РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
ТЕХНИЧЕСКИЕ
ТРЕБОВАНИЯ
РД 34.35.124-93
РАЗРАБОТАНО предприятием «Уралтехэнерго» при участии фирмы ОРГРЭС, ВТИ, института «БЕСТ» (г. Харьков) ИСПОЛНИТЕЛИ Н.Г. Радюкова, Г.В. Железное (Уралтехэнерго), Н.И. Чучкина (ОРГРЭС), Э.К. Ринкус (ВТИ), Б.М. Гольдрин («БЕСТ») УТВЕРЖДЕНО Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 24.06.93 г. Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ
Настоящие Технические требования распространяются на подсистемы технологических защит (ТЗ) энергоблоков 800 МВт ТЭС и устанавливают основные положения по надежности ТЗ, виды и критерии отказов, требования к составу и нормированию значений показателей надежности, а также требования к диагностике и техническому обслуживанию. Материал предназначен для использования на следующих стадиях создания и эксплуатации АСУ ТП: 1) «Техническое задание» - при установлении критериев отказов, выборе состава и значений показателей надежности ТЗ, требований к техническому обслуживанию и диагностике; 2) «Технический проект» - при выборе технических средств и структур ТЗ и при проектной оценке надежности ТЗ; 3) «Ввод в действие» - при расчетно-экспериментальной оценке надежности ТЗ по результатам опытной эксплуатации; 4) «Эксплуатация ТЗ» - при расчетно-экспериментальной оценке надежности ТЗ по результатам промышленной эксплуатации. Основные термины и определения, принятые в настоящем материале, приведены в приложении 1. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1.1. Система ТЗ является наиболее ответственной подсистемой АСУ ТП энергоблоков 800 МВт, для которых последствия аварий либо ошибочных остановов весьма велики. Подсистема ТЗ выполняет функции управления технологическим оборудованием с целью исключения его повреждения, защиты персонала и предотвращении развития аварии при возникновении аварийной ситуации. Функции ТЗ относятся к дискретным функциям, заключающимся в выполнении по запросам заданной процедуры в соответствующие относительно короткие интервалы времени. 1.2. Для нормирования показателей надежности выделяются две группы ТЗ: 1) ТЗ, особо важные для безопасности, осуществляющие управление оборудованием в аварийных ситуациях, создающих опасность для жизни персонала и сохранности оборудования - ТЗ группы А; 2) ТЗ, важные для надежности, осуществляющие управление оборудованием в аварийных ситуациях, создающих опасность немедленного повреждения оборудования или сокращения его ресурса - ТЗ группы Б. Главной задачей ТЗ группы А является обеспечение безопасности эксплуатации оборудования. Задачей ТЗ группы Б является сокращение экономических потерь, связанных с аварийным режимом. К группе Б относятся большинство ТЗ энергоблока, включая общеблочные защиты, защиты, действующие на снижение нагрузки, и локальные защиты. Разделение защит на группы А и Б с разными последствиями отказов существенно из-за целесообразности использования различных критериев нормирования для этих групп каналов. 1.3. Подсистема ТЗ является многоканальной. Каждый канал реализует определенную простую (неразложимую на составляющие) функцию защиты. Под каналом ТЗ понимается совокупность всех устройств импульсно-логической части (ИЛЧ) и исполнительной части (ИЧ), обеспечивающих выполнение комплекса защитных операций, предусмотренных при аварийном изменении одного из технологических параметров. Каналы ТЗ могут иметь как общие, так и индивидуальные устройства. 1.4. Нормируемые показатели надежности устанавливаются для отдельных каналов ТЗ и для подсистем ТЗ энергоблока в целом. Состав показателей надежности, принципы их выбора и регламентации количественных значений приведены в разд. 2. 1.5. Показатели надежности устанавливаются для двух типов отказов ТЗ, различающихся по характеру последствий: отказы, ведущие к несрабатыванию (НС) и отказы, ведущие к ложному срабатыванию (ЛС). Критерии этих типов отказов следующие. Отказом типа НС является событие, заключающееся в невозможности выдачи сигнала на управление исполнительными органами при условии возможного возникновения запроса на их срабатывание. Отказом типа ЛС является событие, заключающееся в выработке сигнала на управление исполнительными органами при отсутствии условий, требующих их срабатывание. 1.6. Показатели надежности ТЗ определяются с учетом надежности технических и программных средств построения канала ТЗ, периодичности и длительности его технического обслуживания. 1.7. Устанавливаемые требования к надежности не учитывают ошибочных действий эксплуатационного персонала при обслуживании ТЗ и оператора, резервирующего действия ТЗ. 1.8. При нормировании надежности в состав ТЗ включаются схемы управления, выполняющие наиболее ответственные функции1. _______________________ 1 Схемы закрытия стопорных и обратных клапанов на отборах турбины, схемы отключения ПТН-А (Б), схемы закрытия отсечного клапана и задвижки на подводе газа. В составе технических средств ИЧ ТЗ не учитываются исполнительные механизмы, кабель и силовые коммутационные, устройства. 2. СОСТАВ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ
|
Канал ТЗ |
Совокупность всех устройств импульсно-логической (ИЛЧ) и исполнительной части (ИЧ), обеспечивающих выполнение комплекса защитных операций, предусмотренных при аварийном изменении одного из технологических параметров. |
Отказ типа «Несрабатывание» |
Событие, заключающееся в отсутствии сигнала на управление исполнительными органами при наличии запроса на их срабатывание. |
Отказ типа «Ложное срабатывание» |
Событие, заключающееся в выработке сигнала на управление исполнительными органами при отсутствии условий, требующих их срабатывания. |
Коэффициент использования установленной мощности. |
|
ТЗ группы А |
ТЗ, важные для безопасности, управляющие оборудованием в аварийных ситуациях, создающих опасность для жизни персонала и сохранности оборудования. |
ТЗ группы Б |
ТЗ, важные для надежности, осуществляющие управление оборудованием в аварийных ситуациях, создающих опасность повреждения оборудования или сокращения его ресурса. |
Справочное
СООТНОШЕНИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАЩИТ
Логические условия формирования команд |
Вероятность невыполнения заданной функции (независимо от наличия запроса) Qi |
Параметр потока ложных срабатываний wi |
Один из одного |
|
|
Один из двух |
|
|
Два из двух |
|
|
Два из трех |
|
|
Два из четырех |
|
|
Надежность элементов контролируется специальной системой контроля |
||
Один из одного |
|
|
Один из двух |
|
|
Два из двух |
|
|
Два из трех |
|
|
, , , - |
параметр потока несрабатываний и ложных срабатываний цепочки элементов и системы контроля соответственно; |
|
tв - |
время восстановления отказавшего элемента (принимается tв = 1 ч); |
|
tк - |
время контроля (принимается tк = 1 ч); |
|
tто - |
периодичность опробования защит, ч. |
Справочное
НОРМАТИВНЫЕ
ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
НАДЕЖНОСТИ КАНАЛОВ ТЗ
Наименование защиты |
Вероятность невыполнения заданной функции защиты (независимо от наличия запроса) Qi |
Параметр потока ложных срабатываний wi, l/год |
1 |
2 |
3 |
ОБЩЕБЛОЧНЫЕ ЗАЩИТЫ |
||
Понижения вакуума в конденсаторах |
0,012 |
0,065 |
Осевое смещение ротора * |
0,009 |
0,065 |
Понижение давления в системе смазки * |
0,009 |
0,065 |
Повышение уровня в ПВД-А (Б) до II предела * |
0,009 |
0,065 |
Отключение блока генератор-трансформатор от внутренних повреждений * |
0,009 |
0,065 |
Закрытие стопорных клапанов турбины |
0,011 |
0,065 |
ЗАЩИТЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ |
||
Понижение расхода воды через обмотку статора генератора |
0,034 |
0,065 |
Понижение уровня масла в демпферном баке (1, 2) * |
0,009 |
0,065 |
Понижение расхода воды в контуре газоохладителей генератора |
0,08 |
0,065 |
Отключение всех маслонасосов системы уплотнения вала генератора |
0,01 |
0,065 |
Понижение температуры свежего пара перед турбиной |
0,009 |
0,065 |
Отключение котла защитами |
0,009 |
0,065 |
ЗАЩИТЫ КОТЛА |
||
Понижение расхода питательной воды через котел |
0,009 |
0,065 |
Понижение давления пара перед встроенной задвижкой |
0,052 |
0,065 |
Повышение давления пара перед встроенной задвижкой * |
0,009 |
0,065 |
Понижение расхода пара через промежуточный пароперегреватель |
0,06 |
0,065 |
Понижение давления газа перед горелками |
0,0165 |
0,065 |
Погасание факела в топке * |
0,009 |
0,065 |
Повышение температуры свежего пара за котлом |
0,081 |
0,065 |
Повышение температуры пара промперегрева |
0,081 |
0,065 |
Отключение всех дымососов * |
0,009 |
0,065 |
Отключение всех дутьевых вентиляторов * |
0,009 |
0,065 |
Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей |
||
ЛОКАЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ |
||
* ТЗ группы А, ответственные за безопасность. |
Рекомендуемое
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ
СТРУКТУРЫ ЗАЩИТ ЭНЕРГОБЛОКОВ
800 МВт НА АППАРАТУРЕ УКТС И ПЕРИОДИЧНОСТЬ
ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
Наименование защиты |
Рекомендуемая структура |
Периодичность ТО |
ОБЩЕБЛОЧНЫЕ ЗАЩИТЫ |
||
Понижение вакуума в конденсаторе |
2×3 |
3 |
Осевое смещение ротора |
1×2 |
1 |
Понижение давления в системе смазки |
2×3 |
1 |
Повышение уровня в ПВД-А (Б) до II предела |
2×3 |
1 |
Отключение блока генератор-трансформатор от внутренних повреждений |
1×1 |
12 |
Закрытие стопорных клапанов турбины |
1×1 |
12 |
ЗАЩИТЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ |
||
Понижение расхода воды через обмотку статора генератора |
2×2 |
3 |
Понижение уровня масла в демпферном баке |
2×3 |
3 |
Понижение расхода воды в контуре газоохладителей генератора |
2×2 |
3 |
Отключение всех маслонасосов системы уплотнения вала генератора |
1×1 |
12 |
Отключение всех масляных насосов системы уплотнения вала генератора |
1×1 |
12 |
Понижение температуры свежего пара перед турбиной |
2×3 |
3 |
Отключение котла защитами |
1×1 |
12 |
ЗАЩИТЫ КОТЛА |
|
|
Понижение расхода питательной воды через котел |
2×3 |
3 |
Понижение давления пара перед встроенной задвижкой |
2×2 |
3 |
Повышение давления пара перед встроенной задвижкой |
1×2 |
3 |
Понижение расхода пара через промежуточный пароперегреватель |
2×2 |
2 |
Понижение давления газа перед горелками |
2×3 |
3 |
Погасание факела* |
2×3 |
3 |
Повышение температуры свежего пара за котлом |
2×2 |
3 |
Повышение температуры пара промперегрева |
2×2 |
3 |
Отключение обоих дымососов* |
2×2 |
12 |
Отключение обоих дутьевых вентиляторов |
2×2 |
12 |
Отключение обоих РВП |
2×2 |
12 |
ЛОКАЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ, БЛОКИРОВКИ |
- |
12 |
ОГЛАВЛЕНИЕ