Приложение А (обязательное). Методика проведения испытаний блоков ТЭС/АЭС с целью определения характеристик кратковременной (импульсной) и длительной разгрузки паровых турбин ТЭС и АЭС

Приложение А
(обязательное)

Методика
проведения испытаний блоков ТЭС/АЭС с целью определения характеристик кратковременной (импульсной) и длительной разгрузки паровых турбин ТЭС и АЭС

А.1 Введение

Необходимость проведения испытаний блоков ТЭС/АЭС с целью получения фактических характеристик КРТ, ДРТ определена:

- невозможностью получения указанных характеристик расчетным путем;

- невозможностью экстраполяции результатов испытаний, полученных для одних турбин, на другие турбины ввиду отличия характеристик ЭГП, регулирующих клапанов, сервомоторов и т.п., в том числе и для турбин одного типа;

- необходимостью подбора значений амплитуды и длительности импульса для получения требуемых характеристик КРТ перед вводом функции КРТ в эксплуатацию.

А.2 Определение механической мощности турбины с использованием измерений мощности генератора и частоты вращения

Механическую мощность турбины определяют в соответствии с уравнением движения

,

(А.1)

где T _j - постоянная инерции ротора турбогенератора и турбины, с;

- номинальная частота сети, рад/с;

- частота вращения ротора, рад/с;

P _г.ном - номинальная мощность генератора, МВт;

P _т - мощность турбины, МВт;

P _г - мощность генератора, МВт.

Исходя из уравнения (А.1) определяют мощность турбины P _т по формуле

.

(А.2)

При проведении испытаний на электростанции необходимо проводить измерение мощности генератора и частоты вращения турбины. Для расчета импульсной характеристики по формуле (А.2) на электрический вход системы регулирования турбины подают прямоугольный сигнал, параметры которого определены в А.4.4.

В составе ЭЧСР реализован алгоритм регулятора частоты вращения. Измерение частоты вращения выполняют с помощью зубчатого колеса, установленного на валу турбины. Датчики частоты при вращении вала турбины формируют импульсные сигналы для расчета текущего значения частоты вращения. Указанные импульсные сигналы целесообразно использовать для расчета импульсной характеристики.

Для турбин, не оснащенных ЭЧСР, должны быть использованы соответствующие устройства для приема импульсных сигналов и расчета частоты вращения, к которым предъявляют следующие требования:

- прием импульсных сигналов от датчика частоты вращения;

- выполнение расчета частоты вращения;

- максимальное время обновления текущего значения частоты на выходе устройства - от 10 до 20 мс;

- погрешность измерения - не более (не хуже) 0,03 %.

Измерение мощности генератора следует выполнять с погрешностью, не превышающей 1 % (с учетом погрешностей измерительных трансформаторов тока и напряжения). Время установления выходного сигнала мощности генератора - не более 50 мс.

Далее в качестве примеров приведены возможные варианты передачи сигналов для расчета импульсной характеристики турбины.

Вариант 1 (см. рисунок А.1). Использовано микропроцессорное устройство с загруженным программным обеспечением, работающее с циклом не более 10 мс и принимающее следующие сигналы:

- импульсные сигналы от датчиков частоты вращения;

- нормированный сигнал от 4 до 20 мА измерительного преобразователя мощности генератора;

- положение регулирующих клапанов высокого и среднего давлений;

- ток управления ЭГП или дискретный входной сигнал ЭЧСР.

Функциями микропроцессорного устройства являются:

- расчет частоты вращения и ее производной;

- умножение производной частоты вращения на константу;

- сложение полученного произведения с сигналом мощности генератора;

- выдача на компьютер результата расчета мощности турбины и инициирующего сигнала разгрузки турбины.

Вариант 2 (см. рисунок А.1). Предполагается выполнение расчета частоты вращения в ЭЧСР или в отдельном устройстве, функционирующем с временем цикла не более 10 мс и принимающем импульсные сигналы от датчиков частоты вращения. Передача сигнала текущего значения частоты вращения, мощности генератора, положения регулирующих клапанов высокого и среднего давлений и инициирующего сигнала разгрузки в компьютер осуществляется с помощью специальных устройств (например, нормирующих преобразователей со временем преобразования не более 2 мс, устройств L-Card Е 140 или L-Card 440 со временем преобразования 1 мс, выходные сигналы которых вводят в компьютер через порт USB).

Предпочтительным вариантом является использование возможностей штатной ЭЧСР для формирования сигналов разгрузки и расчета импульсной характеристики турбины, т.е. вариант 2.

Вариант 1	Вариант 2

ИР - импульсная разгрузка; P _г - мощность генератора

Рисунок А.1 - Схема передачи информации для расчета импульсной характеристики турбины

А.3 Достаточные требования к точности и быстродействию измерения мощности турбины

С учетом имеющихся стандартных средств измерения рекомендуется использовать приборы с временем установления в 4-5 раз меньше времени перемещения наиболее "быстрого" параметра турбины (сервомотора регулирующих клапанов), т.е. от 30 до 50 мс.

Примечание - Приведенные в примере показатели являются усредненными для разных типов турбин и могут служить ориентиром для формирования требований к измерению параметров, необходимых для расчета импульсных характеристик турбин.

Примеры

1 Типичными параметрами процесса изменения мощности турбины при движении сервомоторов регулирующих клапанов с постоянной максимальной скоростью от полного открытия до уровня холостого хода являются:

- запаздывание начала изменения мощности турбины (0,15-0,2 с);

- время достижения 50 % разгрузки турбины ( 0,5 с);

- время, в течение которого мощность турбины изменяется в диапазоне от 0,95 % до 0,05 % от P _ном, составляет порядка 1 с.

2 Приведенные показатели получены для турбин, регулирующие клапаны которых перемещаются в сторону закрытия за 0,15-0,2 с (типичное время для большинства турбин ЛМЗ АО "Силовые машины"), Для турбин Харьковского завода ПАО "Турбоатом" (турбины 300 и 500 МВт) время закрытия регулирующих клапанов варьируется в диапазоне 0,4-0,9 с.

А.4 Методика проведения испытаний для определения импульсных характеристик турбины

А.4.1 Целью проведения испытаний является регистрация процесса изменения мощности турбины в зависимости от амплитуды и длительности внешнего сигнала управления, подводимого на вход системы регулирования турбины.

А.4.2 Перед проведением испытаний должны быть проведены предварительные мероприятия:

- должна быть готова схема регистрации следующих параметров: внешнего сигнала управления, активной мощности генератора, частоты вращения турбины, положений сервомоторов ЧВД, ЧСД и части низкого давления (при наличии);

- должна быть готова схема формирования внешнего сигнала управления. В качестве такого сигнала должен быть прямоугольный сигнал с настраиваемой амплитудой и длительностью. Параметры сигнала должны быть согласованы с входным устройством ЭГП/ЭМП испытуемой турбины. Амплитуда импульса должна настраиваться от 1 до 3 относительных единиц, длительность импульса - от 0,15 до 1 с с дискретностью 0,05 с.

Для турбин, оснащенных электронным регулятором скорости, параметры сигналов (ток) управления КРТ и ДРТ формируются в ЭЧСР, принимающей соответствующие дискретные сигналы от станционного устройства ПА. В этом случае параметры внешнего сигнала управления задаются в программно-техническом комплексе (ЭЧСР).

Турбины с гидравлической системой регулирования оснащены ЭГП или ЭГП-С. Следует иметь в виду, что максимальный входной сигнал ЭГП равен 1 А (4 относительные единицы), а для ЭГП-С входной сигнал ЭГП - 150 мА.

Для отработки требуемых законов изменения мощности турбин, оснащенных ЭГП и ЭГП-С, используют имитатор сигналов (см. приложение Г) для формирования тока управления.

А.4.3 Испытания на остановленной турбине

А.4.3.1 Статические испытания на остановленной турбине

На данном этапе должна быть определена амплитуда управляющего сигнала, при вводе которого в систему регулирования турбины регулирующие клапаны перемещаются от положения полного открытия до уровня холостого хода. Это значение принимают в качестве одной относительной единицы. На работающей турбине при номинальной исходной нагрузке ввод такого сигнала должен привести к ее 100 %-ной разгрузке.

Для турбин, оснащенных ЭЧСР и модернизированной системой регулирования частоты вращения, управляющий сигнал изменяет обобщенный сигнал управления (формируется в ЭЧСР) для соответствующего перемещения регулирующих клапанов.

Для турбин с гидравлической системой регулирования (немодернизированной) ввод электрического управляющего сигнала на вход ЭГП приводит к изменению управляющего давления и соответственно положения сервомоторов регулирующих клапанов турбины.

Таким образом, на остановленной турбине должна быть определена амплитуда сигнала, необходимая для перемещения регулирующих клапанов в полном диапазоне нагрузки. Этот сигнал принимают за одну относительную единицу (одну неравномерность). На рисунках А.2 и А.3 приведены характеристики положения регулирующих клапанов для турбины K-800-240 и турбины K-300-340.

Для каждой турбины соответствующие характеристики и информация о положении регулирующих клапанов при номинальной нагрузке и на уровне холостого хода должны быть представлены эксплуатирующей организацией до начала испытаний организации, проводящей испытания КРТ и ДРТ.

Рисунок А.2 - Зависимость положения сервомоторов регулирующих клапанов РК ВД и РК СД турбины K-800-240 (ЛМЗ АО "Силовые машины") от сигнала управления ЭЧСР в нормальном режиме

Рисунок А.3 - Зависимость положения сервомоторов регулирующих клапанов РК ВД и РК СД турбины K-300-240 (ПАО "Турбоатом") от сигнала управления ЭЧСР в нормальном режиме

А.4.3.2 Динамические испытания на остановленной турбине

Целью этой части испытаний является оценка времени запаздывания начала перемещения сервомоторов и времени их перемещения при движении с максимальной скоростью на всем диапазоне, при этом ее проведение не является обязательным, однако она позволяет сопоставить заявленные заводом-изготовителем значения времени сервомоторов с экспериментальными.

Устанавливают сервомоторы ВД и СД в положение 100 %. При готовности схемы регистрации в систему регулирования турбины вводится поочередно сигнал, соответствующий 0,5; 1,0; 2,0; 3,0 отн. ед. прямоугольной формы и длительностью, превышающей указанное заводом-изготовителем время перемещения сервомоторов. По зарегистрированному процессу перемещения сервомоторов определяют время запаздывания сервомоторов и, убедившись в движении его с постоянной максимальной скоростью на всем диапазоне, время перемещения от полного открытия до уровня холостого хода и до полного закрытия. Определяют также время движения сервомоторов при их движении в сторону открытия регулирующих клапанов. Проводят сравнение полученного значения с данными завода - изготовителя турбины. Типичный процесс изменения положения сервомоторов регулирующих клапанов, например ЧВД и ЧСД, при подаче импульса на вход ЭГП представлен на рисунке А.4.

A _и - импульс на входе ЭГП; РК ВД, РК СД - положения сервомоторов ВД и СД; t _зап.ВД, t _зап.СД - время запаздывания сервомоторов РК ВД и РК СД; t _{закр.ВД} - время перемещения сервомотора ВД; t _{зап.откр.ВД} - время запаздывания на открытие сервомотора ВД

Рисунок А.4 - Характеристика положения сервомоторов ВД и СД при импульсной разгрузке

А.4.4 Импульсные испытания на работающей турбине

А.4.4.1 Оборудование турбины и энергоблока подготавливают в соответствии с инструкциями по эксплуатации электростанции и согласно требованиям технологического регламента безопасной эксплуатации блока АЭС.

Подготавливают технические средства (имитатор сигналов) для ввода управляющего сигнала в ЭГП и для регистрации переходных процессов.

А.4.4.2 Устанавливают на энергоблоке номинальную нагрузку, регистрируют технологические параметры энергоблока (турбины) в соответствии с приложением В.

А.4.4.3 Вводят в ЭГП (ЭЧСР) импульсы 0,5; 0,75; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 и 3,0 отн. ед. Длительность импульсов T _и увеличивают от 0,2 с до значения, обеспечивающего динамический диапазон разгрузки от 30 % до значения максимальной ступени КРТ.

Для турбин АЭС количество импульсных воздействий должно быть минимизировано и соответствовать требованиям к количеству ступеней КРТ, ДРТ на блоках АЭС, определенных в 4.2.

Перечень испытаний КРТ, ДРТ должен быть согласован с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

После выполнения опытов по А.4.4.3 и определения требуемых величин амплитуды и длительности импульсов для ступеней КРТ должна быть проведена проверка устойчивости работы блока при выполнении КРТ при нагрузках блока меньше номинальной. Нагрузка блока и выбор ступеней КРТ для проведения указанных опытов должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Рекомендуемой нагрузкой блока для проведения проверки является нагрузка, соответствующая величине технологического минимума блока.

А.4.4.4 Импульсные испытания с длительной разгрузкой энергоблока

Перед совместным проведением испытаний кратковременной (импульсной) и длительной разгрузками турбины должен быть выполнен анализ их нагрузочной характеристики (зависимость измеренной мощности от заданного значения мощности), которую предоставляет эксплуатирующая организация. С помощью этой характеристики выбирают амплитуду сигнала ДРТ. Если нагрузочная характеристика линейная, величина ДРТ должна находиться внутри регулировочного диапазона энергоблока. Если нагрузочная характеристика нелинейная, целесообразно выбрать амплитуды сигналов, обеспечивающих величину разгрузки с учетом выхода в послеаварийном режиме на линейную часть нагрузочной характеристики между точками А и Б (см. рисунок А.5).

Рисунок А.5 - Пример нагрузочной характеристики турбины

Устанавливают на энергоблоке номинальную нагрузку, фиксируют на оперативной станции БЩУ параметры систем автоматического регулирования и энергоблока (турбины) в соответствии с приложением Д.

Вводят в ЭГП/ЭМП сигналы импульсной и длительной разгрузок не более одного или двух раз.

Процесс импульсной разгрузки с последующим ограничением мощности регистрируют в течение 40-60 с.

При вводе в эксплуатацию новых энергоблоков АЭС испытания с целью настройки и определения характеристик КРТ и ДРТ проводят в период опытно-промышленной эксплуатации на уровнях мощности 50 %, 75 %, 100 % (по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике).

Для блоков АЭС после их модернизации испытания предпочтительнее проводить с базовой нагрузкой в объеме, согласованном с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

А.4.4.5 Методика получения импульсных характеристик турбин, подключенных к противоаварийной автоматике

Оборудование турбины и энергоблока подготавливают в соответствии с инструкциями по эксплуатации электростанции.

Подготавливают технические средства (имитатор сигналов) для ввода управляющего сигнала в ЭГП (ЭЧСР) и регистрации переходных процессов.

Испытания на блоках АЭС следует проводить с подачей сигналов в ЭЧСР от устройств ПА в нижеприведенной последовательности:

а) устанавливают на энергоблоке номинальную нагрузку, регистрируют технологические параметры энергоблока (турбины) в соответствии с приложением Д;

б) имитируют сигналы запуска ПА разных ступеней (пример рабочей программы приведен в приложении Е);

в) после выполнения испытаний по перечислениям а), б) должна быть осуществлена проверка устойчивости работы блока при выполнении КРТ при нагрузках блока меньше номинальной. Нагрузка блока и выбор ступеней КРТ для проведения указанных испытаний должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Рекомендуемой нагрузкой блока для проведения опыта является нагрузка, соответствующая технологическому минимуму блока (для генерирующего оборудования, указанного в 1.7) или уставке блокировки КРТ (при наличии блокировки КРТ для генерирующего оборудования, указанного в 1.6), увеличенной на  5 % от соответствующей уставки.

А.4.4.6 Проверку всех предусмотренных блокировок срабатывания КРТ, ДРТ (для генерирующего оборудования, указанного в 1.6)

Проверку блокировок срабатывания КРТ, ДРТ проводят путем проведения испытаний с исходной нагрузкой соответствующего генерирующего оборудования, меньшей уставок указанных блокировок на величину не более 5 % от соответствующей уставки.

Указанные испытания допускается проводить на остановленной турбине.

А.4.4.7 Проверка предусмотренной в САУ логики обработки последовательно поступивших команд на реализацию КРТ, КДРТ, ДРТ

Для генерирующего оборудования, указанного в 1.7, проводят испытания с поступлением в САУ двух последовательных команд на реализацию КРТ, КДРТ, ДРТ с целью проверки выполнения требований 4.6, 4.10-4.13.

Для генерирующего оборудования, указанного в 1.6, проводят испытания с поступлением в САУ двух последовательных команд на реализацию КРТ, КДРТ, ДРТ с целью проверки соответствия фактического результата логике, предусмотренной проектными решениями по соответствующей САУ.

Указанные испытания допускается проводить на остановленной турбине.

А.5 Методика обработки результатов испытаний

А.5.1 Возможны два варианта построения импульсной характеристики:

- с использованием программы расчета мощности турбины по формуле (А.2);

- дифференцированием частоты вращения ротора, построением процесса изменения ее производной, которую используют для построения импульсной характеристики согласно формуле (А.2).

В обоих случаях отсчет времени осуществляют относительно переднего фронта входного импульса ЭГП (ЭЧСР).

Образец протокола обработки результатов испытаний для расчета импульсных характеристик турбины приведен в таблице А.1.

Таблица А.1 - Протокол обработки результатов испытаний для расчета импульсных характеристик турбины

Время, с	Мощность генератора, МВт	Мощность генератора, отн. ед. (относительно номинальной мощности)	Частота вращения, об/мин	Частота вращения, рад/с	Ускорение, рад/с 2	Мощность турбины, отн. ед. (относительно номинальной мощности)
0	-	-	-	-	-	-
0,01	-	-	-	-	-	-
0,02	-	-	-	-	-	-
...

В качестве примера в приложении Ж приведены результаты испытаний и расчет импульсной характеристики для турбины K-225 Харанорской ГРЭС с использованием графического дифференцирования текущего значения частоты вращения турбины.

А.5.2 Импульсная характеристика позволяет определить следующие показатели процесса:

- время запаздывания начала снижения мощности турбины;

- время уменьшения мощности турбины на 50 %;

- скорость снижения мощности турбины в диапазоне нагрузок 95 % - 20 % в секунду;

- максимальное снижение мощности турбины;

- время начала увеличения мощности турбины после ввода управляющего сигнала;

- время уменьшения мощности турбины до минимального значения.

А.5.3 На основании результатов расчетов глубины разгрузки турбины в зависимости от длительности импульса при его постоянной амплитуде строят импульсные диаграммы турби