Найменування характеристики

Розмірність

Величина

Потужність теплова номінальна

МВт

3000

Кількість циркуляційних петель

шт.

4

Тиск у першому контурі на виході з АкЗ

МПа

15,7

Розрахунковий тиск

МПа

17,7

Тиск гідроіспитів

МПа

24,5

Витрата т/н через реактор

М³/год

84800

Температура т/н:

1. на вході в АкЗ

2. на виході з АкЗ

^оС

^оС

290

320

Характеристика

Розмірність

Величина

Еквівалентний діаметр АКЗ

см

316

Висота АКЗ

см

353

Крок розташування касет

см

23,4

Розмір касети «під ключ»

см

23,4

Кількість ТВЕЛ в касеті

шт.

312

Кількість не паливних трубок у касеті:

1. для розміщення поглиначів

2. центральна трубка

шт.

шт.

19

18

Кількість дистанціонуючих решіток в касеті в межах АКЗ

шт.

14

Кількість стержнів з вигоряючим поглиначем у касеті

Характеристика

Розмірність

Величина

Довжина

мм

10880

Діаметр зовнішній по фланцю

мм

4570

Діаметр по циліндричній частині

мм

4535

Максимальний розмір у плані по

патрубках

мм

5280

Товщина циліндричної частини

мм

190

Товщина плакіруючого шару

мм

7

Вага корпусу

т

304

Матеріал корпусу

15х2НМФА

Характеристика

Розмірність

Величина

Продуктивність

м³/год

20х10³

Напір

Мпа

0,662

Температура т/н

^оС

300

Розрахункова температура

^оС

350

Тиск на всмоктуванні

МПа

15,3

Тиск на усмоктуванні понад пружність парів не менш

Мпа

0,98

Організовані протічки запірної води після ступіней ущільнення

м³/год

1,2

Протічки запірної води в контурі

м³/год

0,75

Характеристика

Розмірність

Величина

Паропродуктивність

кг/с (т/год)

408,3 (1470)

Тиск генеруючої пари

МПа

6,27±0,19

Температура т/н першого контуру:

1. на вході в ПГ

2. на виході з ПГ

^оС

^оС

320±3,5

289,7

Тиск т/н першого контуру на вході в ПГ

МПа

15,69±0,29

Температура живильної води

^оС

220±5

Вологість пари на виході з ПГ, не більш

%

0,20

Характеристика

Розмірність

Величина

Тиск:

номінальний

стаціонарного режиму

робочий, розрахунковий

МПа

МПа

МПа

15,7

16,03

17,6

Температура:

номінальна

розрахункова, робоча, стаціонарна

^оС

^оС

346,2

350

Ємність (повний об’єм)

М³

79

Об’єм води в номінальному режимі

М³

55

Об’єм пари в номінальному режимі

М³

24

Потужність блоків ТЕН, загальна

КВт

2520

ХАРАКТЕРИСТИКА

ВЕЛИЧИНА

в корпусі

в паровому колекторі

в водяному колекторі

Тиск, МПа:

1. номінальне

2. рабоче, не больше

±0,02

0,69

±0,02

11,28

0,29

0,59

Номінальний тиск розриву мембран, Мпа

0,76–0,93

_

_

Температура, ^оС:

1. номінальна

2. робоча, не більше

20–60

150

20–100

320

на вх. 10–45

на вих. 10–60

150

Об’єм, м³:

1. повний

2. води

3. газу

30

20

10

_

_

_

_

_

_

Рівень води, мм

1700

_

_

Поверхня змійовика, м²

_

_

35

Відбір

Споживач

Значеня параметру

Витрата, т/год

Тиск, МПа

Температура, ^оС

Ступінь вологості, %

I

ПВТ- 7

312

2,330

219

8

II

ПВТ- 6

277

1,44

196

10.7

III

Деаератор

143

0,9

174

12.7

IV

ПНТ- 5

255

0,55

155

14.5

«гостра» пара

Приводні турбіни ТПН

136

0,52

250

-

V

ПНТ- 4

130

0,255

184

-

VI

ПНТ- 3

112

0,127

123

-

VII

ПНТ- 2

142

0,064

87

1.6

Параметр

Значенння

Тиск свіжої паpи пеpед СК ЦВТ:

1. номінальне, МПа

2. максимальне (пpи закpитих СК ЦВТ), МПа

6

8

Темпеpатуpа свіжої паpи пеpед СК ЦВД:

1. номінальна, ^оС

2. максимальна (пpи закpитих СК ЦВТ), ^оС

274,3

293,6

Ступінь сухості свіжої паpи пеpед СК, номінальна, %

0,995

Витрата свіжої паpи на туpбоустановку, т/год

5870

Тиск паpи на виході з ЦВТ пpи номінальній потужності, МПа

0,55

Ступінь сухості паpи на сепаpатному СПП, %

0,995

Тиск паpи після СПП (на вході в ЦHТ), МПа

0,52

Темпеpатуpа паpи після СПП (на вході в ЦHТ), ^оС

250

Темпеpатуpа гpіючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, ^оС

272

Тиск гріючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, МПа

5,82

Ступінь сухості гріючої паpи СПП на вході в паpопеpегpівник, %

0,994

Темпеpатуpа живильної води:

1. пpи включених ПВТ, ^оС

2. пpи відключених ПВТ, ^оС

218

176

Тиск паpи в конденсатоpах (пpи темпеpатуpі води охолодження 20^оС і витраті її на обидві гpупи конденсатоpів 170000 м³/год:

Турбіна К-1000–60/3000 складається з:

1. циліндра високого тиску;

2. чотирьох циліндрів низького тиску;

3. дев'яти опорних підшипників і одного опорно-упорного підшипника;

4. спеціальної апаратури контролю механічного стану турбіни;

5. системи автоматичного регулювання і захисту.

Циліндр високого тиску розташований в середній частині турбіни; циліндри низького тиску розташовані симетрично по обидві сторони ЦВТ (по два ЦHТ з кожної сторони). Hумерація ЦHТ здійснюється від переднього підшипника турбіни (регулятора швидкості) вбік генератора.

Циліндр високого тиску – двопоточний, по п'ять ступіней тиску в кожному потоці; складається з зовнішнього і внутрішнього корпусів. Внутрішній корпус встановлений в зовнішньому за допомогою чотирьох лап і фіксується системою поперечних і вертикальних шпонок, що не перешкоджають його тепловим розширенням. У внутрішньому корпусі встановлені діафрагми перших двох ступіней кожного потоку; діафрагми інших ступіней кріпляться в обоймах, розташованих в озточеннях зовнішнього корпуса.

Підведення пари в ЦВТ виконане бічним, по двох патрубках Ду800, які розташовані в нижній половині корпусу (по одному з кожної сторони турбіни). З'єднання зовнішніх патрубків підведення пари до зовнішнього корпусу турбіни здійснюється через фланцеві роз’єми. З'єднання патрубків підведення пари зовнішнього і внутрішнього корпусів ЦВТ – телескопічного типу. З'єднання внутрішніх патрубків підведення пари до внутрішнього корпусу турбіни ущільнені поршневими кільцями.

Зовнішній корпус ЦВТ спирається чотирма лапами на корпуси підшипників. Під лапами з боку ЦHТ-2 встановлені поперечні шпонки, які фіксують переміщення корпусу в осьовому напрямку. Переміщення корпусу ЦВТ при тепловому розширенні відбувається вбік ЦHТ-3; при цьому лапи корпусу ЦВТ сковзають вбік ЦHТ-3 по спеціальних подушках. Фіксація циліндра в поперечному напрямку забезпечується вертикальними шпонками, розташованими в нижній половині корпусу ЦВТ.

З ЦВТ організовані наступні добори пари:

1. перший добір (на ПВТ-7) – з камер після других ступіней обох потоків;

2. другий добір (на ПВТ-6 і КС) – з камер після третіх ступіней обох потоків;

3. третій добір (на деаератор і пікові ПСВ) – з камер після четвертих ступіней обох потоків;

4. четвертий добір – добір пари до ПHТ-5 і ПСВ II ступіні з трубопроводів, «холодного» промперегріву СПП, а також добір пари до приводних турбін ПТ з паропроводів «гарячого» промперегріву СПП.

Проточна частина ЦВТ складається з діафрагм і робочих коліс. Кріплення робочих лопаток усіх ступіней до дисків ротора здійснюється за допомогою вильчатих хвостиків із зовнішньою вилкою, що закриває обід диска. Робочі лопатки зварені в пакети по хвостиках і бандажу (по чотири – п'ять лопаток у кожнім пакеті). Внутрішня частина бандажа виконана з нахилом, що сприяє руху вологи по бандажу до вихідного перерізу. Вихідна кромка робочих лопаток по периферії відкрита, що також сприяє підвищенню ефективності вологовидалення.

Зменшення протоків пари крізь робочі колеса досягається з допомогою надбандажних ущільнень, які складаються з двох пар ущільнювальних вусиків, встановлених у внутрішньому корпусі (для перших двох ступіней) і в обоймах (для інших ступіней).

Для зменшення протоку пари крізь діафрагми в зазорах між тілом діафрагми і ротором, виконані диафрагменні ущільнення, що представляють собою сегменти ущільнень, розташованих в розточках діафрагм. В діафрагмах другої і п'ятої ступіней встановлено по одному ряду сегментів, а в діафрагмах третьої і четвертої ступіней – по два ряди сегментів.

Ротор ЦВТ – цільнокований, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.

В місцях виходу вала ротора з корпусу ЦВТ встановлені спеціальні кінцеві ущільнення, призначені для запобігання підсмоктування повітря в турбоагрегат при наборі вакууму або при роботі турбіни з малими витратами пари, коли тиск на виході з ЦВТ нижче атмосферного, а також запобігають витоку пари в приміщення машзала при навантаженнях турбіни; коли тиск пари на виході ЦВТ вище атмосферного. Кінцеві ущільнення являють собою сегменти ущільнень, розташовані в обоймі і в камінній камері. Сегменти мають ущільнювальні вусики різної довжини, що разом з відповідними виступами і западинами на роторі утворюють лабіринт. Радіальні зазори в кінцевих ущільненнях складають 0,75 мм.

Зовнішній корпус турбіни, обойма і корпус камінної камери, а також власне камінна камера утворюють порожнини (камери) ущільнень. З камери ущільнень з боку проточної частини здійснюється відвід протічок пари (або підведення ущільнюючої пари з колектора в режимах, коли тиск на вихлопі ЦВТ нижче атмосферного). З камінної камери (з боку атмосфери) здійснюється відсос пароповітряної суміші ежекторами ущільнень через спеціальний сальниковий підігрівник.

Всі циліндри низького тиску виконані конструктивно однаковими – двопоточними, по п'ять ступіней тиску в кожнім потоці.

ЦHТ – складається із зовнішнього і внутрішнього корпусів звареної конструкції. Зовнішній корпус ЦHТ складається з трьох частин: середньої і двох вихлопних. Вихлопні частини мають осерадіальний дифузор, що забезпечує високі аеродинамічні характеристики циліндра. Внутрішній корпус встановлений у зовнішньому на лапах і фіксується системою повздовжніх і поперечних шпонок, що не перешкоджають тепловому розширенню внутрішнього корпусу.

Підведення пари в кожен ЦHТ здійснюється двома ресиверами Ду1200 (по одному з кожної сторони турбіни), кожен з яких потім розгалуджується і двома лініями Ду850 приєднується до верхньої і нижньої половин середньої частини корпуса ЦHТ.

Вихлопні патрубки ЦHТ з'єднані з конденсаторами за допомогою зварювання.

Зовнішні корпуса всіх ЦHТ фіксуються щодо фундаментних рам у повздовжньому і поперечному напрямках (див. додаток 10). З ЦHТ організовані наступні добори пари:

1. п'ятий добір (на ПHТ-4) – з камер після перших ступіней обох потоків ЦHТ-2;

2. шостий добір (на ПHТ-3 і ПСВ I ступіні) – з камер після других ступіней обох потоків ЦHТ-I;

3. сьомий добір (на ПHТ-2) – з камер після третіх ступіней обох потоків ЦHТ-3 і ЦHТ-4;

4. восьмий добір (на ПHТ-I) – з камер перед останніми ступінями кожного потоку всіх ЦHТ.

Проточна частина кожного ЦHТ складається з діафрагм і робочих коліс. Кріплення робочих лопаток перших чотирьох ступіней до дисків ротора здійснюється за допомогою вильчатых хвостиків, кріплення робочих лопаток п'ятих (останніх) ступіней здійснюється торцевыми ялинковими хвостиками. Робочі лопатки всіх ступіней мають бандажі; перших двох ступіней – накладні, інших – цільнофрезеровані.

Для зменшення протоків пари крізь робочі колеса і крзь діафрагми, виконані надбандажні і діафрагменні ущільнення.

Ротори ЦHТ – зварно-ковані, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.

У місцях виходу валів роторів із зовнішніх корпусів ЦHТ розташовані кінцеві ущільнення, призначені для запобігання підсмоктування повітря у вакуумну систему турбіни на всіх режимах роботи. Кінцеве ущільнення являє собою сегменти ущільнень,

розташованих в розточках обойм. Сегменти мають ущільнювальні вусики, що утворюють лабіринт. Радіальні зазори в кінцевих ущільненнях ЦHТ складають 1,0 м.

Опорні підшипники призначені для сприйняття радіальних навантажень, що виникають від власної ваги ротора, його неврівноваженості і розцентровки.

Опорні підшипники розміщені в шести виносних опорах, що спираються на масивні чавунні рами, залиті в бетон фундаменту.

Опорний підшипник турбіни – підшипник ковзання, являє собою вкладиш, встановлений у корпусі опори і який має роз’єм в горизонтальній площині. Внутрішні поверхні вкладиша залиті бабітом. Підведення масла для змащення здійснюється в середню частину вкладишів. В нижній частині вкладишів виконані спеціальні отвори для підведення масла високого тиску від насосів гідростатичного підйому ротора, які розташовані в корпусах опор (по одному насосу на кожен підшипник).

У верхній частині кожної опори розташовані індивідуальні резервні масляні ємності, призначені для забезпечення маслом підшипників при короткочасному зниженні тиску в системі мащення, а також для забезпечення маслом підшипників при аварійній зупинці турбіни з непрацюючими більше однієї хвилини основними маслонасосами.

Опорно-упорний підшипник призначений для сприйняття радіальних навантажень, а також для встановлення ротора в осьовому положенні і сприйняття залишкових осьових зусиль, що виникають при роботі турбіни, незважаючи на двохпоточну конструкцію всіх циліндрів.

Опорно-упорний підшипник розташований в третій опорі (між ЦВТ і ЦHТ-2) і об’єднує функції опорного підшипника для ЦВТ і упорного підшипника для всього валопровода турбіни.

Опорно-упорний підшипник – підшипник ковзання, являє собою вкладиш, що має роз’єм в горизонтальній площині, встановлений в корпусі опори за допомогою обойми. Зовнішня поверхня вкладиша – сферичної форми діаметром 850 мм, дозволяє вкладишу трохи повертатися щодо обойми, що полегшує установку упорних колодок у такім положенні, щоб навантаження на них було приблизно однаковим.

Вкладиш опорного підшипника служить корпусом упорного підшипника, в яких встановлені по два роз’ємних в горизонтальній площині установочні кільця з робочими і установочними упорними колодками. Упорний бурт виконаний заодно з валом ротора ЦВТ. Підведення масла для змащення здійснюється в кільцеву камеру корпуса вкладиша, звідкіля воно іде на змащення опорного вкладиша і, по спеціальних каналах, на змащення упорних колодок.

Пристрій контролю осьового зсуву ротора. Пристрій контролю осьового зсуву ротора призначений для дистанційного контролю положення ротора турбіни щодо упорного підшипника і подачі сигналу в систему автоматичного захисту турбіни, у випадку, коли величина зсуву ротора набуде певного значення (вбік переднього підшипника чи вбік генератора).

Датчик осьового зсуву розташований в корпусі опорно-упорного підшипника на кронштейні, що дозволяє за допомогою спеціального гвинта зміщувати датчик щодо гребеня ротора і, тим самим, робити настроювання датчика. У робочому положенні зазначений гвинт повинен бути зафіксований стопорними гвинтами.

Датчик осьового зсуву являє собою диференціальний трансформатор, магнітопровод якого набраний із Ш-подібного трансформаторного заліза. В незамкнутій частині магнітопровода розміщується пасок (гребінь) вала турбіни. Відстань між крайніми кернами магнітопровода складає 46 мм. Hа середньому керні магнітопровода знаходиться котушка первинної обмотки; вторинні обмотки знаходяться на бічних кернах.

Перемінний магнітний потік, який виникає внаслідок протікання струму по первинній обмотці, проходить через повітряний зазор між середнім керном магнітопровода і паском вала ротора і розгалуджується на два потоки – потік правого і потік лівого кернів. Величина розгалужених потоків визначається опорами магнітних ланцюгів, що в основному залежать від величини повітряних зазорів між паском ротора і кожним з бічних кернів. Магнітні потоки наводять у вторинних обмотках електрорушійні сили, величини яких визначаються положенням ротора щодо датчика.

Пристрій контролю різниці розширення ротора і корпусу циліндра турбіни призначений для дистанційного контролю положення ротора щодо корпусу, а також для подачі сигналу в схему попереджувальної сигналізації у випадку, коли величина відносного розширення (скорочення) ротора набуде певних значень.

Датчики різниці розширень встановлені по одному на кожен циліндр низького тиску турбіни і розташовані на корпусі циліндра на спеціальному кронштейні.

Hастройка датчика здійснюється переміщенням датчика в осьовому напрямку відносно паска ротора за допомогою спеціального гвинта.

В робочому стані гвинт завжди повинен бути зафіксований стопором. Положення датчика щодо кронштейна фіксується штифтами, які встановлюються при монтажі після виконання перевірки настроювання датчика.

Датчик різниці розширень – трансформаторного типу з П-подібним сердечником, зібраним з пластин електричної сталі. Корпус датчика виконаний з немагнітного матеріалу. Датчик має три обмотки – збудження, вимірювальну і компенсаційну, намотані на загальний каркас.

Магнітний потік, створюваний перемінним струмом, що протікає через обмотку збудження, замикається через вимірювальний пасок ротора і повітряний зазор між датчиком і паском. Магнітний потік наводить у вимірювальній обмотці електрорушійну силу, що по величині пропорційна переміщенню вимірювального паска щодо датчика. Компенсаційна обмотка забезпечує мінімальний вихідний струм з датчика при установці його в положення, яке відповідає максимальному укороченню ротора.

Система автоматичного регулювання і захисту турбіни призначена для:

1. підтримки частоти обертання роторів турбоагрегату з нерівномірністю приблизно 4,5%;

2. точного регулювання потужності відповідно до заданої статичної характеристики;

3. запобігання підвищенню частоти обертання роторів турбоагрегату до установки спрацьовування відцентрових вимикачів турбіни при миттєвому скиданні навантаження з відключенням і без відключення генератора від мережі;

4. захисту турбіни від небезпечних режимів роботи (припиненням подачі в неї пари при зниженні тиску масла в системі мащення, підвищенні тиску пари в конденсаторах, осьовому зрушенні роторів і ін.);

5. запобігання недоступного зниження тиску свіжої пари перед турбіною;

6. швидкого короткочасного розвантаження турбіни і швидкого розвантаження і тривалого обмеження потужності по сигналах противоаварійної автоматики.

Система регулювання виконана електрогідравлічною і складається з електричної і гідравлічної частин, робота яких взаємозалежна.

Основними складовими частинами системи регулювання і захисту є:

1. органи паророзподілу (регулювальні клапани ЦВТ і ЦHТ);

2. захисні органи (стопорні клапани ЦВТ і ЦHТ);

3. клапан гріючої пари СПП;

4. гідравлічна частина системи регулювання (датчик частоти обертання; виконавчі механізми – гідравлічні сервомотори регулюючих, стопорних, скидних клапанів і клапана гріючої пари СПП, а також проміжні підсилювачі для передачі впливів від датчиків на виконавчі механізми);

5. електрична частина системи регулювання (датчики: частоти обертання, активної потужності генератора, тиску пари в тракті проміжного перегріву, тиску свіжої пари, керуючого тиску в системі регулювання; обчислювальні пристрої; пристрою перетворення вхідних аналогових і дискретних сигналів; вихідні пристрої; джерела живлення).

Система захисту турбіни від розгону призначена для запобігання неприпустимого підвищення частоти обертання роторів, що забезпечується швидким припиненням доступу пари в ЦВТ і ЦHТ при підвищенні частоти обертання до заданого значення (9–10% понад номінальну). Захист здійснюється двома відцентровими вимикачами бойкового типу, кожний з який впливає на свій золотник. Дія відцентрових вимикачів дублюється додатковим захистом, що діє на золотник відцентрових вмикачів при відмовленні останніх, при підвищенні частоти обертання до 14% понад номінальну. Крім цього, передбачено попередній захист, що складається з золотника попереднього захисту й електромагнітного вмикача, що одержує сигнал від блоку попереднього захисту в залежності від значення частоти обертання роторів і її першої похідної (прискорення). Попередній захист спрацьовує раніш бойків відцентрових вимикачів, при наявності значного прискорення частоти обертання. При відсутності прискорення, уставка спрацювання попереднього захисту вище уставки спрацювання бойків відцентрових вимикачів і складає 13% понад номінальне значення.

Маслопостачання гідравлічної частини системи регулювання і захисту турбіни здійснюється автономною системою, що включає бак робочої рідини системи регулювання, два масляних насоси з приводним електродвигуном перемінного струму, два акумулятори, трубопроводи, арматуру, засоби КВП і автоматики.

З турбоустановкою поставляється конденсаційна установка, що складається з двох груп конденсаторів, повітревиділяючого пристрою, конденсатних насосів і водяних фільтрів.

Конденсатори розташовуються під ЦНТ поперечно відносно осі турбоустановки.

Конденсатор має наступні пристрої:

1. приймально-скидний пристрій дросельно-охолоджуючого типу для прийому пари, що скидається через БРУ-К при нестаціонарних режимах роботи турбоустановки в кількості до 4040 т/годину.

2. при збільшенні тиску в конденсаторі більш 0,03 МПа дається заборона на відкриття БРУ-К чи закриття його, якщо БРУ-К був відкритий;

3. для введення хімзнесоленої води;

4. для прийому і деаерації конденсату після клапана рециркуляції;

5. для прийому і деаерації дренажу з ЦНТ.

Технічна характеристика конденсатора представлена в таблиці 1.10.

Таблиця 1.10 Технічна характеристика конденсатора

Для відсосу пароповітряної суміші з конденсаторів водяних камер та з охолоджувача пари ущільнень турбіни турбоустановкою передбачаються водопоточні ежектори: ЕВ-7–1000- 4 штуки і ЕВ-1–230- 4 штуки.

Турбоагрегат обслуговується шістьма конденсатними насосами: по два робочих і одному резервному в кожній ступіні подачі конденсату.

Повітревиділяючий пристрій конденсаторної групи 1000 КЦС-1 складається з чотирьох основних водопоточних ежекторів ЕВ-7–1000, призначених для відсосу з конденсатора пароповітряної суміші, що несконденсувалася, а також повітря, що проникає через нещільності вакуумної системи та забезпечення, таким чином, нормального процесу теплообміну в конденсаторах.

Два водопоточних ежектори типу ЕВ-1–230 призначеного для відводу з циркуляційної системи накопиченого повітря а також для більш швидкого заповнення водяного простору конденсаторів при пуску циркуляційних насосів.

Технічні характеристики ежектора представлені в таблиці 1.11.

Таблиця 1.11 Технічні характеристики ежектора

Для відсосу пароповітряної суміші з охолоджувача париущільнень турбіни ПС-340 призначені два водопоточних ежектори ЕВ-1–230.

З турбіною передбачається установка чотирьох вертикальних СПП-1000–1, призначених для видалення вологи і перегріву пари, яка відпрацювала в ЦВТ і надходить у ЦНТ турбіни.

В таблиці 1.12 представлені основні розрахункові параметри роботи і конструктивні характеристики СПП-1000–1

СПП являє собою вертикальний циліндричний апарат, що складається із сепаратора жалюзійного типу й одноступінчатого пароперегрівника, конструктивно розміщених в одному корпусі. Сепаратор розташований в нижній частині апарата, пароперегрівник- у верхній.

Сепаратор містить в собі вхідну камеру, опорну решітку і сепараційні блоки.

Таблиця 1.12 Основні розрахункові параметри роботи і конструктивні характеристики СПП-1000–1

Пароперегрівник являє собою поверхневий теплообмінник, розміщений у верхній частині корпусу СПП.

Система технічного водопостачання призначена для технічного водопостачання різних споживачів машзала і реакторного відділення (технологічного конденсатора, пероежекторних машин, охолоджувачів системи промконтура охолодження проб, маслоохолоджувачів блокового трансформатора, охолоджувачів електродвигунів ГЦН, теплообмінних апаратів реакторного відділення, а також охолодження підшипників електродвигунів і насосів машзала, і реакторного відділення).

Подача води на технологічне водопостачання машзала і реакторного відділення здійснюється з трубопроводу ДУ-1200, що проходить вздовж ряду «А» машзала з зовнішньої сторони по трубопроводу ДУ-800 через два механічних фільтри типу ФС-600.

Подача води в трубопровід ДУ-1200 здійснюється від двох насосів невідповідальних споживачів (ННП), розташованих в приміщенні БНС-1.

Вода, що надходить до споживачів машзала, додатково очищується в гравійних фільтрах ФГ-150.

Система регенерації турбоустановки призначена для підвищення термодинамічного КПД її циклу шляхом повернення з нього частини тепла для підігріву основного конденсату і живильної води паром нерегульованих доборів турбіни. Регенеративна установка складається із систем регенерації низького і високого тисків.

До складу регенеративної установки низького тиску входять:

1. охолоджувач пари ущільнень;

2. два змішувальні підігрівники низького тиску №1;

3. змішувальний підігрівник низького тиску №2;

4. п'ять конденсатних електронасосів;

5. поверхневий підігрівник низького тиску №4;

6. поверхневий підігрівник низького тиску №5;

7. трубопроводи й атматура;

8. КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.

ПНТ призначені для підігріву основного конденсату турбіни, що подається конденсатними насосами в деаератор. Підігрів конденсату в ПНТ змішувального типу здійснюється шляхом його безпосереднього контакту з гріючою парою а в поверхневих ПНТ-через поверхню трубної системи.

Підігрівники ПНТ-1 і ПНТ-2 конструктивно виконані у формі горизонтальних судин, всередині яких встановлені в два яруси горизонтальні перфоровані лотки.

ПНТ – 3,4,5 – поверхневогоого типу, вертикального виконання з нижнім розташуванням водорозподільної камери. Конструктивно вони виконані однаково і являють собою кожухотрубний циліндричний апарат з «плаваючою» верхньою водяною камерою. Підігрівники виконані двохходовими по основному конденсату й одноходовими по гріючій парі.

До складу регенеративної установки високого тиску входять:

1. два ПВТ №6;

2. два ПВТ №7;

3. два автоматичних захисних пристрої від підвищення рівня в ПВТ;

4. трубопроводи й арматура;

5. КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.

ПВТ призначені для підігріву живильної води, що подається живильними насосами в парогенератори. Підігрів живильної води в ПВТ здійснюється через поверхню його трубної системи.

Підігрівники конструктивно подібні і являють собою вертикальний кожухотрубний апарат з поверхнею нагрівання, що складається з гладких труб, звитих в плоскі спіралі. Кінці спіралей приварені до трьох роздаючих і до трьох колекторних труб.

2. Призначення, склад, технічні характеристики системи автоматичного регулювання

2.1 Призначення системи автоматичного регулювання

Система автоматичного регулювання (САР) турбіни виконується електрогідравлічною і структурно складається з електричної і гідравлічної частин, робота яких взаємозалежна.

Рис. 2.1 Структурна схема зв’язку ЕЧСР з енергоблоком та пристроями управління потужністю

истема автоматичного регулювання призначена для:

• автоматичної підтримки частоти обертання турбогенератора з нерівномірністю близько 4,5%;

• точного регулювання потужності відповідно до заданої статичної характеристики, необхідної для систем вторинного регулювання частоти й активної потужності енергосистеми;

• запобігання підвищення частоти обертання ротора турбіни при миттєвому скиданні навантаження генератора;

• захисту турбіни шляхом припинення подачі в неї пари у випадку виникнення неприпустимих режимів роботи (падіння тиску масла, підвищення тиску пари в конденсаторі, осьового зрушення ротора і т.д.);

• запобігання неприпустимого зниження тиску свіжої пари перед турбіною;

• швидкого короткочасного розвантаження турбіни і швидкого тривалого обмеження потужності по сигналу противоаварійної автоматики енергосистеми.

2.2 Склад системи регулювання

До складу системи регулювання входять:

– органи паророзподілу турбіни, що регулюють доступ пари в турбіну;

– гідравлічна частина системи регулювання (ГЧСР), що здійснює переміщення органів паророзподілу по сигналах механічного регулятора частоти обертання, сигналам захисту і сигналам, що надходять від електричної частини системи регулювання;

– електрична частина системи регулювання (ЕЧСР), що формує сигнали керування в нормальних і аварійних режимах роботи турбіни разом з парогенератором і енергосистемою.

2.3 Органи паророзподілу турбіни

2.3.1 Склад органів паророзподілу турбіни

Органи паророзподілу турбіни є виконавчою частиною системи регулювання і містять у собі наступні елементи:

• чотири блоки паророзподілу високого тиску, що складаються з пари клапанів високого тиску – одного стопорного й одного регулюючого – кожний;

• чотири блоки паророзподілу низького тиску, що складаються з пари клапанів низького тиску – одного стопорного й одного регулюючого – кожний;

• чотири скидних клапани на трубопроводах з ліній до сепараторів-пароперегрівників (СПП);

• клапан, керуючий витратою гарячої пари.

2.3.2 Робота органів паророзподілу турбіни

Свіжа пара під тиском 60 кгс/см² надходить через блоки паророзподілу високого тиску, розташовані ліворуч і праворуч від осі турбіни, у циліндр високого тиску (ЦВТ).

Після ЦВТ пар направляється в СПП для відділення вологи і наступного перегріву, а потім через блоки паророзподілу низького тиску – до циліндрів низького тиску (ЦНТ). Блоки паророзподілу розташовані попарно ліворуч і праворуч від турбіни, причому чотири блоки живлять чотири двопроточних ЦНТ так, що від кожного блоку живляться два сусідніх циліндри.

Скидні клапани знаходяться в нормально закритому положенні і відкриваються для скидання пари в конденсатор у випадку скидання навантаження і спрацювання захистів.

Клапан гарячої пари встановлений на лінії свіжої пари до стопорних клапанів ЦВД і керує витратою гарячої пари, яка йде на всі чотири СПП.

2.4 Гідравлічна частина системи регулювання

2.4.1 Призначення ГЧСР

Гідравлічна частина системи регулювання призначена для здійснення керування регулювальними клапанами ЦВТ і ЦНТ турбіни в заданій послідовності з заданими характеристиками, а також стопорними, скидними клапанами і клапаном подачі гарячої пари.

2.4.2 Склад ГЧСР

До складу гідравлічної частини системи регулювання входять виконавчі органи:

– сервомотори регулювальних клапанів високого і низького тиску;

– сервомотори автоматичного затвора високого і низького тиску;

– сервомотори скидних клапанів;

– сервомотор клапану подачі пару.

Керуючими органами ГЧСР є:

• механізм керування турбіною (МКТ), що приводиться в дію від електродвигуна МКТ або від руки при пуску, синхронізації і на навантаженні, керуючий сигнал на МКТ надходить від повільнодіючого каналу керування електричної частини системи регулювання;

• електрогідравлічний перетворювач (ЕГП), що приводиться в дію по сигналу від швидкодіючого каналу керування ЕЧСР;

• регулятор швидкості, керований сигналом механічного датчика частоти обертання, що входить до складу ГЧСР і дозволяє, при необхідності, тимчасово працювати без ЕЧСР.

Підсумовування впливу від регулятора швидкості, ЕГП і МКТ здійснює проміжний золотник, до складу якого входить повільнодіючий механічний обмежувач потужності (ОП), що дозволяє заздалегідь вводити тривале обмеження, необхідне, як правило, при несправності елементів енергоблоку, за допомогою електродвигуна або за допомогою ручного керування.

Пристрій системи захисту турбіни від розгону:

• регулятор безпеки (РБ) з відцентровими вимикачами бойкового типу;

• дві пари електромагнітних вимикачів захисту турбіни (ЕВ1) і відключення захисту (ЕВ2) керовані пристроями захистів.

• два електромагнітних вимикачі регулювальних клапанів ЦВТ (ЕВ3), керованих пристроями протиаварійної автоматики через ЕЧСР.

• електромагнітний вимикач попереднього захисту (ЕВ4), керований дискретним сигналом каналу попереднього захисту ЕЧСР.

Крім того до складу ГЧСР входять:

• два електричних однооборотних механізми (МЕО) для перевірки сервомотрів, що забезпечують можливість дистанційного «розходження» сервомоторів автоматичного затвора;

• МЕО сервомотора регулювання подачі гарячої пари у СПП.

2.4.3 Робота гідравлічної частини системи регулювання

Усі сервомотори регулюючих і стопорних клапанів закриті пружинами і відкриваються тиском масла. Велика частина сервомоторів регулюючих клапанів і автоматичних затворів обладнана телескопічними поршнями і кінематичним зворотним зв'язком з відсічним золотником. Керування сервомоторами здійснюється зміною керуючого тиску. Необхідні характеристики відкриття, в залежності від керуючого тиску, забезпечуються твердістю золотникових пружин і вибором профілю кулачків, або передаточного відношення важелів у зворотних зв'язках сервомоторів. При цьому сумарне відкриття регулюючих клапанів таке, що забезпечується пропорційна залежність між потужністю і керуючим тиском сервомоторів Р_{упр.серв.} (близько 15 кгс/см² – на холостому ході і близько 31 кгс/см² при номінальному навантаженні при номінальному тиску свіжої пари).

Керування турбіною здійснюється:

• у нормальних режимах регулювання частоти і потужності – через єдиний орган – механізм керування турбіною, наявна можливість зміни навантаження і синхронізації генератора при будь-якій аварійній частоті в системі;

• в аварійних і післяаварійних режимах – через електрогідравлічний перетворювач;

• при виникненні необхідності в роботі без електричної частини системи регулювання – через механічний регулятор швидкості.

Основне значення швидкості електродвигуна МКТ забезпечує переміщення регулюючих клапанів турбіни з положення повного навантаження до положення холостого ходу приблизно за 45 секунд.

Передбачено автоматичне збільшення швидкості електродвигуна (у вісім разів) вбік закриття клапанів при відключенні турбіни захистом, і вбік відкриття – до появи Р_{упр.серв.} в лінії керуючого тиску регулюючих клапанів.

Електрогідравлічний перетворювач складається з електромеханічного перетворювача і двоступінчатого гідропідсилювача. Вхідний вплив на ЕГП надходить з ЕЧСР у вигляді сигналу постійного струму. Зміна струму на ЕГП, що викликає переміщення клапанів турбіни при нерухомому механічному регуляторі швидкості з положення номінального навантаження до положення холостого ходу – близько 285 мА. Час повного закриття сервомоторів з положення номінального навантаження, при подачі через ЕГП форсуючих впливів, на закриття складає близько 0,3 с. Час відкриття клапанів з положення холостого ходу до положення номінального навантаження – близько 3 с.

Нечутливість гідравлічної системи регулювання швидкості – близько 0,15%, ступінь нерівномірності регулювання швидкості при навантаженнях вище 15% – близько 4,5%, при навантаженні нижче 15% – 5%.

2.4.4 Система захисту турбіни від розгону

Для захисту турбоагрегату від надмірного підвищення частоти обертання, елементи системи захисту турбіни від розгону швидко припиняють подачу пари у ЦВД турбіни і пари після СПП в ЦВТ турбіни при підвищенні частоти обертання на 8–9% понад номінальну. Цей захист здійснюється двома відцентровими вимикачами бойкового типу. Кожний з бойків діє через важіль на свій золотник.

Дія відцентрових вимикачів дублюється додатковим захистом, який здійсненює золотник регулятора швидкості шляхом впливу на золотники відцентрових вимикачів при підвищенні частоти обертання до 14% понад номінальну.

Система захисту обладнання золотником попереднього захисту (ЗПЗ), керується електромагнітним вимикачем ЕВ4, що одержує сигнал з каналу попереднього захисту ЕЧСР.

Електромагнітні вимикачі ЕВ1 виключають турбіну по відповідним сигналам зовнішніх пристроїв захистів. Для перевірки кожного з двох вимикачів на працюючій турбіні передбачений золотник для відключення вимикачів, що відключає випробуваний вимикач від іншої системи захисту.

Крім того надходження пари в турбіну може бути припинене шляхом натискання на кнопки ручного вимкнення безпосередньо на турбіні чи дистанційно з щита керування.

У період між перевірками захисту на розгін відцентрові вимикачі розходяться по черзі при роботі турбіни під навантаженням напливом вогнестійкої рідини без спрацьовування інших елементів системи захисту і без зниження навантаження турбіни. Для цього важелі відцентрових вимикачів мають спеціальний пристрій, що дозволяє по черзі переривати зв'язок між бойком, що спрацював, і його золотником шляхом зрушення важелів, які передають вплив від відцентрових вимикачів на золотники.

Про спрацювання відцентрових вимикачів судять по електричних покажчиках спрацювання бойків.

Передбачено можливість перевірки на холостому ходу правильності функціонування всіх елементів системи захисту, включаючи закриття стопорних клапанів, при спрацюванні відцентрових вимикачів з напливом вогнестійкої рідини.

2.5 Електрична частина системи регулювання

2.5.1 Призначення ЕЧСР

ЕЧСР, що представляє собою електричну частину системи регулювання, призначена для керування навантаженням турбоагрегату і поліпшення динамічних характеристик системи регулювання турбіни.

Керування здійснюється за допомогою передачі електричних сигналів, які виробляються ЕЧСР, у гідравлічну частину системи регулювання через електродвигун МКТ, ЕГП і електромагнітні вимикачі регулювальних клапанів ЦВТ і попереднього захисту.

2.5.2 Склад ЕЧСР

До складу ЕЧСР входять:

• шафи керування (розташовані в приміщенні ЕК 1203);

• органи оперативного керування і сигналізації (панелі БЩУ);

• МКТ (розташований в коробці регулювання турбіни);

• ЕВ ПЗ, (розташований на коробці регулювання турбіни);

• датчик частоти обертання ТГ (розташований в коробці регулювання турбіни);

• датчик тиску керуючої рідини (поз.SE70P07B1);

• датчики тиску свіжої пари (розташовані на ЦПК, позиції RC11P01B3, RC11P02B1, RC11P02B2);

• кінцевий вимикач нульового положення МКТ (коробки регулювання);

• електроконтактні манометри (SE70P05; SE70P09) контролю керуючого тиску регулюючої рідини;

• кінцевий вимикач закритого положення РК ЦНТ турбіни;

• кінцевий вимикач закритого положення РК ЦВТ турбіни;

• кінцевий вимикач МО (стовпчик регулювання турбіни);

• автомати підключення живлення ЕЧСР напругою перемінного струму 220В, 50Гц і постійного 220В струму (у зборці JA01 приміщення ЕК 1610 МЩУ та в зборці JN04 пом. ЕК 1203);

• кабельні з'єднання міжшафового зв'язку.

В шафу ЕЧСР можуть бути встановлені дисплей і друкувальний пристрій, які використовуються для налагодження мікро-ЕОМ і відображення інформації про роботу системи.

Апаратура ЕЧСР розміщується в трьох однакових шафах, встановлених у приміщенні УВС ЕК (прим. ЕК 1203) з кондиціонуванням повітря, має загальнокліматичне виконання і призначене для роботи з категорії 4.2. (відповідно до ДСТ 15150–69 і ДСТ 15543–70).

У першій шафі розташовані:

• два мікро-ЕОМ типу МСУВТ У7:

• блок живлення типу БП02 для мікро-ЕОМ (складається з 2-х блоків вторинного живлення типу БВП1);

• субблоки призначені для перетворення вхідної і вихідної інформації.

В другій шафі розташовані:

• субблоки призначені для перетворення вхідної і вихідної інформації;

• трьохканальний (з мажоритарним органом) трифазний вимірювач активної потужності, включений на фазні струми і напруги генератора;

• реле, інші елементи ланцюгів керування ЕЧСР;

• ключі керування ЕГП і МКУ роботи ЕЧСР із двома фіксованими положеннями: «НАСТРОЙКА» і «РОБОТА»;

• ключ ДМ підключення датчика потужності;

• СН і БПН;

• сигнальні лампи – зелена (ЕЧСР в режимі «настройка»), червона – (ЕЧСР у режимі «робота»).

В третій шафі розташовані:

• ББЖ;

• елементи схеми ДУ МКТ (релейна апаратура, трансформатори живлення, випрямні перетворювачі);

• перемикачі «=220»,» ~220» і «ДУ» для подачі відповідно напруги живлення постійного струму 220В і перемінного струму 220В, 50Гц для шаф ЕЧСР і перемінної напруги 220В, 50Гц для схеми ДУ;

Рис. 2.2 Структурна схема ЕЧСР

Для підвищення надійності в схему ЕЧСР введено резервування елементів вхідних і вихідних пристроїв, джерел живлення і т.д. Зокрема в складі ЕЧСР наявні два комплекти мікро-ЕОМ В7. Функції ЕОМ розподілені таким чином, що одна з них включена в контур регулювання, інша знаходиться в «гарячому резерві». При відмовленні ведучої ЕОМ (чи включених у її контур елементів), пристрій контролю виробляє сигнал, по якому в контур регулювання включається резервна ЕОМ.

Пристрої перетворення вхідної інформації забезпечують можливість прийому і перетворення аналогових і дискретних сигналів від зовнішніх пристроїв у цифрову форму, необхідну для роботи ЕОМ. Аналогові вхідні сигнали є уніфікованими (0 – 5, -2,5 – 0 – 2,5 мА на навантаження не більше 500 Ом; загальна кількість – 16), дискретні приймаються у вигляді «сухих» контактів, комутуюча здатність яких дорівнює 24 В, 10 мА чи =220 В, 10 мА (загальна кількість – 69).

Вихідні пристрої ЕЧСР, призначені для роботи з зовнішніми пристроями, забезпечують перетворення і видачу в зовнішні ланцюги уніфікованих токових сигналів (0 – 5, -2,5 – 0 – 2,5 мА на навантаження не менше 2,5 кОм в кількості 20), а також дискретних сигналів у вигляді «сухих» контактів, комутуюча здатність яких дорівнює =220 В, 10 мА чи = 24 В, 10 мА. (загальна кількість 22).

Для забезпечення можливості змінювати в необхідних межах статичні і динамічні характеристики ЕЧСР, як на етапі налагодження, так і в процесі нормальної експлуатації, служить субблок перемикачів, за допомогою якого можна оперативно змінювати величини необхідних настроювальних коефіцієнтів. Крім того, розроблено і виготовлено простий в експлуатації, не потребуючий додаткових засобів пристрій програмування кристалів постійної пам'яті, керований з пульта ЕОМ В7 (чи з дисплея). Це дозволяє в умовах станції вносити зміни, у разі потреби, в програмі алгоритмів керування.

Пристрої контролю і сигналізації забезпечують індикацію стану і справності обох ЕОМ, пристроїв зв'язку з об'єктом, стабілізаторів напруги й інших елементів апаратури ЕЧСР.

Індикація виконана на світлодіодах з керуванням від мікросхем субблока контролю і сигналізації, а також від місцевих схем контролю в стабілізаторах напруги.

2.5.3 Органи керування ЕЧСР

Органи керування ЕЧСР складаються з задатчиків типу ЗУ05, розташованих на панелі HY26 і ключів керування на панелі HY26 і пульті HY65 БЩУ. Служать для вибору режимів ЕЧСР, введення її в роботу і виводу з роботи.

Задатчики ЕЧСР:

• задатчик УСТР – встановлює значення тиску свіжої пари в ЦПК, що повинно підтримуватися ЕЧСР в автоматичному режимі;

• задатчик УСТ w/dt – встановлює припустиму швидкість автоматичної зміни навантаження турбоагрегату в режимі регулювання потужності в залежності від рівня поточної потужності на блоці і виходячи з вимог реакторної установки до цієї швидкості за умовами на паливо.

В таблиці 2.1 приведені значення припустимих швидкостей зміни навантаження на блоці, обраних з урахуванням умов на ядерне паливо реактора і рівня навантаження на блоці.

Таблиця 2.1

Для формування уставки планової потужності на блоці при роботі ЕЧСР у режимі РМ передбачений ОТЗ. За допомогою ключа дистанційного керування МКТ і задатчика УСТ N w/dt уставку можна змінювати.

Цифровий прилад, встановлений на п. HY25 БЩУ при роботі ЕЧСР у режимі РМ показує кінцеве значення уставки по потужності, а у всіх інших режимах – поточне значення потужності.

Для керування роботою ЕЧСР передбачені наступні ключі і кнопки керування:

• ключ «РЕЖИМ ЕЧСР» – призначений для вибору режимів роботи ЕЧСР, встановлений на пульті HY65 БЩУ;

• ключ «ПЕРЕМИКАЧ МКТ Б-М» – призначений для дистанційного керування МКТ при обробці команд оператора на «більше» і «менше», він же ключ керування ЗПМ при роботі ЕЧСР в автоматичному режимі РМ встановлений на пульті HY65 БЩУ;

• ключ «ПЕРЕМИКАЧ МКТ Б-М» – призначений для припасування частоти обертання ТГ при синхронізації і встановлений на HY32 БЩУ, паралельно ключу МКТ Б-М на пульті HY65 БЩУ;

• ключ «ПЕРЕМИКАЧ ОТЗ» – призначений для підготовки і включення ЕЧСР в режимі регулювання потужності, встановлений на панелі HY26 БЩУ.

2.5.4 Оперативна сигналізація по роботі ЕЧСР

На панелі HY26 БЩУ розміщені світлові табло:

• «Режим РД1» – загоряється при включенні ЕЧСР в автоматичний режим підтримування тиску ЦПК;

• «Режим РМ» – загоряється при включенні ЕЧСР в автоматичний режим регулювання потужності;

• «Втрата збудження двигуна МКТ» – загоряється при втраті живлення в схемі дистанційного керування;

• «Режим РД3» – загоряється при повному відкритті РК ЦВТ, що відповідає Рупр.= 33 кг/см².

На панелі HY 25 БЩУ розміщенні світлові табло:

• «ЕЧСР відключена від ЕГП» – загоряється при відключенні БКУ оператором чи при спрацьовуванні захистів по контролю справності БКУ ЕЧСР;

• «ЕЧСР виведена з автоматичного керування МЕТ» – загоряється при відключенні МКУ оператором чи при спрацьовуванні захистів по контролю справності МКУ ЕЧСР;

• «Несправність ЕЧСР» – загоряється з появою несправності апаратури ЕЧСР;

• «Працює ПЗ» – загоряється при включенні каналу ПЗ у БКУ.

Для контролю роботи МКУ ЕЧСР на панелі HY26 БЩУ виведена індикація роботи ШИМ на «зменшити» і «додати».

Для візуального контролю струму ЕГП у приміщенні ЕК1203 в шафі HT12S03, встановлений самописний прилад Р160. Повний розмах шкали приладу відповідає струму ЕГП – 5mA.

На панелі HY25 БЩУ розташований цифровий прилад, що показує уставку по активній потужності в режимі РМ, в інших режимах він показує активну потужність генератора.

Кнопка «СКАСУВАННЯ ПА» (HY26 БЩУ) призначена для деблокування в ЕЧСР обмежень, що сформувалися за умовами роботи ПА на тривале обмеження потужності (не використовується);

Ключ «ПЕРЕМИКАЧ ЕГП» (HY26 БЩУ) призначений для підключення виходу ЕЧСР до ЕГП, ЕВ ПЗ. Крім того, для керування роботою ЕЧСР використовуються ключі керування, розташовані в шафах №2 і №3 ЕЧСР.

2.5.5 Виконавчі органи ЕЧСР

• МКТ, що являє собою двигун постійного струму з незалежним збудженням;

• ЕГП, який складається з електромеханічного перетворювача (ЕМП) та гідравлічної частини. ЕМП перетворює електричний сигнал, що проходить по котушці з активноіндуктивним опором, в механічне переміщенння штоку в постійному магнітному полі. В гідравлічній частині механічне переміщення штоку перетворюється в зміну тиску регулюючої рідини;

• ЕВ ПЗ турбіни, представляє собою електромагніт з робочою напругою живлення 220В (постійного струму).

Виконавчі органи ЕЧСР на гідравлічну ГЧСР.

Електродвигун механізму керування турбіною (ЕД МКТ)

ЕД МКТ призначений для зміни тиску в лінії керування регулюючими (РК) і стопорними (СК) клапанами турбіни і є ВМ повільнодіючого контуру ЕЧСР.

В ЕЧСР повинні бути реалізовані три швидкості обертання ЕД МКТ. «Велика» швидкість (2000 об/хв) використовується при взводі і посадці СК. «Середня» швидкість (500 об/хв) використовується для керування РК у режимі розвороту при підвищенні частоти обертання від 1200 до 2700 об/хв. «Малу» швидкість (250 об/хв) використовується для керування РК у всіх інших режимах роботи ЕЧСР.

Для турбіни К-1000–60/3000 у якості ЕД МКТ використовується електродвигун постійного струму, рівнобіжного (незалежного) збудження типу ПЛ-072. Його паспортні дані:

Р_ном = 180Вт

N_ном= 1500 об/хв

при U_ном = 110В I_ном = 2.6А

при U_ном =220В I_ном = 1.3А

момент інерції ротора: 0.875·10^-3 кгм²

КПД 63%

Активний опір обмоток:

R_оя = (30±5) Ом

R_ов = (900±50) Ом.

У схемі керування ЕД МКТ повинна передбачатися можливість підстроювання напруги ОЯ та ОЗ.

Керуючі сигнали на ОЯ ЕД МКТ формуються повільнодіючим контуром ЕЧСР, цикл виконання програм якого не повинен перевищувати 200 мс.

Зміні потужності турбогенератора від 0 до 1000МВт (відкриттю РК від положення неодруженого ходу до 100%) відповідає безупинний сигнал на ОЯ ЕД МУТ у плині (50±5) с.

При відключенні ЕЧСР з автоматичного режиму роботи (знаходиться в режимі «Спостереження») керування ЕД МКТ повинне виконуватися через схему дистанційного керування ключем «Додати», «Зменшити» з пульта HY65 на БЩУ.

Електрогідравлічний перетворювач (ЕГП)

ЕГП призначений для швидкої зміни положення РК і є виконавчим органом швидкодіючого контуру керування ЕЧСР.

Переміщення РК від положення, що відповідає номінальної потужності до положення холостого ходу досягається подачею на котушку ЕГП струму мінус 240мА (одна нерівномірність).

Максимально припустимий струм керування на котушку ЕГП: +240 mА на відкриття РК і мінус 1000 mА на закриття РК.

Час закриття РК при подачі імпульсу максимальної величини (0.3 с.

Активний опір обмотки TГП - (30±3) Ом, індуктивність – 17 мГн.

Керуючий сигнал на ЕГП формується у швидкодіючому контурі ЕЧСР, цикл виконання програм якого не повинен перевищувати 50 мс.

Електромагнітний вимикач попереднього захисту (ЕМ ПЗ)

ЕМПЗ призначений для миттєвого закриття всіх РК і СК турбіни і є виконавчим органом противоразгонной захисту турбіни, виконаної у швидкодіючому контурі ЕЧСР.

Керування TМ ПЗ здійснюється подачею на його котушку постійної напруги 220 В.

Активний опір обмотки ЕМПЗ (280±3) Ом.

Час формування сигналу ПЗ не більш 40 мс.

ЕЧСР здійснює процес керування в наступних режимах роботи енергоблоку:

• режим пуску турбіни;

• нормальні режими роботи енергоблоку;

• режими, що супроводжуються технологічними обмеженнями на енергоблоці;

• аварійні режими роботи енергосистеми;

• післяаварійні режими роботи енергосистеми;

В сталому режимі вихідні сигнали ЕЧСР, що вводяться в гідравлічну частину, близькі до нуля, тому їхнє зникнення, що може бути викликане наприклад, втратою живлення, не викликає негайного відключення турбіни.

2.5.6 Живлення шаф ЕЧСР

Живлення шаф ЕЧСР здійснюється від джерел живлення першої категорії надійності по змінному струму напругою 220 В, 50Гц і від напруги щита постійного струму 220В.

При перебоях живлення чи глибоких провалах напруги, передбачений перехід на живлення від мережі оперативного постійного струму (акумуляторної батареї) напругою 220 В. Потужність споживання при цьому не більше 2,5 кВа від мережі перемінного струму і не більш 2,5 кВт від мережі оперативного постійного струму.

Система живлення власне шафи ЕЧСР призначена для забезпечення однофазною напругою 220В, 50Гц блоку живлення БП02 для мікро-ЕОМ, а також для живлення пристроїв сполучення з об'єктом (УСО) стабілізованою напругою +15 В, 24 В і 48 В.

Система живлення містить у собі шість блоків безперебійного живлення ББП. Два блоки ББП служать для забезпечення вхідною напругою двох напівблоків вторинного живлення БВП1. Інші чотири ББП забезпечують вхідним напругами чотири блоки нестабілізованого живлення БПН.

Два блоки БПН шафи №1 ЕЧСР забезпечують живленням стабілізатори напруги СН, всі ПЗО вхідних сигналів, частину ПЗО вихідних сигналів, трифазний вимірювач активної потужності, СВУ МКТ. Два блоки БПН шафи N2 забезпечують живленням частину СН і вхідних ПЗО, СВУ ЕГП.

Дубльовані ПЗО зв'язані кожний зі своєю мікро-ЕОМ і живляться від різних СН, під’єднаних до різних БПН (СР1, СР2, СРЛ, ЦАП, САМ). Інша частина ПЗО зв'язана з обома мікро-ЕОМ і живиться від СН попарно резервуючи один одного через розвязуючі діоди, (СКС, САР, СКР, САК, СПЧ, СП). Самі стабілізатори напруги підключені до різних БПН.

Контроль справності СН виконаний за допомогою вбудованих вузлів контролю, зв'язаних з СКС. Система контролю дозволяє визначити від якого БПН живиться вийшовший з ладу СН і до якої групи він відноситься: резервуючих один одного чи індивідуальних.

На підставі цієї інформації СКС формує команду про перехід на резервну ЕОМ з видачею відповідного сигналу.

Стабілізатори аналогічного призначення об'єднані в групи і своїми контрольними виходами підключені до входів контролю одного зі СН +5 В., що виконує контролюючі функції.

Наявний один стабілізатор СН +5 В, який обома контрольними виходами зв'язаний з СКС (шафа N1, касета А6, модуль Е5).

Живлення блоків БВП здійснюється від напруги 220В, 50Гц і постійної напруги 220В. При зниженні основної перемінної напруги до 80% U_ном. чи повному її зникненні, живлення блоків ББП переключається на постійну напругу. На виході блоків ББП виробляється перемінна напруга 220В, 50Гц. При відновленні перемінної напруги живлення до U_ном. система безперебійного живлення повертається у вихідний стан.

2.5.7 Датчики вхідних параметрів ЕЧСР

Датчик частоти обертання ротора (ДЧ-2) виконаний у виді високочастотного індукторного генератора, встановленого в коробці регулювання. При частоті обертання ротора турбіни 3000 об/хв частота сигналу датчика дорівнює 3000 Гц.

Вимірювач потужності (ВП), що входить до складу ЕЧСР, включений на фазні струми і лінійні напруги генератора. Він складається з трьох ідентичних вимірювальних перетворювачів, включених для підвищення надійності за схемою «два з трьох». Вихідний сигнал датчика потужності змінюється в межах 0 – 5 мА при зміні потужності генератора в межах 0 – 125% від номінального значення.

Датчики тиску в проміжному перегрівнику (ДТПП) і свіжої пари виконані на основі стандартних манометрів з електричним виходом 0 – 5 мА. Точка вимірювання тиску свіжої пари – трубопровід свіжої пари до стопорного клапана ЦВТ. Точка вимірювання тиску в промперегріві – трубопровід гарячої пари перед стопорними заслінками ЦНТ.

Датчик керуючого тиску (ДКТ) у гідравлічній частині системи регулювання, вихідний електричний сигнал якого (0 – 5 мА) характеризує положення регулювальних клапанів турбіни. Точка вимірювання – трубопровід керуючого тиску ГСР.

Датчик температури (тиску) (ДТП) пари після регулювальних клапанів ЦВТ турбіни з уніфікованим виходом 0 – 5 мА. Точка вимірювання – трубопровід за регулювальними клапанами ЦВТ.

Датчик температури (ДТПП) пари після промперегріві з уніфікованим виходом 0 – 5 ма. Точка вимірювання – трубопровід гарячого промперегріву за регулюючими заслінками ЦНТ.

2.5.8 Технічні характеристики ЕЧСР

Номінальна напруга живлення шаф ЕЧСР 220В, 50Гц перемінного струму і 220В постійного струму. Потужність споживання не перевищує 2,5 кВа.

Вихідні керуючі сигнали ЕЧСР:

• по каналу автоматичного керування МКТ – не менш 36В;

• по дистанційному керуванню МКТ – не менш 36В;

• по каналу керування ЕГП – токовий сигнал (від нуля до 1,0А);

• по каналу ПЗ (на ЕВ ПЗ) – 220В постійного струму.

Канали надходження вхідної інформації в ЕЧСР:

• аналогова інформація – по 24 уніфікованих входах (1 вх = 0 – 5 мА при Рнагр. = 500 Ом) і по сімох неуніфікованих входах;

• дискретна інформація – по 24 входам при комутації ланцюгів з напругою 220В постійного струму і по 40 входам при комутації ланцюгів з напругою 24В постійного струму.

По неуніфікованих аналогових входах надходять:

• фазні струми генератора IА, I В, IС;

• фазні напруги генератора UА, UВ, UС;

• вихідна напруга датчика частоти.

Канали виведення інформації з ЕЧСР:

• аналогова інформація, по 24 уніфікованих виходам (I_вих = 5 мА на R_н = 2,5 кОм) і двом неуніфікованим виходам (I_вих = 1А на R_н= 24 – 30 Ом);

• дискретна інформація, по 48 виходам (контакти з комутуючою здатністю напруги 220В при струмі до 0.1А);

• імпульсна інформація, по двох виходам на двигун постійного струму (використовується один вихід).

Передбачено два виходи ЕЧСР на дисплей і два виходи на телетайпи.

В ЕЧСР надходить дискретна інформація про стан ряду пристроїв (апаратури):

• про режими роботи АРМ-5С;

• про наявність технологічних обмежень на блоці;

• про роботу захистів на відключення блоку від мережі;

• про відключене положення вимикача напруги генератора або вимикача мережі 330 кВ;

• про відключене положення автомата в ланцюгах трансформаторів напруги генератора;

• про посадку стопорних клапанів турбіни.

У ЕЧСР надходить аналогова інформація про стан ряду пристроїв:

• від АС і схеми ручного припасування частоти обертання ротора ТГ;

• напруги і струми статора генератора від трансформаторів струму і трансформаторів напруги.

ЕЧСР видає в УВС наступну інформацію:

Таблиця 2.2 Аналогові сигнали

Таблиця 2.3 Дискретні сигнали

Шифр	Найменування
Д611057	SE10E35	Робота ШИМ на додати
Д611060	SE10E56	Робота ШИМ на зменшити
Д514040	SE10E71	Відключений БКУ ЕЧСР
Д514063	SE10E72	Відключений МКУ ЕЧСР
Д514064	SE10E73	Несправність ЕЧСР.
Д611061	SE10E57	Перем. режим ОТЗ у полож.» ПУСК».
Д611091	SE10E60	Аварійно-імпульсне розвантаження
Д611092	SE10E61	Післяавар.керування навантаженням
Д611093	SE10E62	Диференціатор
Д611094	SE10E63	Релейне форсування.
Д611095	SE10E64	Вітсутній сигнал ПЗ.
Д611096

	SE10E65	Відткл. реж. авт. кер. P і N ЕЧСР
Д611153	SE10E34	МКТ у початковому положенні
Д611154	SE10E51	Перем. реж. МУТ у полож.» ПУСК».
Д611155	SE10E53	Сервомотори РК ВТ закриті
Д611156	SE10E54	Сервомотори РК НТ закриті
Д611157	SE10E52	Стопорні КЛ ЦВТ відкриті.
Д611058	SE10E36	Частота обер. ротора номинальн.
Д611059	SE10E55	Несправність каналу N.

2.5.9 Короткий опис основної апаратури ЕЧСР

ЕЧСР реалізована на мікрозасобах керуючої обчислювальної техніки типу МСУВТ-В7, що представляє собою процесорний набір, виконаний на мікросхемах серії К580 і включає в себе пристрої ПМВ01, МВ01, АВВ01, УСМ вбудований пульт оператора КЛ-03 і блок електроживлення БП02.

В передній частині мікропроцесорного блоку (БМ) встановлений пульт оператора, що відкидається на шарнірах, з'єднаний кабелем через роз’єм з пристроєм на друкованому вузлі. Друковані вузли (плати) вставляються і витягаються після відкидання пульта. На задній стороні БМ розміщені:

• роз’єми живлення;

• клеми логічної землі;

• клеми захисної землі;

На бічних стінках блоків розташовані вікна для проходу сполучних кабелів, вентиляційні жалюзі і блок вентиляторів.

Мікропроцесорні блоки є пристроями, що здійснюють механічні й електричні зв'язки як між собою так і між пристроями на друкованих вузлах, що вставляються в них.

Електричні зв'язки здійснюються за допомогою роз’ємного з'єднання між штирями, запаяними в об'єднавчій платі, і пружинними ламелями, розташованими на друкованому вузлі.

Механічне закріплення здійснюється в кожусі несучої конструкції, на якій закріплені інші елементи блоку. Для забезпечення установки вузлів блок забезпечений направляючими з розташованими на їхніх кінцях отворами, у які входять вилки важелів друкованих вузлів.

Плата центрального процесора ПМВ01 складається з 8-ми розрядного однокристального процесора 8085 з 16-ти розрядною адресною шиною, що дозволяє прямо адресувати 64К пам'яті. На центральній платі розміщається 16К оперативної пам'яті оперативного запам'ятовуючого пристрою (ОЗП) і 16К перепрограмувальної постійної пам'яті перепрограмувального запам'ятовуючого пристрою (ППЗП). У ППЗП плати ПМВ01 розміщений резидентний монітор, що займає 4К пам'яті і полегшує завантаження, відладку і виконання програм. Команди монітора здійснюють введення і виведення інформації, читання і запис шістнадцяткових цифр, виконання сегментів програми, виклик і зміна вмісту пам'яті, виклик і зміна вмісту регістрів процесора, реалізує кроковий режим виконання команд.

Команда монітора і результуюча інформація можуть відображатися на дисплеї чи телетайпі, з'єднаними через адаптер з послідовним програмувальним інтерфейсом вводу-виводу.

Арифметичний розширник являє собою 16-ти розрядний периферійний процесор з мікропрограмним керуванням. Він призначений для швидкого виконання арифметичних операцій і забезпечує швидкість виконання складних арифметичних операцій на порядок вище, ніж при виконанні їх програмним способом.

Операції арифметичного розширника виконуються самостійно і не вимагають при цьому витрат часу центрального процесора.

Плата розширника пам'яті і вводу-виводу МВ01 призначена для розширення системної оперативної і постійної програмувальної і перепрограмувальної пам'яті, вводу-виводу та переривання.

Пристрій містить оперативну пам'ять ємністю 16К, роз’єми для постійної програмувальної і перепрограмувальної пам'яті ємністю 4,8 або 16К, у який можуть встановлюватися корпуса програмувальних ПЗП чи перепрограмувальних ПЗП, що стираються ультрафіолетовим опроміненням, 48 ліній послідовного інтерфейсу вводу-виводу, програмувальний послідовний інтерфейс вводу-виводу, контролер переривання на вісім входів і інтегральний таймер.

Плата аналогового вводу-виводу АВВ01 являє собою закінчену підсистему вводу-виводу аналогових сигналів, призначену для зв'язку з джерелами аналогової інформації. Пристрій реалізує основні функції, властиві системам збору аналогових сигналів, а також функції, зв'язані з видачею аналогових сигналів. До складу пристрою АВВ01 входять аналого-цифровий і два цифро-аналогових перетворювачі (АЦП і ЦАП) з відповідними схемами керування і робочими регістрами. До складу БМ входять дві плати АВВ01.

АЦП має на вході комутатор аналогових сигналів, що забезпечує прийом сигналів по 32-м однопровідним чи по 16-ти двохпровідним каналам. АЦП перетворює сигнали напругою 0–5В в десятирозрядний двійковий код. Початок перетворення може імітуватися програмно чи від зовнішнього сигналу.

Можливі наступні режими роботи АЦП:

• однократне опитування довільного каналу;

• безупинне опитування одного каналу;

• автоматичне сканування заданої групи каналів;

• режим роботи АЦП визначається вмістом регістра команд.

Цифро-аналогові перетворювачі здійснюють перетворення 10-ти розрядного двійкового коду в сигнали напруги. Діапазон вихідної напруги ЦАП установлюється за допомогою провідних з'єднань на платі і можуть бути рівними 0–10 В і 0–5 В.

Вбудований пульт оператора мікроЕОМ використовується для введення та індикації даних, налагодження програм, виконання ряду сервісних функцій. Можливий обмін інформацією між ЕОМ і оператором використовується для налагодження ЕЧСР, тестування і поліпшення умов експлуатації. Допоміжна функція відображення і введення інформації в ЕОМ виконується програмно-апаратними засобами. В складі МСУВТ В7 як вбудований пульт оператора використовується плата КЛ-03, що має 16 семисегментних індикатори, вісім світлодіодних сигналізаторів і псевдосенсорну клавіатуру.

Таблиці розшифровки кнопок пульта ЕОМ приведені в технічному описі математичного забезпечення ЕЧСР. ОАИ.402.023.ТЕ1.

Зв'язок ЕОМ із КЛ-03 забезпечуються через 24 лінії послідовного інтерфейсу плати центрального процесора. Пульт дозволяє проводити роботу в сімох режимах, що забезпечується програмою PULT. Нижче розглянуті найбільш вживані при експлуатації ЕЧСР перші два режими.

Режим «0». У цьому режимі забезпечується відображення на пульті параметрів режиму роботи ЕЧСР у відсотках від номінального значення.

Для переходу з пульта в режим «0» необхідно послідовно натиснути кнопки клавіатури «РЕЖИМ» і «0». При цьому на індикаторах зліва на право послідовно відображається активна потужність генератора і частота обертання ротора турбоагрегату у відсотках від номінального значення, номер параметра і на останньому індикаторі номер режиму. Частота має номер параметра 27, при наборі будь-якого іншого номера параметра його величина виводиться на індикацію. Потужність вививодиться на індикацію в режимі «0» постійно.

Параметри представлені восьмеричними значеннями. У режимі «0» ключ блоку керування й індикації ЕЧСР «ПРОГР.-ІНД.» повинен знаходитись в положенні «ІНД.».

Режим «1». Для переходу з пульта в режим «1» ключ «ПРОГР.-ІНД.» необхідно встановити в положення «ПРОГР.» і послідовно натиснути кнопки «РЕЖИМ» і «1». Пульт при цьому переходить в режим набору адреси пам'яті. Після набору потрібної адреси кнопками «0» – «F» він відображається ліворуч на індикаторах. Для одержання відображення вмісту по даній адресі натискається кнопка» ЧТ1» (при відображенні одного байта) чи кнопка «ЧТ2» (при відображенні двох байтів).

Вміст адреси при цьому з'являється на індикаторах відразу за відображенням його адреси. Після натискання однієї з двох кнопок «ЧИТАННЯ» пульт переходить в режим набору даних. Спроба зміни даних в постійній пам'яті викликає індикацію символу помилки.

По завершенню набору даних вони відображаються праворуч від вмісту адреси.

Кнопки «» і»» використовуються для зміни адреси і послідовного перегляду даних деякого масиву пам'яті. При цьому якщо відображається один байт, то адреса змінюється на одиницю, при відображенні двох байтів адреса міняється на два номери.

Пристрій зв'язку УСМ забезпечує можливість двостороннього зв'язку (дуплексного) з наступними апаратами:

• телеграфний апарат типу РОТА-80 (РОТА-76, РОТА-6);

• алфавітно-цифровий дисплей з вбудованим пристроєм телеграфного сполучення;

• касетний магнітофон для магнітного запису (два виходи запису, один вхід читання).

Блок вторинного живлення БП02 складається з двох напівблоків живлення БВП1. Призначений для перетворення напруги первинної мережі перемінного струму в стабілізовані рівні напруги постійного струму, забезпечує однофазною перемінною напругою живлення 24В, 50Гц вентилятори мікроЕОМ.

У конструктивному відношенні блок живлення являє собою стандартний корпус, що відповідає конструктиву МСУВТ В7, у якому розміщені два блоки живлення БВП1. Кожен такий блок забезпечує живленням одну мікроЕОМ і має лицьовий пульт керування з елементами світлової індикації й органами ручного управління, що забезпечують зручність експлуатації і діагностики.

На задній стінці блоку вторинного живлення встановлені:

1. роз’єм для підключення напруги живильної мережі;

2. вихідний роз’єм для підключення навантаження;

3. роз’єм інтерфейсу живлення;

4. роз’єм дистанційного керування;

5. контрольні гнізда для виміру вихідних напруг;

6. вивід схемної (логічної) землі;

7. вивід заземлення (електрично з'єднаний з каркасом);

8. запобіжник в колі підключення силового трансформатора;

9. запобіжник в колі формування службового живлення.

В кожному блоці ББЖ1 присутні канали стабілізованих напруг: «+5 В», «+12 В»,» – 12 В»,» – 5 В».

Передбачені також:

• можливість плавного регулювання вихідних стабілізованих напруг у діапазоні не менш 10% від номінального значення;

• ступінчата зміна вихідних стабілізованих напруг на 5% від номінального значення;

• захист від зміни вихідних стабілізованих напруг, регульований в межах 5–20% від номінального значення (перша ступінь захисту);

• швидкодіючий тиристорний захист від перевищення напруги по всіх каналах при зміні вихідної напруги +20–25% від номінального;

• захист стабілізаторів напруги від токових навантажень у діапазоні 1,2 – 1,5 від номінального значення і коротких замикань у навантаженні.

На лицьовій панелі БВП1 розташовані наступні органи керування:

1. магнітний ключ «РОБОТА» – ручний режим керування можливий тільки при вставленому в гніздо ключі;

2. тумблер «БП» включення і відключення блоку живлення;

3. плавне регулювання по всіх каналах і заданому режимі (резистори «РЕГУЛЮВАННЯ»);

4. перемикачі «ВИМ. ЖИВ.» східчастої зміни кожного номіналу напруги 5%;

крім того, на лицьовому пульті розташована наступна світлова індикація (світлодіоди) станів БВП1:

• підключення мережі до блоку живлення – «МЕРЕЖА»;

• сигнал вихідного стану – «ВИХ.»;

• ручний режим роботи – «РОБ».;

• включений стан блоку живлення – «НОМ» (чотири світлодіода стабілізованної напруги в нoміналі);

• наявність оперативної напруги +5 В – «ОПЕР.ЖИВ.»;

• зміна стабілізованих напруг в заданих межах 5% від номіналу – «ВИМ.» (чотири світлодіода);

• перегрів навколишнього середовища в зоні силових елементів «ПЕР. ЖИВ.».

Пристрій програмування (програматор) підключається до магістралі послідовного інтерфейсу вводу-виводу через роз’єм Х7 вузла ПМВ. За допомогою підключеного до МСУВ В7 программатора можна виконати наступні операції:

• програмування ППЗУ;

• читання вмісту кристала в ОЗУ ЕОМ;

• формування масиву по парності;

• порівняння вмісту кристала з пам'яттю ЕОМ.

Використання програматора скорочує час налагодження ЕЧСР, дозволяє оперативно вносити зміни в програмне забезпечення.

Робота оператора з пультом ЕОМ КЛ-03 і програматором у режимі програмування «8» забезпечується програмою «PULT», розміщеної в ПЗУ МСУВТ В7. Перехід пульта в режим «8» здійснюється натисканням кнопок «РЕЖИМ» і «8». При цьому на індикатори 0 – 3 викидається початкова адреса ініціалізації «0000» і пульт готовий до набору нової адреси.

Можливі два варіанти:

1. необхідно записати новий кристал пам'яті. Для цього набирається початкова адреса масиву програмування в пам'яті ЕОМ;

2. необхідно записати інформацію з кристала в пам'ять ЕОМ і тоді набирається початкова адреса масиву запису в пам'ять ЕОМ.

Після набору потрібної адреси кристал ППЗУ встановлюється в роз’єм на програматорі, натискається кнопка «ЗАП» і починається програмування, при цьому загоряється на програматорі світлодіод, що сигналізує про наявність напруги 25, 75В. Програмування ведеться по черзі для кожної комірки пам'яті з перевіркою записаної інформації. При невідповідності записаної і зчитаної інформації викидається повідомлення про помилку на пульт у виді адреси помилки на індикаторах 0 – 3 і двох байтів інформації на індикаторах 6; 7 і 9; 10. У цьому випадку потрібно порівняти значення в пам'яті ЕОМ і значення яке записалося в кристал.

Якщо число в комірці ППЗП виявляється менше, то подальше програмування неможливе, якщо більше, то можливе продовження програмування. Подальше програмування запускається натисканням кнопки «ЗАП». Про продовження програмування сигналізує світлодіод.

Для зчитування інформації з кристала набирається початкова адреса масиву запису в ОЗП і натискається кнопка «ЧИТАННЯ». Попередньо кристал встановлюється в роз’єм програматора. Читання ведеться 10 сек. По закінченню цього часу в комірках адреси 0 – 3 з'являється початкова адреса на наступних двох кілобайтах програмування. Приклад: початкова адреса програмування «0000», адреса закінчення програмування «0800».

При формуванні масиву по парності порядок операцій має інший характер. Один кристал контролю по парності контролює ППЗП плати ПМВ і тримає під своїм контролем область у 16 кілобайт. Першою на індикаторах 0 – 3 набирається адреса. Наприклад: «9000» розташованого в ОЗУ ЕОМ формованого масиву по парності. Далі натискається кнопка «АДРЕСА» і висвітлюється друга початкова адреса на індикаторах 5 – 8 формування масиву по парності ППЗП: для вузла ПМВ – «0000». Запуск програми формування масиву по парності здійснюється кнопкою «ФОРМУВАННЯ», і в плині 5 сек. масив заповнюється інформацією. Запис в кристал парності встановленому на програматорі здійснюється так, як указувалося вище.

При закінченні налагоджувальних робіт за допомогою програматора, останній відключається від роз’єма Х7 вузла ПМВ МСУВТ – В7.

2.5.10 Засоби вводу і виводу аналогової інформації

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

Положення перемикача	0	1	2	3
Комбінація кнопок	0	1	2	1+2

Таблиця 2.5

Положення перемикача	0	1	2	3	4	5	6	7
Комбінація кнопок	0	1	2	1+2	4	1+4	2+4	1+2+4

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).

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

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.

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.

3. 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.

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

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

I_диф. = K (dw/dt – Уст dw/dt),

де dw/dt – прискорення ротора турбіни;

Уст dw/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.

Уставка спрацьовування ПЗ формується відповідно до закону:

w_ср. = w_ср.о. – K dw/ dt,

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

dw/ 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, d_±() 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.

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.

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

Мітка	Оператор	Операнд	Коментар
CONTMP:	LDA	DOUTC+3	Зчитуємо знак струму ЕГП
	RAL		Перевіряємо чи позитивний знак струму ЕГП
	LC	M1	Якщо негативний, то переходимо до порівняння струму з уставкою «-50 МА»
	LHLD	DOUTC+2	Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП
	LXI	D, 20H	Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення уставки рівне «+50 МА»
	CALL	RAZN2F	Порівнюємо значення контрольного струму з уставкою, викликом підпрограми порівняння
	JNC	M2	Якщо значення струму більше уставки, то переходимо до аналізу причини появи струму
	JMP	M3	Інакше переходимо до підпрограми підготовки масиву для запису параметрів
M1:	LHLD	DOUTC+2	Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП
	LXI	D, 0FFE0H	Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення уставки рівне «-50 МА»
	CALL	RAZN2F	Порівнюємо значення контрольного струму з уставкою, викликом підпрограми порівняння
	JC	M2	Якщо значення струму більше уставки, то переходимо до аналізу причини появи струму
	JMP	M3	Інакше переходимо до підпрограми підготовки масиву для запису параметрів
M2;	LDA	IC+84	Перевірка роботи каналу РФ
	CPI

0FFH

JZ

01F5AH

Якщо РФ, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив

LDA

SEC+12

Перевірка роботи каналу РТА3

CPI

0FFH

JZ

01F5AH

Якщо РТА3, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив

LD

IC+12

Перевірка роботи каналу ДИФ

CPI

0FFH

JZ

01F5AH

Якщо ДИФ, то переходимо до підпрограми запису параметрів в масив

JMP

01F4DH

Інакше переходимо до підпрограми відключення каналу ЕГП

M4:

LDA

FLAGMP

Завантажуємо в регістр «А» лічильник циклу запису параметрів в масив

CPI

05H

Перевіряємо, чи досяг лічильник значення «5»

JC

M5

Якщо досяг, то переходимо до підготовки масиву для запису параметрів

LHLD

ADRTEK

Запам'ятовуємо в пам'яті адрес масиву параметрів

LDA

DAN02+0

Зчитуємо значення потужності турбіни з масиву «DAN02»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN02+1

Зчитуємо значення потужності турбіни з масиву «DAN02»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DANOUT+4

Зчитуємо значення частоти турбіни з масиву «DANOUT»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DANOUT+5

Зчитуємо значення частоти турбіни з масиву «DANOUT»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN01+0

Зчитуємо значення тиску свіжої пари в ЦПК із масиву «DAN01»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN01+1

Зчитуємо значення тиску свіжої пари в ЦПК із масиву «DAN01»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN01+36

Зчитуємо значення тиску керуючого масла з масиву «DAN01»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN01+37

Зчитуємо значення тиску керуючого масла з масиву «DAN01»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DOUTC+2

Зчитуємо значення струму ЕГП з масиву «DOUTC»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DOUTC+3

Зчитуємо значення струму ЕГП з масиву «DOUTC»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN02+2

Зчитуємо значення контрольного струму ЕГП з масиву «DAN02»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

DAN02+3

Зчитуємо значення контрольного струму ЕГП з масиву «DAN02»

MOV

M, A

Заносимо в «наш» масив

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

IC+84

Зчитуємо з масиву «IC» ознаку спрацювання релейної форсировки

ANI

01

Виділяємо нульовий біт шляхом логічного множення

MOV

B, A

Зберігаємо число в регістрі «B»

LDA

SEC+12

Зчитуємо з масиву «SEC» ознаку спрацювання РТА3

ANI

02

Виділяємо перший біт шляхом логічного множення

ORA

B

Логічно сумуємо з регістром B

MOV

B, A

Зберігаємо число в регістрі «B»

LDA

DIN+13

Зчитуємо з масиву «DIN» ознаку спрацювання диференціатора

ANI

04

Виділяємо другий біт шляхом логічного множення

ORA

B

Логічно сумуємо з регістром B

MOV

M, A

Записуємо в масив зборку дискретних команд (РФ, РТА3, ДИФ)

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

SHLD

ADRTEK

Запам'ятовуємо поточний адрес (індекс) масиву в комірці пам'яті

XRA

A

Обнуляємо лічильник числа циклів запису параметрів в масив

STA

FLAGMP

Зберігаємо його в комірці пам'яті

JMP

M6

Переходимо до визначення ведучої ЕОМ і обчислення неузгодженості між контрольним струмом і струмом ЕГП

M5:

LXI

H, FLAGMP

Заносимо в реєстрову пару «HL» адрес лічильника числа повторень циклу запису параметрів у масив

INR

M

Збільшуємо значення лічильника по цій адресі

LHLD

ADRTEK

Зчитуємо поточний адрес індексування масиву параметрів

LXI

D, 0AC00H

Заносимо в реєстрову пару «DE» адресу закінчення масиву параметрів

CALL

RAZN2F

Перевіряємо, чи досягнутий індекс кінця масиву

JC

M6

Якщо так, то переходимо до обчислення значення неузгодженості, інакше

XRA

A

обнуляємо лічильник числа повторень циклу запису параметрів у масив

STA

FLAGMP

запам'ятовуємо його в комірці пам'яті

JMP

M6

і переходимо до обчислення значення неузгодженості

M3:

MVI

A, 5

Заносимо число в лічильник числа повторень циклу запису параметрів

STA

FLAGMP

Запам'ятовуємо його в пам'яті

LXI

H, 0A800H

Заносимо в реєстрову пару «HL» адресу початку масиву параметрів

JMP

01F68H

Переходимо до запису параметрів

M6:

IN

0B8H

Перевіряємо чи є дана ЕОМ ведучою (основною)

RAR

Якщо резервна,

RNC

то виходимо в основну програму, інакше переходимо до обчислення значення неузгодженості

LHLD

DOUTC+2

Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення струму ЕГП

XCHG

Змінюємо місцями вміст регістрів «HL» і «DE»

LHLD

DAN02+2

Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП

DAD

H

Обчислюємо

DAD