в конденсатори турбін і атмосферу;

4. Системою локалізації наслідків аварій. Система містить в собі:

а) гермооболочку, що запобігає попаданню радіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнє середовище;

б) спринклерні установки, що конденсують пар, який накопичується під оболонкою, зменшуючи тим самим тиск під оболонкою і запобігаючи її руйнуванню.

7.2.7 Радіаційний контроль

Розрізняють наступні функції системи РК:

а) Радіаційний контроль стану захисних бар'єрів:

Вимірювання активності теплоносія I-го контуру або об'ємної активності групи радіонуклідів, що характеризують герметичність оболонок ТВЕЛів;

Вимірювання активності технологічних середовищ, зв'язаних з устаткуванням I-го контуру і характеризуючих його герметичність (парогенератори, теплообмінники та ін.);

Вимірювання об'ємної активності радіонуклідів і потужності дози -випромінювання в захисній оболонці і на можливих шляхах виходу радіоактивності з неї, що характеризують герметичність I-го контуру в межах гермооболочки, а також щільність самої гермооболочки;

Вимірювання об'ємної активності радіонуклідів в технологічних середовищах, в повітрі вентиляційних систем, потужності дози -випромінювання на території промплощадки.

б) Радіаційний технологічний контроль:

Вимірювання об'ємної активності технологічних середовищ, в тому числі до і після фільтрів спецводоочистки, вентиляції і спецгазоочистки;

в) Радіаційний дозиметричний контроль:

Вимірювання потужності дози -випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, в приміщеннях, що напівобслуговуються, та на промплощадці АЕС;

Вимірювання об'ємної активності аерозолей, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів в приміщеннях, що обслуговуються і в приміщеннях, що напівобслуговуються;

Вимірюванняі щільності потоку -випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, приміщеннях що напівобслуговуються і на промплощадці АЕС.

г) Радіаційний контроль за нерозповсюдженням радіоактивності за допомогою стаціонарних і переносних засобів вимірювання:

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами виробничих приміщень і устаткування, шкірних покривів, взуття, виробничого одягу, засобів індивідуального захисту персоналу і використовуваних транспортних засобів при перетинанні ними границі ЗСР;

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами (потужність дози -випромінювання) особистого одягу і взуття персоналу при перетинанні їми границі території АЕС;

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами (потужність дози -випромінювання) транспортних засобів і вантажів при перетинанні ними границі території АЕС.

д) Радіаційний контроль навколишнього середовища:

Вимірювання активності і радіонуклідного складу організованого викиду в атмосферу аерозолей, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів. У вентиляційних трубах АЕС здійснюється вимірювання концентрацій радіоактивних речовин і сумарного викиду ІРГ, радіоактивного йоду і довгоживучих ізотопів аерозолей, вимірювання об'ємної активності і радіонуклідного складу викидів та рідких радіоактивних відходів;

Вимір активності і радіонуклідного складу твердих радіоактивних відходів;

Вимірювання активності і радіонуклідного складу витоку радіоактивних речовин;

Вимірювання потужності дози -випромінювання і річної дози на місцевості в санітарно захисній зоні та зоні спостереження;

Вимірювання об'ємної активності приземного повітря;

Визначення погодних умов в районі розташування АЕС.

е) Організація індивідуального дозиметричного контролю. Індивідуальний дозиметричний контроль опромінення персоналу робіт передбачає:

Вимірювання потужності дози зовнішнього гама, нейтронного випромінювання;

Вимірювання концентрації радіонуклідів в повітрі робочої зони;

Вимірювання вмісту радіоактивних речовин в організмі.

Вимірювання доз зовнішнього гама опромінення індивідуальними дозиметрами;

Вимірювання доз зовнішнього нейтронного опромінення.

7.3 Електробезпека

Електробезпека – це система організаційних заходів і технічних засобів, що забезпечують захист людей від шкідливого і небезпечного впливу електричного струму, електричної дуги, електромагнітного поля та статичної електрики.

На АЕС з ВВЕР-1000 передбачені наступні мережі електропостачання споживачів власних потреб:

Мережа 380/220В, 50Гц із заземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першої групи, що терплять перерву в живленні на час не більше ніж долі секунди;

Мережі 220, 110, 48, 24В постійного струму для живлення першої групи споживачів;

Мережі 6кВ з ізольованою нейтраллю та 380/220В, 50Гц з заземленою нейтраллю надійного живлення другої групи споживачів, що терплять перерву в живленні на час від 15с до декількох хвилин;

Мережі 6кВ з ізольованою нейтралью та 380/220В, 50Гц з ізольованою нейтралью для живлення третьої групи споживачів, які не пред'являють особливих вимог.

Більшість приміщень реакторного відділення і машинного залу відносяться до «особливо небезпечних». Небезпека ураження електрострумом пов'язана з рядом факторів:

підвищене тепловиділення устаткування;

підвищена вологість;

можливість одночасного дотику людини до трубопроводів, іншого металевого устаткування, що мають контакт з землею, і до металевих корпусів електродвигунів, електричних зборок, яків в результаті ушкодження ізоляції можуть потрапити під напругу.

В залежності від умов, що підвищують чи знижують небезпеку поразки струмом людини, по ПУЕ приміщення поділяються на три категорії:

II – приміщення з підвищеною небезпекою, що характеризуються наявністю в них однієї з наступних умов: вогкістю, високою температурою, струмопровідними підлогами, можливістю одночасного дотику до металевих елементів технологічного устаткування, які мають з'єднання з землею.

III – особливонебезпечні приміщення, що характеризуються наявністю високої відносної вологості (близької до 100%) або хімічно активного середовища, негативнодіючих на ізоляцію устаткування, чи одночасною наявністю двох чи більше умов, що відповідають приміщенням з підвищеною небезпекою.

I – приміщення, в яких відсутні усі вищевказані умови.

7.3.1 Технічні рішення по запобіганню електротравматизма від дотику до нормально струмопровідних частин

Техрішення, спрямовані на запобігання дотиків людини до нормально струмопровідних частин або на зменшення струму, що проходить через людину у випадку контакту.

Електробезпека забезпечується відповідною конструкцією електроустановок, застосуванням технічних способів і засобів захисту, організаційними і технічними заходами [3,4].

Конструкція електроустановок повинна відповідати умовам їхньої експлуатації і забезпечувати захист персоналу від контакту з струмопровідними і рухомими частинами, а обладнання від попадання всередину сторонніх твердих предметів та води.

До цих техрішень відносяться:

1. Огородження струмопровідних частин ширмами;

2. Струмопровідні частини розміщують в шафах, що закриваються та камерах;

3. Застосування прихованої проводки, кабелі прокладають в спеціальних жолобах, які додатково ізолюються один від одного розчином алебастру;

4. Освітлювальні лампи знаходяться на висоті 2,5 метра;

5. Застосування пониженоїнапруги (лініяпереносного освітлення,

обладнана спеціальними розетками-12В). В центральному залі, в приреакторних приміщеннях під час ремонту обладнання з метою забезпечення електробезпеки обслуговуючого та ремонтного персоналу, використовуються інструменти та електроосвітлення напругою 42В;

1. В середині та ззовні електроустановок передбачені попереджувальні знаки, а також наявні блокировки безпеки, які відключають напругу зі струмопровідних частин;

2. Весь персонал, обслуговуючий електроустановки, оснащений індивідуальними засобами захисту: гумові рукавиці, гумові галоші, коврики та ізольований інструмент;

3. Експлуатація електроустановок допускається при R_ізол 0,5 кОм/В (провіряється періодично, контроль ізоляції);

4. Корпуса електроустановок ізольовані від струмопровідних частин та заземлені;

5. Передбачено застосування спеціальних захисних пристроїв: ізолюючі штанги, кліщі та ін.;

6. До обслуговування електроустановок допускаються особи старші 18 років, які мають допуск з атестацією (переатестацією).

7.3.2 Технічні рішення по запобіганню электротравматизму при переході напруги на нормально неструмоведучі частини.

Технічним рішенням, спрямованим на запобігання электротравматизма при аварійному режимі роботи електроустановок є застосування захисного заземлення і зануления [3,4,5].

7.3.2.1 Захисне заземлення

Відповідно до ДСТУ 12.1.009–76 захисним заземленням називається примусове електричне з'єднання з землею або її еквівалентом металевих неструмоведучих частин, що можуть виявитися під напругою.

На АЕС захисне заземлення використовують споживачі власних потреб:

1. Першої групи, що живляться від мереж 220В та 110В постійного струму;

2. Другої групи, що живляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю;

3. Третьої групи, що живляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю та 380/220В, 50 Гц з ізольованою нейтраллю.

Заземлення виконують за контурною схемою. Споживачі приєднують до внутрішнього контуру заземлення (всередині приміщення), що в свою чергу з'єднаний із зовнішнім контуром (навколо будинку).

7.3.2.2 Розрахунок захисного заземлення

В даному розділі магістерскої роботи необхідно розрахувати заземлюючий пристрій для заземлення електродвигуна при наступних вихідних даних:

грунт – суглинок з питомим електричним опором = 100 Ом·м; в якості заземлювачів прийнято сталеві труби діаметром d = 70 мм і довжиною l = 3,5 м, розміщені вертикально і з’єднані зварюванням сталевою штабою 35·4 мм;

потужність електродвигуна U=7 кВт, n = 1500 хв^-1;

потужність трансформатора 150 кВ·А, допустимий по нормах опір заземлюючого пристрою r3 6 Ом.

Розрахунок:

Визначаємо опір одиночного вертикального заземлювача Rв, по формулі:

,

де t – відстань від середини заземлювача до поверхні ґрунту, м;

l, d – довжина і діаметр стержневого заземлювача, м.

Розрахунковий питомий опір ґрунту

,

де – коефіцієнт сезонності, який враховує можливість підвищення опору ґрунту на протязі року.

Приймаємо = 1.7, для першої кліматичної зони, тоді

100·1.7=170 Ом

72 Ом

Визначаємо опір сталевої штаби, яка з’єднує стержневі заземлювачі

,

де l – довжина полоси, м;

d=0.5b (b – ширина полоси, рівна 0.08 м).

Визначаємо розрахунковий питомий опір ґрунту _розр при використанні з’єднувальної штаби у вигляді горизонтального електрода довжиною 50 м. При довжині полоси 50 м, =5.9, тоді

_розр=· = 100·5.9 = 590 Ом·м

Визначаємо орієнтовне число n одиночних стержневих заземлювачів по формулі

,

де – допустимий по нормах опір заземлюючого пристрою,

коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів (приймемо його рівним 1).

Приймаємо розміщення вертикальних заземлювачів по контуру з відстанню між суміжними заземлювачами рівною 2l. По табличним даним знайдемо дійсні значення коефіцієнтів використання та , виходячи з прийнятої схеми розміщення вертикальних заземлювачів, ,

Визначаємо необхідне число вертикальних заземлювачів

Визначаємо загальний розрахунковий опір заземлюючого пристрою R з врахуванням з’єднувальної штаби

Правильно розрахований заземлюючий пристрій повинен відповідати умові Rr3. Розрахунок виконано вірно, так як 3.7 < 6.

7.3.2.3 Занулення

Відповідно до ДСТУ 12.1.009–76 зануленням називається примусове електричне з'єднання з нульовим захисним провідником металевих неструмоведучих частин, що можуть виявитися під напругою. Занулення застосовується в трифазній мережі з заземленою нейтраллю напругою до 1000 В. В даному випадку (для АЕС) це мережа 380/220 В, 50 Гц із заземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першої групи. У такій мережі нейтраль джерела струму (генератора чи трансформатора) приєднана до заземлювача за допомогою заземлювального. Цей заземлювач розташовується поблизу джерела живленя або (в окремих випадках) біля стіни будинку, в якому він знаходиться.

7.3.3 Технічні рішення по системі електрозахисних засобів

Електрозахисними засобами називаються переносні вироби, що служать для захисту людей, які працюють з електроустановками від ураження електричним струмом, від впливу електричної дуги та електромагнітного поля.

По своєму призначенню засоби захисту людей умовно розділені на ізолюючі, обгороджуючі та допоміжні [3; 4].

Ізолюючі засоби захисту призначені для ізоляції людини від частин електроустановок, що знаходяться під напругою і від землі і поділяються на:

1. Основні ізолюючі засоби, що мають ізоляцію, яка витримує працюючу напругу електроустановки (ізолюючі штанги, кліщі, діелектричні рукавички та ін.);

2. Додаткові ізолюючі засоби, що мають недостатні ізолюючі властивості і призначені для посилення захисної дії засобів (діелектричні галоші, коврики, ізолюючі підставки).

Обгороджуючі ахисні засоби призначені для тимчасового огородження струмоведучих частин, які знаходяться під напругою (щити, бар'єри, обгороджувальні клітки).

Допоміжні захисні засоби служать для захисту персоналу від випадкового падіння з висоти (запобіжні пояси), для забезпечення безпечного підьому на висоту (сходи), для захисту персоналу від світлових, теплових, механічних і хімічних впливів електричного струму (захисні окуляри, рукавиці та ін.).

7.4 Пожежна безпека

Пожежна безпека – стан об'єкта, при якому з заданою імовірністю виключається можливість пожежі, або забезпечуються умови для його виявлення, обмеження переміщення пожежі, захист людей і матеріальних цінностей.

До факторів, що становлять пожежну небезпеку на блоці з реактором ВВЕР-1000, відносяться:

1. Електропроводка;

2. Мастильне господарство;

3. Система охолодження електрогенератора (охолодження воднем);

4. Дизельгенераторна станція;

5. Ацителен-киснева підстанція.

А також інші об'єкти, на яких присутні: горючі речовини, окислювач і джерело пожежі.

Джерела пожеж: вибухи газу, коротке замикання електричних кабелів, попадання масла на гарячі ділянки обладнання, помилки персоналу при поводженні з вогнем в процесі ремонтних робіт, перевірок системи. Поява водню в системі АЕС з реактором ВВЕР-1000 обумовлена розкладанням води під дією опромінення.

Показники пожежонебезпечних горючих газів та рідин, які використовуються на АЕС, приведені в табл. 7.1.

Таблиця 7.1 – Показники вибухо – та пожежонебезпечних горючих газів та рідин на АЕС

На підставі пожежних властивостей матеріалів і речовин, що застосовуються на виробництві, з урахуванням їх кількості, розмірів виробничих приміщень і особливостей технічного процесу, визначають категорію приміщень по вибухо-пожежній та пожежній небезпеці, а також клас зон приміщень і зовнішніх установок. Категорія і класи приміщень АЕС представлені в таблиці 7.2

Таблиця 7.2. Ступінь вогнестійкості приміщень по СНіП2.01.02. – 85

7.4.1 Технічні рішення системи запобігання пожеж

Tехнічні рішення системи запобігання пожеж обумовлені наявністю горючих речовин, окислювачів і джерел пожеж. Для запобігання пожеж необхідно не допустити утворення горючої суміші (або горючої речовини, або окислювача), або джерела запалення.

Дані технічні рішення прийняті на підставі [6].

В головному корпусі забороняється розміщення приміщень категорій А, Б та В.

В електротехнічних приміщеннях і приміщеннях систем безпеки не допускається прокладка трубопроводів з гарячим середовищем.

З метою запобігання неконтрольованого витоку масла в аварійних ситуаціях, прорізи машинного відділення повинні мати бортики висотою не менш 10 см. Напірні маслопроводи виконувати з безшовних труб. Баки аварійного зливу масла з турбогенераторів і інших ємностей знаходяться поза головним корпусом. Злив масла здійснюється 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.

Маслонаповнені трансформатори розташовувати на відстані не менше 10 м від стін ГК, в яких є віконні прорізи, а зовнішні евакуаційні сходи – на відстані не менш 20 м від цих трансформаторів чи інших електротехнічних пристроїв.

Кабелі прокладати на відстані більше 1 м від нагрітих поверхонь або захищають екранами з незгоряємих матеріалів.

Прокладка кабелів паралельно мазутопроводам, газопроводам та іншим трубопроводам з горючими рідинами не допускається.

Концентрацію горючих газів підтримувати поза межами їхнього загоряння, шляхом вентиляції виробничих приміщень. Для герметичної зони встановити витяжну вентиляційну систему герметичних приміщень.

На маслосистемах виконати трубопроводи аварійного дренування масла. Діаметр зливних трубопроводів повинен забезпечувати злив масла в аварійну ємність за 15 хвилин;

Для організованого відводу і допалювання водню, який утворюється в теплоносії I-го контуру, використовувати систему допалювання водню.

Склади дизельного палива, маслогосподарства, масловмісні трансформатори забезпечити пристроями громовідводу.

Маслопроводи прокладати осторонь від гарячих джерел, або відгороджуватися від них спеціальними коробами.

Застосувати системи охолодження підшипників (запобігання загоряння масла).

Застосовувати запобіжники для запобігання запалення електропроводки.

Все електричне обладнання і металеві частини металоконструкцій надійно заземлити.

7.4.2 Технічні рішення системи протипожежного захисту

Технічні рішення системи протипожежного захисту спрямовані на обмеження поширення пожеж, захист людей і матеріальних цінностей від пожеж, на створення умов для швидкої ліквідації пожеж, і являють собою наступні технічні рішення.

1. Функції протипожежних перешкод виконують обгороджувальні та несучі конструкції з межею вогнестійкості не менше 1,5 години згідно «Протипожежних норм проектування АЕС».

2. Зливи дизельного палива розташовувати на відстані 20 м від стін головного корпусу.

3. Для збереження міцності несучих металоконструкцій і перекриттів машинних залів використовувати мастійку.

4. Кабелі систем пожежної сигналізації і пожежегасіння прокласти поза приміщеннями, які захищаються цими системами.

5.В протяжних кабельних спорудженнях організувати перемички з негорючого матеріалу через кожні 50 м з межею вогнестійкості не менше 0,75 години.

6.В металевих кабельних коробах через кожні 30 м на горизонтальних ділянках і через 20 м на вертикальних встановити вогнезагороджувальні пояса.

7.В приміщеннях щитів керування горючі кабелі в коробах і панелях покривати вогнезахисним шаром.

8. Організувати у всіх будинках евакуаційні виходи не менше двох на поверсі.

9.В системах пожежної сигналізації на АЕС використовувати автоматичні пожежні оповіщувачі: НДФ-1 іонізаційні димові; ДИП-1 і ДИП-2 димові; ДПП-1 датчики максимальної дії; контактні; РИД-6 димові радіаційні. Як прийомні пристрої використовуються пульти пожежної сигналізації ППС-1, ППС-3, РУПИ-1;

10. Для локалізації невеликого загоряння застосовувати первинні засоби пожежегасіння ОУ-2, ОИ-5, ОУ-8, ОХП-10, ОПС-10, ОВП-5, УП-1М.

11. Передбачити автоматичні установки пожежегасіння дренчерного типу.

12. Використовувати систему пожежегасіння до складу якої входять:

– трубопроводи з водою під тиском, система дренчерів (в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою);

– сухотруб, система спринклерів;

– пожежні крани, гідранти (розташовані на сходових клітках і в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою).

Вид, кількість та розміщення засобів пожежогасіння по об’єктах АЕС відповідають «Правилам пожежної безпеки України».

Висновок

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла. Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушеннях умов нормальної експлуатації ЕЧСР, на виході каналу ЕГП може з'явитися несанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейне форсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритися регулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тиску свіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулювання потужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізується тиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реактора прямо пропорційно ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.

Максимальне значення несанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизити потужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт).

Для вирішення цієї проблеми в даній роботі запропонована програма контролю струму електрогідравлічного перетворювача, що беззупинно контролює струм ЕГП і аналізує чи існують умови, необхідні для появи даного струму. З появою несанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що не викликаний умовами, які вимагають його появи), канал ЕГП відключається.

Отже, впровадження даної розробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваються економічні втрати, в розмірі 28259 гривень та забезпечується ядерна безпека енергоблоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічною ефективністю.

Перелік літератури

1. Воскобойников В.В. Устройство и обслуживание оборудования. АЭС, – М: Высш.шк., 1991. – 304 с.:ил.

2. Ганчев Б.Г, Калишевский Л.Л., Р.С. Демешев и др. Ядерные энергетические установки. М.: Энергоатомиздат, 1990–629 с.: ил.

1. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. – 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984–304 с.

3. Инструкция по эксплуатации реакторной установки энергоблока №1ХАЭС 1.РЦ.0061.ИЭ

4. Ядерные энергетические установки, под редакцией Н.А. Доллежаля, Москва Энергоатомиздат, 1990.

5. «Электронная часть системы регулирования турбогенератора (ЭЧ СРТ) К-1000–60\3000 БЛОК №1,2» Инструкция по эксплуатации. 0.ЦА.0503.ИЭ-04

6. Электронная часть системы регулирования турбоустановки ТУ.У 33.3–143155500–012–2001

7. Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществами ОСПУ-97.

8. Нормы радиационной безопасности Украины НРБУ-97.

9. ГОСТ12.1.019–79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

10. ДНАОП 1.1.10–1.01–97 Правила 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 нормы проектирования АЭС. ВСН 01–87.-М.:Минэнерго, 1987. – 26 с.

Характеристики

Список файлов ВКР