TURBINE GOVERNING SYSTEM (TGS) 

The TGS comprises of the following sub‐systems: 

A. Speed controller 

B. Load controller 

C. Pressure controller 

D. Control mode selection and Electro ‐ hydraulic converter (EHC) 

E. Mechanical hydraulic controller (MHC) 

F. Servo Motors of the control valves. 

The first four subsystems form the electro hydraulic controller. Both EHTC and MHC acts on the valve servo motors through selection criterion which ensures that MHC acts as backup to EHTC. Similarly  selection  circuit  of  EHTC  ensures  that  one  of  the  controllers  influence  the  control action at a time. 

ELECTROHYDRAULC TURBINE CONTROL (EHTC) 

EHTC has the task to control the steam flow through the main control valves and accordingly the  speed, as well as  the  load of  turbine generator  for any operating  condition  i.e.  startup,       loading, operation under load, shutdown, and load rejection. 

EHTC consists of the following basic control loops:‐ 

a) Speed Control Loop 

b) Load Control Loop 

c) Pressure Control Loop 

d) Control mode selection & Electro Hydraulic Converter. 

A. SPEED CONTROL LOOP 

The  function  of  speed  Control  Loop  is  to  control  the  TG  set  during  start  up  and  during synchronisation with  the  distribution  system. While  the  TG  set  is  operating  under  load  the speed controller serves as an overspeed limit controller.lt keeps the speed increase below the over speed trip setting. The speed increase generally results from partial or full toad rejection due to disturbance  in grid. The setpoint to the speed controller  is time dependent reference speed (Nr) and the feedback signal is the turbine speed (Nact).   

The speed control loop consists of 

i) Speed reference setter (SRS)   

ii) Speed reference limiter (SRL)   

iii) Speed controller 

i) Speed reference setter     

It accepts signal from manual push button  in UCB,  it can also have the provision of accepting signal from F.G. control (functional group) during startup in auto mode and from synchroniser during  synchronisation. Manual P.B  signal has  got  first priority.  Speed  reference  signal  is  an electronic module with a motorised setpoint setting facility.lts output Nr is proportional to 0‐10 volts which  corresponds  to 0‐3600  rpm. Nr  is displayed  in operators  tile When  turbine  trips speed reference setter goes to follow up mode i.e., its output follows the actual turbine speed with  a  constant  negative  error.  During  normal  operation when  speed  control  not  in  active speed reference follows the actual speed by +15 rpm.   

ii) Speed reference limiter   

It determines the acceleration rate. It is basically an integrator. The integration can be stopped by  a  binary  signal.  The  upper  and  lower  limit  of  the  acceleration  rate  can  be  set  by potentiometers  in  the electronic module  Speed  reference  signal  also  gets  influenced by  the signal coming from TSE. Influence of TSE can be switched on or off from the EHC cabinet. 

When  turbine  trips  SRL  goes  to  fast modes, when  TSE  fault  appears  SRL  stops  integration (Provided  TSE  influence was  on)  stop  reference  limiter  indication  comes  at  the  same  time Output of SRL is known as N which is again 0 ‐ 10 volts signal is also displayed in operators tile and corresponds to 0 ‐ 3300 rpm 

iii)      Speed controller 

It is a proportional type of controller which requires a finite deviation (Nrtd ‐ Nact) to give an output signal.  In case of faults  in the other control  loops speed control  loop may be used for load  control  of  TG.  But  due  to  proportional  characteristics  of  speed  controller Nrtd  should always be kept at a value more than the actual speed in order to keep the control valves open. For that purpose an adjustment is required which is known as droop. If required N is 3150 rpm in  order  to  load  the  TG  set  fully  at  an  actual  speed  of  3000  rpm,  then  droop  is (3150‐3000)/3000*100 or 5%. 

During startup at different time the TG set may be synchronized at different throttle pressure. But  in order to synchronies at  lower throttle pressure the opening of control valve should be more to get the required speed. So a corrective signal Known as “No load correction" is added to Nrtd as shown in the scheme. Actually Δn = f (p) [function of throttle pressure] This no load 

correction  is approximately 100 Bar = 20 rpm. This correction  is high  if the pressure‐  is  lower and vise versa. Output of speed controller goes to selection circuit. 

B. LOAD CONTROL LOOP 

Immediately after  the synchronization of  the TG set  to  the grid,  the  load controller assumes control of the turbine. Its main components are   

i) Load reference setter (LRS)   

ii) Load reference limiter (LRL)   

iii) Load controller 

i) Load reference setter   

It  is  an  electronic module with  a motorized  potentiometer  setting  arrangement.  lt  receives raise or lower command from UCB PB. When the unit is running in CMC, output of LRS follows the load demand signal from ACS 

ii) Load reference limiter   

It accepts signal from LRS. lt determines the rate of load change. The load changing rate is set from  UCB  PB  in  turbine  operators  desk.  Allowable  load  rate  change  signal  from  TSE  also influences  the LRL.  In  fact,  the minimum of  load changing  rate  set by  the operator and  that allowed by TSE determines the actual rate of change. There is one absolute load limit setter in EHC cabinet. Whatever be the load set by the operator or that allowed by TSE the load cannot exceed  the  setting  of  the  absolute  load  limit  setter.  Load  ref.  limiter  (LRL)  is  basically  an integrator with adjustable time of integration. In case of the following LRL stops integration:   

a)    TSE influence ON & TSE fault appeared   

b)    Pressure control active in limit pr. mode & load ref > pr lim by some adjustable setting (20 MW or so),   

c)    During auto startup of turbine if "Block speed & load ref integration" signal comes from FGC.    After load reference limiter, two signals are added to the load reference 

a)    A pressure influence signal Pr Δp   

b)  A frequency influence signal Pr Δf 

The magnitude of frequency deviation from rated frequency  is a measure of the ratio of  load generated to the load demand. In case of load deficit load frequency will drop. In load control loop there  is an electronic circuit which compares the grid frequency with the rated one and 

generates  a  corrective  signal which  is  added  to  the  load  reference.  This  takes  care  of  the deviation  in  grid  frequency.  The  frequency  influence  can be  switched ON  or OFF  from  EHC cabinet. 

Now frequency influence of power (Pr Δf) can change the load set point if frequency goes over 3020 rpm and this set point change can be 15 MW maximum, so set point will reduce by 15 MW  at  rate  which  can  be  set  from  cabinet.  Similarly  if  frequency  goes  below  2980  then machine will  load by maximum 15 MW, set point will change by 15 MW and rate can be set from cabinet. 

Over above  this  frequency  correction,  there  is a  limit  frequency  influence which  comes  into effect only when the speed is in the higher range and when the RPM goes above 3078. If rpm goes over 3078 then machine  is unloaded at the rate of 3.3 MW / rpm and this unloading  is due  to droop of machine  (5%) &  if machine  rpm goes over 3228  then machine  is unloaded fully. This unloading  is through reducing the output of the  load controller and hence  load set point does not change  it  remains where  it was. So  if  frequency  falls and comes below 3078 machine will pick up load. 

Pressure  influence on  load  (Pr ΔP)  is added when pressure  is more or  less  than set pressure then  load will  vary  depending  upon  deviation.  If  the  pr  set  point  is  deviated  by  10  kg/cm2   then MW is reduced by 15 to maintain boiler pressure either in higher or lower side. However, this setting has been set to zero. 

Load Gradient : 

In auto means  it will  follow operators set  load rate  (at turbine desk) and  in manual means  it will follow internal set rate ( 60MW/min ). It can be made ON/OFF when p & Pr lim difference is minimum. 

iii) Load controller : 

It is a PI action controller so it maintains the load very close to the load reference. 

The  characteristics  changes  during  isolated  operation.  During  isolated  grid  condition  Load Controller becomes P ‐ Controller (gain changes). 

Isolated grid comes under following condition: 

1. Speed & Pr Controller Not in service &   2. Load Controller ON & Load controller active &     3. f >3024 rpm 

There  are  two  following  circuits which  are  taking  input  from  speed  controller  and  pressure controller to make load controller to follow the above two controllers which ever in service. If Speed Controller is active then load controller follows 100 mV below Speed controller output. 

If pressure controller  is active then  load controller  follows 150 mV above pressure controller output. 

Here one thing is noticeable that controller set point does not change. Only controller output is made  to  track as near as possible  to  the active controller  (speed or pressure  ).  If  it was not made  so  then  Load  controller would have gone  to  saturation and  then  for bringing back  to service more time would have required. 

When  Load  controller  in  service  then  one  should  not make  it OFF  because  that  time  toad controller is controlling turbine so if Load Controller is made off means ‐10V supply is directly given  to  it which means  turbine  load may  be  thrown  off.  So  it  is  advisable  to make  load controller off when Speed controller  is  in service  if required so. Of course Load controller can be  scheduled  off  from UCB.  This  is  indicated  by  the  blinking  yellow  on  lamp  in  the  panel. Scheduling  off  stops  the  tracking  of  speed  set  point  and  the  speed  set  point  now  can  be manually  increased until  the speed controller becomes active. When speed control becomes active the load controller is scheduled off and the yellow lamps become steady. 

C.   PRESSURE CONTROL LOOP 

The error signal for this controller is obtained from CMC. The pressure controller controls the turbine  load    with    respect  to    main    steam    pressure deviation and prevents a pressure drop  during  a  quick  load  increase.  There  are  two  possible modes  of  control    in  pressure control loop. 

i) Limit pressure control   

ii)      Initial or Throttle pressure control. 

i) Limit pressure control 

When  unit  is  running  in  load  control  mode,  due  to  some  disturbances  in  boiler,  throttle pressure may  decrease. As  a  result  pressure  deviation    (prref  ‐  pract) will  increase.  Pressure controller  is basically a PI controller but  its characteristic  is such that  its output will decrease when  deviation  increases.  Thus  when    deviation    goes  on  increasing,  at  certain    point, output of pressure controller comes below load controller. Hence pressure controller will take the  control of  the unit  from  the  load  controller because  there  is one MIN  gate  at  the  final phase of the selection circuit i.e. it is the controller having minimum output that will take the control.  But  if  limit  pressure mode  is  selected  by  the  operator  at  the  desk,  the  pressure controller will not take any corrective action until delta P goes above a definite value (i.e. 15 kg/cm2). When actual pressure touches this limit value the pressure controller takes corrective action and modulates the control valves to keep the pressure at this limit. 

ii)        Initial pressure mode: 

If this mode is selected by the operator, the pressure controller, if selected by the selection ckt 

keeps the throttle pressure very close to the pressure reference value. Initial pressure mode is automatically selected if there is run back or if turbine follow mode is selected. 

D. Control Mode Selection and Electro‐hydraulic Converter 

Selection  ckt  consists  of  mainly  MIN  and  MAX  gates,  these  controllers  are  meaningfully connected to the "Position controller" The selection ckt automatically selects which one of the controllers should be in service at a time. Output of the controller selected by the selection ckt goes  to  the  position  controller  as  the  position  set  point.  The  position  controller  actually controls  the position of  the plunger of  the EHTC coil. Thus EHTC converts electrical signal  to secondary  oil  pressure.  The  actual  value  of  the  plunger  coil  position  is measured  by  two transmitters. Minimum value of positions given by the two transmitters  is taken as the actual value. 

E. MECHANICAL HYDRAULIC CONTROL (MHC)    

The MHC comprises the following: 

i)        Starting device (Starting & load limit) 

ii)        Speeder gear (Reference speed & load adjustment) 

iii)        Hydraulic speed governor 

iv)        Hydraulic amplifier 

Starting device  is used to run up turbine up to the speed of 2500 rpm. After synchronization the  same device  is used  as  load  limiter.  For every position of  the  starting device  there  is  a corresponding auxiliary secondary oil pressure. The speeder gear takes over the control action after the speed of 2500 rpm. The speed error acts on the bellow which modulates the aux. sec. oil pressure. The minimum of the aux. sec oil pressure from starting device and speeder gear is sent as an input to hydraulic amplifier. 

F.      SERVO MOTORS OF CONTROL VALVES: 

Effective sec. oil pressure of HP and IP control valves are computed as the minimum secondary oil pressures due to EHTC and MHC. 

HYDRAULIC SPEED TRANSMITTER 

The  MOP  shaft  carries  the  hydraulic  speed  transmitter.  The  hydraulic  speed  transmitter operates on the same principle as a centrifugal pump impeller. The variation of the pressure in the  primary  oil  circuit  due  to  speed  variation  serves  as  a  control  impulse  for  the  hydraulic speed governor. 

ELECTRICAL SPEED TRANSMITTER 

The electrical speed signals originates  from  the electrical speed  transducers which consist of three  Hall  generators  and  a  non‐magnetic  aluminum  disc  with  120  permanent  magnets arranged around  its circumference  located on the MOP shaft. When the disc rotates with the pump running, the permanent magnet of the aluminum disc act upon the three stationary Hall generators,  two of which  supply a voltage pulse  to  the pulse converter each  time a magnet passes. Third  is a spare. For safety reasons, the actual speed  is sensed and processed via two separate channels. In the event of failure of one channel the second is automatically switched in  and  an  alarm  given.  The  voltage pulses  are  amplified  and  converted  to  a measurable DC voltage  which  is  proportional  to  speed  in  the  pulse  converter  and  then  fed  to  the  speed measuring unit of EHTC. From speed measuring unit speed signals are also provided to the TSE, ATT and recorders. 

FIRE PROTECTION OF TURBINE 

If  any  fire  occurs  in  the  turbine  floor  then  turbine  is  to  be  stopped  and  put  on  barring depending on the severity of fire. If fire occurs away from the turbine then it is less dangerous (means it is not required to put all oil pumps off) so turbine can be kept rolling on barring gear. But  if  fire  is near the turbine then  it  is dangerous as  fire may catch oil there by endangering turbine so all oil pumps are to be stopped and only oil supply is to be given for bearings. So for that purpose  fire protection 1 and  fire protection 2 push button have been provided on  the turbine desk. Logic sheet is attached . 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

UNIT OPERATION MODES 

The Unit can be operated in four different modes 

1. Coordinated mode 2. Boiler follow mode 3. Turbine follow mode 4. Runback mode 

1.  COORDINATED MODE   

BOILER MASTER AND GENERATION OF FUEL / AIR SET POINT 

The function of the boiler master auto / manual station on UCB is to provide a set point for fuel and air flow i.e. fuel demand and air demand signals. In co‐ordinated mode it is equal to sum of boiler load set point and master controller (PID) output. In this mode master controller acts on DP error. The fuel demand as generated is compared with actual air flow and a minimum of the two is selected as the fuel set point. 

The air demand as generated is compared with ∑ fuel flow & 30% of air flow and maximum is selected as air set point. This MIN / MAX selection ensures an air rich furnace. When fuel / air demand  increases the MAX gate first  increases the air set point and when fuel has decreased the MAX gate permits reduction of air flow also only after fuel has decreased. 

Fuel control error   

Oil  flow  to  burners  and  feeder  speed  (which  is  the measure  of  coal  flow)  along with  C.V corrections  added  to  get  total  fuel  flow.  Cabinet  adjustments  are  provided  to  take  care  of individual calorific values  to obtain  total  fuel  flow as  fuel oil equivalent  (FOE). The  total  fuel flow (FOE)  is compared with fuel set point to generate fuel control error. This control error  is fed through (PI) Controller (Master Fuel Controller) to all feeders in parallel and each feeder is provided with a bias and an auto / manual station. 

Secondary Air Flow Control 

As mentioned earlier, air demand is generated as the MAX of the following: 

a. Air demand from Boiler Master b. Fuel flow c. A safe minimum 30% air setting 

Actual air  flow  is measured at the suction of each one of  the FD  fans  (Piezometric ring) Two transmitters per fan are provided, sum of the two selected transmitters give the secondary air flow.  Primary  air  flow  is  added  to  this  to  give  total  airflow which  is  used  for  combustion control, purge  logic, SADC. Secondary air  flow  is measured  in aerofoil near  the windbox  (left 

and right). Now, this actual air flow is compared with the air set point and then modified by O2 

trim to generate the air flow control error. This signal  is doubled  in case only one out of two running  fans  available  for  automatic  control.  An  equalizing  and  biasing  signal  is  added  to equalize  and  bias  the  individual  fan  air  flows.  Control  signal  thus  formed  operates  on  the individual  controller  (for  each  fan) whose  output  fires  the  thyristor  drives  of  the  415 V AC motors for blade pitch control. An auto / manual station is provided for each fan. 

O2 TRIM 

A selection station and a setter for oxygen set point are provided to achieve the desired excess air. If variable O2 set point (SP) is selected, set point is generated by a function generator which is a function of max (air flow SP and total air flow). In other mode SP is set from UCB. O2 in flue gas  is  compared with  this  SP  and  error  is  fed  to  PI  controller,  output  of which  is  limited between 0.8 and 1.2% of  total air  flow. O2  ‐ PI controller output multiplied by  total air  flow (actual) makes  the FD  fan blade pitch  controllers  look at  the air  flow as  if  it  is more or  less depending on O2 ‐ PI controllers output on higher side or lower side. O2 probes are provided at the outlet of economizer and average of any two of the four can be selected for control. These probes are zirconium oxide probes working on the principle of partial pressure of oxygen. 

Generation of Δ P / Δ MW Signals 

The pressure set point  is compared with actual throttle steam pressure to obtain the control error signal DP. Three pressure transmitters are provided for redundancy along with deviation monitoring and middle of the three is selected as actual pressure. In case of two transmitters fault, the control is put to manual. The pressure set point generated in this circuit is also sent to HP Bypass Control. Actual MW signal (middle of 3 transmitters) is sent from turbine cabinets to CMC cabinet where AMW signal is formed as the difference between load demand to actual MW. 

Generation of Load Demand Signal 

Load Demand is the MW set point signal for boiler combustion control and turbine (EHC). This signal is generated as follows : 

Target Load (MW set point) for the unit is set either by UCB operator or in auto mode by ADS mode. Digital  display  is  provided  for  target  load.  This  target  load  is  subject  to MIN & MAX Limits, set by  the UCB operator. After  this  limiting,  target  load  is subjected  to a  rate control which varies the MW set point signal at the rate set by the UCB operator or as permitted by the  TSE whichever  is  lower. As  in CMC both  turbine  and BM  are on  auto  input  to  the  rate controller  will  be  the  target  load  set  point.  To  this  rate  controlled  set  point  a  frequency influence correction signal is added and Load Demand signal is formed. 

To  ensure  that  the  unit  is  following  the  load  set  point  closely,  an  inhibit  increase/decrease feature is provided. If any of MW, steam pressure, FW flow, fuel flow deviates from set point significantly or has reached the MAX/MIN limits, the load demand is inhibited from increasing 

or decreasing as the case may be. Similar signals for air flow & turbine load limit active are two additional signals to inhibit increase of load demand.   

Selection of CMC 

1. Put air control on Auto ( at least one FD fan ) 2. Put feeders speed control on auto after varying Fuel Master (FM) output 

and making feeder speed controller error zero. 3. Vary Blr master output so that FM error becomes zero. Then put FM on auto. 4. Make throttle pr. set point and actual pr. difference zero 5. Put BM on auto 6. increase / decrease unit master output so that it becomes equal to actual 

load. [wait until load set value and load actual value matches as shown in the CMC panel digital indicator] 

7. From TG desk put turbine control on auto. 8. Press coordinated push button along with manual release on CMC desk. 

BOILER FOLLOW MODE 

In  this mode  turbine  is  in manual and  the  load  is set at  the  turbine desk. The Boiler  in auto follows the turbine and fires to maintain the throttle pressure. It means boiler master has to be on Auto.  If  for any reason or the other the Load demand set point signal  is not available the turbine load has to be set manually and the system can be switched to boiler follow mode. In boiler  follow mode  set point =  sum of boiler  load  index  and Master  controller output  (PID) acting on ΔP. 

In boiler follow mode as turbine is on manual so input to SPCM wilt be turbine load set point, i.e. ∑Pr     

Selection of Boiler Follow Mode 

1. Put all AIR, FW, Fuel Master Controller on Auto. 2. Put Boiler Master Controller on Auto. 

If  the unit  is  in  turbine  follow or  coordinated mode  automatic  change over  to boiler  follow occurs under following conditions 

Turbine goes to manual because of any reason or operator action . 

(Pr CMC ‐ Pr lim) > 60 MW   

TURBINE FOLLOW MODE 

It means turbine control has to be on Auto. On turbine follow mode the unit load is controlled through boiler,  acting on  the  firing  rate  in  the  same manner  as  the  steam pressure  control 

described  in  CMC mode.  The  pressure  is  controlled  by  EHTC  system  utilizing  the  pressure deviation  formed  in  the boiler master  control  system.  In  turbine  follow  turbine operates  in initial pressure mode. 

In TFM set point = Sum of boiler load set point and master controller output (acting on Δ MW Error) 

Selection of Turbine follow mode 

1. Boiler master on manual   2. Confirm that Throttle pressure deviation is zero 3. Put turbine in Auto from turbine desk 4. Press " Turbine  follow " push button    along with    manual  release on CMC desk and 

turbine goes to initial pressure mode from LMT Mode by itself. 5. Now load set point can be changed by varying the boiler master manually. 

RUNBACK MODE 

Under  runback conditions  the  firing  rate  for  the boiler must be  reduced  to preset values, as close as possible to the tolerable limits. Therefore the swings of firing rate caused by the action of the PID controller must be avoided. As consequence of this condition the system has to be switched to pure feed forward control, where the firing rate set point is directly proportional to the load capability signal. To avoid any mismatch between steam production of the boiler and the turbine load, the turbine has to be switched to initial pressure control, as with TFM. 

RUNBACK RESETTING 

Let the boiler master be in Auto 

Reduce  load set point  from  the  turbine desk  to a value slightly  less  than "Load set point" so that " Runback in Operation" resets, 

 

 

 

 

 

 

 

HP ‐ LP BYPASS 

LP BYPASS CONTROL   

The  function  of  this  controller  is  to  control  the  pressure  of  R/H  system.  The  steam which cannot be accepted by the medium pressure and low pressure turbine stages are bypassed to the  condenser  during  start  up  and  shutdown  of  the  turbine  on  partial  load  below  boiler minimum load in case of load rejection, turbine trip etc. The LP turbine bypass controller (LPB) comprises: 

1. Pressure control loop   2. Valve position control loop   3. Tracking unit   4. Automatic control interface 

Pressure control loop consists of: 

1. Set point derivation equipment 2. Pressure controller 3. Actual pressure derivation equipment 

Two pressure  set points are derived  for  the LPB and' are gated  in an auctioneer. One  is  the fixed set point and the other  is the variable set point. The variable set point  is obtained with the  aid  of  a  pressure  transducer  upstream  of  the  HP  blading  (Refer  to  as wheel  chamber pressure). This provides a load dependent set point and hence reflects the dependence of the actual pressure signal on steam flow. The variable set point is limited to an upper value by an adjustable  limiting  function which  is  kept well  below  the  response  pressure  of  the  reheat safety valves. 

During start‐up and shut‐down  the variable set point  is suppressed by a  fixed set point. The fixed set point can be adjusted between 0 and 120 % of the maximum reheat pressure  from the  control  room.  Actual  pressure  is  obtained  by  means  of  a  pressure  transducer  in  the reheater  outlet.  A  PI  action  pressure  controller  acts  on  the  deviation  between  the  actual pressure and the higher of the variable and fixed set point signals. 

Valve Position Control Loop     

The pressure controller output signal acts as  the set point signal  for  the connected valve  lift controller. The valve lift controller acts as a slave controller for the pressure control loop. This subordination improves both the stability and the dynamic response of the control system as a whole. The input signal for the valve lift controller is the deviation between the actual valve lift and  the  valve  lift  set point  received  from  the pressure  controller.  The  lift of  the  LP  turbine bypass control valve  is governed by  the position of  the  servo piston  in  the electro‐hydraulic converter. The spray valve and the LP bypass valve are actuated in accordance with the pre‐set characteristics. 

The  LPB  can  be  transferred  from  governing  (auto)  to  manual  control  by  depressing  the controller on/off push button.  It  is thus possible to adjust  the valves by directly pressing the open  and  close push button.  There  is  also  an  automatic  transfer  from  governing  to manual control during certain fault condition to prevent incorrect control action. 

Tracking Unit       

Continuous  tracking  of  the  controlling  variable which  is  not  in  action  is  provided  to  ensure bump less transfer between control system and manual at all times. 

In the" automatic governing" mode the manual set point adjuster  is automatically tracked to the controller output signal. 

In the" manual mode " the valve lift controller signal is automatically tracked with the manual set point. However,  zero deviation between  the pressure  set point  and  the  actual pressure would be required for bump less transfer from manual governing to automatic governing, if the transfer is made in spite of an existing control deviation, this is compensated subsequently by the controller, which reposition the control valves as appropriate, 

Automatic Control Interface   

This acts as a centralized control for the proper operation of the LP Bypass controller. When AC I is switched on, the fixed pressure set point is set to a value of 3 bar above the actual pressure as soon as the light up signal is given at the start up sequence. A minimum opening of 25% is applied which causes  the desuperheating spray, bypass stop and control valve  to be opened during start up. This is to ensure minimum flow through reheater. To achieve a rapid pressure build up, the bypass valves are retained at this opening till the actual reheat pressure crosses 12 bar. This is known as "hold process". In this process the fixed point is automatically tracked to  the  actual  pressure  (tracking mode).  Control  is  transferred  to  automatic  governing  only when reheat pressure is above 12 bars. The fixed set point is thus maintained at 12 bars. When a bypass valve lift of 35% is reached, the ACI for the fixed set point is switched off. The variable set  point  takes  over  from  the  fixed  set  point  through  the  auctioneer  and  thus  governs  the reheat pressure set point. The fixed set point of 12 bar is reached at the unit shut down also. In this manner sufficient flow through reheater  is ensured at all time, as also optimum rising of the reheat pressure is achieved.   

Condenser Temperature Protection 

The  purpose  of  the  condenser  temperature  protection  is  to  protect  the  condenser  from excessively  high  steam  inlet  temperatures.  Thermocouples  output  temperature  signals  are converted into limit signals in an analog temperature conditioning module. The limit signals are passed to an interlock circuit which locks out the LP turbine bypass station. 

Following points are to be kept in mind before charging LP bypass.   

1) Condenser vacuum should be > ‐0.7 kg/cm2   2) Spray water pressure > 25 Kg/ cm2 3) Temperature solenoids should be in reset condition given on the turbine console.   

 Remember: If any of the above conditions is not present during LP bypass operation trip close command will be issued for LP bypass. 

HP BYPASS 

Purpose of HP bypass system: 

1. During boiler start up, it diverts the steam to the reheater thereby ensuring cooling of reheater tubes. 

2. During turbine start up phase, it controls the live steam pressure. 3. At each phase, it monitors and prevents excessive live steam pressure at boiler outlet. 

In HP bypass  system,  there are  two pressure control valves,  two  temperature control valves (spray water valves) and one spray water pressure control valves. 

PRESSURE CONTROL 

Pressure set point for opening of bypass pressure control valves is derived from actual pressure itself. It is normally kept to 8 to 10 kg above throttle pressure set point. There is provision for setting this value from UCB manually. 

The set point and actual value are compared and the difference between the two fed to the PI action  controller. When actual  throttle pressure exceeds  the  set value,  the pressure  control valves  open.  After  PI  controller  there  is  one  valve  position  controller which  receives  valve position feedback and make correction for accurate positioning 

There are certain criteria called fast opening criteria any one of these criteria is present the BP valves quickly open fully by a quick stroking device. Provided no closing criteria is present. 

TEMPERATURE CONTROL 

Temperature controller is a P‐PI action controller. An additional P‐Part is there because : 

a)  Whenever  there  is  one  fast  opening  command  to  a  pressure  control  valve,  the temperature control valve will open without delay. 

b)  Whenever BP1 valve opens, spray valve  (BPE) will open without delay.  In  the P‐l part actual  temp  down  stream  of  BP  valves  and  temp  set  point      are  compared.  The     output of PI controller forms the position set point of the valve. This valve is compared with the actual valve position and a signal proportional to the error is issued to position the valve accurately. 

REHEATER PROTECTION LOGIC ARMING OF REHEATER PROTECTION     

This protection gets armed after Boiler Load index >200 T and HP/LP opening > 2 % 

BOILER WILL TRIP. WHEN ANY ONE OR MORE OF THE FOLLOWING CONDITIONS OCCUR   

1  .        TURBINE TRIPPED OR GEN CB OPENED AND HPBP OR LPBP  IS  IN < 2% POSITION AND LPBP NOT STARTS OPENING WITHIN    5 SECS 

2.          i.      TURBINE WORKING AND 

ii.      LOAD SHEDDING RELAY ACTED MEMORY STORED FOR 11 SECS AND   

iii.      HPBP OR LPBP CLOSED < 2 % 

3            i.    BOILER WORKING AND 

ii.    TURBINE NOT WORKING AND   

iii. HPBP OR LPBP CLOSED < 2 % 

THIS  IS  TO  TRIP  THE BOILER DURING  STARTING WHEN  THE HPBP OR  LPBP CLOSED DUE  TO SAFETY INTERLOCKS IN HP‐LP BYPAS SYSTEM SUCH AS DOWN STREAM TEMP V HIGH. VACCUM LOW ETC.