Главная       Продать работу       Блог       Контакты       Оплата       О нас       Как мы работаем       Регистрация       Вход в кабинет
Тех. дипломные работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   электроснабжение
   пищевая промышленность
   водоснабжение
   газоснабжение
   автоматизация
   теплоснабжение
   холодильники
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. курсовые работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   детали машин
   электроснабжение
   газоснабжение
   водоснабжение
   пищевая промышленность
   автоматизация
   теплоснабжение
   ТММ
   ВСТИ
   гидравлика и пневматика
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. дополнения
   Отчеты
   Расчетно-графические работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Чертежи и 3D моделирование
   Тех. soft
   Рефераты
   Общий раздел
   Технологический раздел
   Конструкторский раздел
   Эксплуатационный раздел
   БЖД раздел
   Экономический раздел
   Экологический раздел
   Автоматизация раздел
   Расчетные работы

Гум. дипломные работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. курсовые работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. дополнения
   Отчеты
   Расчетные работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Сочинения
   Гум. soft
   Рефераты

Рефераты
   Авиация и космонавтика
   Административное право
   Арбитражный процесс
   Архитектура
   Астрология
   Астрономия
   Банковское дело
   Безопасность жизнедеятельнос
   Биографии
   Биология
   Биология и химия
   Биржевое дело
   Ботаника и сельское хоз-во
   Бухгалтерский учет и аудит
   Валютные отношения
   Ветеринария
   Военная кафедра
   ГДЗ
   География
   Геодезия
   Геология
   Геополитика
   Государство и право
   Гражданское право и процесс
   Делопроизводство
   Деньги и кредит
   ЕГЭ
   Естествознание
   Журналистика
   ЗНО
   Зоология
   Издательское дело и полиграф
   Инвестиции
   Иностранный язык
   Информатика
   Информатика, программировани
   Исторические личности
   История
   История техники
   Кибернетика
   Коммуникации и связь
   Компьютерные науки
   Косметология
   Краеведение и этнография
   Краткое содержание произведе
   Криминалистика
   Криминология
   Криптология
   Кулинария
   Культура и искусство
   Культурология
   Литература : зарубежная
   Литература и русский язык
   Логика
   Логистика
   Маркетинг
   Математика
   Медицина, здоровье
   Медицинские науки
   Международное публичное прав
   Международное частное право
   Международные отношения
   Менеджмент
   Металлургия
   Москвоведение
   Музыка
   Муниципальное право
   Налоги, налогообложение
   Наука и техника
   Начертательная геометрия
   Оккультизм и уфология
   Остальные рефераты
   Педагогика
   Политология
   Право
   Право, юриспруденция
   Предпринимательство
   Прикладные науки
   Промышленность, производство
   Психология
   психология, педагогика
   Радиоэлектроника
   Реклама
   Религия и мифология
   Риторика
   Сексология
   Социология
   Статистика
   Страхование
   Строительные науки
   Строительство
   Схемотехника
   Таможенная система
   Теория государства и права
   Теория организации
   Теплотехника
   Технология
   Товароведение
   Транспорт
   Трудовое право
   Туризм
   Уголовное право и процесс
   Управление
   Управленческие науки
   Физика
   Физкультура и спорт
   Философия
   Финансовые науки
   Финансы
   Фотография
   Химия
   Хозяйственное право
   Цифровые устройства
   Экологическое право
   Экология
   Экономика
   Экономико-математическое мод
   Экономическая география
   Экономическая теория
   Этика
   Юриспруденция
   Языковедение
   Языкознание, филология

Главная > Тех. дипломные работы > автоматизация
Название:
ГРЭС мощностью 3200 МВт (4 блока К-800-240) с автоматизацией пароводяного тракта котла

Тип: Дипломные работы
Категория: Тех. дипломные работы
Подкатегория: автоматизация

Цена:
1 грн



Подробное описание:

АННОТАЦИЯ.
Дипломная работа состоит из расчетно-пояснительной записки объемом 159 страниц и 4 листов графического ма-териала. Расчетно-пояснительная записка содержит 3 части, 25 рисунков и 7 таблиц, заключение и список ли-тературы.
В разделе «Технологическая часть» произведен тепло-вой расчет блока с турбиной К-800-240, рассчитаны энер-гетиче¬ские показатели, произведен выбор основного и вспомогатель¬ного оборудования.
В разделе «Экологическая часть» произведен расчет выбросов, ПДК и высоты дымовой трубы.
В разделе «Теплотехнический контроль» был произведен выбор оборудования и автоматики.
Для оформления проекта использовалась компьютерная программа Microsoft Word. Для расчётов использовались программы MathCAD, EXCEL. Для оформления чертежей ис-пользовалась программа КОМПАС.

 

 

 

 

 

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ............................................ 7
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ............................ 8
1.1. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ........... 8
1.1.1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ....... 9
1.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПО СТУ-
ПЕНЯМ ....................................... 11 1.1.3. СОСТАВЛЕНИЕ И РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ТЕПЛОВОГО
БАЛАНСА ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ............. 29 1.1.4. РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ ... 36 1.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПАРА
НА КОТЕЛ, ПОДОГРЕВАТЕЛИ, АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
РАСХОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ...... 37 1.1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
БЛОКА ....................................... 38
1.2. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ................................ 40
1.2.1. ВЫБОР СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПАРОВОГО
КОТЛА ....................................... 40
1.2.2. ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ........... 47
1.2.3. ВЫБОР НАСОСОВ ............................... 53
1.2.4 ВЫБОР ДУТЬЕВЫХ ВЕНТИЛЯТОРОВ И ДЫМОСОСОВ ..... 61
1.3. ВЫВОД ......................................... 64
2 ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ .................... 65
2.1. ОБОЗНАЧЕНИЯ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО
КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА СХЕМАХ .......... 65
2.2. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕС-
КОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА ЛОКАЛЬНЫХ
СХЕМАХ И В РАБОЧИХ СПЕЦИФИКАЦИЯХ ........ 67
2.2.1. МАРКИРОВА ТРУБОПРОВОДОВ НА ЛОКАЛЬНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМАХ ................ 68
2.2.2. МАРКИРОВКА ТОЧЕК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОНТ-
РОЛЯ И АВТОМАТИКИ В ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ .. 69
2.2.3. МАРКИРОВКА АППАРАТУРЫ КИПиА В СПЕЦИФИКАЦИЯХ . 71
2.3. ПОДСИСТЕМА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ .... 73
2.3.1. АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА ....... 76
2.4. АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА К-800-240 НА БАЗЕ
ПТК TELEPERM ............................. 93
2.4.1. ПРОГРАМНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС TELEPERM
ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
ПРОЦЕССОВ ................................. 93
2.4.2. ОБЩАЯ АРХИТЕКТУРА ПТК TELEPERM XP-R ........ 93
2.4.3. ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРНОГО ПОСТРОЕНИЯ
КОНТРОЛЛЕРНОГО УРОВНЯ ПТК TELEPERM XP-R ....... 97
2.4.4. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТПТС-51 .......... 99
2.4.5. ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА ............. 112
2.5. СПЕЦИФИКАЦИЯ НА СРЕДСТВА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО
ИЗМЕРЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ......................... 120
2.6. РАСЧЕТ НАСТРОЕК РЕГУЛЯТОРА И ДИФФЕРЕНЦИА-
ТОРА ДВУХКОНТУРНОЙ СХЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ .. 139
3. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ, ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ И
ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ В РАЙОНЕ РАСПОЛО-
ЖЕНИЯ ТЭЦ .................................... 150
3.2. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ .............................. 151
3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ............. 153
3.4. РАСЧЁТ ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ................ 156
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................ 158
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ................................. 159

 

 

 

 


ВВЕДЕНИЕ.


Энергетика принадлежит к числу бытовых отраслей, развитие которых во многом определяет развитие всего народного хозяйства, так как электрическая энергия необходима как для современного производства, так и для быта населения. Важным фактором, определяющим повышение экономичности энергоснабжения, является рациональное географическое размещение электростан-ций, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт топлива и электроэнергии.
Основным источником электроэнергии являются тепло-вые электрические станции (ТЭС) на органическом топ-ливе (твердом, жидком, газообразном), производящие около 75% электроэнергии в мире. Развитие энергетики характеризуется непрерывным повышением единичной мощности агрегатов, при этом снижаются удельные ка-питальные затраты, возрастает тепловая экономичность установки. Но, с другой стороны, оборудование совре-менных ТЭС эксплуатируется при высоких тепловых на-грузках. При этом может произойти отказ основного оборудования станции, что повлечет за собой серьез-ные последствия. Вынужденные остановки турбоагрега-тов снижают коэффициент использования установленной мощности ТЭС.
В условиях роста требований к надёжности и безо-пасной работе оборудования всё большую значимость приобретают проблемы подготовки персонала. Современ-ные требования к квалификации персонала привели к необходимости его внутрифирменного развития.

 

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
1.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА.
рис.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


ПГ – Парогенератор;
ЦВД – Цилиндр высокого давления;
ЦСД – Цилиндр среднего давления;
ЦНД – Цилиндр низкого давления;
К-Р – Конденсатор;
КН – Конденсатный насос;
СП – Сальниковый подогреватель;
П1,П2,П3 – Поверхностные подогреватели высокого давления;
П4 (ДПВ) – Деаэратор питательной воды;
П5,П6 - Поверхностные подогреватели низкого давления;
П7,П8 – Смешивающие подогреватели низкого давления;
ПН – Питательный насос;
БН – Бустерный насос;
ПЕ – Перегретый пар;
П/П – Промышленный перегрев;
БОУ – Блочная обессоливающая установка;
РД – Регулятор давления.

 

1.1.1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ.

Энергоблок 800 МВт состоит из котла и одновальной конденсационной турбоустановки К-800-240 ЛМЗ сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара. Принципиальная тепловая схема турбоустановки показана на рис. 1.1.
Турбина имеет пять цилиндров: ЦВД, ЦСД и три ЦНД. Свежий пар с параметрами P=23,5 МПа, t=540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P2 = 3,63 МПа и температуре примерно 280 °С. После промежуточного перегрева пар (РПП = 3,36 МПа; tПП = 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится параллельно в три двухпо-точные ЦНД. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет PК = 0,0034 МПа. Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.
Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе СП, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД.
Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты враще-ния бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.
Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, дренаж СП поступает в основной конденсатор.
Потери пара и воды энергоблока αУТ = 0,02 условно от-несены к потокам отборного пара и восполняются обессо-ленной добавочной водой из химической водоочистки, по-даваемой в основной конденсатор турбины.
Для вывода солей из цикла предусмотрена конденсато-очистка БОУ.

 

 

 

 

 

 

1.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО
ПОДОГРЕВА ПО СТУПЕНЯМ.

Исходные данные:

1. Давление свежего пара:

2. Температура свежего пара:
ºС

3. Давление после пароперегревателя:

4. Температура после пароперегревателя:
ºС

5. Температура пит. воды за подогревателем:
ºС

6. Величина потерь в трубопроводах:
%

7. Гидравлическое сопротивление ПВД:

8. Давление в деаэраторе:

9. Конечное давление в конденсаторе:

10. КПД части высокого давления:

11. КПД ЧСД:


12. КПД ЧНД:

13. КПД ТП:

14. КПД питательного насоса:
ηНАС = 0.85

15. Механическое КПД ТП:

14. Величина недогрева ПВД:
ºC

15. Величина недогрева ПНД:
ºС

16. Подогрев деаэратора:
ºC

17. Подогрев воды в сальниковом подогревателе
[5]:

18. Давление конденсатное ТП [5]:


19. Коэффициент, учитывающий потери в
окружающую среду:
ηП = 0.99

20. Потери пара и воды энергоблока:
αУТ = 0.015


21. Относительный расход пара в голову
турбины:
α0 = 1

22. Расход добавочной воды:
αДВ = 0.015


1. Расчёт параметров пара во втором подогревате-
ле:

1.1 Энтальпия свежего пара (определяем по P0 и
t0):

1.2 Энтропия свежего пара (определяем по P0 и
t0):

1.3 Давление пара в отборе:

1.4 Энтальпия изоэнтропная на выходе из ЦВД
(определяем по P2):

1.5 Располагаемый теплоперепад:

1.6 Используемый теплоперепад:

1.7 Энтальпия пара в отборе:

1.8 Температура пара в отборе (определяем по P2
и h2):

1.9 Давление пара в подогревателе:

1.10 Температура насыщения пара в подогревателе
(определяем по PН2):

1.11 Энтальпия насыщения пара в подогревателе
(определяем по PН2):

1.12 Температура воды за подогревателем:
ºC

1.13 Давление на выходе питательного насоса:

1.14 Давление питательной воды за ПВД:

1.15 Энтальпия воды за подогревателем
(определяем по РН2 и tВ2):

2. Расчёт параметров пара в первом подогревателе:

2.1 Температура насыщения пара в
подогревателе:
ºC

2.2 Давление насыщения пара в подогревателе
(определяем по tН1):


2.3 Энтальпия насыщения пара в подогревателе
(определяем по tН1):

2.4 Давление пара в отборе:

2.5 Энтальпия пара в отборе (определяем по h-s
диаграмме):

2.6 Температура пара в отборе (определяем по P1
и h1):
ºC

3. Расчёт параметров питательной воды:

3.1 Энтальпия питательной воды (определяем по
РПВ и tПВ):


3.2 Удельный объём питательной воды
(определяем по PД):

4. Расчёт изменения энтальпии в питательном
насосе:

4.1 Энтальпия воды на выходе из деаэратора
(определяем по PД):

4.2 Задаёмся подогревом воды в питательном
насосе:

4.3 Энтальпия ПН на выходе:

4.4 Температура ПН на выходе (определяем по
РПИТ.НАС.ВЫХ. и hНАС.ВЫХ.):
ºC

 

4.5 Удельный объём в деаэраторе
(определяем по РПИТ.НАС.ВЫХ. и hНАС.ВЫХ.):

4.6 Средний удельный объём:

4.7 Подогрев воды в питательном насосе:

5. Распределение подогрева питательной воды между
ПВД2 и ПВД3:

5.1 Из условий оптимального распределения
подогрева принимаем, что:

Решая данную систему уравнений, получаем:

5.2 Подогрев воды в ПВД3:

5.3 Подогрев воды в ПВД2:

6. Расчёт параметров пара в третьем подогревате-
ле:

6.1 Энтальпия воды за подогревателем:

6.2 Температура воды за подогревателем
(определяем по РПВ и hВ3):
ºC

6.3 Температура насыщения в подогревателе:
ºC

6.4 Давление насыщения в подогревателе
(определяем по tН3):

6.5 Энтальпия насыщения в подогревателе
(определяем по tН3):

6.6 Давление пара в отборе:

7. Расчёт параметров пара в четвёртом подогревателе:

7.1 Давление пара в отборе:

8. Расчёт параметров основного конденсата:

8.1 Температура в деаэраторе (определяем по
PД):
ºС

8.2 Подогрев деаэратора:
ºC

8.3 Температура воды за деаэратором:
ºC

8.4 Давление основного конденсата:

8.5 Энтальпия воды за подогревателем
(определяем по PОК и tВ5):

9. Расчёт параметров воды после ПНД:

9.1 Энтальпия на выходе конденсатора
(определяем по PК):

9.2 Энтальпия за сальниковым подогревателем:

9.3 Количество ПНД:

Предполагаем, что подогрев в ПНД равномерный.

9.4 Подогрев воды в ПНД:

9.5 Энтальпия воды за восьмым подогревателем:

9.6 Энтальпия воды за седьмым подогревателем:

9.7 Энтальпия воды за шестым подогревателем:

9.8 Энтальпия воды за пятым подогревателем:

10. Расчёт параметров пара в пятом подогревателе:

10.1 Температура насыщения в подогревателе:
ºC

10.2 Энтальпия насыщения в подогревателе
(определяем по tН5):

10.3 Давление насыщения в подогревателе
(определяем по tН5):

10.4 Давление пара в отборе:

11. Расчёт параметров пара в шестом подогревате-
ле:

11.1 Температура воды за подогревателем
(определяем по PОК и h6В):
ºC

11.2 Температура насыщения в подогревателе:
ºC

11.3 Энтальпия насыщения в подогревателе
(определяем по tН6):

11.4 Давление насыщения в подогревателе
(определяем по tН6):

11.5 Давление пара в отборе:

12. Расчёт параметров пара в седьмом
подогревателе:

12.1 Температура воды за подогревателем
(определяем по PОК и h7В):
ºC

12.2 Температура насыщения в подогревателе:
ºC

12.3 Энтальпия насыщения в подогревателе
(определяем по tН7):

12.4 Давление насыщения в подогревателе
(определяем по tН7):

 

12.5 Давление пара в отборе:

13. Расчёт параметров пара в восьмом
подогревателе:

13.1 Температура воды за подогревателем
(определяем по PОК и h8В):
ºC

13.2 Температура насыщения в подогревателе:
ºC

13.3 Энтальпия насыщения в подогревателе
(определяем по tН8):

13.4 Давление насыщения в подогревателе
(определяем по tН8):

13.5 Давление пара в отборе:

14. Определение параметров в отборах ЦСД и ЦНД,
построение процесса в h-s диаграмме.

14.1 Энтальпия пара в пароперегревателе
(определяем по PПП и tПП):

14.2 Энтропия пара в пароперегревателе
(определяем по PПП и tПП):

14.3 Энтальпия изоэнтропная (определяем по P3 и
sПП):

14.4 Энтальпия пара в отборе:

14.5 Температура пара в отборе (определяем по
Р3 и t3):
ºC

14.6 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р4 и sПП):

14.7 Энтальпия пара в отборе:

14.8 Температура пара в отборе (определяем по P4 и
h4):
ºC

14.9 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р5 и
sПП):

14.10 Энтальпия пара в отборе:

14.11 Температура пара в отборе (определяем по
P5 и h5):
ºC

14.12 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р6
и sПП):


14.13 Энтальпия пара в отборе:

14.14 Температура пара в отборе (определяем по
P6 и h6):
ºC

14.15 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р7
и sПП):

14.16 Энтальпия пара в отборе:

14.17 Температура пара в отборе (определяем по
P7 и h7):
ºC

14.18 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р8
и sПП):

14.19 Энтальпия пара в отборе:

14.20 Температура пара в отборе (определяем по
P8 и h8):
ºC

 

 

 

 

14.21 Построение процесса в h-s диаграмме:

 

 

 

 

 

 

 

15. Расчёт теплоперепада ЧСД:

15.1 Располагаемый теплоперепад:

15.2 Используемый теплоперепад:

16. Расчёт теплоперепада ЧНД:

16.1 Давление в 6М отборе:

16.2 Температура в 6М отборе:
ºC

16.3 Энтальпия в 6М отборе (определяем по P6 и
t6):

16.4 Энтропия в 6М отборе (определяем по P6 и
t6):

16.5 Энтальпия изоэнтропная конденсатная
(определяем по PК и s6):

16.6 Располагаемый теплоперепад:

16.7 Используемый теплоперепад:

16.8 Энтальпия в конденсаторе:


16.9 Температура в конденсаторе (определяем по
PК):
ºC

17. Расчёт теплоперепада турбопривода:

17.1 Давление в 3М отборе:

17.2 Температура в 3М отборе:
ºC

17.3 Энтальпия в 3М отборе (определяем по P3 и
t3):

Принимаем потери давления до приводной турбины равными 10% [5].

17.4 Энтропия в 3М отборе (определяем по 0.9•P3
и t3):


17.5 Энтальпия пара на выхлопе ТП (определяем
по и s3):

17.7 Располагаемый теплоперепад:

17.8 Используемый теплоперепад:


17.9 Энтальпия пара на выхлопе ТП:


17.10 Температура конденсата ТП (определяем по
):
ºC

17.11 Энтальпия воды на входе в конденсатор
ТП (определяем по ):

18. Определение параметров дренажей:

18.1 Давление на выходе питательного насоса
(равно PПИТ.НАС.ВЫХ.):

18.4 Температура дренажа подогревателя №1:
ºC

18.5 Энтальпия дренажа подогревателя №1:
(определяем по PН1 и tДР1):

18.6 Температура дренажа подогревателя №2:
ºC

18.7 Энтальпия дренажа подогревателя №2:
(определяем по PН2 и tДР2):

18.8 Температура дренажа подогревателя №3:
ºC

18.9 Энтальпия дренажа подогревателя №3:
(определяем по PН3 и tДР3):

18.10 Температура дренажа подогревателя №5:
(равна tН5):
ºC

 


18.11 Энтальпия дренажа подогревателя №5:
(определяем по PН5 и tДР5):

18.12 Температура дренажа подогревателя №6:
(равна tН6):
ºC

18.13 Энтальпия дренажа подогревателя №6:
(определяем по PН6 и tДР6):

 

 

 


Параметры пара и воды турбоустановки К-800-240
табл. 1.1

Точка процесса пара в турбине Подогреватель Пар в отборах турбины Пар в подогревателях Вода за подогревателями
P t h PН tН hН hДР PВ tВ hВ ΔτВ υ

ºС

ºС

Pв ºС

ºС
0 - 23.50 540.00 3324.84 - - - - - - - - -
1 П1 5.91 333.96 2999.43 5.63 271.50 1192.74 1096.74 30.25 270.00 1181.63 128.58 1.50
2 П2 3.76 279.95 2912.48 3.58 243.78 1055.64 878.51 30.35 242.28 1053.05 206.81 1.50
пп - 3.36 540.00 3543.56 - - - - - - - - -
3 П3 1.54 426.68 3313.57 1.46 197.12 839.46 758.60 30.45 195.62 846.25 114.89 1.50
4 П4(ДПВ) 1.10 383.05 3226.64 0.69 164.20 693.85 - 0.69 164.20 693.85 - 0
5 П5 0.54 300.41 3064.32 0.52 153.20 646.08 646.08 0.84 149.20 629.35 124.39 4
6 П6 0.24 217.08 2903.58 0.23 124.08 521.15 521.15 0.89 120.08 504.96 124.39 4
7 П7 0.08 124.28 2727.56 0.07 90.86 380.57 - 0.07 90.86 380.57 124.39 0
8 П8 0.02 62.58 2566.67 0.02 61.20 256.17 - 0.02 61.20 256.17 124.39 0
ТП Турбопривод 0.0042 29.81 2406.34 0.0042 29.81 124.94 - - - - - -
К Конденсатор 0.0034 26.18 2365.65 0.0034 26.18 109.78 - - - - - -

 

 

 

 



1.1.3. СОСТАВЛЕНИЕ И РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЙ
ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ.


1. Расчёт первого подогревателя:

1.1 Относительный расход ПВ:

1.2 Относительный расход пара в 1М ПВД:

2. Расчёт второго подогревателя:

2.1 Относительный расход пара в 2М ПВД:

 

 


3. Расчёт третьего подогревателя:

3.1 Относительный расход пара в 3М
ПВД:

 

 


4. Проверка местоположения индеферентной точки:

4.1 Удельный подвод тепла в промежуточном
пароперегревателе:

 

4.2 Абсолютный КПД ЧВД:

 

 

 

4.3 Теплоперепад до индеферентной точки:

 

4.4 Энтальпия в индеферентной точке:

 

Вывод: Т.к. , то давление в 3М отборе выбрано правильно.

5. Расчёт четвёртого подогревателя (деаэратора):

5.1 Относительный расход пара:

 

 

5.2 Расход основного конденсата:

 

 

6. Расчёт пятого подогревателя:

6.1 Относительный расход пара в
5М ПНД:

 

 

 

7. Расчёт шестого подогревателя:

7.1 Относительный расход пара в 6М ПНД:

 

 

 

 

 

8. Расчёт седьмого подогревателя:
8.1 Относительный расход пара в 7М ПНД:

 

 

 

 

 


8.2 Расход основного конденсата через КН №2:

 


9. Расчёт восьмого подогревателя:

9.1 Подогрев воды в сальниковом
подогревателе:

 

 

9.2 Относительный расход пара в 8М ПВД:

 

 

 

 

 


9.3 Расход основного конденсата через КН №1:

 


10. Относительный расход пара на ТП:

 

 

 

 

 

 

11. Проверка материального баланса рабочего тела
в конденсаторе турбины:

Вывод: Проверка показала, что все расчёты были
произведены верно.

 

 

 

 

 

 


1.1.4. РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ.
табл. 1.2
Отсек турбины Расход пара Теплоперепад Работа пара
αi ΔHi
αРi • ΔHi

0 - 1 α0 = 1 ΔH0 = h0 – h1 =
3324.84 - 2999.43 = 325.415
α0 • ΔH0 =
1 • 325.415 = 325.415
1 - 2 αР1 = 1 – α1 =
1 - 0.069 = 0.931 ΔH1 = h1 – h2 =
2999.43 - 2912.48 = 86.941
αР1 • ΔH1 =
0.931 • 86.941 = 80.918
ПП - 3 αР2 = αР1 – α2 =
0.931 - 0.097 = 0.834 ΔH2 = hПП – h3 =
3543.56 - 3313.57 = 229.986 αР2 • ΔH2 =
0.834 • 229.986 = 191.787
3 – 4 αР3 = αР2 – α3 – αТП =
0.834 - 0.038 - 0.044 =
0.752 ΔH3 = h3 – h4 =
3313.57 - 3226.64 = 86.933
αР3 • ΔH3 =
0.752 • 86.933 = 65.332
4 – 5 αР4 = αР3 – α4 – α5 =
0.752 - 0.015 - 0.041 =
0.695 ΔH4 = h4 – h5 =
3226.64 - 3064.32 = 162.323
αР4 • ΔH4 =
0.695 • 162.323 = 112.839
5 – 6 αР5 = αР4 – α6 =
0.695 - 0.04 = 0.655 ΔH5 = h5 – h6 =
3064.32 - 2903.58 = 160.739
αР5 • ΔH5 =
0.655 • 160.739 = 105.342
6 – 7 αР6 = αР5 – α7 =
0.655 - 0.031 = 0.624 ΔH6 = h6 – h7 =
2903.58 - 2747.54 = 156.037

αР6 • ΔH6 =
0.624 • 156.037 = 97.409

7 – 8 αР7 = αР6 – α8 =
0.624 - 0.035 = 0.59 ΔH7 = h7 – h8 =
2747.54 - 2587.66 = 159.878
αР7 • ΔH7 =
0.59 • 159.878 = 94.273
8 - К αК = αР7 = 0.59 ΔH8 = h8 – hК =
2587.66 - 2365.65 = 222.01 αК• ΔH8 =
0.59 • 222.01 = 130.909
Полный тепло-перепад Hi = 1590.264 Суммарная работа пара hП = 1204.224



1.1.5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПАРА НА КОТЁЛ И ПОДОГРЕВАТЕЛИ, АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕ-НИЙ РАСХОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА.

1. Расход пара в голову турбины:



2. Расход пара в отборах:

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расход питательной воды:


4. Расход основного конденсата:


1.1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ БЛОКА.

1. Расход тепла на турбоустановку:


где расход пара через пароперегреватель:

 

2. Тепловая нагрузка котла:

где:

 


3. КПД транспорта тепла:


4. КПД блока по выработке тепла:


5. КПД КУ брутто [6]:

6. КПД блока брутто:


7. Удельный расход условного топлива (брутто):

 

8. КПД блока нетто:


где величина собственных нужд [5]:

 

9. Удельный расход условного топлива (нетто):

 

10. Расход натурального топлива:

10.1 Рабочая теплота сгорания:



10.2

11. Удельный расход тепла:

 


1.2. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.
1.2.1. ВЫБОР СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПАРОВОГО
КОТЛА.

При выборе парового котла необходимо исходить из следующих принципов:
1. Турбоагрегат, предназначенный для работы в блоке c паровым котлом, имеет мощность 800 МВт. Данная паровая турбина рассчитана на сверхкри-тические параметры и имеет одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Следовательно, выбираемый котел должен быть прямоточным и иметь пароперегреватель.
2. Проектируемая электростанция в качестве топлива будет использовать газ.
3. Паропроизводительность парового котла энерго-блока выбирается по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3÷5% [6].
4. Параметры пара парового котла выбираются в зависимости от начальных параметров пара перед турбиной с учетом потерь давления и температуры между котлом и турбиной в паропроводах.
В расчете тепловой схемы энергоблока был опре-делен расход свежего пара на турбину-
D0 = 684.7 кг/с = 2464.9 т/ч. С учетом запаса па-ропроизводительность котла будет равна:

Выбираем котлоагрегат ТГМП-204ХЛ паропроизводи-тельностью 2650 т/ч, давлением 25 МПа, темпера-турой 545 °С, используемое топливо природный газ, мазут; КПД котла 93,3% [6].
В прямоточных котлах энергоблоков мощностью 300-800 МВт движение пара в тракте перегрева осуществляются в виде параллельных потоков с индивидуальной регулировкой температуры и расхода рабочей среды. На участке ширма-выходной конвективный пакет с целью снижения температурной разверки каждый поток делят на два полупотока с перебросом пара в правые и левые пакеты пароперегревателя. Полупотоки объединяют в камерах на выходе из выходного пакета.
Конвективные пакеты в газоплотном котле выполняют вертикальными и подвешивают на тягах к балкам потолка в горизонтальном газоходе. Пакеты выполняют двух-, трёх- и четырех петлевыми. Отдельные петли пакета выполняют из труб диаметром 42 или 44 мм [5]. Материал сталь12Х1МФ или 12Х18Н12Т [5].
Входные и выходные камеры изготавливают из труб диаметром 325-426 мм [5] и для удобства сварки и ремонта устанавливают на разных отмет-ках. Конвективные пакеты выполняют с коридорным положением труб.
В промежуточном пароперегревателе осуществляется перегрев пара при давлении P=3,48 МПа до 542°С при допустимом сопротивлении тракта не более 0,25 МПа [5].
Промперегреватель, либо полностью устанавливают в опускной конвективной шахте, либо выходной его пакет устанавливают в конце горизонтального газохода после основного перегревателя. Промежуточный пароперегрева¬тель изготавливают на заводе из труб диаметром 50-57 мм [5] в виде отдельных пакетов, свариваемых при монтаже.
Экономайзер по ходу газов устанавливается за промежуточным пароперегревателем. Он выполняется из труб диаметром 28-42 мм [5].
Вращающиеся регенера¬тивные воздухоподогреватели (РВВ) изготавливают с вертикальным валом и диаметром ротора до 9,8 м [5]. Поверхности нагрева РВВ выполняют из тонких профилированных стальных листов и включают по схеме противотока.

Турбина К-800-240

Паровая турбина К-800-240 номинальной мощно-стью 800 МВт при n = 3000 об/мин [4], одноваль-ная, рассчитана для работы в конденсационном ре-жиме.
ЛМЗ выпустил пять модификаций турбины мощно-стью 800 МВт. Две приводные турбины ОК-18 ПУ КТЗ с максимальной частотой вращения 77,5 об/с [4], питаются из третьего отбора ЦСД (при номинальной нагрузке главной турбины), в собственных конден-саторах приводных турбин поддерживается давление 4,5 кПа. При снижении нагрузки главной турбины ниже 30 % и на холостом ходу, когда давление в отборе главной турбины мало и не может быть обеспечена необходимая мощность приводной турбины, последняя получает пар из паропровода свежего пара через специальную редукционно-охладительную установку (БРОУ ТПН). При пуске блока приводные турбины снабжаются паром от постороннего источника.
Пар из парогенератора двумя паропроводами по-дается к двум блокам клапанов, установленным перед турбиной.
От регулирующих клапанов пар по четырем пере-пускным трубам проходит в ЦВД. Корпус ЦВД выпол-нен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждого из корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе с ротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами при работе турбины на номинальном режиме.
Внутренний корпус выполнен из стали 15Х11МФБА [5], обладающей достаточным сопротивлением ползу-чести при высоких рабочих температурах. Внешний корпус подвержен действию температур, не превышающих 400°С [5], поэтому он изготовлен из более дешевой, но достаточно прочной стали 15Х1М1ФЛ [5] . Внутренний корпус подвешен в наружном.
Пройдя одновенечную регулирующую ступень и пять ступеней левого потока, поток пара поворачивает на 180° и проходит сначала по меж-корпусному пространству, охлаждая внутренний корпус, а затем через последние шесть ступеней ЦВД. Выйдя из ЦВД, пар по двум паропроводам направляется в промежуточный пароперегреватель и возвращается к стопорным клапанам ЦСД. Эти клапаны установлены рядом с ЦСД, и пар по четырем паропроводам подается к регулирующим клапанам ЦСД (их четыре).
ЦСД - двухпоточный, симметричный. В каждом потоке расположены девять ступеней.
Из ЦСД в ЦНД пар проходит по четырем трубам: две из них проложены по бокам турбины на уровне пола машинного зала и пропускают пар из нижней половины корпуса ЦСД в нижние половины корпусов всех ЦНД, а две другие расположены над турбиной и направляют пар из верхних половин корпуса ЦСД в верхние половины ЦНД. Такая компоновка труб позволяет иметь малые потери давления и равномерный поток пара на входе в ЦНД, что важно для надежной работы лопаток.
Трубы разводят пар на три двухпоточных ЦНД, проточная часть которых имеет на выходе кольцевую площадь 44,88 м2 [4].
При номинальной нагрузке на роторе ЦВД разви-вается мощность 260, на роторе ЦСД - 304, на ро-торе ЦНД - 236 МВт [4].
При пуске и резких сбросах нагрузки пар на-правляется в конденсатор через БРОУ. При срабатывании стопорных клапанов ЦСД открываются сбросные клапаны, и пар из тракта промежуточного перегрева сбрасывается в конденсатор. Для предотвращения попадания в турбину пара из подогревателей и приводной турбины при сбросах нагрузки на паропроводах отборов и паропроводе питания приводной турбины установлены обратные клапаны.
Валопровод турбоагрегата состоит из роторов ЦВД, ЦСД, трех роторов ЦНД и ротора генератора.
Каждый из роторов установлен на двух опорных подшипниках. Все роторы соединены жесткими муфтами. Полумуфты роторов ЦВД и ЦСД выполнены заодно с валами.
Валопровод между ЦВД и ЦСД имеет один комбинированный опорно-упорный подшипник.
На крышке корпуса подшипника между первым и вторым ЦНД смонтировано валоповоротное устройст-во, вращающее валопровод с частотой 30 об/мин [4] при пуске и при остывании остановленной турбины. Повышенная частота вращения валоповоротного уст-ройства способствует не только сохранению сег-ментных подшипников, равномерному остыванию и нагреву роторов, но и выравниванию температуры неравномерно остывших во время стояния корпусов, исключая их возможный прогиб и задевания.
Турбина имеет три фикс пункта. Первый из них расположен на задней поперечной раме первого ЦНД, от этого фикс пункта первый ЦНД, ЦСД и ЦВД расширяются в сторону переднего подшипника вдоль продольных шпонок, установленных на фундаментных рамах.
Два других ЦНД имеют собственные фикс пункты, расположенные на передних поперечных ра-мах, поэтому соединения смежных корпусов подшипников ЦНД выполнены подвижными.
Для улучшения маневренных характеристик турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек фланцевых разъемов ЦВД и ЦСД.
Турбина имеет электрогидравлическую систему регулирования. Электрическая часть системы выра-батывает сигналы по частоте вращения, мощно-сти, давлениям свежего пара и пара в промежуточном пароперегревателе. К-800-240-5 имеет ряд преимуществ перед предыдущими модификациями турбины этого типа. Конденсатор турбины выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным.

 

 

1.2.2. ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Группа подогревателей высокого давления выполнена двухниточной и включает в себя три последовательно соединенных подогревателя с пароохладителями и охладителями дренажа.
Расход питательной воды: DПВ = 694,8 ;
Определение необходимых поверхностей нагрева ПВД:


Для ПВД 1:

1. Расход питательной воды:
;
2. Подогрев воды: ;
3. Коэффициент теплопередачи: ;
4. Температура насыщения греющего пара в
подогревателе:
;
5. Температура воды на входе в подогреватель:
;
6. Величина недогрева (принимаем без учёта ОП):
;

7. Необходимая площадь ПВД 1:
;
8. Давление пара в отборе: ;
9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом:
ПВ-1800-37-6,5
Результаты расчётов для выбора остальных ПВД
приведены в таблице.
табл.1.3

ПВД ,

,

,
,

,

,

,

2 347 207 2 243.8 195.6 4 2024
3 347 115 2 197.1 164.2 4 1454

По полученным площадям, с учётом давлений воды и пара выбираем следующие ПВД:
ПВД 2: ПВ-2500-380-37;
ПВД 3: ПВ-1800-37-2.0.
Определение необходимых поверхностей нагрева ПНД:
Для ПНД 5:
1. Расход питательной воды:
;
2. Подогрев воды: ;
3. Коэффициент теплопередачи: ;
4. Температура насыщения греющего пара в
подогревателе:
;
5. Температура воды на входе в подогреватель:
;
6. Величина недогрева: ;
7. Необходимая площадь ПНД 5:
;
8. Давление пара в отборе: ;
9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом:
ПН-1900-32-6-I
Результаты расчётов для выбора ПНД 6 приведены в
таблице.
табл.1.4

ПНД ,

,

,
,

,

,

,

6 545 124 3 124.1 90.9 4 1636

По полученной площади, с учётом давления воды и пара выбираем следующий ПНД:
ПНД 6: ПН-1900-32-6-I.
Подогреватели смешивающего типа выбираем по дав-лению и расходу воды:


Для ПНД 7:
По
и выбираем ПНСВ-2000-2.

Для ПНД 8:
По
и выбираем ПНСВ-2000-1.
Подогреватели низкого давления смешивающего типа снабжены встроенным обратным клапаном для предотвращения заброса влаги в турбину и имеют переливное устройство для слива избытка конденсата в основной конденсатор.

Выбор деаэратора:

Деаэратор выбирается по расходу питательной воды и давлению РД=0,687 МПа. Работа деаэратора должна обеспечивать мини-мальное остаточное содержание кислорода в пита-тельной воде (не более 10 мкг/кг) и отсутствие углекислоты. Выбираем два деаэратора ДП-1600 [5]:

Выбор бака:

Объем бака деаэрированной воды, рассчитывают на пятиминутный запас воды на станции с блоч-ной структурой. Производим следующие расчеты:

Необходимый массовый запас:

Исходя из того, что плотность воды ρВ = 910 кг/м3 , необходимый объем бака:

Следовательно, для данной турбоустановки выбираем два деаэраторных бака БД-120-1-А, объёмом 150 .
Конденсатор служит важнейшим элементом тепло-вой схемы, влияющим на экономичность работы энергоблока. Конденсатор представляет собой теплообменник, в котором отработавший в турбине пар, конденсируясь на трубках охлаждающей воды, создает вакуумное давление в корпусе конденсатора, а значит и теплоперепад, от которого находится в прямой зависимости и экономичность турбины.
Конденсатор турбины типа 800 КСЦ-5 выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным. Циркуляционная охлаждающая вода в два потока последовательно проходит через один, потом через другой корпус. При снижении нагрузки можно отключить один из потоков воды. Вакуум в конденсаторе поддерживается водоструйным эжектором.
По пару конденсатор приварен к шести выхлопам ЦНД. Его паровое устройство разделено перегород-кой, позволяющей осуществлять двухступенчатую конденсацию пара, вследствие чего имеют место разные конечные давления пара PК1 < PК2 .
Ступенчатая конденсация пара позволяет полу-чить более глубокий вакуум при исходной темпера-туре охлаждающей воды. Конденсат из первой «хо-лодной» секции переливается во вторую через спе-циальное устройство, затем двумя конденсационными насосами (один рабочий, другой резервный) направляется в систему регенерации. Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водяными эжекторами. Трубная система конденсатора выполнена из трубок диаметром 28x1 мм, поверхность охлаждения одного корпуса составляет 11520 м2 , материал трубок - медно-никелевый сплав МНЖ-5-1 [6].

 

 

 

 

 

 

 


1.2.3.ВЫБОР НАСОСОВ.

а) Питательные насосы.
Питательная установка энергоблока состоит из двух питательных турбонасосов, каждый из которых рассчитан на 50% подачи воды и из двух бустерных предвключенных насосов. В схеме применены конденсационные приводные турбины с собственным конденсатором для уменьшения объемного пропуска пара в цилиндры низкого давления и разгрузки выхлопных патрубков главной турбины. Подвод пара к приводной турбине резервирован. Бустерный насос имеет общий привод с питательным насосом через редуктор от приводной турбины.

1. Давление воды на выходе из питательного
насоса составляет [6]:

где:
- Давление пара перед турбиной:
;
- Сопротивление трубопроводов пара от
котла до турбины:
[6];
- Сопротивление регулирующих клапанов:
[6];


- Давление срабатывания предохранительных
клапанов:

- Гидравлическое сопротивление парогене-
ратора:
[6];
- Сумма гидравлических сопротивлений
ПВД:
;
;
;

- Гидравлическое сопротивление трубопро-
водов:
[6];
- Средняя плотность пароводяной среды в ПГ:
- определяем по PПВ и tПВ:
;
- определяем по и
:
;
;
- Ускорение свободного падения:
;
- Высота подъёма воды от оси ПН до верхней
точки трубной системы ПГ:
- высота котла [6];
- высота установки ПН (от 0 отмет-
ки);
;

2. Давление воды на входе в питательный насос
равно давлению на выходе из БН:
[6];
3. Перепад давления, создаваемый ПН:
;
4. Напор насоса (с учётом запаса по напору = 3%):
;
5. Подача насоса (с учётом запаса):
;
6. Исходя из и вы-
бираем насос: ПН-1500-350 в количестве 2Х штук.
б) Конденсатные насосы:
Применение смешивающих ПНД вертикально конст-рукции потребовало установки трех ступеней кон-денсатных насосов. I ступень устанавливается сразу после конденсатора; II ступень - после ПНД8 и III – после ПНД7.

1. Рассчитываем конденсатный насос №3:
1.1. Давление воды на выходе из конденсатного
насоса №3 составляет [6]:

где:
- давление пара в деаэраторе:
;
- плотность пара на выходе из 5ГО подог-
ревателя – определяем по P5 и t5:
;
- ускорение свободного падения:
;
- высота до верхней точки деаэратора:
[6];
- гидравлическое сопротивление ПНД5:
;
- гидравлическое сопротивление ПНД6:
;
- сопротивление трубопроводов:
;

1.2. Давление воды на входе в КН №3:

где:
- давление воды за 7М подогревателем:
;
- заглубление КН №3:
[6];
;
1.3. Перепад давления, создаваемый КН №3:
;
1.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):
;
1.5. Подача насоса:
;
1.6. Исходя из и
устанавливаем 2а рабочих насоса КСВ-1000-140
и один резервный.

2. Рассчитываем конденсатный насос №2:

2.1. Давление воды на выходе из конденсатного
насоса №2 составляет [6]:

где:
- Давление в ПНД7:
;
- плотность воды в ПНД8 – определяем по
PВ8 и tВ8:
;
- Ускорение свободного падения:
;
- заглубление КН №2:
[6];
- Высота установки ПНД7:
[6];
- Сопротивление трубопроводов:
;
;
2.2. Давление воды на входе в КН №2:

где:
- давление воды за 8М подогревателем:
;
- заглубление КН №2:
[6];
;
2.3. Перепад давления, создаваемый КН №2:
;
2.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):
;

 

2.5. Подача насоса:

2.6. Исходя из и
устанавливаем 2а рабочих насоса КСВ-1000-95
и один резервный.
3. Рассчитываем конденсатный насос №1:
3.1. Давление воды на выходе из конденсатного
насоса №1 составляет [6]:

где:
- Давление в ПНД8:
;
- плотность воды конденсаторе – опреде-
ляем по PК+3метра и tК:
;
- Ускорение свободного падения:
;
- заглубление КН №1:
[6];
- Высота установки ПНД8:
[6];
- Сопротивление трубопроводов:
;
- гидравлическое сопротивление БОУ:
[6];
- Гидравлическое сопротивление СП:
[6];

3.2. Давление воды на входе в КН №1:

где:
- давление воды в конденсаторе:
;
- заглубление КН №1:
[6];
;
3.3. Перепад давления, создаваемый КН №1:
;
3.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):
;
3.5. Подача насоса:

3.6. Исходя из и
устанавливаем 2а рабочих насоса КСВ-1000-95
и один резервный.


1.2.4.ВЫБОР ДЫМОСОСОВ И ДУТЬЕВЫХ
ВЕНТИЛЯТОРОВ.

1. Дутьевые вентиляторы.
Для подачи воздуха к горелкам для газа на каждом блоке устанавливаются дутьевые вентиляторы, которые подают холодный воздух в воздухоподогреватель.

1.1. Производительность вентилятора:

где:
- коэффициент запаса:
[6];
- расход топлива:
;
- теоретический объём воздуха, необ-
ходимый для горения 1 м3 газа:
[6];
- коэффициент избытка воздуха в топке:
[6];
- коэффициент, учитывающий присосы в
топке:
(т.к. котёл газоплотный)[6];
-коэффициент присосов в системе пы-
леприготовления:
(т.к. топливо – газ)[6];
- коэффициент, учитывающий присосы
воздуха и протечки в ВП:
[6];

1.2 Исходя из производительности выбираем венти-
лятор типа ВДОД-31.5 в количестве 4Х штук:

;

2. Дымососы.
Дымососы ставятся для отвода дымовых газов от котла к дымовой трубе.

2.1. Часовой расход дымовых газов:


где:
- коэффициент запаса:
[6];
- расход топлива:
;
- объём уходящих газов:
;
- Объём присосов за пределами котла:
;
- температура уходящих газов:
[6];
где:
- теоретический объём газов,
образующихся при горении:
[6];
- коэффициент избытка воздуха в ухо
дящих газах:
;
- коэффициент избытка воздуха в
топке:
[6];

- коэффициент, учитывающий присосы
воздуха и протечки в ВП:
[6];

- теоретический объём воздуха, необ-
ходимый для горения 1 м3 газа:
[6];
- присосы в газоходах, за предела-
ми котла:
[6];

 

 

 

2.2 Исходя из производительности выбираем дымо-сос
типа ДОД-43 в количестве 3Х штук:
;

 

 

1.3.ВЫВОД:

В данном разделе был сделан выбор основного и вспомогательного оборудования, в результате которого выбран котёл ТГМП-204 и турбина К-800-240. Также был произведён расчёт принципиальной тепловой схемы и расчёт энергетических показателей блока.

 

 

 

 

 

 

 

 

 


2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ.
2.1. ОБОЗНАЧЕНИЯ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА СХЕМАХ.

Современные автоматизированные системы управ-ления технологически¬ми процессами требуют значи-тельного количества и разнообразия средств из-мерений, обеспечивающих выработку сигналов изме-рительной информации в форме, удобной для дистанционной передачи, сбора, дальнейшего преобразо¬вания, обработки и представления ее.
Измерения обеспечивают объективный контроль за технологическими процессами, надежность работы оборудования и экономичность производства. Энергетика, как и другие отрасли промышленности, немыслима без примене¬ния современных средств измерений. Особо важное значение приобретает кон¬троль за технологи-ческими процессами в решении проблем повышения эффек¬тивности производства и качества продукции. В целом ряде случаев эффектив¬ность производства и качество продукции зависят от достоверности и своевре¬менности полученной измерительной информации о ходе технологического процесса. Не менее важна роль контроля в деле обеспечения безопасности ряда производств, таких, например, как тепловые и атомные электростанции, для ко-торых характерным является быстрое протекание процессов при высоком дав¬лении и температуре, а также наличие установок высокой и сверхвысокой еди¬ничной мощности.
Промышленностью выпускается большой арсенал средств измерений - от простейших первичных при-боров и преобразователей до сложных многоточеч-ных автоматических измерительных приборов для записи контролируемых ве¬личин. Средства измерения позволяют организовать контроль технологических процессов, как простых установок, так и сложных производств с применением для контроля информационно-вычислительной техники.
Наличие разнообразных средств измерений требует правильного их вы¬бора для определенных целей. Все более широкое использование ЭВМ для ре¬шения информационных задач в АСУ ТП и для расчета технико-экономических показателей работы оборудования предопределяет применение таких методов и средств измерений, которые в конкретных условиях эксплуатации обеспечили бы необходимую точность. Одним из важных вопросов создания АСУ является разработка их метрологического обеспечения, позволяющего производить пра¬вильный выбор необходимых средств измерений и оценку точности измери¬тельных систем.

 

 

2.2. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ТОЧЕК
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА
ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ И В РАБОЧИХ СПЕЦИФИКАЦИЯХ.

Уровень развития энергетических и других про-мышленных установок ха¬рактеризуется интенсифика-цией технологических процессов, возросли скоро-сти протекания технологических процессов, число измеряемых параметров на одном агрегате.
Автоматизированные системы управления технологическими процессами требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспе¬чивающих выработку сигналов, удобство передачи, дальнейшего преобразова¬ния, обработки и представления информации. Надёжность средств измерения определяет надёжность агрегатов в целом.
Для удобства представления информации на ло-кальных схемах и в рабо¬чих спецификациях применяют следующие правила и условные обозначения:
— развёрнутая технологическая схема установок разбивается на отдель¬ные локальные технологиче-ские схемы по функциональному назначению.
—обозначения на локальных схемах выполняются:
оборудование –в кодировке KKS;
трубопроводы - сплошными линиями одинаковой тол-щины без бук¬венных знаков;
маркировка механизмов, арматур и точек КИПиА на-носится в овале, разделённом на две части по большой оси и расположенной на схеме вблизи точки измерения или механизма.

2.2.1. Маркировка трубопроводов на локальных
технологических схемах.

I часть II часть

 

I часть - две цифры обозначающие:
1. порядковый номер основного потока;
2. порядковый номер подпотока в данном потоке.

II часть - две буквы латинского алфавита:
R - оборудование основного цикла;
S - паровая турбина и генератор;
N - котельная установка;
Р - обработка и подача топлива и механизация
ремонтных работ;
Q - газотурбинная установка, дизельгенератор-
ная установка;
U - вспомогательные системы и установки;
V - охлаждающая вода;
W - системы отопления, вентиляции и кондиции-
онирования вспомогатель¬ных помещений.
В данном проекте описаны системы:
NA - паровой тракт котла;
RL - питательная вода к котлу.

2.2.2. Маркировка точек технологического контро-ля и автоматики в локальных схемах.

В нижней части овала:


I часть:

II часть:

I часть - две буквы латинского алфавита, соответствующие IIОЙ части маркиров¬ки трубопровода, на котором установлен этот механизм;

II часть –
для маркировки механизмов с механическими приводами:
три цифры - номер механизма:
001 - 799 - механизмы, управляемые с БЩУ, при
этом, при наличии избирательного
управления;
001 - 099 - механизмы, управляемые с БЩУ
индивидуально;
101 - 799- механизмы, управляемые по
избирательной системе;
801 - 999 - механизмы, управляемые с местных
щитов и по месту.
для точек технологического контроля:
три цифры - порядковый номер измерения по ра-бочим спецификациям КИПа. Номер измерения - сквозной для данной локальной схемы.

В верхней части овала:
для маркировки арматуры с ручным приводом:
- буква "К", обозначающая ручное управление, и
две цифры – порядковый номер арматуры на этом
трубопроводе.
- для точек технологического контроля набор ла-
тинских букв, обозна¬чающих:


1. измеряемый параметр:

Т – температура Р – давление
ΔР - перепад давлений F – расход
Q - химанализ L- уровень
Q1 - концентратомер Q2 – кондуктометр
Q3 - рН-метр Q4 – кислородомер
Q5 - pNa-метр Q6 - кремнемер
Q7 - водородомер Q8 - определитель
химнедожога
Q9 - определитель
довзрывоопасных кон-центраций Q10 - определитель
содержания хлора
Q11 - определитель содержания SOЛ в дымовых газах Q12 - определитель содержания СО в дымовых газах
Q13 - определитель содержания N0 в дымовых газах G - механические ве-личины

U - скорость, частота вращения, угол пово-рота Е - электрические ве-личины

М - влажность Н - акустика
М - вязкость W - оптика (прозрач-ность)

 

2. способ представления информации:

I - индикация (показания);
R - регистрация (записи);
М - интегратор (счёт¬чик);

3. место представления информации;

К - по месту D - местный щит
В - БЩУ индивидуально N - БЩУ по вызову
Y - БЩУ на ИВС

4. выполняемые функции:

S - защита А – сигнализация
Z - блокировка, АВР С – регулирование
X - ИВС, ФГУ

Примечание: рядом с буквами S, A, Z может ставится знак "+" или "-" (повышение или понижение параметра).

2.2.3. Маркировка аппаратуры КИПиА в рабочих
спецификациях.

I часть
II часть
III часть

 

 

 

 


I часть -
полный повтор нижней части маркировки, точки КИПиА на локальной технологической схеме.
II часть -
назначение аппарата, входящего в состав данного измерения:
А сосуд разделительный, конденсационный, уравнительный
B датчик (преобразователь неэлектрической вели-чины в электриче¬скую)
C преобразователь электрических сигналов
Е электроизмерительный прибор, указатель положения
H вспомогательный прибор (задатчик, переключа-тель, согласующий прибор)
L регулирующий, корректирующий прибор
M исполнительный механизм
P вторичный прибор
Q функциональный прибор алгебраических преобра-зований
S усилитель, пускатель
V функциональный прибор нелинейных и логических
преобразований
F измерительное устройство расхода

III часть -
порядковый номер аппарата ставится только то-гда, когда есть два или более аналогичных аппарата.

 

 

 


2.3. ПОДСИСТЕМА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ.

Большая часть информации для оперативного пер-сонала ТЭС поступает от систем теплотехнического контроля. Теплотехническим контролем называ¬ют процесс измерения теплотехнических величин (тем-пературы, давления, рас¬хода пара, воды и т.п.) с помощью совокупности средств, осуществляющих эти измерения.
Для подсистемы теплотехнического контроля выбор технологических средств определяется требованиями максимальной унификации первичных приборов, преобразователей и вторичных приборов, требованиями к входным и выходным сигналам других подсистем АСУ ТП, стремлением к уменьшению габаритов щитов управления, а также достижению требуемых показателей на¬дежности и экономичности. Для теплотехнического контроля на ТЭС исполь¬зуются следующие средства измерения:
- первичные преобразователи (датчики) для преобразования измеряемой величины в другую физическую величину;
- нормирующие преобразователи, унифицирующие выходные сигналы первичных преобразователей;
- первичные приборы с отчетным устройством для непосредственного наблюдения измерительной информации;
- первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, с унифицированным выходным сигналом для дистанционной передачи унифици-рованного сигнала;
- первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, для дистанционной передачи сигнала измерительной информации;
- вторичные приборы (показывающие, самопишущие или комбиниро¬ванные) для работы в комплекте с первичными приборами или преобразовате¬лями, измерительные устройства, состоящие из первичных и вторичных прибо¬ров и преобразователей, а также измерительные установки (машины централи¬зованного контроля, ЭВМ) для централизованного сбора, обработки и пред¬ставления информации.
Современные системы теплотехнического контроля создают на основе использования унифицированных сигналов связи между первичными преобра¬зователями и вторичными приборами. Физическая сущность информационных унифицированных сигналов может быть различной: электрической, пневмати¬ческой и гидравлической. Однако диапазон изменения их численных значений строго регламентируется. Так, для наиболее употребительных в теплоэнергети¬ке электрических сигналов устанавливается следующие пределы: 0-5мА; 4-20мА; О-10В постоянного электрического тока; для пневматического сигнала 0.2-1кгс/см2 (0.02-0.1Мпа).
Унификацию выходных сигналов первичных преоб-разователей осущест¬вляют либо за счет использования независимых нормирующих преобразовате¬лей, либо конструктивного объединения первичных и передающих преобразо-вателей с нормирующими в остальных измерительных системах.
Унификация информационных сигналов обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными измерительными системами, применявшимися в доб-лочной энергетике: взаимозаменяемость первичных и вторичных приборов, возможность уменьшения числа первичных преобразователей методом много-кратного использования их выходного сигнала для различных целей (тепло¬энергетического контроля, сигнализации, автоматического регулирования), су¬щественное увеличение возможности централизованного контроля.
В то же время для целей оперативного контроля наиболее важных вели¬чин продолжают применять не-зависимый измерительный комплект, состоящий из отборного устройства, устанавливаемого на техно-логическом оборудовании, первичного бесшкального измерительного преобразователя (датчика), распо-ла¬гаемого вблизи или по месту измерения, вторич-ного прибора и соединительных линий между ними. Все теплотехнические измерения на ТЭС, за небольшим ис¬ключением, осуществляют с помощью приборов общепромышленного назначения. При технических измерениях, как правило, применяются измерительные цепи или системы, состоящие из нескольких средств измерения. Поэтому, при оценке погрешностей измерения, необходимо оце-нить погрешности измери¬тельной системы. Каждый из преобразователей преобразует входной сигнал ХВХ в выходной ХВЫХ с какой-то погрешностью, причем эту погрешность можно представить как состоящую из систематической и случайной составляющих. Систематическая составляющая может быть охарактеризована ее математиче¬ским ожиданием, а случайная - средним квадратическим отклонением. Макси¬мально допустимая погрешность измерительной системы оценивается как ко¬рень квадратный из суммы квадратов пределов до-пустимых значений погреш¬ностей.

 

 

 

 

 

2.3.1. АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА ТГМП-204

Регулятор топлива
Регулятор топлива предназначен:
- для поддержания заданного давления газа перед
горелками в растопоч¬ном режиме;
- для поддержания расхода топлива на котел в со-
ответствии с заданной электрической мощностью.
При регулировании расхода топлива возможны 4 режима работы регуля¬тора в зависимости от вида сжигаемого топлива:
1. В режиме "газ" регулятор получает только сигнал по расходу газа и сигнал задания от РМК и воздействует только на регулирующий клапан газо-вой магистрали.

Рис. 2.1. Структурная схема регулятора топлива при работе в режиме "газ".

 

 

 

 

 

2. В режиме "газ-мазут" основным топливом яв-ляется газ и регулятор по¬лучает сигналы по расходу газа, мазута и сигнал задания от регулятора мощно¬сти котла (РМК).
При использовании воздействия только на клапан газовой магистрали (рис. 3.5.а.) регулятор отслеживает не только сигнал задания от регулятора мощности котла, но и сигнал по расходу мазута (например при изменении дав¬ления или расхода дистанционно), чтобы компенсировать его расходом газа.
Рис. 2.2. Структурная схема регулятора топлива при работе в режиме "газ-мазут".


При использовании воздействия на клапаны и газовой и мазутной маги¬стралей (рис. 3.5.6.) регулятор воздействует сразу на оба клапана в зависимо¬сти от сигнала задания от РМК; причем воздействие на изменение расходов га¬за и мазута будет одинаково в процентном отношении от первоначального рас¬хода.
3. В режиме "мазут-газ" основным топливом яв-ляется мазут - его расход больше, чем расход газа (в энергетическом эквиваленте). Регулирование проис¬ходит так же, как и в режиме "газ-мазут", только основным регулирующим клапаном будет мазутный.

 

 

 


Рис. 2.3. Структурная схема регулятора топлива при работе в режиме "мазут-газ".


4. В режиме "мазут" регулятор получает сигнал только по расходу мазута и сигнал задания от РМК и воздействует только на регулирующий клапан ма-зутной магистрали.
Рис. 2.4. Структурная схема регулятора топлива при работе в режиме "мазут".

 

 

 

 

 


Воздействие регулятора на клапан, регулирующий расход газа и мазута отключается при:
- возникновении больших >±10% рассогласований на регуляторе;
- выходе из строя датчиков расхода, давления газа и потере сигнала от РМК (выход за пределы показаний 20-110%).
Воздействие регулятора на клапан газовой магистрали в сторону "мень¬ше" отключается при давлении газа перед горелками < 0.18 кГс/см2.
Воздействие регулятора на клапан мазутной ма-гистрали в сторону "меньше" отключается при дав-лении мазута перед форсунками < 10 кГс/см2.
При возникновении больших рассогласований на регуляторе по расходу газа или мазута на БЩУ по-даются светозвуковые сигналы
"Рассогласование" и "Отказ регулятора", а ре-гулятор полностью отклю¬чается.
В этом случае следует снять с "автомата" регуляторы топлива и связан¬ные с ним регуляторы соотношения "топливо-вода" и регулятор общего возду¬ха до устранения причин, вызвавших появление сигналов.

Регулятор питания

Возможно два режима работы регулятора питания: режим стабилизации расхода питательной воды на котел и режим поддержания соотношения «топли¬во-вода» [15].
В режиме стабилизации расхода питательной воды на котел регулятор обеспечивает:
- поддержание расходов питательной воды на котел в соответствии с за¬данием от 50 до 100% нагрузки блока при работе га ПТН;
- поддержание давления питательной воды в напор-ной магистрали ПТН при номинальных параметрах работы блока;
- поддержание перепада давлений на котле при ра-боте блока на скользя¬щих параметрах;
- выравнивание расходов воды по ниткам.
Регулятор воздействует на исполнительные механизмы РК ПТН и РПК ниток А и Б котла.
Регулятор получает сигналы по расходу пита-тельной воды по каждой нитке котла, по давлению питательной воды в напорной магистрали ПТН, по-давлению перед турбиной, сигнал задания расхода воды на котел от задатчика, сигнал задания пере-коса расходов по ниткам и сигнал по разности температур перед впрыском I.

Рис. 2.5. Структурная схема регулятора питания при работе в режиме стабилизации расхода питательной воды при СКД (а.) и СКП(б).

Регулятор включается в работу по поддержанию заданного расхода пита¬тельной воды с воздейст-вием на РК ПТН и РПК-А. Переключение воздействия регулятора с ПТН на РПК и наоборот производится в соответствии с заданием по давлению в напорной магистрали.
При равенстве заданного и истинного давления - все управление подклю¬чено к РК ПТН. При давлении, большем заданного, цепь "больше" регулятора подключается к РПК-А а цепь "меньше" остается на РК ПТН.
При давлении меньше заданного цепь "меньше" подключается к РПК- А, а цепь "больше"- на ПТН.
Отсюда видно, что изменение задания по давле-нию в напорной магистра¬ли не приводит к непосредственному изменению давления.
Изменение давления в этом случае будет проис-ходить за счет отработки регулятора расхода при изменении задания по расходу или за счет случай-ных отработок регулятора расхода в стабильном режиме.
При полном открытии РПК-А по указателю положения 90% все управле¬ние регулятора расхода подключается только к РК ПТН и дальнейшее увеличе¬ние расхода воды будет происходить только за счет увеличения расхода пара к приводной турбине ПТН и, соответственно, увеличения давления на напоре ПТН.
Воздействие регулятора на РПК-Б происходит в соответствии с измене¬нием расхода питательной воды по нитке А, т.е. регулятор расхода нитки Б от¬слеживает расход по нитке А.
Для устранения перекосов расходов воды по ниткам А и Б служит Задатчик на БУ-12 при нахождении БУ-12 в "ручном" режиме.
Задатчик сфазирован по нитке Б.
При переводе БУ-12 в автоматический режим за-датчик перекосов расхо¬дов воды по ниткам отключается, а на стабилизатор поступает сигнал коррек¬тора перекоса температур по ниткам А и Б до I впрыска. С этого момента регу¬лирование перекоса расхода воды по ниткам происходит автоматически, в за¬висимости от перекоса температур Задание по разности температур устанавли¬вается задатчиком перекоса температур по ниткам, с воздействием на регулятор расхода по нитке Б.
При снятии с "автомата" РПК-А или РПК-А и Б регулятор поддерживает только расход питательной воды на котел воздействием на РК ПТН. Давление на напоре при этом автоматически не поддерживается.
При снятии с "автомата" РК ПТН регулятор под-держивает только давление на напоре ПТН, сущест-во¬вавшее на момент переключения РК ПТН, воздействием на РПК-А, а РПК-Б от¬слеживает РПК-А по расходу. Снятие с "автомата" РПК-Б не влечет за собой изменений в алгоритме работы регулятора.
Воздействие регулятора-стабилизатора на РК ПТН и РПК-А, Б отключа¬ется:
- при выходе показаний датчиков расхода и задат-чика расхода за рабочий диапазон 20-110% для расхода и за 5-110% для задатчика;
- при возникновении рассогласования на регуляторе > + 10% отключается цепь "больше") и < - 10% (отключается цепь "меньше");
- при достижении расхода < 300 т/час на котел (отключается цепь "мень¬ше").
При работе регулятора питания в режиме сколь-зящего давления поддер¬живается не давления пита-тельной воды на напоре ПТН, а перепад давления на пароводяном тракте котла, то есть разности давления питательной воды на на¬поре ПТН и давления острого пара перед турбиной.
Задатчик давления на напоре ПТН при положении ключа в режиме "Скольжение" служит задатчиком перепада. Увеличение задания ведет к увеличению перепада. Если машинист изменял задание по перепаду давления в режиме скользящего давления, то при переводе ключа режимов в положение "Номинальный режим" необходимо вернуть задатчик в положение, соответст¬вующее номинальному значению давления в напорной магистрали ПТН (вос¬становить задание по давлению на напоре ПТН).
В режиме поддержания соотношения "топливо-вода"питательной воды на котел регулятор обеспе-чивает регулирование суммарного расхода питательной воды в соответствии с расходом топлива.

Рис. 2.6. Структурная схема регулятора питания при работе в режиме поддержания соот¬ношения «топливо-вода».

Алгоритм работы регулятора аналогичен работе регулятора в режиме стабилизации, но имеет осо-бенности:
1. при переводе ключа из положения "Стабилизатор" в положение "Соот¬ношение" задатчик по расходу воды отключается, а заданием по расходу воды служит сигнал по расходу топ-лива;
2. подключается корректирующий контур температуры пара перед 1 впрыском.
Корректор в дистанционном режиме (переключа-тель на БУ-21 корректора температур в положении "Р") воздействует посредством нажатия кнопок "М" или "Б" на БУ-21 в сторону уменьшения или увели-чения суммарного расхода воды на котел в автома-тическом режиме БУ-21 корректор дает задание на увеличение или уменьшение расхода воды при увеличении или уменьшении тем¬пературы пара перед 1 впрыском. Задание по температуре пара изменяется задатчиком корректора.
Воздействия регулятора соотношения отключаются в тех же случаях, что и отключение регулятора-стабилизатора с добавлением контроля показаний датчика температуры питательной воды и сигнала по расходу топлива.

Регулятор воздуха

Регулятор общего воздуха предназначен для поддержания давления воз¬духа перед котлом в зависимости от расхода топлива и поддержания заданного процентного содержания кислорода в уходящих газах[9,15].
Регулятор воздействует на направляющие аппараты дутьевых вентилято¬ров.
Регулятор получает сигналы:
- по давлению воздуха в каждой нитке воздухопро-
водов к котлу;
- по содержанию 02 в дымовых газах от штатного
прибора, контролирующего содержание 02;
- сигнал задания по содержанию О2 от задатчика;
- по суммарному расходу топлива на котел;
- сигналы от указателей положения направляющих
аппаратов дутьевых вентиляторов.

 

 

 

 

Рис. 2.7. Структурная схема регулятора воздуха

 

 

 

 

 

 

 

 

Регулятор поддерживает усредненное давление воздуха перед котлом в зависимости от расхода топлива на котел в соответствии с режимной картой.
Регулятор получает также сигнал от корректора содержания 02. При ис¬пользовании корректора в дистанционном режиме коррекция содержания 02 производится вручную нажатием кнопок "М" или "Б" на БУ-21 для понижения или повышения содержания кислорода в дымовых газах. При постановке кор-ректора в автоматический режим содержание 02 поддерживается автоматиче¬ски воздействием на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов. При не¬обходимости изменения задания по содержанию 02 используется задатчик ЗУ-05. Регулятор воздейст-вует сразу на два направляющих аппарата. В слу-чае, ко¬гда один из аппаратов опережает другой по УП, воздействие на него отключа¬ется, пока отстающий Н.А. его не догонит.
При снятии одного из направляющих аппаратов с "автомата" или выходе одного из них на концевой открытия все управление подключается к оставше-муся в работе Н.А.
Воздействие регулятора отключается:
- в сторону "меньше": при понижении давления воз-
духа до 100 мм.в.ст или при достижении рассо-
гласования на регуляторе -10%;
- в сторону "больше" при достижении рассогласова-
ния на регуляторе +10%;
- в обе стороны при выходе показаний датчиков по
давлению воздуха и расхода топлива за пределы
10-110%;
- при прохождении сигнала защиты разгрузки блока
50% все ограничения работы регулятора кроме
понижения давления воздуха до нижней уставки
сни¬маются.
Воздействие корректора по 02 отключается:
- в сторону "меньше": при выходе показаний прибо-
ра по 02 меньше 10% ; при понижении давления
воздуха до нижней уставки; при рассогласовании
на корректоре -10%;
- в сторону "больше": при выходе показаний прибора по 02 больше 60% (3,0% 02); при рассогласовании на корректоре +10%;
- в обе стороны: при поступлении сигнала защиты по разгрузке блока до 50%; при выходе значений сигналов от приборов 02 или задатчика за пределы 5-110%.
Регулятор разрежения.

Регулятор разрежения предназначен для поддер-жания постоянной вели¬чины разрежения в верхней части топки. Наличие небольшого постоянного раз-режения необходимо по условиям нормального топочного режима. Оно пре¬пятствует выбиванию газов из топки, способствует устойчивости факела и яв¬ляется косвенным показателем материального баланса между нагнетаемым в топку воздухом и уходящими газами [9].
Регулирование разрежения осуществляется по-средством изменения коли¬чества уходящих газов, отсасываемых дымососами. При этом их производи-тельность регулируется направляющими аппаратами, на которые воздействует регулятор.
Рис. 2.8. Структурная схема регулятора разрежения.
Регулятор получает сигналы:
- по разрежению в топке котла;
- от задатчика разрежения;
- по температуре уходящих газов по ниткам А и Б;
- от задатчика перекоса температур уходящих га-
зов;
- по положению НА дымососов м.е. 144 и 244.
Регулятор, поддерживая разрежение в топке, воздействует на исполнительный механизм направ-ляющего аппарата дымососа нитки А.
Исполнительный механизм нитки Б отслеживает изменение положения Н. А. нитки А по указателю положения.
Кроме этого на регулятор нитки Б поступает сигнал корректирующего ре¬гулятора перекоса температур уходящих газов.
При использовании корректора в дистанционном режиме и воздействии на кнопки "М" и "Б" БУ-21 изменяется положение Н.А. нитки Б относительно Н.А. нитки А, что приводит к изменению разности температур уходящих газов. При нажатии кнопки "М" температура по нитке Б будет уменьшаться и наобо¬рот.
При переключении корректора в "автомат" раз-ность температур поддер¬живается автоматически. Для изменения задания по разности температур слу¬жит задатчик ЗУ-05, сфазированный по нитке Б.
При снятии с "автомата" одного из направляющих аппаратов дымососов воздействие регулятора разрежения подключается к оставшемуся на "автомате" Н.А. Корректор перекоса температур отключается. То же происходит при вы¬ходе одного из Н.А. на концевой выключатель открытия.
Воздействие регулятора разрежения отключается:
- в сторону "меньше" - при рассогласовании -10%;
- в сторону "больше" - при рассогласовании +15%;
- в обе стороны - при выходе сигнала датчика раз-
режения за пределы 10-110% предела измерения,
сигнала задатчика 5-110%, сигналов указателей
по¬ложения 10-110%.
При поступлении сигнала защиты разгрузки блока до 50% воздействие от корректора разности температур отключается и блокируется отключение цепей регулятора разрежения при появлении больших рассогласований по разреже¬нию.

Регулятор температуры первичного пара

Регулятор предназначен для поддержания темпе-ратуры первичного пара на выходе из котла на за-данном уровне. Регулирование температуры первич-но¬го пара осуществляется с помощью впрысков. Ре-гулирование выполнено по двухконтурной схеме, в которой основным импульсом служит регулируема температура за поверхностью нагрева, расположен-ной после впрыска и в каче¬стве опережающего сиг-нала используется температура перед поверхностью на¬грева.
Котел оборудован двумя впрысками. Наиболее ответственную функцию выполняет регулятор последнего по ходу пара впрыска, поддерживающий на требуемом уровне температуру пара за котлом. Перераспределение тепла меж¬ду поверхностями нагрева котла, вызванное например, перемещением ядра фа¬кела по высоте топки, может привести в отдельных случаях к выходу последне¬го впрыска за предел диапазона регулирования температуры пара за котлом. Чтобы этого не произошло, следует изменить (увеличить) расход воды на пер¬вый впрыск путем изменения задания его регулятора [9].

 

 

 

 

 


рис.2.9
Первый впрыск предназначен для защиты ширмовых пароперегревателей от чрезмерного перегрева. Регулятор поддерживает температуру пара перед 2 впрыском.
Рис. 2.10. Структурная схема регулятора 1 впрыска

 

 

 

 

 

 


Регулятор получает сигналы
- по температуре пара непосредственно за впрыс-
ком;
- по температуре пара перед вторым впрыском;
от задатчика.
Регулятор воздействует на клапаны впрысков.
Рис. 2.11. Структурная схема регулятора 2 впрыска.

 

 

 

 

 

 

 


Второй впрыск предназначен для поддержания заданной температуры острого пара на выходе из котла. Регулятор получает сигналы:
- по температуре пара за 2 впрыском;
- по температуре острого пара на выходе из котла;
- от задатчика температуры острого пара.
Регулятор воздействует на клапаны магистралей впрысков.

Регулятор температуры вторичного пара

Задачей автоматического регулирования температуры перегрева является поддержание заданной температуры вторичного пара, поступающего в турбину, во всем диапазоне регулируемых нагрузок блока.
Такой режим работы позволяет обеспечить наи-большую экономичность работы блока с сохранением допустимой величины температуры металла труб пе-регревателя и ЦСД турбины. В качестве средства регулирования температу¬ры перегрева вторичного пара применено байпасирование части поверхности нагрева ППТО с помощью трехходового клапана. В качестве резервного сред¬ства регулирования на случай чрезмерного повышения температуры вторич-но¬го пара предусмотрен аварийный впрыск [9].
Рис. 2.12. Структурная схема регулятора температуры вторичного пара.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Регулятор температуры вторичного пара на выходе из котла получает сиг¬налы:
- по температуре вторичного пара на выходе из
котла;
- скоростной импульс по температуре пара после
точки смешения;
- от задатчика температуры вторичного пара на вы-
ходе из котла.
Регулятор воздействует на трех ходовой регулирующий клапан байпаса ППТО
2.4. АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА К-800-240 НА БАЗЕ ПТК TELEPERM
2.4.1. ПРОГРАМНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС
TELEPERM ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

Универсальный программно-технический комплекс для управления технологическими процессами на электростан-циях TELEPERM XP-R, разработан фирмой SIEMENS, Герма-ния. С 1997 года начат промышленный выпуск основной части ПТК – системы автоматизации AS 220 EA по лицензии фирмы SIEMENS во ВНИИА им.Духова, г.Москва, Россия. Российское наименование этой системы ТПТС-51.
ПТК TELEPERM XP-R включает технические и программные средства, необходимые для реализации всех функций
автоматизации процессов на электростанциях: сбора и об-работки технологических данных, автоматического регули-рования и логического управления, защит и блокировок, вычисления и оптимизации, а также для контроля, сигна-лизации, оперативного управления технологическим про-цессом с использованием мониторов операторских станций, и, при необходимости, традиционных элементов управле-ния.

2.4.2. ОБЩАЯ АРХИТЕКТУРА ПРОГРАММНО–ТЕХНИЧЕСКОГО
КОМПЛЕКСА TELEPERM XP-R

ПТК TELEPERM XP-R имеет функционально децентрализо-ванную структуру, но на его базе могут быть реализованы как территориально сосредоточенные системы, так и тер-риториально распределенные системы. В состав ПТК входят различные
функциональные компоненты, которые рассчитаны на опти-мальное решение технологических задач управления.
В состав ПТК TELEPERM XP-R входят следующие основные компоненты:
- Системы автоматизации ТПТС-51
- Система оперативного управления, контроля и решения
информационных задач OM650
- Система шин передачи информации
- Инженерные устройства проектирования и конфигуриро-
вания ES680, PG и др.

Система автоматизации ТПТС-51 (AS-система) располагает-ся в отдельном шкафу ПТК (или в 2-х шкафах) и объединя-ет в своем составе набор функциональных модулей, решаю-щих задачу автоматизации для группы технологического оборудования или функционального узла. В составе систе-мы автоматизации реализуются алгоритмы первичной обра-ботки входной информации, автоматического регулирова-ния, защит, блокировок и пошагового управления, а также осуществляется обмен информацией c другими AS-системами и с системой верхнего уровня посредством системы шин. Элементы системы автоматизации поддерживают как полное, так и частичное резервирование (горячий резерв «1 из 2»)

Система оперативного управления, контроля и технологи-ческих расчетов OM650 устанавливается на рабочем месте
оперативного персонала и обеспечивает интерфейс между оператором и технологическим процессом при помощи мони-торов и манипуляторов типа "мышь". Кроме того, система OM650 выполняет все функции, необходимые для подробного протоколирования данных технологического процесса и их архивирования, а также для выполнения расчетных задач. Основными элементами системы OM 650 являются обрабаты-вающие устройства (PU), серверные устройства (SU) и операторские терминалы (OT). Каждый из элементов выпол-няет в системе свой круг задач. Клиент-серверная струк-тура компонентов OM650 в зависимости от требуемой общей информационной мощности системы позволяет создавать как компактные рабочие станции (PU, SU, OT в одной опера-торской станции) для объектов малой информационной мощ-ности, так и рассредоточивать компоненты на несколько аппаратных устройств для энергоблоков большой мощности. В качестве аппаратных средств для компонент OM650 ис-пользуются компьютеры офисного или промышленного испол-нения.

Система шин связывает воедино устройства и системы ПТК TELEPERM XP-R. В ПТК используются многоуровневая систе-ма независимых резервированных шин:
- промышленный Ethernet в качестве шины терминалов, соединяющий компьютеры системы OM650, ES680 и оператор-ские терминалы. Связь с вышестоящим уровнем АСУ П или другими системами предприятия осуществляется так же по-средством шины терминалов.
- магистральная (системная) шина Industrial Ethernet в качестве межуровневой шины, соединяющей системы автома-тизации с вычислительными устройствами OM650 и ES680.
- шина ввода/вывода, обеспечивающая обмен информацией между модулями в пределах одной системы автоматизации.

Инженерная система ES680 является основным средством проектирования и сопровождения АСУ ТП на базе ПТК
TELEPERM XP-R. Она содержит систему автоматизированного проектирования (САПР), позволяющую выполнять работы по
формированию документов задания заводу и монтажной до-кументации на технические средства ТПТС-51, обеспечи-вать разработку прикладного программного обеспечения систем автоматизации ТПТС-51, реализующего выполнение алгоритмов контроля и управления, выполнять проектиро-вание интерфейса взаимодействия с оператором для OM650, осуществлять реализацию расчетных задач. Данный САПР позволяет создавать завершенные комплекты документации программно-технического обеспечения. На стадии разра-ботки проекта инженерная станция ES680 используется для проектирования систем автоматизации и OM650, а в ходе ввода в эксплуатацию – для конфигурации и внесения из-менений в проект. Проектирование ведется на уровне раз-работки функциональных схем с использованием современ-ных графических средств. ES680 обеспечивает также функ-ции хранения функциональных схем и связанных с ними библиотек символов.
Устройство конфигурирования PG предназначено для за-грузки в модули ТПТС-51 программ, обеспечивающих выпол-нение алгоритмов контроля и управления. PG может под-ключаться либо непосредственно к модулям через специ-альные разъемы, либо ко всем системам автоматизации че-рез систему шин. Система конфигурирования позволяет оперативно менять программы модулей, осуществлять ряд операций по контролю функционирования систем автомати-зации, выполнять непосредственное управление отдельными объектами управления, а также позволяет имитировать значения входных сигналов и внутренних переменных в функциональных программах при отладке алгоритмов кон-троля и управления. Аппаратно система конфигурирования PG реализована в виде компьютера промышленного исполне-ния. Обобщенная структурная схема ПТК TELEPERM представлена на рис.1.
рис. 2.13

2.4.3. ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРНОГО ПОСТРОЕНИЯ
КОНТРОЛЛЕРНОГО УРОВНЯ ПТК TELEPERM XP-R

Принципиальным отличием используемого нами ПТК от большинства средств АСУ ТП, предлагаемых другими отечественными и зарубежными поставщиками, является способ децентрализации структуры системы автоматизации (AS). В указанных ПТК применен один (обычно дублированный) единый интеллектуальный микропроцессорный контроллер и большое количество неинтеллектуальных или выполняющих элементарную обработку УСО.
При этом на центральный контроллер возлагается реализация всех функций прямого цифрового управления (автоматическое регулирование, логическое управление, защиты, блокировки) и обработки информации, а также организации связи с верхним уровнем управления и другими AS.
В аппаратуре же ТПТС-51 центральный контроллер (модуль EAS) выполняет только функции связи с верхним уровнем управления и другими AS, а также организует цифровой обмен между функциональными модулями и диагностирует их состояние. Весь же объем функций прямого цифрового управления и обработки информации реализуется в функциональных модулях (интеллектуальных УСО), количество которых составляет до 64 на одну AS.
Вариант TELEPERM XP-R имеет существенные пре-имущества по сравнению с вариантом компьютерного управления, в удобстве разработки, обслуживания, а главное, наладки и усовершенствования АСУ ТП.
Его основным недостатком является при сравне-нии предложений несколько большая цена. На самом же деле речь идет только о начальной цене. Реально же в варианте компьютерного управления в процессе наладки и развития АСУ ТП требуется существенное аппаратное наращивание и суммарная цена даже только аппаратуры (не говоря уже о существенном дополнительном объеме работ) становится заметно больше.

2.4.4. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТПТС-51

В состав ПТК могут входить несколько систем автоматизации ТПТС-51, которые компонуются по функциональным технологическим зонам. Они связаны между собой системной шиной, а также подключаются к шине межуровневого обмена для связи с другими системами ПТК.
Каждая система ТПТС-51 конструктивно представляет собой шкаф или два шкафа, в которых расположены каркасы с функциональными модулями, модулями контроллеров шин ввода-вывода (EAS), внутренней шиной ввода-вывода, элементами резервированного питания и защиты, сетевыми компонентами. Система может быть сконфигурирована в полностью резервированном, не резервированном, либо в частично резервированном варианте. Структура системы ТПТС-51 с резервированной конфигурацией приведена на рис. 2.2.
Функции автоматизации выполняются автономными функциональными модулями, имеющими собственные каналы ввода-вывода сигналов связи с технологическими объектами и процессор. Обмен сигналами между модулями осуществляется через шины ввода-вывода и контроллер шины ввода-вывода (EAS). Через EAS осуществляется также связь с системной шиной Ethernet.
Объем обрабатываемых данных системы, объем ее памяти и вычислительная мощность зависят от количества устанавливаемых функциональных модулей. Эти показатели возрастают вместе с объемом автоматизируемого оборудования и опти-мально соответствуют

рис.2.14
поставленной задаче. Модули специализированы по своему функциональному назначению, что вместе с
возможностью функционального наращивания системы обеспечивает ее высокую степень гибкости.
Для более полного использования вычислительной мощности функциональных модулей в системе преду-смотрены беспроцессорные модули расширения. Модули расширения позволяют наращивать интерфейс связи с объектом, сопряженного с ними функционального модуля, увеличивая число аппаратных каналов ввода/вывода.


Конструкция системы ТПТС-51.

Конструктивно система ТПТС-51 размещается в стандартных шкафах с габаритами (высота х ширина х глубина) 2200мм х 900мм х 400мм. Шкафы могут выполняться со степенью защиты от воздействия окружающей среды по DIN 40050 (ГОСТ 14254-80) IP20 (обычное исполнение), либо IP54 (защищенное исполнение). При использовании шкафов IP20 система не требует принудительной вентиляции и обычно компонуется без блоков вентиляторов, хотя, при необходимости может быть ими укомплектована. При использовании защищенного исполнения IP54 шкафы могут устанавливаться вблизи технологического оборудования, что позволяет создавать территориально распределенные системы управления.
Шкаф системы ТПТС-51 содержит следующие основные компоненты:
- Основные каркасы для функциональных модулей (GE). В каждый основной каркас может быть уста-новлено до 12 функциональных модулей. Кроме того, в нем размещается модуль контроллера шины ввода-вывода и модуль подключения к шине. В шкафу обычно устанавливается два основных каркаса (резервированный вариант).
- Каркасы расширения для функциональных модулей (EE). В каждый каркас расширения может быть установлено до 14 функциональных модулей. Каркас расширения связан с основным каркасом шиной ввода-вывода. Резервированный модуль EAS способен обслуживать 2 основных каркаса и до 6-ти каркасов расширения. Каркасы расширения EE(3)-EE(6) устанавливаются в шкафу расширения.
- Блок питания (SES), который позволяет обеспе-чивать резервированное питание 24 В постоянного тока с использованием двух независимых источни-ков. Внутри блока питания напряжения развязаны через диоды.
- Коммуникационные процессоры связи с системной шиной Ethernet (CP).
- Система шин ввода-вывода.
- Клеммы для подключения кабелей (MaxiTermiPoint со стороны процесса и WireWrap со стороны внутришкафного монтажа)
Количество функциональных модулей в основном шкафу – до 48, в системе с использованием шкафа расширения – до 104 из них до 64 основных.

Контроллер шин ввода-вывода.

Обмен сигналами между модулями системы u1058 ТПТС-51 осуществляется через шину ввода-вывода. Шина управляется централизовано через контроллер шин ввода-вывода EAS. Этот модуль также через модуль подключения осуществляет соединение с шиной Ethernet. Данные о структуре обмена задаются при помощи инженерной системы и записываются в память
EEPROM модуля EAS.
Данные могут передаваться циклически и нецик-лически. Для данных, передаваемых нециклически, может дополнительно задаваться передача в фоновом режиме с большим периодом. Нециклический обмен сигналами может инициироваться прерываниями. Модуль EAS берет на себя упорядочивание по времени всех проходящих через него сообщений.
Для каждого устанавливаемого в системе ТПТС-51 функционального модуля, а также для отдельных каналов интерфейсных модулей в модуле EAS имеются интерфейсные части. Они выполняют следующие задачи:
- Контроль модулей и функций, например, обновление времени цикла, контроль разъемного соединения, и т.п.
- Организация обмена данными для системы управ-ления и контроля OM650
- Подготовка блоков сообщений (протоколирование)
- Поддержание в состоянии готовности всех сигналов в передающем модуле памяти для обмена сигналами в соответствии с задачами пользователя через шину ввода-вывода, системную шину и шину межконтроллерного обмена В резервированной системе ТПТС-51 имеются две шины ввода-вывода, которые разделены логически и электрически через модули соединения. Каждый из двух контроллеров шин ввода-вывода в такой системе через эти модули соединения имеет доступ к обеим шинам ввода-вывода. Модули EAS работают с резервированием «один из двух» в режиме основного и резервного модулей. При выходе из строя основного модуля, резервный берет на себя его функции. Основной и резервный модули в значительной степени контролируют себя сами. Они соединены друг с другом последовательным интерфейсом, через который циклически обмени-ваются друг с другом контрольными сообщениями в целях взаимного контроля.

Функциональные модули.

Функциональные модули оперируют аналоговыми и дискретными входными и выходными сигналами, по-ступающими в них в цифровом виде по шине ввода-вывода, либо с аппаратных разъемов связи с технологическим процессом, через которые к данному модулю непосредственно подключаются соответствующие входные или выходные сигналы. Функциональные модули разделяются по технологическим задачам, которые они выполняют. Все активные функции обработки, такие как формирование алгоритма регулирования, функции контроля и управления, дистанционное управление, выполняются микропроцессором, входящим в состав функционального модуля. Программная память этого микропроцессора разделяется на постоянную память (EPROM) с библиотеками специализированного матобеспечения и перепрограммируемую память (EEPROM), конфигурируемую в соответствии со спецификацией пользователя. Энергонезависимые EPROM и EEPROM обеспечивают сохранение программы обработки и функциональных библиотек модуля при выключении питания.
Все входные и выходные сигналы, как по шине ввода-вывода данных, так и по аппаратным разъе-мам, опрашиваются процессором модуля через так называемые операнды. Каждому входу и выходу под-чинен один номер операнда. Функциональные модули содержат стандартные функциональные блоки, набор и назначение которых соответствует типу модуля. Кроме того, в каждом модуле содержатся и блоки элементарных функций. Блоки элементарных функций являются единицами программного обеспечения (ин-струкциями) с фиксированными функциями, такими как сумматор, умножитель, избиратель экстремаль-ных значений, переключатель, интегратор, выключатель, элементы И, ИЛИ и т.д. Блоки элементарных функций записаны в ПЗУ модуля (EPROM) и могут использоваться многократно. Кроме элементарных функций, библиотеки модулей содержат специфические технологические алгоритмы, такие как АВР, законы регулирования, управление исполнительным механизмом, двигателем, алгоритм пошагового управления и многое другое.
Дополнительно имеются организационные команды, которые в соответствии с постановкой задачи логически увязывают операнды, функциональные блоки и блоки элементарных функций. Данные команды вводятся в перепрограммируемую память модуля (EEPROM) и образуют функциональные программы. Эти программы обеспечивают выполнение модулем заданных функций контроля и управления. Процесс ввода организационных команд в память называется конфигурацией модуля. Для конфигурации не требуются специальные знания по программированию. Конфигурирование модулей производится при помощи
устройства конфигурирования PG или через инженерную систему ES680.
В системе автоматизации ТПТС-51 используются следующие типы модулей:
Обозначение мо-дуля Назначение Характеристика
ТПТС-51.1411
Регулятор с импульсным
выходом
2 независимых канала ре-гулирования
7 аналоговых входов
5 аналоговых выходов
28 дискретных входов
10 дискретных выходов
ТПТС-51.1412
Регулятор с аналоговым
выходом
2 независимых канала ре-гулирования
8 аналоговых входов
7 аналоговых выходов
20 дискретных входов
12 дискретных выходов
ТПТС-51.1717
Индивидуальное и
логическое управление
Управление двигателями ( до 4 шт.), задвижками (до 3 шт.),
соленоидными клапанами (до 5 шт.)
35 дискретных входов,
19 дискретных выходов


Обозначение мо-дуля Назначение Характеристика
ТПТС-51.1719
Модуль расширения для
модуля ТПТС-51.1717
При работе совместно с модулем ТПТС-51.1717 увеличивает
количество дискретных входов до 69, что позво-ляет организовывать
параллельное управление от ПТК и традиционных средств управления
4-мя двигателями (за-движками) или 5-ю соле-ноидными клапанами

ТПТС-51.1723-01
Пошаговое управление
включает в себя до 50 шагов в сторону "Пуск" и до 50 в сторону
"Останов"
28 дискретных входов
28 дискретных выходов (могут быть программно преобразованы в
дискретные входы)

ТПТС-51.1723
Обработка дискретных
сигналов
28 дискретных входов
28 дискретных выходов (могут быть программно преобразованы в
дискретные входы)
Способен организовать управление до 8-ми еди-ниц арматуры или
двигателей.

ТПТС-51.1731
Прием и обработка
сигналов термопар и
термосопротивлений
4 аналоговых входа (тер-мопары, термосопротивле-ния)
8 аналоговых выходов 0(4) – 20 мА, 0(2) – 10 В
4 дискретных входа
8 дискретных выходов (24 В, 100 мА)

ТПТС-51.1703
Модуль расширения для
модуля ТПТС-51.1731
Увеличивает число прини-маемых модулем ТПТС-51.1731 сигналов на
14 при одном и на 28 при двух подключенных моду-лях расширения

ТПТС-51.1722
Прием и обработка
унифицированных
аналоговых сигналов
14 аналоговых входов 0(4) – 20 мА, 0(2) – 10 В
14 аналоговых выходов 0 – 10 В
14 дискретных выходов 24 В, до 120 мА

Обозначение мо-дуля Назначение Характеристика
ТПТС-51.1725
Управление комплексом
оборудования.
28 дискретных входов
28 дискретных выходов (могут быть программно преобразованы в
дискретные входы)
Реализует логику АВР для 4 агрегатов и более

ТПТС-51.1724
Модуль счета импульсов и
измерения частоты
8 каналов счета импуль-сов
4 канала измерения час-тоты


Системы автоматизации ТПТС-51 обеспечивают работу при следующих внешних воздействиях:

Температура окружающей среды
От +10 до +40°C

Относительная влаж-ность
до 80% при 25 °C (без конденсации влаги)

Атмосферное давление
от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм ртутного столба)

Вибрация
1 – 10 Гц с амплитудой до 1мм
10 –60 Гц с ускорением 4,9 м/с2 (0,5g)

Землетрясение
до 8 баллов по шкале MSK - 64.

 

Помехи в цепях питания =24В

 

 


Помехи в цепях питания =24В


• изменение напряжения питания в диапазоне от 20 до 30 В
• уменьшение напряжения питания до 14,25 В на время до 5 мс при интервале между
такими событиями не менее 10 с


• увеличение напряжения питания до 35 В на время до 500 мс при интервале между
такими событиями не менее 50 с
• увеличение напряжения питания до 45 В на время до 10 мс при интервале между
такими событиями не менее 50 с
• наличие пульсаций напряжения питания с амплитудой до 3,6 В

 

СИСТЕМА ШИН

Система шин связывает воедино устройства и системы ПТК TELEPERM XP-R. Особенностью ПТК TELEPERM XP-R является иерархическая, распреде-ленная структура шин.
Каждая из шин многоуровневой системы:
- промышленный Ethernet в качестве шины терминалов, соединяющий компьютеры системы OM650, ES680 и операторские терминалы
- системная шина Industrial Ethernet в качестве межуровневой и межконтроллерной шины, соединяющей системы автоматизации с вычислительными устройствами OM650 и ES680.
- шина ввода/вывода, обеспечивающая обмен информацией между модулями в пределах одной системы автоматизации выполняют в составе ПТК свой круг задач и оптимизированы с точки зрения их соответствующего применения, что, наряду с высокой эффективностью, также обеспечивают самый высокий коэффициент использования и самую высокую надежность. В случае отказа или неисправности одной из шин или ее сегмента, все остальные системы остаются полностью работоспособными.
Один функциональный модуль ТПТС-51 обеспечивает, согласно своему типу, выполнение определенных технологических функций. Внутри модуля возможна организация элементарной функции управления агрегатом, но для реализации функции взаимосвязанного управления группой оборудования внутри технологической зоны задействуются несколько модулей с обменом информацией по шине ввода/вывода. Управление передачей по шине ввода/вывода и системной шине производится модулем контроля шины ввода/вывода EAS. Для обеспечения взаимосвязи между алгоритмами разных технологических узлов и зон
предназначена системная шина. Передача данных от систем автоматизаций к системе верхнего уровня OM650 осуществляется по магистральной шине Industrial Ethernet. Клиент-серверная модель системы верхнего уровня организована на базе сети верхнего уровня (сети терминалов), обеспечивающей обмен информацией между видеокадрами оператора, оперативными данными, краткосрочным и долгосрочным архивом данных, а также системой проектирования.
Системная шина и шина терминалов по желанию и независимо друг от друга могут быть реализованы электрическим или оптическим методом с использо-ванием световодов.

Шина терминалов (промышленный Ethernet)
В качестве шины терминалов используется шинная система SINEC H1. SINEC H1 – это открытая многоячеечная сеть, построенная по международному стандарту IEEE 802.3 и предназначенная для применения в промышленности. На электростанциях обычно применяется оптоволоконный вариант данной шинной системы - SINEC H1FO. Шинная система SINEC H1/H1FO отвечает всем требованиям, которые предъявляются мощным системам коммуникации:
- Метод Ethernet в соответствии с международным стандартом IEEE 802.3
- Возможность подключения до 1024 абонентов
- Скорость передачи данных 100 Мбит/с
- Возможность построения сетей с различной топологией
- Возможность построения сетей повышенной надежности (кольцевая шина с парированием единичного отказа)
На рис. 2.3. приведен пример структуры опто-электрической системы шин SINEC H1FO с использо-ванием кольцевой шины и звездообразными ответвлениями.
рис. 2.15

Системная шина (промышленный Ethernet)
В качестве магистральной (системной) шины ис-пользуется шинная система SINEC H1. SINEC H1 – это открытая многоячеечная сеть, построенная по международному стандарту IEEE 802.3 и предназна-ченная для применения в промышленности. На элек-тростанциях обычно применяется оптоволоконный вариант данной шинной системы - SINEC H1FO.
Шинная система SINEC H1/H1FO отвечает всем требованиям, которые предъявляются мощным систе-мам коммуникации:
- Метод Ethernet в соответствии с международным стандартом IEEE 802.3.
- Возможность подключения до 1024 абонентов.
- Скорость передачи данных 100 Мбит/с.
- Возможность построения сетей с различной топологией.
- Возможность построения сетей повышенной надежности (кольцевая шина с парированием единичного отказа)
На рис.2.15а приведен пример структуры опто-электрической системы шин SINEC H1FO с использо-ванием кольцевой шины и звездообразными ответвлениями.
рис.2.15а

 

 

 

 

Приведенная на рисунке топология наиболее часто применяется на электростанциях в составе ПТК TELEPERM XP-R. К системе шин SINEC H1/H1FO подключаются как устройства системы OM650 (PU) так и системы автоматизации (AS) с использованием коммуникационных процессоров.

2.4.5. ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА.

Функции АСУ ТП можно разделить на три группы: информационные, управляющие и сервисные. Информационные функции:
- сбор и первичная обработка входной информации;
- предоставление обработанной информации операто-
ру энергоблока;
- технологическая сигнализация;
- анализ действия защит (АДЗ);
- регистрация событии;
- архивация, хранение и предоставление ретроспек-
тивной и нормативно справочной информации;
- наложение текущих графиков технологических па-
раметров на норматив¬ные;
- регистрация аварийных ситуаций (РАС);
- расчет и анализ технико-экономических показате-
лей;
- техническая диагностика технологического обору-
дования;
- контроль действий оператора-технолога энерго-
блока и оператора АСУ ТП;
- контроль работы АСУ ТП.
Опрос сигналов контроллерами осуществляется периодически 1 раз в 0,5 - 0,7 с. Каждый сигнал с циклом опроса проверяется на достоверность. Даль¬нейшая первичная обработка проводится только с достоверными сигналами. К ней относятся: линеаризация характеристик первичных преобразователей; вве¬дение поправок на изменение температуры холодных слоев термопар; масшта-бирование; алгебраические преобразования; фильтрация (демпфирование); ус¬реднение по времени (по разным законам).
Для контроля текущего состояния технологиче-ского оборудования и работы автоматики на экранах цветных мониторов и на приборах, установленных в оперативном контуре БЩУ, оператору предоставляется информация о текущих значениях технологических параметров, положении регулирующей и запорной арматуры, состоянии двигателей механизмов, состоянии автоматических уст¬ройств, заданных значениях регулируемых параметров, значениях вычисляе¬мых параметров, ретроспективной информации, трендов изменяемых по време¬ни сигналов. Информация на экранах может предоставляться в разных форма¬тах: в виде числового значения (на видеограммах или в таблицах), барограммы, текста сообщения, измене-ния цвета, мигания мнемосимвола, графика измене-ния параметра по времени.
Технологическая сигнализация предназначена для извещения оператив¬ного персонала о возникновении нарушений в протекании технологических процессов, срабатываниях защит и блокировок, выявленных неисправностях
технических средств АСУ ТП и т.п. Технологическая сигнализация включает в себя:
- предупредительную сигнализацию об отклонениях
технологических пара¬метров за установленные
пределы и изменениях состояния автоматических
устройств;
- аварийную сигнализацию об аварийных отклонениях
параметров и сраба¬тывании защит;
- сигнализацию об обнаруженных неисправностях
технических средств, ис¬чезновении электропита-
ния и т.п.
Сигнализация делится на световую (загорание табло, изменение цвета мнемосимвола, мигание) и звуковую. Съем звука и квитирование светового сигнала (съем мигания) выполняются персоналом. Предусматривается автома¬тический ввод в процессе пуска сигнализации о пониженных значениях техно-логических параметров и автоматический или ручной (оператором) ее вывод при останове энергоблока.
Оперативный анализ действия защит (АДЗ) начи-нает функционировать с мо¬мента срабатывания той или иной технологической защиты. При этом фикси-ру¬ется и оперативно отображается на экране мони-тора событийной станции пер¬вопричина срабатывания защиты и нарушения (если таковые возникают) соста¬ва и очередности всех предписанных алгоритмом операций (закрытие/открытие арматуры, включе-ние/отключение механизмов, изменение состояния автомати¬ческих устройств). По завершении действия защиты полученные данные выво¬дятся на печать,
Функция регистрации событий заключается в вы-явлении и оперативном ото¬бражении на экране монитора событийной станции текущих событий, происхо¬дящих на энергоблоке и в его АСУ ТП. Возникающие события (изменения дис¬кретных сигналов, характеризующих состояние технологического оборудова¬ния и его автоматических устройств, выход за уставки сигнализации аналого¬вых параметров, срабатывания защит и блокировок и т.п.) отображаются на эк-ране в хронологическом порядке с меткой времени в виде соответствующего текста по принципу "круглого буфера" (последнее сообщение вытесняет с экрана самое раннее). События разной степени важности выделяются цветом и ме¬стом расположения на экране (наиболее важные события, именуемые "ошибка¬ми", располагаются в левой половине экрана, остальные - в правой). Имеется возможность возврата (роллинга) ошибок.
Функция архивации, хранения на магнитных носителях и предоставления ретроспективной и нормативно-справочной информации заключается в накоп¬лении и последующем предоставлении оперативному и административному персоналу информации об истории протекания технологических процессов, ра¬боте автоматики, действиях оператора, вычисляемых показателях, а также нор-мативных и справочных данных. Рассортированная информация из архивов по запросу оператора или автоматически предоставляется на мониторах и печа¬тающих устройствах в виде таблиц, протоколов, трендов. Архивная информа¬ция доступна для использования в расчетных и других задачах АСУ ТП. При¬няты меры по защите архивируемой информации от возможных потерь и не¬санкционированного доступа к ней. Вся поступающая в архив информация со¬провождается отметкой времени ее появления.
Регистрация аварийных ситуаций (РАС) заключа-ется в накоплении и предос¬тавлении информации о процессах возникновения, развития и ликвидации каж¬дой аварийной ситуации. РАС обеспечивает регистрацию достоверных хроно¬логически связанных данных о работе технологического оборудования, дейст¬вии защит и других автоматических устройств, а также о воздействии персона¬ла на исполнительные органы. Инициативные сигналы (первопричины сраба¬тывания защит) вводятся в специальный контроллер (контроллер РАС) с при-вязкой к меткам времени с шагом 100 мс и фиксацией последовательности со¬бытий с разрешающей способностью 25 мс. Информация об аварии записыва¬ется в архив, откуда по запросу оперативного или административного персона¬ла выдается в упорядоченном виде.
Результаты расчета и анализа ТЭП используются для определения текущих экономических показателей энергоблока и его отдельных технологических уз¬лов, анализа причин снижения экономичности, составления отчетных докумен¬тов по экономичности энергоблока. Реализация этой функции позволяет обос-
нованно корректировать режимы оборудования и планировать сроки его выво¬да в ремонт. Расчет ТЭП выполняется для следующих временных интервалов: оперативного (15 мин), сменного (12 ч), суточного (24 ч), декадного (10 дней) и месячного. Предусматривается получение интегральных показателей нарас¬тающим итогом с начала месяца до момента запроса в пределах этого месяца.
В состав технической диагностики технологиче-ского оборудования входят: контроль и диагностика температурного и термонапряженного состояний тур¬бины, вибродиагностический контроль турбогенератора, диагностика концевых уплотнений турбин.

Управляющие функции:

- дистанционное (ручное) управление:
- автоматическое регулирование;
- технологические защиты;
- автоматическое дискретное (логическое) управле-
ние.
Дистанционное управление предназначено для реализации команд оператора энергоблока по управлению исполнительными органами и элементами АСУ ТП и выдачи информации о выполнении поданных команд и о состоянии объектов управления. Оно используется для объектов, на которые не действует автома¬тика, а также в качестве резервного средства при отказах автоматического управления. Основной объем дистанционного управления обеспечивается по избирательному принципу через манипуляторы типа "мышь" или клавиатуры и мониторы (дисплеи) операторских станций. Для небольшого числа ответствен¬ных исполнительных органов, требующих быстрой ре-акции на поданные ко¬манды, предусмотрено индиви-дуальное управление, при котором за каждым объектом закрепляется относящийся только к нему коммутационный аппарат.
На автоматическое регулирование возлагается выполнение задач непрерыв¬ного управления технологическими процессами энергоблока при различных режимах его эксплуатации. Автоматическое регулирование осуществляется по стандартным законам: П, ПИ, ПИД. Для повышения его качества и обеспечения всережимности используются:
- опережающие сигналы, которые с малой инерцией
реагируют на те или иные возмущающие воздейст-
вия;
- динамические связи между контурами регулирова-
ния, компенсирующие перекрестные связи в мно-
гопараметрическом объекте регулирования;
- автоподстройка параметров настройки регулято-
ров;
- изменение структуры регуляторов при переходе от
одного режима работы технологического оборудо-
вания к другому или возникновении технологиче-с-
ких ограничений.
Дискретные операции по изменению структуры ре-гуляторов выполняют¬ся по простым алгоритмам на основании информации о режиме работы техно-логического оборудования, о положении регулирую-щих органов, о достижении пороговых значений технологических параметров и т.п.
Управление регуляторами и получение информации об их работе осуще¬ствляются посредством окон на мониторах операторских станций.
Функцией технологических защит является авто-матическое выполнение опе¬раций управления обору-дованием в аварийных ситуациях с целью предотвра¬щения развития аварии и устранения опасности для персонала. В зависимости от аварийной ситуации действие защит может приводить к останову котла, тур¬бины или энергоблока в целом, их разгрузке до заданного значения, отключе¬нию отдельных механизмов, выполнению локальных операций. Технологиче¬ские защиты выполнены на апробированных аппаратных технических средст¬вах типа УКТЗ-М. При этом на ПТК TELEPERM ложатся функции информационного сопровождения действий защит (АДЗ, РАС) и автоматическое регулирование при разгрузке оборудования до заданного значения.
Задачи автоматического дискретного управления, если исключить из них те, которые связаны с автоматическим регулированием, можно разбить на две группы. К первой относятся блокировки (изменение состояния арматуры, авто-матическое включение резерва (АВР), пуски/остановы механизмов и т.п.), ко¬торые действуют по простым алгоритмам, состоящим из логических преобра¬зований и не требующих контроля каждой из последовательно выполняемых операций. Во вторую группу входят более сложные пошаговые алгоритмы.
Пошаговый алгоритм представляет собой последова-тельность элементарных операций (шагов), которые надо выполнить для решения определенной техно-логической задачи, с контролем времени выполнения каждого шага.
Логические автоматы (ЛА), ориентированные на решение задач шагового дискретного управления, содержат каждый одну или несколько шаговых логи-ческих программ. В отличие от блокировок ход программы зависит не только от начальных условий, но и от условий, возникающих в самом процессе управ¬ления. Информационное сопровождение отработки пошаговых алгоритмов включает сведения о состоянии ЛА, выбранной программе и текущем шаге. В состав АСУ ТП энергоблока, включен следующий набор ЛА для решения сле¬дующих задач:
- включение/отключение каждой горелки котла;
- включение/отключение тягодутьевых механиз-
мов (агрегатные пус¬ки/остановы);
- координация общеблочных дискретных операций при
пуске.
Сервисные функции, призванные повысить удобство наладки и обслуживания АСУ ТП и уровень эксплуатации энергоблока, включают:
- тестирование и самодиагностику АСУ ТП;
- проведение метрологической аттестации и поверок измерительных каналов;
- предоставление разнообразной справочной инфор-
мации по АСУ ТП;
- формирование и корректировку нормативно-
справочной базы данных;
- создание и корректировку библиотеки бланков.


2.5. СПЕЦИФИКАЦИЯ НА СРЕДСТВА
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ИЗМЕРЕНИЯ И КОНТРОЛЯ
Система NA
табл.2.1

п/п Позиция Величина Измеряе-мая сре-да Значение парамет-ра Место уста-новки при-бора Наименование и характеристи-ка прибора Тип
прибора Количе-ство Примечание
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 NA001B
NA002B Темпе-ратура. Парово-дяная эмуль-сия. 316 °С 30.0 МПа Коллекторы за водяным, экономайзе-ром. Нитки "А" и "Б". Преобразователь термоэлек-три¬ческий. Номинальная ста-тическая характеристика ХА (К). Пределы, измерения тем-пературы -40... +600 °С. Ар-матура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Контроль по вызову ИУВС.
2 NA001C
NA002C
Темпе-ратура. Парово-дяная эмуль-сия. -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Номинальная статическая ХА(К). Пределы преобразова-ния 0-400 С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
3 NA003B Темпе-ратура. Парово-дяная
эмуль-сия. 316 °С 22.9 МПа Коллектор после сме-си¬теля пе-ред насоса-ми ре цир-куляции среды Преобразователь термоэлек-три¬ческий. Номинальная ста-тическая хар-ка ХА (К). Пре-делы измерения температур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Контроль по вызову ИУВС.
4 NA003C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразо-вания 0-400 °С. Выходной сигнал 4-20мА. Класс точно-сти 0.5 Ш-708 1

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
5 NA004B ТЕМПЕ-РАТУРА. ПАРОВО-ДЯ¬НАЯ ЭМУЛЬ-СИЯ. 316 °С 22,9 МПА КОЛЛЕКТОР ПОСЛЕ СМЕ-СИ¬ТЕЛЯ ПЕ-РЕД НАСОСА-МИ РЕ-ЦИРКУЛЯЦИИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ-ЧЕСКИЙ. НОМИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМ-Р -40... +600 °С. АРМАТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 СИГНАЛИЗАЦИЯ
6 NA005B Темпе-ратура. Парово-дяная эмуль-сия. 438°С
27.4 МПа. Трубопровод перед В.З. Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая харак-ка ХА(К). Пределы измерения, тем-р -40...+600 °С. Арматура из стали 08Х20Н14С2 ТХА-2088 1 Сигнализация
7 NA006B Темпе-ратура. Парово-дяная эмуль-сия. 394 °С 29,4 МПа. Смеситель-ный коллек-тор после НРЧ. Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая харак-ка ХА(К). Пределы измерения тем-р -40...+600 °С. Арматура из стали 08Х20Н14С2 ТХА-2088 2 Контроль по вызову ИУВС.
8 NA006C . -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Норм, преобр-тель. Номинальная ста¬тическая характеристика ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Вы¬ходной сигнал 4-20мА. Класс точ-ности 0.5 Ш-708 2
9 NA007B Темпе-ратура. Парово-дяная.
эмуль-сия. 394 °С
29,4 МПа. Смеситель-ный коллек-тор после НРЧ. Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы измерения температур -40...+600 °С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2
10 NA007C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Норм, преобр-тель. Номин. ста-тическая хар-ка ХА(К) Пределы преобразования 200-600 °С. Вы-ходной сигнал 4-20мА. Класс точ-ности 0.5 Ш-708 3
11 NA008B
NA009B Темпе-ратура. Парово-дяная эмуль-сия. 394 °С 29А МПа. Коллекторы после СРЧ. Нитки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы измерения тем-р -40...+600 °С. Арматура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Сигнализа-ция.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
12 NA010B ТЕМПЕ-РАТУРА. ПАРОВО-ДЯНАЯ
ЭМУЛЬ-СИЯ. 438 °С
27.4 МПА. ТРУБОПРОВОД ПЕРЕД В.З. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ-ЧЕСКИЙ. НОМ. СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМ-Р -40... +600 °С. АРМАТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х20Н14С2. ТХА-2088 1 СИГНАЛИЗА-ЦИЯ.
13 NAO11B Темпе-ратура. Парово-дяная
эмуль-сия. 438 °С
27.4 МПа. Трубопровод перед В.З. Преобразователь термоэлектри-ческий. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения темпе-ратур 40...+600°С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Контроль по вызову ИУВС.
14 NAO11C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выход-ной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 1
15 NA012B Темпе-ратура. Парово-дяная
эмуль-сия. 438° С
27.4 МПа, Трубопровод перед В.З. Преобразователь термоэлектри-ческий. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения темпе-ратур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 1 Для автома-тики.
16 NAO12C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 1
17 NAO13B Темпе-ратура. Парово-дяная
эмуль-сия. 438 °С
27.4 МПа. Коллектор перед пер-вым впры-ском. Преобразователь термоэлектри-ческий. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения темпе-ратур -40... + 600 С. Арма¬тура из стали
08Х20Н14С2. ТХА-2088 3 Контроль
по вызову
ИУВС.
18 NA013C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сиг нал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 1


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
19 NA014B
NА015В ТЕМПЕ-РАТУРА. ПАР. 438 °С
27.4 МПА. ТРУБОПРОВОД ПЕРЕД ПЕР-ВЫМ ВПРЫ-СКОМ. НИТКИ «А» И «Б». ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ-ЧЕСКИЙ. НОМИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ, ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР -40... +600 С. АРМА¬ТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 ДЛЯ АВТОМА-ТИКИ.
20 NA014C
NA015C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
21 NA016B
NA017B Темпе-ратура. Пар. 27.4 МПа. Трубопровод за первым впрыском.
Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения температур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Контроль по вызову ИУВС.
22 NA016C
NА017 С -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выход-ной сигнал. 4-20 мА. Класс точно-сти 0.5 Ш-708 2
23 NA018B
NА019В Темпе-ратура. Пар. 429 °С 27.4 МПа. Трубопровод за первым впрыском. Нитки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения темпе-ратур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.
24 NA018C NA019C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
25 NA020B
NA021B Темпе-ратура. Пар. 518 °С
26.0 МПа. Трубопровод перед вто-рым впры-ском. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА (К). Пределы, измерения температур -40...+600 °С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Контроль по вызову ИУВС.

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
26 NA020C NA021C -//- -//- -//- ПАНЕЛЬ НОР-МИРУЮЩИХ ПРЕОБРАЗО-ВА¬ТЕЛЕЙ. НОРМИРУЮЩИЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ. НО-МИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ 200-600 °С. ВЫХОДНОЙ СИГНАЛ 4-20 МА. КЛАСС ТОЧНОСТИ 0.5 Ш-708 2
27 NA022B NA023B Темпе-ратура. Пар. 518 °С
26.0 МПа. Трубопровод перед вто-рым впры-ском. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения температур -40...+600 °С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.
28 NA022C
NA023C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Ном. статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выход-ной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
29 NA024B NA025B Темпе-ратура. Перегре-тый пар. 509 °С
26.0 МПа. Трубопровод за вторым впрыском. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Ном. статическая, хар-ка ХА (К). Пределы, измерения темпе-ратур -40... +600 °С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Контроль по вызову ИУВС.
30 NA024C NA025C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная, статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
31 NA026B NA027B Темпе-ратура. Перегре-тый пар. 26.0 МПа. Трубопровод за вторым впрыском.
Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения температур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.
32 NA026C
NА027 С -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования
200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
33 NA028B
NA029B ТЕМПЕ-РАТУРА. ПЕРЕГРЕ-ТЫЙ
ПАР. 545 °С
25.5 МПА. ТРУБОПРОВОД ЗА КОТЛОМ (ДО ПУСКО-ВОГО ВПРЫ-СКА).
НИТКИ «А» И «Б». ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ-ЧЕСКИЙ. НОМИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА (К). ПРЕДЕЛЫ, ИЗМЕРЕНИЯ
ТЕМПЕРАТУР -40..Л600 С. АРМА¬ТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 КОНТРОЛЬ ПО ВЫЗОВУ ИУВС.
34 NA028C
NA029C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
35 NA030B
NA031B Темпе-ратура. Перегре-тый
пар. 545 °С 25.5 МПа. Трубопровод за котлом (до пуско-вого
впрыска). Нитки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая
хар-ка ХА(К). Пределы, измерения, температур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.
36 NA030C NA031C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар~ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
37 NA032B
NA033B Темпе-ратура. Перегре-тый пар. 545 °С
25.5 МПа. Паропроводы за котлом, до пусково-го впрыска. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-каХА(К). Пределы, измерения температур -40... +600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Сигнализа-ция.
38 NA034B NA035B Темпе-ратура. Острый пар. 545 °С
25.5 МПа. Паропроводы
за котлом за пусковым впрыском. Нитки «А» и
«Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-каХА(К). Пределы, измерения температур -40...+600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
39 NA034C
NA035C -//- -//- -//- ПАНЕЛЬ НОР-МИРУЮЩИХ ПРЕОБРАЗО-ВА¬ТЕЛЕЙ. НОРМИРУЮЩИЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ. НО-МИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ 200-600 °С. ВЫХОДНОЙ СИГНАЛ 4-20 МА. КЛАСС ТОЧНОСТИ 0.5 Ш-708 2
40 NA036B NА037В NA038B NA039B Темпе-ратура. Острый пар. 545 °С
25.5 МПа. Паропроводы за котлом, за пусковым впрыском. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-каХА(К). Пределы, измерения тем-р -40..Л600 °С. Арматура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 4 Сигнализа-ция.
41 NA040B NA041B Темпе-ратура. Перегре-тый пар. 469 °С
26.4 МПа. Коллекторы
за ширмовым ПП. Нитки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая
хар-каХА(К). Пределы, измерения температур -40...+600 °С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Контроль по вызову ИУВС.
42
NA040C
NA041C
-//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей.
Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка
ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5
Ш-708 2
43 NA042B
NA043B Темпе-ратура. 469 °С
26.4 МПа.. Коллекторы за ВРЧ. Нит¬ки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы, измерения температур -40...+ 600 С. Арма¬тура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Для автома-тики.
44 NA042C NA043C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка ХА(К). Пределы преобразования 200-600 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-708 2
45 NA044B NA045B Темпе-ратура. Острый пар. 545 °С
25.5 МПа. Паропроводы за котлом за пусковым впрыском. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий. Номинальная статическая хар-каХА(К). Пределы, измерения тем-р -40... +600 °С. Арматура из стали 08Х20Н14С2. ТХА-2088 2 Контроль по вызову ИУВС.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
46 NA044C NA045C -//- -//- -//- ПАНЕЛЬ НОР-МИРУЮЩИХ ПРЕОБРАЗО-ВА¬ТЕЛЕЙ. НОРМИРУЮЩИЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛ Ь. НО-МИНАЛЬНАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ 200-600 °С. ВЫХОДНОЙ СИГНАЛ 4-20 МА. КЛАСС ТОЧНОСТИ 0.5 Ш-708 2
47 NA050B1 NA050B6 Темпе-ратура. Металл. До 430 °С Фестон-1. Трубы (в не обогревае-мой зоне на выхо¬де). Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-ка ХА (К). Преде-лы измерения температур 0...+500 ( С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 6
48 NA050B7 NA050B12 -//- -//- -//- Фестон-2. Трубы (в не обогревае-мой зоне на выхо¬де). Преобразователь термоэлектри-ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы, измерения температур 0...+500 °С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 6
49 NA051B1
NA051B12
Темпе-ратура.
Металл До 430°С Трубы пер-вой панели перех.
газохода в не обогре-ваемой
зоне. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри-ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-ка ХА (К). Преде-лы измерения температур 0...+500 С. Арматура выполнена из стали 08X18Н1 ОТ. ТХА-1449 12
50 NA052B1
NA052B12 Темпе-ратура.
Металл До 430°С Встроенные сепараторы. Преобразователь термоэлектри-ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы измерения температур 0...+500 °С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 12
51 NA053B1 NA053B2 Темпе-ратура. Металл. До 450°С Встроенные сепараторы. Преобразователь термоэлектри-ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы измерения температур 0...+500 °С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 2

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
52 NA053B3 NA053B6 -//- -//- -//- ВЕРХ И НИЗ ПАРОПРОВОДА ПОСЛЕ ПЕР-ВОГО ВПРЫ-СКА.
НИТКИ «А» И «Б». ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ¬ЧЕСКИЙ ПОВЕРХНОСТНЫЙ. НОМИНАЛЬ¬НАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КАХА(К). ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР 0...+500 °С. АРМАТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х18Н10Т. ТХА-1449 4
53 NA053B7 NA053B12 -//- -//- До 510°С Выходные
змеевики КПП2 в не обогревае-мой зоне. Нитки
«А» и «Б». Преобразователь термоэлектри¬ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы измерения температур 0... +800 С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 6
54 NA054B1 NA054B6 Темпе-ратура. Металл. До 450°С Лобовые змеевики ширм в не обогревае-мой зоне. Нитка «А». Преобразователь термоэлектри¬ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы измерения тем-р 0...+500 С. Арма-тура из стали 08Х18Н10Т ТХА-1449
6
55 NА0 55В1 NA055B6 Темпе-ратура. Металл. До 450°С Лобовые змеевики
ширм в не обогревае-мой зоне. Нитка «В». Преобразователь термоэлектри¬ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-каХА(К). Пределы измерения тем-р 0...+500 °С. Ар-матура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 6
56 NA056B1 NA056B12 Темпе-ратура. Металл. До 470°С Лобовые змеевики КПП1 на вы-ходе в не обогревае-мой зоне. Нитки «А» и «Б». Преобразователь термоэлектри¬ческий поверхностный. Номиналь¬ная статическая хар-ка ХА(К). Пределы измерения температур
0...+500 С. Арматура из стали 08Х18Н10Т. ТХА-1449 12

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
57 NA057B1
NA057B8 NA058B1
NA058B8 ТЕМПЕ-РАТУРА. МЕТАЛЛ. ДО 400°С ВСТАВКИ НРЧ. НИТКИ
«А» И «Б». ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ТЕРМОЭЛЕКТРИ¬ЧЕСКИЙ ПОВЕРХНОСТНЫЙ. НОМИНАЛЬ¬НАЯ СТАТИЧЕСКАЯ ХАР-КА ХА(К). ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР 0...+500 °С. АРМАТУРА ИЗ СТАЛИ 08Х18Н10Т. ТХА-1449 16
58 NA070B Давление. Среда после смесите-ля. пе-ред на-со¬сами рецир-куляции сре¬ды (НРС) 29,9 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 4 Контроль по вызову ИУВС.
59 NA071B
NA072B Давление. Среда после смесите-ля перед насо¬сами рецир-куляции сре¬ды (НРС) 29,9 МПа По месту Манометр показывающий электрокон-тактный. Верх, предел из¬мерения 40 МПа. Класс точности 1.5 ЭКМ-2У 8 Сигнализа-ция.
60 NA073B Давление. Среда на вы¬ходе из HP С 29,8 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС
61 NA074B Давление. Среда перед встроен-ной за-движкой 27,4 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 2 Сигнализа-ция.

 


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
62 NA075B ДАВЛЕНИЕ. СРЕДА ПЕРЕД ВСТРОЕН-НОЙ ЗА-ДВИЖКОЙ 27,4 МПА ПО МЕСТУ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ИЗ-БЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ. ВЫХ. СИГНАЛ 4-20 МА. ВЕРХНИЙ ПРЕДЕЛ ИЗМЕРЕНИЯ 40 МПА. КЛАСС ТОЧНОСТИ 0.25 САПФИР
22ДИ-2170 2 ДЛЯ АВТОМА-ТИКИ.
63 NA076B Давление. Среда перед встроен-ной за-движкой 27,4 МПа По месту Измерительный преобразователъ из-быточного давления. Вых. сигнал 4~20мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС.
64 NA077B Давление. Пар за ДР-1 27,7 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС.
65 NA078B Давление. Пар пе-ред
ДР-3 27,4 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС.
66 NA079B Давление. Пар за
ДР-3 27,4 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.2 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС.
67 NA080B Давление. Пар за
ДР-3 27,4 МПа По месту Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 4
68 NA081B
NA082B Давление. Пар на выхо¬де из котла до пус-кового
впрыска. Нитки «А» и «Б». 25,5 МПа По месту Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 2

 


69 NA083B NA084B Давление. Пар на выхо¬де из кот-ла. до пусково-го впры-ска.
Нитки «А» и «Б». 25,5 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 2 Контроль по вызову ИУВС
70 NA085B NA088B Давление. Пар на выхо¬де из котла до пус-кового впрыска. Нитки «А» и «Б». 25,5 МПа По месту Манометр показывающий элек-троконтактный. Верх, предел из-мерения 40 МПа. Класс точности 1.5 ЭКМ-2У 8 Сигнализа-ция.
71 NA089B
NA094B Давление. Среда перед встроен-ной за-движкой 27,4 МПа По месту Манометр показывающий элек-троконтактный. Верх, предел из-мерения 40 МПа. Класс точности 1.5 ЭКМ-2У 6
72 NA096F Перепад
давлений. Парово-дяная
смесь 0.063 МПа
438 °С Сброс из встроенного расширителя в растопоч-ный расши-ритель Измерительное сопло. - 1 Поставка ТКЗ.

73 -//- -//- -//- У сопла Конденсационные сосуды (ком¬плект). - 1 Поставка ТКЗ.

74 NA096B -//- -//- -//- По месту Измерительный преобразователь разности давления. Выходной сиг¬нал 4-20 мА. Верхний пред. измере¬ния 0.1 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДД-2444 4 Контроль по вызову ИУВС.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
75 NA097B -//- -//- -//- По месту Измерительный преобразователъ разности давления. Выходной сиг¬нал 4-20 мА. Верхний пред. измере¬ния 0.1 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДД-2444 4 Подсоеди¬нить к диа¬фрагме NA096F. Для автома¬тики
76 NA098В NA099В Давление. Пар на выхо¬де из котла
за пус-ковым Впр. Нитки «А и Б». 25,4 МПа По месту Измерительный преобразователь из-быточного давления. Вых. сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-
2170 2
77 NA100B
NA101B
Давление. Среда перед встроен-ной за-движкой 27,4 МПа По месту Манометр показывающий электрокон-тактный. Верх, предел из¬мерения 40 МПа. Класс точности 1.5 ЭКМ-2У 2 Схема регу-лятора дав-ле¬ния перед В.З

 

 

 

 

 

Система RL (питательная вода к котлу)
табл. 2.2

п/п Позиция Величина Измеряе-мая сре-да Значение парамет-ра Место уста-новки при-бора Наименование и характеристика прибора Тип
прибора Кол Примечание
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 RL100B RL102B Темпе-ратура. Пита-тельная вода на входе в котёл. 270 °С 33.0 МПа По месту. Термопреобразователь сопро-тивления. Номинальная стати¬ческая хар-ка «50П». Монтаж¬ная длина 250 мм.. Арматура из стали 12X18Н1 ОТ Пределы из¬мерения тем-р -50...+600 °С. ТСП-0879 4 Контроль по вызову
ИУВС
2 RL100C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Термопреобразователь сопро-тивления. Номинальная стати¬ческая хар-ка «50П». Монтаж¬ная длина 250 мм.. Арматура из стали 12X18Н1 ОТ Пределы из¬мерения тем-р -50...+600 °С. ТСП-0879 4 Контроль по вызову
ИУВС
3 RL103B Темпе-ратура. Пита-тельная вода на входе в котёл. 270 °С 33.0 МПа По месту. Термопреобразователь сопро-тивления. Номинальная стати¬ческая хар-ка «50П». Монтаж¬ная длина 250 мм. Арматура из стали 12X18Н1 ОТ Пределы из¬мерения тем-р -50...+600 С.
4 RL103C -//- -//- -//- Панель нор-мирующих преобразо-ва¬телей. Нормирующий преобразователь. Но-минальная статическая хар-ка «50П». Пределы преобразо¬вания 0-300 °С. Выходной сигнал 4-20 мА. Класс точности 0.5 Ш-709 1
5 RL110B Давление. Пита-тельная вода к котлу (до рег.
клап.). 33.5 МПа 270 °С По месту. Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 Мпа. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДИ-2170 1 Сигнализация

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
6 RL110B Давление. Пита-тельная вода к котлу (до рег.
клап.). 33.5 МПа 270 °С По месту. Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДИ-2170 1 Сигнализация
7 RL111B Давление. Пит. во-да к
котлу (до рег. клап.). 33.5 МПа 270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 2
8 RL112B Давление Пита-тельная вода к котлу перед су¬жающим устрой-ством 33.5 МПа 270 °С
По месту. Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 МПа. Класс точности 0.25.
Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову
ИУВС
9 RL113B Давление Пит. во-да, к котлу (за рег.
клап.). 33.0 МПа
270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 1
10 RL114B Давление. Пита-тельная, вода к котлу (за рег. клап.). 33.0 МПа
270 °С По месту. Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал. 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 Мпа. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДИ-2170 1 Для автома-тики
11 RL115B Давление. Пита-тельная вода пе-ред рег. клапаном сброса в деаэр. 33.5 МПа По месту Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 Мпа. Класс точности 0.25 Сапфир
22ДИ-2170 1 Контроль по вызову ИУВС


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
12 RL116B Давление. Пита-тельная вода пе-ред рег. клапаном сброса в дэа-эратор 33.5 МПа По месту. Электрический измерительный пре-образователь избыточного давления. Выходной сигнал 4-20 мА. Верхний предел измерения 40 Мпа. Класс точности 0.25. Сапфир 22ДИ-2170 1 Для автома-тики
13 RL117B Давление. Пита-тельная вода пе-ред рег. клапаном сброса в деаэра-тор 33.5 МПа 270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 1
14 RL118B Давление. Пита-тельная вода по-сле
рег. клапана сброса в деаэра-тор 33.0 МПа 270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 1
15 RL119B
Давление. Пита-тель¬ная вода пе-ред лин. На впры-ски. 33.0 МПа
270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа- Класс точности 1.5 МТП-1 1
16 RL120B
RL123B Давление. Питат. Вода на впрыск I. Нитки
«А» и «Б». 33.0 МПа 270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 4


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
17 RL124B RL127B Давление. Питат. Вода
на впрыск П. Нитки «А» и «Б». 33.0 МПа 270 °С По месту. Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 4
18 RL128B RL131B
Давление Питат. Вода на пусковой
впр. Нитки
«А и Б». -//- -//- Манометр показывающий без фланца. Пределы измерения 0-40 МПа. Класс точности 1.5 МТП-1 4
19 RL160F Расход. Пита-тель¬ная вода к
котлу. 955 т/ч
33.0 МПа 270 °С Трубопровод питательной воды к кот-лу Диафрагма измерительная для тру-бопровода с DВН =279 мм. - 1
20 - -//- -//- -//- У диафрагмы Уравнительные сосуды. - 8
21 RL160B -//- -//- -//- По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=О.16 МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444
1
22 RL161B Расход. Пита-тельная вода к котлу. 955 т/ч 33.0 МПа 270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р~=О.1б МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444
1 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F. Кон-троль по вы-зову
23 RL163B Расход. Пита-тельная вода к котлу. 955 т/ч 33.0 МПа
270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р =0.16 МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 1 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F. Для автома¬тики
24 RL165B Расход. Питатель-ная вода к котлу. (при рас-топ¬ке) 955 т/ч 33.0 МПа
270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=О.16 МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 1 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F. Для автома¬тики

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
25 RL166B RL167B Расход. Пита-тельная вода к котлу, (при растоп-ке) 955 т/ч 33.0 МПа 270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=О.16 МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 1 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F
26 RL168B
RL170B
Расход. Пита-тельная вода к котлу. 955 т/ч 33.0 МПа
270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=0.1 б МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Кшсс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 3 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F
27 RL171B Расход. Питатель-ная вода к котлу. (при рас-топ¬ке) 955 т/ч 33.0 МПа
270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=0.16 МПа. Вых. Сигнал 4-
20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 1 Подключается к диафрагме RL160F. Кон-троль по вы-зову ИУВС
28 RL172B RL173B Перепад давления. Питатель-ная
вода. к котлу, (за ПВД) 33.0 МПа
955 т/ч 270 °С По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=О.1б МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 2 Подключает¬ся к диафраг¬ме RL160F. Контр, по вы-зову ИУВС
29 RL180F RL181F Расход. Пита-тельная
вода. 17.5 т/ч 33.5 МПа
270 °С Трубопровод впрыска I в острый пар. Нит. «А»и«Б» Диафрагма измерительная для тру-бопровода. - 1 Поставляется с трубопр. высокого дав¬ления
30 - -//- -//- -//- У диафрагмы Уравнительные сосуды. - 4
31 RL180B RL181B -//- -//- -//- По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=0.04 МПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 2 Контроль по вызову ИУВС
32 RL182F RL183F Расход. Пита-тельная
вода. 7.7 /w/ч 33.5 МПа
270 °С Трубопровод впрыска II в острый пар. Нит.«А»и«Б» Диафрагма измерительная для тру-бопровода. - 1

 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
33 - -//- -//- -//- У диафрагмы Уравнительные сосуды. - 4
34 RL182B RL183B -//- -//- -//- По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=25 кПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 2 Контроль по вызову ИУВС
35 RL184F RL185F Расход. Пита-тельная
вода. 5 т/ч 33.5 МПа 270 °С Трубопровод растопочно-го
впрыска. Нит.«А»и«Б» Диафрагма измерительная для тру-бопровода. - 1 Поставляется с трубопр. высокого дав¬ления
36 - -//- -//- -//- У диафрагмы Уравнительные сосуды. - 4
37 RL184B RL185B По месту. Измерительный преобразова¬тель разности давления. Пере¬пад Р=25 кПа. Вых. Сигнал 4-20мА. Класс точности 0.25. Сапфир
22ДД-2444 7 Контроль по вызову ИУВС

 

 

 

 

 

2.6. РАСЧЕТ НАСТРОЕК РЕГУЛЯТОРА И
ДИФФЕРЕНЦИАТОРА ДВУХКОНТУРНОЙ СХЕМЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ

Структурная схема регулирования температуры перегретого пара на выходе приведена на рис.2.16.

 

 

 

 

Рис. 2.16 Структурная схема регулирования

где:
u - сигнал задания (температура перегретого пара ºC);
 - ошибка регулирования, ºС;
 - управляющее воздействие (расход пара на впрыск, т/час);
z - температура пара непосредственно за паро-охладителем, 0С;
zД - производная от сигнала z по времени на выходе дифференциатора, ºC /сек;
y - температура пара на выходе пароперегрева-теля, 0С;
и - передаточные функции конвективного пароперегревателя и впрыскивающего пароохладителя соответственно по каналу регулирующего воздействия;
- передаточная функция дифференциатора.
Передаточные функции ПИ регулятора и дифференциатора имеют следующий вид:
; (2.1)
; (2.2)
где kP и ТИ – коэффициент передачи и постоянная интегрирования регулятора соответственно, а kД и TД – коэффициент усиления и постоянная дифференцирования дифференциатора соответственно.
Рис. 2.17 Графики переходных процессов

Аппроксимацией этих кривых были получены следую-щие передаточные функции по температурам за впрыском и за котлом:
,(2.3)
, (2.4)

где время запаздывания и постоянные времени при-ведены в секундах.
В соответствии с [7] схему можно преобразовать в каскадную схему с главным и вспомогательным регуляторами (рис.2.17).
В эквивалентной каскадной схеме передаточные функции регуляторов Р1 и Р2 связаны с передаточ-ными функциями ПИ-регулятора и дифференциатора следующим образом:
; (2.5)
(2.6)
Из переходных характеристик на рис. 2.18 видно внешний контур регулирования имеет значительно меньшую инерционность, чем внутренний, т.е. переходные процессы во внутреннем конуре успевают практически полностью закончиться до того, как они возникнут во внешнем. Вследствие этого можно вначале определить настройки дифференциатора, рассчитав внешний контур эквивалентной каскадной системы, а затем настройки ПИ-регулятора.

2.6.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ НАСТРОЕК
ДИФФЕРЕНЦИАТОРА.

В соответствии с [1] находим передаточную функцию эквивалентного объекта для регулятора Р1:
(2.7)
Так как регулятор Р1 имеет ПИ закон регулирования (его передаточная функция обратна передаточной функции дифференциатора), то его оптимальные настройки при ограничении на частотный показатель колебательности М=1,55 можно найти с помощью вспомогательной функции [6] F():
(2.8)
где А() и ()- соответственно амплитудо-частотная (АЧХ) и фазо-частотная (ФЧХ) характеристики эквивалентного объекта регулирования для регулятора Р1.
График функции F() приведен на рис.2.19. Максимум этой функции, равный 0,054 с-1 наблюда-ется при резонансной частоте рез=0,0443 Гц, зная

Рис.2.19. График вспомогательной функции

зная которую находим настройки регулятора Р1:
; (2.9)
. (2.10)
Значения параметров дифференциатора находятся как:
;(2.11)
.(2.12)

2.6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ НАСТРОЕК
ПИ-РЕГУЛЯТОРА

Регулятор рассчитывается при ограничении на частотный показатель колебательности М=1,55.
Передаточная функция эквивалентного объекта для ПИ- регулятора в схеме на рис. 3.11 определяется формулой:
.(2.13)
Область параметров настройки ПИ-регулятора, удовлетворяющих заданному запасу устойчивости, находим добиваясь касания комплексной частотной характеристики (КЧХ) разомкнутой системы с М-окружностью радиуса r с центром на отрицательной вещественной полуоси, расположенном на расстоянии R0 от начала координат. Величины r и R0 связаны с частотным показателем колебательности М следующими формулами [7] :
; (2.14)
. (2.15)
Передаточная функция разомкнутой системы опреде-ляется выражением:
. (2.16)
Граница области заданного запаса устойчивости, построенная в плоскости параметров настройки ре-гулятора приведена на рис.2.20, где kИ=kp/TИ. Ми-нимуму линейного интегрального критерия при условии низкочастотного характера возмущений соответствует максимальное значение kИ [7], следовательно оптимальные настройки ПИ- регулятора равны:
; (2.17)
. (2.18)


На рис. 2.21 приведены графики М-окружности и КЧХ разомкнутой системы для оптимальных параметров настройки регулятора.

2.6.3. ПОСТРОЕНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

Переходные характеристики процесса регулирования при возмущении расходом собственного конденсата.
Переходные характеристики при возмущении по каналу впрыскиваемого конденсата рассчитаны по следующим формулам [7]:


;
,
где - передаточная функция замкнутой АСР по каналу «регулирующее воздействие  температура за КПП:
- передаточная замк-нутой АСР по каналу «регулирующее воздействие  температура пара за впрыскивающим пароохладите-лем».
Графики переходных процессов в замкнутой АСР при

возмущении расходом собственного конденсата при-ведены на рис. 2.22.
Переходные характеристики процесса регулирования при возмущении по каналу задания.
Переходные характеристики при возмущении по каналу управляющего воздействия рассчитаны по формулам [7]:
;
,
где - передаточная функция замкнутой АСР по каналу «управляющее воздействие  температура за КПП»;
- передаточная замк-нутой АСР по каналу «управляющее воздействие  температура пара за впрыскивающим пароохладите-лем».
Переходные процессы в замкнутой АСР при возмуще-нии по каналу задания
приведены на рис. 2.23.
На рис. 2.22 и 2.23 также приведены кривые пере-ходных процессов в одноконтурной АСР температуры перегретого пара с ПИД-регулятором. Как видно из этих кривых переход к двухконтурной АСР позво-ляет значительно улучшить качество регулирования при возмущении по каналу регулирующего органа, но в случае возмущения по заданию, схема с ПИД-регулятором оказывается несколько более выгодной.

 

 


3. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ, ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ
И ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ
В РАЙОНЕ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЭЦ.

Расчет высоты дымовой трубы проводим на худшие усло-вия загрязнения воздушного бассейна - сжигание резерв-ного топлива - сернистого мазута.

3.1. Исходные данные:

3.1.1. ТЭС расположена в центральной части России.

3.1.2. Мощность одного блока ТЭЦ:
;

3.1.2. Количество блоков:
;

3.1.3. Количество дымовых труб (выбираем):
;

3.1.4. Низшая теплота сгорания топлива:
;

3.1.5. Теоретический объем воздуха:
;

3.1.6. Теоретический объем газов:
;

3.1.7. Теоретический объем водяных паров:
;
3.1.8. Сернистость мазута:
;

3.1.9. Фоновые концентрации оксидов серы:
;

3.1.10. Фоновые концентрации оксидов азота:
;

3.1.11. Предельно-допустимые концентрации выбросов
оксидов серы:
;

3.1.12. Предельно-допустимые концентрации выбросов
оксидов азота:
.

3.2. Расчёт выбросов.

3.2.1. КПД блока нетто):

3.2.2. Определяем расход топлива ГРЭС (по мазуту):
;

3.2.3. Коэффициент уходящих газов:

3.2.4. Температура уходящих газов:
;

3.2.5. Определяем объемный расход уходящих газов:

3.2.5.1. От одного блока:

3.2.5.2. От четырёх блоков:
;

3.2.6 Доля оксидов серы, улавливаемых летучей
золой в газоходах котла (табл.1.1):

3.2.7. Определяем выбросы оксидов серы:

3.2.7.1. От одного блока:

3.2.7.2. От четырёх блока:
;

3.2.8. Определяем объем сухих газов:

3.2.9. Концентрация оксидов азота (ГОСТ-Р 50831-95):

3.2.10. Определяем выбросы оксидов азота:

3.2.10.1 От одного блока:
;
;

3.2.10.2. От четырёх блоков:
;

3.2.11. Объемные расходы уходящих газов и выбросы
вредных веществ:

табл.3.1
Величина Размерность Выбросы
на
1 котел на
трубу на ТЭС

1278.46433 2556.929 5113.857
Выбросы
NO2
145.461245 290.9225 581.845
Выбросы
SO2
2035.00385 4070.008 8140.015

3.3. Определение высоты дымовой трубы.

3.3.1. Скорость газов на выходе из дымовой трубы:
;

3.3.2. Внутренний диаметр трубы:
;

3.3.3. Задаёмся высотой дымовой трубы:
;

3.3.4. Разность температур выбрасываемых газов и
окружающего воздуха:
;

3.3.5. Коэффициент:

3.3.6. Коэффициенты учитывающие условия выхода
газовоздушной смеси из источников выброса:

 

3.3.7. Коэффициент для неблагоприятных
метеорологических условий:

3.3.8. Коэффициент, учитывающий скорость оседания
вредных веществ в воздухе:

3.3.9. Высота дымовой трубы:

3.3.10. Найденная методом приближений расчётная вы-
сота должна расходиться с заданной не более
чем на 1 метр, и быть кратна 30, поэтому при-
нимаем высоту дымовой трубы равной:
;

3.3.11. Коэффициент:

 


3.3.12. Коэффициент учитывающий условия выхода
газовоздушной смеси из источников выброса:

3.3.13. Максимальные приземные концентрации
выбросов ТЭС:

3.3.13.1. Массовые выбросы оксидов азота:
;

3.3.13.2. Концентрации оксидов азота:

3.3.13.3. Массовые выбросы оксидов серы:
;

3.3.13.4. Концентрации оксидов серы:

 

3.3.14. Проверка:

Вывод : т.к. , то расчёт решён
верно, и максимальные выбросы вредных веществ
в районе расположения ТЭС не превышают ПДК,
т.е. высота дымовых труб выбрана правильно.

3.4. Расчёт приземных концентраций.

2.4.1. Коэффициент:
;

2.4.2. Опасная скорость ветра:

2.4.3. Безразмерный коэффициент:

2.4.4. Расстояние от дымовых труб, на котором дости-
гаются максимальные приземные концентрации:
;

2.4.5. Определение ПДВ вредных веществ при h=300 м.:

 


2.4.5.1. Сумма фоновых концентраций:
;

2.4.5.2. ПДВ:

2.4.6. Проверка


Вывод : Расчёт решён верно, т.к. на проектируемой
ТЭС, при сжигании резервного топлива –
мазута приземные концентрации диоксида
азота NO2 и диоксида серы SO2 не пре-
вышают ПДК при выбранной высоте дымо-
вых труб равной 240 метрам.
( )

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненной работы можно сделать выводы по представленным разделам:
В первой главе проведен расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-800-240, который заключался в определении расходов греющего пара на регенеративные подогреватели, расходов пара по отсекам турбины и давлений в отборах, а также в определении мощности и показателях тепловой экономичности турбоустановки и блока в целом. Найденные показатели тепловой экономичности полностью соответствуют реальным. Выбрано необходимое теплоэнергетическое оборудование.
Во второй главе произведён расчёт выбросов, высоты дымовой трубы и приземных концентраций диоксидов серы и углерода в районе расположения ТЭЦ.
В третьей главе описана схема теплотехнического контроля пароводяного тракта котла ТГМП-204. Приводится спецификация на используемые преобразователи. Все приборы имеют унифицированный токовый сигнал 4-20 мА, который поступает в программно-технический комплекс TELEPERM, его структура с подобным описанием АСР питания котла. ПТК TELEPERM выполняет все необходимые функции индикации, регистрации, архивации, сигнализации и т.д. в удобной форме, и значительно упрощает работу оператора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

1. Плетнёв Г.П., Зайченко Ю.П., Зверев Е.А., Ки-селёв Ю.Е., Проектирование, монтаж и эксплуатация автоматизированных систем управления теплоэнергетическими процессами, М., Издательство МЭИ, 1995.

2. Александров А.А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизи-ческих свойств воды и водяного пара: Справочник. -М. : Издательство МЭИ, 1999. -168 с; ил.

3. Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., пе-рераб. - М.: Издательство МЭИ, 2002. -260 с.

4. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов - 2-е изд., перераб. - М.: Издательство МЭИ, 2000.

5. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я. Гиршфельда. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

6. Федорович Л.А., Рыков А.П. "Выбор тепло-механического оборудования ТЭС", МЭИ, Москва 1999 г.

7. Ротач В.Я. Расчет систем автоматического регулирования с аналоговыми регуляторами. – М.: Издательство МЭИ. 1992.




Комментарий:

Дипломная работа - полная!


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы