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:

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

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

Ш індикація параметра по тиску свіжої пари;

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

Ш відображення величин аналогових сигналів на вході ЕЧСР;

Ш відображення величин аналогових сигналів на виході ЕЧСР;

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

Ш ручне керування електродвигуном МКТ.

Світлодіоди пульта оператора виконують наступні функції:

Ш «ЖИВЛЕННЯ» - вказує про наявність напруги живлення +5В в блоці мікросхеми;

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

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

Ш «КЛАВШИ.» - режим обробки запиту переривання при натиснутій клавіші пульта;

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

Ш «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;

Ш «N» - ЕЧСР працює в режимі регулювання потужності;

Ш «P» - ЕЧСР працює в режимі регулювання тиску;

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

Ш «Н» - режим регулювання по положенню РК (на АЕС не використовується);

Ш ЗАБОРОНА «У» - заборона дії ЕЧСР на «зменшити»;

Ш ЗАБОРОНА «П» - заборона дії ЕЧСР на «додати»;

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

Ш «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:

Ш релейної форсировки (РФ);

Ш диференціатора (ДИФ);

Ш корекції початкової нерівномірності (ПКН);

Ш швидкодіючого післяаварійного керування потужністю (ПАУ);

Ш попереднього захисту (ПЗ);

Ш 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% _ном і наявності прискорення обертання ротора турбіни.

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

I_диф. = K (d/dt - Уст d/dt),

де d/dt - прискорення ротора турбіни;

Уст d/dt - уставка спрацьовування;

К - коефіцієнт підсилення.

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

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

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

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

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

Однак потужність турбіни при зміні частоти буде швидко мінятися на величину потужності ЦВТ, а потужність ЦНТ через наявність великого об'єму промперегріву буде мінятися повільно в міру зміни тиску в промперегріві, тобто початкова нерівномірність регулювання (нерівномірність, коли тиск у промперегріві можна вважати практично постійним) буде велика. Для зменшення початкової нерівномірності при зміні потужності генератора в каналі ПКН виробляється сигнал вбік привідкриття чи призакриття регулювальних клапанів ЦВТ таким чином, щоб зміною потужності ЦВТ короткочасно компенсувати відставання в зміні потужності ЦНТ. З наступною зміною тиску в промперегріві (що свідчить про зміну потужності, яка виробляється в ЦНТ), сигнал каналу ПКН буде зменшуватися й у статиці дорівнюватиме нулю.

При навантаженнях нижче 40% кожен вхід каналу ПКН (потужність і тиск) має постійне значення, рівне значенню відповідного датчика при навантаженні 40%, тому вхідний сигнал коректора при навантаженнях нижче 40% дорівнює нулю незалежно від співвідношення між навантаженням і тиском промперегріву.

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

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

ПАУ1 - 70% N_ном.

ПАУ2 - 60% N_ном.

ПАУ3 - 50% N_ном.

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

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

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

Уставка спрацьовування ПЗ формується відповідно до закону:

_ср. = _ср.о. - K d/ dt,

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

d/ dt - прискорення ротора турбіни;

К - коефіцієнт підсилення.

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

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

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

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

АІР1 - 50% Nн;

АІР2 - 30% Nн;

АІР3 - 0% Nн;

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

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

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

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

Робота повільнодіючого контуру керування турбіною.

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

Ш режим дистанційного керування МКТ (А1);

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

Ш режим регулювання потужності (А3);

Ш режим регулювання тиску свіжої пари (А4).

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

Ш контур регулювання потужності;

Ш контур регулювання тиску (КРТ);

Ш 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:

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

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

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

Ш сигнали від автомата пуску турбіни;

Ш сигнал, пропорційний тиску свіжої пари;

Ш 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:

Ш 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%;

Ш 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:

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

Ш регулюючих пристроїв АРЧМ;

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

Ш пристроїв протиаварійної автоматики;

Ш автомата пуску турбіни;

Ш 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 у, що побічно характеризує рівень термонапруженого стану ЦВТ турбіни, понад значення, що допускаються, відповідним режимом планового регулювання потужності (у_пл) і режимом непланового регулювання (у_нпл). Відповідні швидкості зміни завдання планової і непланової потужності складають 2%/хв і 3%/хв. При підвищенні понад значення, що допускаються, () різниці температур, що більш точно характеризує рівень термонапруженого стану ЦВТ, вводяться команди, що забороняють переміщення МКТ контуром регулювання потужності у відповідну сторону. Цим забезпечується облік обмежень по швидкості прогріву ЦВТ, що задаються звичайно інструкцією з експлуатації турбіни.

При дистанційному керуванні турбоустановкою ЕЧСР за допомогою зовнішніх засобів візуального контролю дозволяє оператору вести зміни потужності енергоблоку в темпі, обмеженому умовами прогріву турбіни. Для виконання цих функцій в складі вихідних пристроїв ЕЧСР передбачене виведення трьох аналогових уніфікованих сигналів на керуючу обчислювальну систему. Один із сигналів відповідає фактичній потужності (N), два інших - значенням потужності, що дозволяються, вбік збільшення і зменшення (N+ і N-). Відхилення фактичної потужності від значень, що дозволяються, визначають діапазон, що дозволяється, для швидких і безпечних змін потужності на даний момент часу.

4. Структура програмного забезпечення

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

Блок-схема математичного забезпечення приведена на мал. 4.1.

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

Подобные документы

• Розробка системи підпорядкованого керування швидкістю тиристорного електропривода постійного струму

  Особливості проектування систем автоматичного керування. Вихідні дані та функціональна схема електроприводу системи підпорядкованого тиристорного електроприводу постійного струму з двигуном незалежного збудження. Синтез системи регулювання швидкості.
  
  курсовая работа [680,2 K], добавлен 22.11.2014
  

• Задачі проектування систем автоматичного керування

  Функціональна схема та вибір тиристорного електроприводу. Параметри об'єкта регулювання. Розрахунок активного опору якоря двигуна та індуктивності кола. Визначення електромеханічної сталої часу. Синтез двозонної залежної системи регулювання швидкості.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 07.05.2014
  

• Розробка нелінійної моделі системи управління паровою турбіною К-1000-60/1500 атомної електростанції

  Розвиток турбобудування, місце ВАТ "Турбоатом" в українській енергетиці. Моделювання систем управління паровими турбінами. Варіанти модернізації гідравлічних систем регулювання. Моделювання систем стабілізації частоти обертання ротора парової турбіни.
  
  курсовая работа [117,4 K], добавлен 26.02.2012
  

• Проект блоку АЕС з реактором ВВЕР-1000

  Южно-Українська атомна електростанція: характеристика діяльності. Теплогідравлічний розрахунок реактора ВВЕР-1000. Нейтронно-фізичний розрахунок реактора. Визначення теплової схеми з турбінною установкою К-1000-60/3000. Основи радіаційної безпеки.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 23.03.2017
  

• Вентиляційні установки

  Електропривод вентиляційних установок. Класифікація вентиляторів, розрахунок та регулювання основних параметрів. Вибір вентилятора та електропривода до нього. Комплекти обладнання для автоматичного керування. Особливості автоматичного електропривода.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 22.02.2011
  

• Аналіз і синтез системи автоматичного регулювання електроприводу постійного струму

  Аналіз стійкості вихідної САР за критеріями Гурвіца і Михайлова. Динамічний синтез системи автоматизації електроприводу, її реалізація за допомогою послідовного й паралельного корегувального пристрою. Синтез САР у просторі станів за розташуванням полюсів.
  
  курсовая работа [3,3 M], добавлен 26.12.2014
  

• Принципова схема автоматичного керування електроводонагрівача

  Робота реле-регулятору температури і реле часу водонагрівача. Пристрій вбудованого температурного захисту з резисторами. Установлення автоматичного режиму роботи. Аварійний режим роботи водонагрівача. Вибір електроустаткування, функціональна схема.
  
  контрольная работа [155,3 K], добавлен 26.11.2010
  

• Розробка автоматизованої системи керування технологічним процесом пароутворення в котлоагрегаті енергоблоку потужністю 225 мВт

  Матеріальний і тепловий баланс барабанного парогенератора. Розрахунок системи автоматичного регулювання температури перегрітої пари на виході з котла. Визначання її надійності. Вибір щитів, пультів та засобів контролю і керування процесом пароутворення.
  
  дипломная работа [360,4 K], добавлен 02.12.2014
  

• Модернізація парогенератора ПГВ-1000 для підвищення коефіцієнта корисної дії та надійності в реакторі ВВЕР-1000

  Конструкція реактора ВВЕР-1000, характеристика його систем та компонентів. Модернізована схема водоживлення і продування парогенератора ПГВ-1000, методи підвищення його надійності та розрахунок теплової схеми. Економічна оцінка науково-дослідної роботи.
  
  дипломная работа [935,6 K], добавлен 15.10.2013
  

• Розробка та дослідження систем регулювання швидкості електропривода постійного та змінного струму

  Розрахунок та дослідження перехідних процесів в однофазній системі регулювання швидкості (ЕРС) двигуна з підлеглим регулювання струму якоря. Параметри скалярної системи керування електроприводом асинхронного двигуна. Перехідні процеси у контурах струму.
  
  курсовая работа [530,2 K], добавлен 21.02.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам