Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

СТАНДАРТ
ОРГАНИЗАЦИИ

СТО
70238424.27.100.078-2009

СИСТЕМЫ КИП И ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ ТЭС
УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2010-01-29

Москва
2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения стандарта организации - ГОСТ Р.1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС»

2. ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказ НП «ИНВЭЛ» от 31.12.2009 № 101/1

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 3

2 Нормативные ссылки. 4

3 Термины и определения. 6

4 Обозначения и сокращения. 6

5 Организация создания КИПиА. Общие требования. 8

6 Задачи, функции и состав КИПиА.. 17

7 Требования к техническим средствам и проектированию КИПиА.. 22

8 Требования к ТОУ, определяемые условиями его автоматизации. 31

9 Требования к метрологическому обеспечению.. 36

10 Требования по стандартизации и унификации. 38

11 Требования по надежности КИПиА.. 38

12 Требования по безопасности КИПиА.. 39

13 Требования по эксплуатации КИПиА.. 39

14 Требования по оценке соответствия. 39

Приложение А (рекомендуемое) Состав комплектов документов на разных этапах проектирования КИПиА.. 40

Приложение Б (рекомендуемое) Специализированная приемочная комиссия по приемке КИПиА.. 41

Приложение В (рекомендуемое) Приемка смонтированных технических средств контроля и управления. 44

Приложение Г (рекомендуемое) Организация и проведение входного контроля средств управления на энергопредпрятиях. 51

Приложение Д (рекомендуемое) Этапы пусконаладочных работ по КИПиА.. 53

Приложение Е (рекомендуемое) Входной контроль, настройка и регулировка некоторых технических средств КИПиА.. 55

Приложение Ж (Рекомендуемое) Приемка в эксплуатацию измерительных каналов информационно- измерительных систем.. 66

Приложение И (Рекомендуемое) Методические рекомендации по наладке автоматических регуляторов. 73

Приложение К (рекомендуемое) Приемка в эксплуатацию КИПиА.. 131

Приложение Л (рекомендуемое) Рекомендации по разработке систем автоматического регулирования ТЭС.. 133

Приложение М (обязательное) Требования к общему первичному регулированию частоты.. 150

Приложение Н (рекомендуемое) Рекомендации по выполнению автоматической системы регулирования процесса горения газомазутных котлов, работающих с переменным составом горелочных устройств. 151

Приложение П (обязательное) Объем и технические условия выполнения технологических защит теплоэнергетического оборудования электростанций с поперечными связями и водогрейных котлов. 158

Приложение Р (обязательное) Объем и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования блоков с барабанными котлами. 175

Приложение С (Обязательное) Объем и технические условия на выполнение технологических защит и блокировок систем пылеприготовления котельных установок. 198

Приложение Т (рекомендуемое) Объем и технические условия на выполнение технологических защити блокировок оборудования топливоподачи ТЭС на твердом топливе. 218

Приложение У (Обязательное) Объем и технические условия на выполнение технологических защит и блокировок газорегуляторных пунктов. 223

Приложение Ф (справочное) Технические условия на выполнение технологических защит и блокировок при использовании мазута и природного газа в котельных установках в соответствии с требованиями взрывобезопасности. 231

Приложение X (обязательное) Технические условия на выполнение технологических защит и блокировок в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» для котлов типа ПТВМ-180, у которых на линии подвода газа к горелкам установлены газовые блоки фирмы ЗАО НПО «АМАКС». 262

Приложение Ц (обязательное) Технические условия на выполнение технологических защит и блокировок в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» для котлов, у которых на линии подвода газа к горелкам установлены газовые блоки фирмы ЗАО «АМАКС». 282

Приложение Ш (Обязательное) Технические условия на выполнение технологических защит и блокировок в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» для котлов типа ПТВМ-100, ПТВМ-50, ПТВМ-30, у которых на линии подвода газа к горелкам установлены газовые блоки фирмы ЗАО НПО «АМАКС». 289

Приложение Щ (справочное) Технические требования на систему автоматизированного управления горелками газомазутного котла, способствующую повышению взрывобезопасности при розжиге горелок. 311

Приложение Э (рекомендуемое) Методические указания по выполнению схем технологических защит теплоэнергетического оборудования ТЭС.. 325

Приложение Ю (рекомендуемое) Методические указания по оснащению техническими средствами технологической защиты при повышении вибрации турбоагрегата. 365

Приложение Я (рекомендуемое) Рекомендации по применению KKS. Основные положения. 374

Библиография. 388

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СИСТЕМЫ КИП И ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ ТЭС
УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2010-01-29

1 Область применения

1.1 Объектом регулирования настоящего стандарта является процесс разработки и создания по ГОСТ 25866 системы контроля и управления, реализованной на автономных технических средствах (КИПиА), объектом управления которых являются технологические процессы основного и/или вспомогательного оборудования ТЭС по ГОСТ 34.003.

Настоящий стандарт определяет общие требования к системам контроля и управления на автономных технических средствах, относящиеся к:

- стадиям создания, включая:

а) организацию и проведение проектных, строительно-монтажных и наладочных работ по созданию КИПиА, передачу КИПиА в эксплуатацию;

б) организацию мероприятий по подготовке оперативного и ремонтного персонала;

в) создание условий реализации технических требований к подсистемам и техническим средствам КИПиА.

- структуре;

- функционированию и реализации задач контроля и управления и др.;

- техническому обеспечению;

- метрологическому обеспечению;

- показателям надежности и безопасности, обеспечивающим работоспособность систем контроля и управления ТЭС при их функционировании во всех эксплуатационных режимах.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на вновь проектируемые и модернизируемые системы контроля и управления теплоэнергетическим оборудованием ТЭС с энергоблоками (агрегатами) мощностью не более 180 МВт, а также на отдельные объекты ТЭС: ХВО, мазутное хозяйство, газовое хозяйство и др., на которых по каким-либо причинам не может быть выполнена система управления на средствах вычислительной техники.

1.3 Настоящий стандарт предназначен для применения лицами и/или организациями, не зависимо от форм собственности:

- владеющими ТЭС и/или осуществляющих функции эксплуатирующей организации;

- проектными, конструкторскими, строительными, монтажными, наладочными и другими организации, привлекаемые заказчиком к созданию системы контроля и управления на «традиционных» технических средствах;

- эксплуатирующими, экспертными и иными специализированными организациями, в любой форме привлекаемые заказчиком к разработке, приемке и экспертизе проектов, выполнению на ТЭС экспериментальных, ремонтных и других видов работ;

- заказчиками при заключении договоров подряда с проектными и иными подрядными организациями на проектирование, изготовление, монтаж, наладку и ввод в работу системы контроля и управления ТЭС;

- проектными, конструкторскими, строительными, монтажными, наладочными и другими организациями (в части касающейся).

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на вопросы создания систем контроля и управления ТЭС, относящиеся к сфере действия иных стандартов и не учитывает все возможные особенности исполнения его требований при создании КИПиА, реализуемых на разнотипных технических средствах, для различных технологических объектов или имеющих разный объем функций.

1.5 В развитие настоящего стандарта каждая проектная организация, имеющая право выполнять функции генпроектировщика, может в установленном порядке разработать, утвердить и применять собственный стандарт, учитывающий традиции организации, особенности объектов автоматизации, используемых технических средств и не противоречащий и не снижающий уровень требований настоящего стандарта и заводской документации.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие законодательные акты и национальные стандарты:

Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

Федеральный закон № 184-ФЗ от 27.12.2002 г. «О техническом регулировании».

ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организации. Общие положения.

ГОСТ Р 50571.3-2009 Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током.

ГОСТ Р 51317.4.2-2010 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний.

ГОСТ Р 51317.4.4-2007 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р ИСО 9001-2008 Системы менеджмента качества. Требования

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.006-84 Система стандартов безопасности труда. Электромагнитные поля радиочастот. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 13033-84 ГСП. Приборы и средства автоматизации электрические аналоговые. Общие технические условия

ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ Р 21.1101-2009 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации

ГОСТ 21.408-93 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов

ГОСТ 25364-97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений

ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения.

ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 23887-79 Сборка. Термины и определения

ГОСТ 24.701-86 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизированных систем управления. Основные положения

ГОСТ 22269-76 Система «Человек-машина». Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабочего места. Общие эргономические требования

СТО 70238424.27.100.037-2009 Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания Нормы и требования.

СТО Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам (утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 31.08.2007 № 535)

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.010.002-2009 Тепловые электростанции. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.010-2009 Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) ТЭС. Условия создания. Нормы и требования.

СТО 17230282.27.010.002-2008 Оценка соответствия в электроэнергетике

Примечание - При пользовании стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96, ГОСТ 2.601, ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 23887, ГОСТ 24.701, ГОСТ 25866, ГОСТ 27.002, ГОСТ 34.003 и СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 владелец: Юридическое или физическое лицо, владеющее на законном основании или на балансе которого находится производственный объект и несет юридическую, административную и уголовную ответственность за безопасную его эксплуатацию.

3.2 датчик: Устройство, измеряющее параметр и выдающее выходной сигнал, зависящий от величины этого параметра.

3.3 измерительный канал: Функционально объединенная совокупность технических средств, по которой проходит один последовательно преобразуемый сигнал, выполняющий законченную функцию измерений, имеющая нормированные метрологические характеристики. В измерительный канал входят все агрегатные средства измерений и линии связи от первичного измерительного преобразователя до средств представления информации включительно.

3.4 линия связи: Техническое устройство либо часть окружающей среды, предназначенные или используемые для передачи с минимально возможными искажениями сигналов, несущих информацию об измеряемой величине, от одной конструктивно обособленной части измерительной системы к другой ее части.

3.5 методика выполнения измерений: Подробное описание практических действий, используемых измерении, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с гарантированной точностью в соответствии с принятым.

3.6 первичный измерительный преобразователь: Измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина.

3.7 электрический тракт измерительного канала: Часть измерительного канала от выходных клемм первичного измерительного преобразователя до средств представления информации включительно.

4 Обозначения и сокращения

АВР              - автоматическое включение резерва;

АР                - автоматический регулятор;

АС                - автоматизированная система;

АСР              - автоматическая система регулирования;

АКИПИА     - автоматизированная система управления технологическими процессами, выполненная на средствах вычислительной техники

АУГ              - автомат управления горелками;

АШ               - антрацитовый штыб;

БГ                 - блок газовый;

БИР              - блок искроразрядный;

БЩУ             - блочный щит управления;

ВГД              - вентилятор горячего дутья;

ВМ               - вентилятор мельничный;

ГРП              - газораспределительный пункт;

ГрЩУ           - групповой щит управления;

ГЩУ             - главный щит управления;

ДВ                - дутьевой вентилятор;

ДРГ              - дымосос рециркуляции газов;

ДУ                - дистанционное управление;

ЗЗУ               - запально-защитное устройство;

ЗУ                 - задающее устройство;

ИК                - измерительный канал;

ИМ               - исполнительный механизм;

ИС                - измерительная система;

ИСУ             - избирательная система управления;

ИУ                - исполнительное устройство;

КВД             - коллектор высокого давления;

КИП             - контрольно-измерительные приборы;

КИПиА        - система контрольно-измерительных приборов и тепловой автоматики;

КНД             - коллектор низкого давления;

КСН             - коллектор собственных нужд;

KKS             - система кодирования;

MB               - мельница - вентилятор;

МВИ             - методика выполнения измерений;

МВС             - мельница валковая среднеходная;

МИУ            - медленно действующее интегрирующее устройство,

ММ              - молотковая мельница;

МСН            - механизм собственных нужд;

МЩУ           - местный щит управления;

МЭО            - механизм электрический однооборотный;

ОПРЧ           - общее первичное регулирование частоты;

ПБ                - пожарная безопасность;

ПБР              - пускатель бесконтактный реверсивный;

ПВД             - подогреватель высокого давления;

ПВК             - пыль высокой концентрации;

ПЗК              - предохранительно-запорный клапан;

ПИП             - первичный измерительный преобразователь;

ПНД             - подогреватель низкого давления;

ППБ              - правила пожарной безопасности;

ПС                - предупредительная сигнализация;

ПСБУ           - пускосбросное быстродействующее устройство;

ПСУ             - питатель сырого угля;

ПТБ              - правила техники безопасности;

ПУ                - пульт управления;

РВП              - регенеративный воздухоподогреватель;

РГ                 - рабочая группа;

РК                - рабочая комиссия;

РО                - регулирующий орган;

РУСН           - распредустройство собственных нужд;

РЧВ              - регулятор частоты вращения;

САПР           - система автоматического проектирования;

САУГ           - система автоматизированного управления горелками;

СИ                - средство измерения;

СК                - стопорный клапан;

СМ               - среднеходная мельница;

СПК             - специализированная приемочная комиссия;

СУП             - система управления приводом;

КИПИА        - система управления технологическим процессом;

ТБ                 - технологическая блокировка;

ТЗ                 - технологическая защита;

ТОУ             - технологический объект управления;

ТС                - технологическая сигнализация;

ТСУ              - технологический сдаточный узел;

ТЭП              - технико-экономические показатели;

УП                - указатель положения;

ФГ                - функциональная группа;

ФД               - фотодатчик;

ФЗ                - функциональная задача;

ЦВД             - цилиндр высокого давления;

ЦНД             - цилиндр низкого давления;

ЦСД             - цилиндр среднего давления;

ШБМ            - шаровая барабанная мельница;

ЩУ               - щит управления;

ЭМК            - электромагнитный клапан.

5 Организация создания КИПиА. Общие требования

5.1 Участники работ по созданию КИПиА

5.1.1 Процесс создания КИПиА по ГОСТ 34.601 представляет собой совокупность упорядоченных во времени, взаимосвязанных, объединенных в стадии и этапы работ, выполнение которых необходимо и достаточно для создания АС, соответствующей заданным требованиям.

КИПиА может создаваться либо совместно с ТОУ, как его часть, либо как отдельный объект - при модернизации существующей КИПиА.

В разработке КИПиА необходимо максимально использовать имеющиеся заделы в виде готовых (типовых) проектных решений, проектов ранее разработанных систем.

5.1.2 В работах по созданию КИПиА принимают участие заказчик и исполнитель (соисполнитель):

В качестве исполнителя (соисполнителя) могут выступать организации-проектировщики всего проекта, либо отдельных его частей, организации строительные, монтажные, наладочные, специализированные организации для проведения метрологической экспертизы проектной документации и другие.

Привлечение исполнителей (соисполнителей) является прерогативой заказчика или основного исполнителя и должно быть во всех случаях согласовано.

Все организации - участники создания КИПиА должны иметь систему управления качеством, сертифицированную на соответствие ГОСТ Р ИСО 9001.

5.1.3 Основным документом, регулирующим правовые и финансовые отношения сторон, является договор (контракт) между заказчиком и привлекаемыми им проектными, проектно-строительными организациями и другими юридическими и финансовыми лицами. Неотъемлемой частью договора должно быть задание на создание КИПиА.

5.1.4 Взаимоотношения участников работ определяются в зависимости от того, является ли КИПиА частью создаваемого ТОУ или отдельным объектом, с учетом статусов организаций-участников и могут уточняться в пределах этих статусов в хозяйственных договорах, программах и планах-графиках работ.

5.1.5 Работы по созданию КИПиА должны начинаться основным исполнителем после получения от заказчика «Заявки» на создание ТОУ, включая создание КИПиА, или только на создание КИПиА. Заявка составляется заказчиком после проведения конкурсных торгов (тендера) по выбору организации-основного исполнителя и направляется организации, выигравшей конкурс (организации-основному исполнителю) и организации генпроектировщику ТОУ (или КИПиА).

5.2 Стадии и этапы создания КИПиА

5.2.1 Стадии и этапы, выполняемые организациями - участниками работ по созданию КИПиА, устанавливаются в договорах и техническом задании на основе ГОСТ 34.601, и настоящего стандарта.

Создание КИПиА осуществляется, как правило, по следующим стадиям:

- разработка технического задания;

- разработка рабочей конструкторской документации;

- испытание и ввод в действие;

В зависимости от специфики создаваемых КИПиА и условий их создания по ГОСТ 34.601 допускается выполнение отдельных этапов работ до завершения предшествующих этапов, параллельное во времени выполнение этапов работ, включение новых этапов работ (например: сопровождение КИПиА).

5.2.2 Разработка технического задания

5.2.2.1 Основные цели работ на стадии «Разработка технического задания» заключаются в следующем:

- технико-экономическое обоснование создания для данного объекта КИПиА на агрегатных технических средствах, а не АСУТП;

- определение ее сметной стоимости разработки;

- планирование совокупности всех проектных, строительно-монтажных и наладочных работ по ГОСТ 34.601 и сроков их выполнения, а также организаций-исполнителей этих работ;

- формулирование требований к проведению работ по созданию КИПиА, к техническим средствам и материалам, квалификации исполнителей;

- подготовка всех материалов, необходимых для проведения проектных работ.

Основным выходным документом стадии «Задание на создание КИПиА» является техническое задание, содержащее согласованные технические требования к системе и ее элементам, а также план-график работ (ведомость исполнения или другой планирующий документ) по ее созданию с указанием исполнителей. Техническое задание разрабатывается либо как раздел общего задания на создание ТОУ, либо как отдельный документ (при модернизации КИПиА).

Ответственность за разработку технического задания на создание КИПиА несет основной исполнитель.

При необходимости основной исполнитель перед разработкой технического задания может провести обследование ТОУ (особенно в случае модернизации КИПиА).

5.2.2.2 Основанием для начала работ стадии разработки технического задания является заключение договора между заказчиком и основным исполнителем на проведение последним предпроектных работ, заканчивающихся разработкой Технического задания.

5.2.2.3 Проект технического задания должен быть утвержден заказчиком и согласован с исполнителем со всеми организациями-соисполнителями.

5.2.2.4 Техническое задание на создание КИПиА после его утверждения является неотъемлемой частью договора между заказчиком и исполнителем и обязательным исходным документом для всех последующих работ по созданию системы. Все распорядительные документы (приказы, распоряжения и др.), относящиеся к созданию КИПиА, могут входить в техническое задание приложениями.

5.2.3 Разработка рабочей конструкторской документации

5.2.3.1 Целью работ, выполняемых на стадии «Разработка рабочей конструкторской документации», является разработка основных технических решений по создаваемой системе и определение ее сметной стоимости.

Ответственность за разработку несет основной исполнитель.

При необходимости и по согласованию с заказчиком, допускается привлечение других организаций-соисполнителей и выполнение дополнительных работ содержащихся в техническом задании, но не предусмотренных планом-графиком (или другим планирующим документом). Виды и объемы работ, поручаемых организациям-соисполнителям, определяют в соответствующих частных технических заданиях на разработку составных частей. Соисполнители несут ответственность за качество выполнения и результаты поручаемых им работ перед организацией, привлекающей их к выполнению этих работ.

5.2.3.2 Основанием для выполнения работ стадии «Разработка рабочей конструкторской документации» является наличие договора и утвержденного технического задания на создание КИПиА.

5.2.3.3 Исходными материалами для проведения работ стадии являются:

- техническое задание на создание ТОУ или результаты обследования ТОУ в случае модернизации КИПиА;

- технико-экономическое обоснование применения КИПиА, а не АСУТП;

- исходные данные в смежных частях проекта (архитектурные и строительные решения, энергоснабжение, вентиляция и т.д.), характеристики и схемы подключения оборудования, необходимые в процессе проектирования.

5.2.3.4 Работы стадии «Разработка рабочей конструкторской документации» завершаются разработкой:

- проектных решений в виде пояснительной записки, необходимых и достаточных для выпуска рабочей документации;

- локальных сметных расчетов;

- функциональных схем автоматизации ТОУ;

- технических условий на выполнение подсистем КИПиА;

- перечней оборудования и материалов КИПиА;

- планов размещения оборудования в помещениях щитов управления;

- комплекта проектно-сметной документации на систему и ее части, содержащей все необходимые и достаточные сведения для обеспечения выполнения работ по поставке технических средств КИПиА, их монтажу и наладке, вводу КИПиА в действие и ее эксплуатации.

5.2.3.5 Рабочая конструкторская документация (далее - проектная документация) КИПиА утверждается руководством организации - основного исполнителя.

Проектная документация разрабатывается в соответствии с государственными нормами, правилами и стандартами.

Решения, содержащиеся в проектной документации КИПиА, выполненные с обоснованными отступлениями от действующих норм, правил, инструкций, подлежат согласованию с органами и организациями, утвердившими соответствующие нормативные материалы. Документы, содержащие решения без отступлений от действующих правил, дополнительному согласованию не подлежат.

5.2.3.6 Перечень видов документов проектной документации по КИПиА определяют по ГОСТ Р 21.1101, ГОСТ 21.408, настоящему стандарту, а также по стандартам проектных организаций и уточняют в договоре (контракте) между Заказчиком и Исполнителем.

Рекомендуемый состав разрабатываемых документов, приведен в приложения А.

5.2.3.7 Рабочая документация подписывается руководителем проектной организации.

5.2.3.8 В начале работ на данной стадии разрабатывают комплект документации, необходимой для заказа панелей, щитов и пультов и другого оборудования длительного изготовления.

5.2.3.9 Участники работ, привлекаемые к выполнению стадии «Рабочая документация», определяются планом-графиком создания КИПиА. Допускается привлечение других исполнителей. Виды и объемы работ, поручаемых им, определяются соответствующими техническими заданиями и договорами.

5.2.3.10 Проектирование КИПиА может осуществляться в одну стадию в случаях, если система создается с широким использованием типовых решений или путем повторного применения проекта, уже реализованного для аналогичного объекта, или при создании технически несложной системы.

Решение о проведении одностадийного проектирования принимает Заказчик. При утверждении технического задания Заказчик принимает решение о применении:

- типовых решений (оформленных соответствующим образом);

- проектной документации системы-аналога.

5.2.3.11 При одностадийном проектировании документация на создание КИПиА должна содержать полную совокупность основных технических решений, необходимых для рассмотрения при утверждении, включая сметную часть.

5.2.3.12 Перечень документов проектной документации по КИПиА определяют по ГОСТ 21.408, настоящим стандартом, а также стандартами проектных организаций и уточняются Заказчиком и Исполнителем в договоре (контракте).

5.2.4 Стадия «Ввод в действие»

5.2.4.1 «Ввод в действие» представляет собой завершающую стадию работ по созданию КИПиА. Целью работ на данной стадии является ввод системы в промышленную эксплуатацию.

5.2.4.2 Основанием для начала работ по внедрению системы служит готовность соответствующей рабочей документации. Работы проводят в соответствии с планом-графиком, утвержденного Заказчиком и согласованного основным исполнителем, соисполнителями и эксплуатирующей организацией, если она не является заказчиком.

План-график работ по внедрению конкретной КИПиА может предусматривать (в соответствии с техническим заданием) ввод ее в действие очередями. В этом случае каждую очередь (часть) системы следует рассматривать как целую систему, на которую распространяются положения настоящего стандарта.

5.2.4.3 Ответственность за внедрение системы несет Заказчик.

Все организации исполнители отдельных видов работ на стадии «Ввод в действие» несут ответственность за объем и качество выполненных ими работ перед организацией, привлекшей их к участию в работах (заказчиком или основным исполнителем).

5.2.4.4 Организационно работы по внедрению КИПиА оформляются путем подготовки и утверждения необходимых планов-графиков работ, приказов и распоряжений по эксплуатирующей организации и организациям-исполнителям, протоколов и актов, фиксирующих возможность выполнения порученных работ (готовность объекта к их проведению) и приемку выполненных работ.

5.2.4.5 При вводе в действие энергетического оборудования этапы работ по КИПиА должны быть взаимоувязаны с этапами работ на ТОУ.

5.2.4.6 Все законченные строительством, монтажом и наладкой объекты приемки в части КИПиА должна принимать специализированная приемочная комиссия назначаемая заказчиком в соответствии с СТО 70238424.27.100.037-2009, СТО 70238424.27.010.002-2009 и настоящего стандарта. Положение о СПК приведено в Приложении Б.

После подписания акта о приемке выполненных работ завершенные объемы работ переходят под юридическую ответственность эксплуатирующей организации (например: в лице подразделения ТЭС, обслуживающего КИПиА).

5.2.4.7 Объектами приемки КИПиА являются:

- отдельные специализированные помещения, предназначенные под монтаж технических средств КИПиА (после окончания строительно-монтажных работ);

- трубные проводки с отборными и сужающими устройствами, технические средства КИПиА и электропроводки (после окончания монтажных работ);

- системы контроля и управления (после окончания наладочных работ).

5.2.4.8 Объекты приемки КИПиА должны предъявляться к приемке:

- по окончании монтажа - в объемах отдельных ТСУ;

- по окончанию наладки - в объемах ТСУ и (или) функциональных групп.

5.2.4.9 Все объекты приемки должны предъявляться согласно плану-графику ввода в эксплуатацию КИПиА.

План-график ввода в эксплуатацию КИПиА разрабатывается на основе:

- графика ввода в эксплуатацию основного и вспомогательного энергетического оборудования;

- перечня средств контроля и управления, необходимых по каждому ТСУ и (или) ФГ;

- сроков предъявления и продолжительности приемки по каждому объекту.

5.2.4.10 Объекты приемки КИПиА предъявляются СПК в полном соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке.

Запрещается принимать КИПиА с недоделками.

5.2.4.11 Уведомление заказчика подрядной организацией о готовности к сдаче завершенных работ производится в письменном виде.

Уведомление не оформляется в случае ведения журнала приемки при производстве монтажных и наладочных работ.

5.2.4.12 Законченные строительно-монтажные и наладочные работы в части помещений, технических средств КИПиА предъявляются к приемке СПК совместно с документацией:

- комплектом эксплуатационной документации предприятий-изготовителей;

- скорректированной проектной документацией;

- разрешением на внесение изменений в проектную документацию;

- технической (отчетной) документацией, оформленной в процессе производства работ.

Вся документация предъявляется в одном экземпляре.

5.2.4.13 Состав технической (отчетной) документации, предъявляемой при приемке строительно-монтажных работ, приведен в приложении В, а наладочных работ - в Приложении К.

Содержание и форма технической (отчетной) документации устанавливается специализированными подрядными организациями в соответствии с документами на производство монтажных и наладочных работ.

5.2.4.14 По окончании работы СПК техническая (отчетная) и скорректированная проектная документация должна быть передана в технический архив ТЭС для хранения вместе с документами, составленными СПК.

5.2.4.15 Функциями заказчика (эксплуатирующей организации) в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- организация СПК по приемке КИПиА и участие в ее работе;

- обеспечение СПК скорректированной к началу приемки эксплуатационной документацией (разработанной самостоятельно или с привлечением подрядных организаций) и остальной технической документацией, перечисленной в приложениях В и К;

- оформление технической документации самостоятельно или совместно с подрядчиком - в объеме, указанном в приложения К;

- согласование и утверждение рабочих программ и методик приемочных испытаний (проверок) КИПиА;

- метрологическое обеспечение приемочных испытаний КИПиА;

- составление перечня скрытых работ по КИПиА на основании проектной и нормативной документации;

- принятие решения о применении журналов приемки с учетом местных условий;

- обеспечение условий эксплуатации КИПиА в соответствии с эксплуатационной документацией предприятий-изготовителей технических средств;

- введение эксплуатационного режима в зоне технических средств КИПиА с подачей напряжения;

- организация технологического процесса на технологическом объекте управления (ТОУ) для проведения приемочных испытаний КИПиА;

- обучение оперативного персонала работе в условиях действующих КИПиА;

- оформление начала эксплуатации КИПиА организационно-распорядительными документами;

- техническое обслуживание КИПиА оперативным и ремонтным персоналом в процессе опытной и промышленной эксплуатации.

Заказчик имеет право привлекать подрядную организацию в качестве посредника для совместных работ в СПК по КИПиА.

5.2.4.16 Функциями строительной организации в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- предъявление к приемке помещений под монтаж технических средств КИПиА и щитов управления;

- составление и согласование с заказчиком программ испытаний гидроизоляции потолочных перекрытий помещений с техническими средствами КИПиА;

- оформление и передача заказчику технической документации в соответствии с требованиями п. 5.2.4.12 и приложения В.

5.2.4.17 Функциями организации, осуществляющей монтажные работы по КИПиА, в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- предъявление к приемке смонтированных технических средств КИПиА;

- оформление и передача заказчику технической документации в соответствии с требованиями п. 5.2.4.12 и приложения В;

- устранение недоделок монтажных работ, обнаруженных в процессе приемки, наладки и эксплуатации КИПиА в период освоения проектной мощности энергетического оборудования.

5.2.4.18 Функциями организации, осуществляющей наладочные работы по КИПиА, в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- предъявление к приемке налаженных КИПиА;

- оформление самостоятельно и передача заказчику технической документации по п. 5.2.4.12 и приложению К;

- разработка и передача заказчику на согласование и утверждение рабочих программ и методик приемочных испытаний;

- устранение причин наладочного характера, вызвавших нарушение работоспособности КИПиА в период их опытной эксплуатации.

5.2.4.19 Функциями организаций, осуществляющих проектирование КИПиА, в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- оформление изменений в проектной документации и авторский надзор в процессе монтажных и наладочных работ:

- участие в проведении приемо-сдаточных испытаний и передача КИПиА в эксплуатацию.

5.2.4.20 Функциями шеф-персонала предприятий-изготовителей энергетического оборудования в части обеспечения приемочных испытаний (проверок) являются:

- контроль содержания технической документации предъявляемой к приемке КИПиА соответствующего оборудования;

- согласование программ приемочных испытаний КИПиА, входящих в состав поставляемого оборудования.

5.2.4.21 Функцией базовой метрологической службы и метрологической службы энергопредприятия в процессе приемки является метрологическое обеспечение приемочных испытаний.

5.2.4.22 Основные этапы стадии «Ввод в действие».

- подготовка предприятия (объекта) к вводу КИПиА в действие;

- строительно-монтажные работы;

- комплектация КИПиА;

- пусконаладочные работы;

- проведение опытной эксплуатации КИПиА;

- проведение приемочных испытаний.

5.2.5 Подготовка ТОУ к вводу КИПиА в действие

5.2.5.1 При подготовке ТОУ к работам по внедрению КИПиА заказчик должен обеспечить:

- комплектацию необходимых штатов оперативного персонала;

- организацию подразделения технического обслуживания КИПиА в необходимом объеме, если такое подразделение отсутствует, или организацию в рамках этого подразделения участка, ответственного за работы по внедрению конкретной КИПиА, а в будущем - за ее эксплуатацию, назначение лиц, ответственных за работы по внедрению отдельных подсистем КИПиА;

- заключение договоров о поставках оборудования в установленном порядке;

- заключение договоров о производстве работ с организациями-исполнителями (на строительные работы, монтаж, наладку и т.п.);

- согласование с исполнителями и утверждение плана-графика работ по внедрению;

- организацию обучения и обучение оперативного и ремонтного персонала, необходимого для эксплуатации системы;

Примечание - Подготовка персонала для эксплуатации КИПиА производится в соответствии с Правилами работы с персоналом [1] и СТО 70238424.27.100.037-2009, СТО 70238424.27.010.002-2009.

- готовность объекта к проведению строительных и монтажных работ по созданию КИПиА;

- допуск организаций-исполнителей к производству порученных им работ и контроль за проведением этих работ.

5.2.5.2 В случае, когда часть системы управления ТП выполнена на базе вычислительной техники, мероприятия по п. 5.2.6.1 являются общими для внедрения КИПиА и АСУТП.

5.2.6 Строительно-монтажные работы

5.2.6.1 Организационное обеспечение проведения строительно-монтажных работ выполняют согласно требованиям настоящего стандарта (Приложений В, Г и Д).

5.2.6.2 Строительные работы проводят специализированные строительные организации по договору с Заказчиком или силами Заказчика в соответствии с проектом производства работ и соответствующей рабочей документацией на систему. Все решения по строительной части рабочей документации должны быть согласованы с генпроектировщиком ТЭС. Законченные строительные работы в части, относящейся к КИПиА, принимаются в порядке, определенном Приложением В и СТО 70238424.27.100.037-2009.

5.2.6.3 Работы по модернизации технологического оборудования, проводимые в связи с созданием КИПиА, выполняются заказчиком и (или) привлекаемыми им специализированными организациями. Законченные работы в части, относящейся к КИПиА, принимаются в порядке, определенном Приложением В и СТО 70238424.27.100.037-2009.

При приемке работ по модернизации проводят необходимые испытания оборудования, которые протоколируют. Результаты работы СПК оформляют в виде акта о приемке работ с приложением протокола испытаний и проверок.

5.2.6.4 Монтажные работы выполняют согласно строительным нормам и правилам в соответствии с проектом производства монтажных работ и рабочим чертежам. Работы выполняют, как правило, специализированные организации, привлекаемые Заказчиком.

Начало монтажных работ фиксируют актом о готовности объекта к монтажу, по форме приведенной в Приложении В. Подписание акта о готовности объекта к монтажу свидетельствует о принятии заказчиком на себя ответственности за сохранность смонтированного и монтируемого (находящегося на монтажной площадке) оборудования.

Окончание монтажных работ (сдача выполненного объема работ и оценка их качества) фиксируют актом СПК. К акту прилагают: перечень документов и сами документы, разрешающие отступления от рабочих чертежей (протоколы согласования отступлений заказчиком и исполнителем) и рабочие чертежи с изменениями, внесенными при проведении монтажных работ.

5.2.7 Комплектование системы КИПиА

Комплектование системы поставляемыми изделиями осуществляет Заказчик. При комплектовании осуществляют получение, входной контроль качества технических средств автоматизации, монтажных изделий и материалов, их хранение и передачу монтажной организации для осуществления монтажа.

Рекомендации по организации и проведению входного контроля приведены в Приложении Г.

Окончание работ фиксируют актом по результатам входного контроля (форма акта приведена в Приложении Г).

5.2.8 Пуско-наладочные работы

5.2.8.1 Пуско-наладочные работы на КИПиА следует группировать условно по следующим этапам:

- подготовительный;

- автономной наладки КИПиА отдельных ФГ;

- комплексной наладки КИПиА;

- опытной эксплуатации.

Характеристика, состав и содержание работ каждого из этих этапов приведены в Приложении Д.

5.2.8.2 Наладочные работы проводят, как правило, силами специализированных организаций, привлекаемых Заказчиком, а также подразделением основного исполнителя, обслуживающим КИПиА.

5.2.8.3 Основанием для начала работ является приказ по предприятию заказчика о готовности объекта к проведению наладочных работ. Приказ издается на основании актов о приемке заказчиком монтажных работ. В приказе указывается персонал предприятия заказчика, обеспечивающий возможность проведения наладочных работ (подача различных видов энергии, обеспечение материалами и т.д.), персонал, осуществляющий устранение возможных дефектов монтажа, персонал, участвующий в предварительных испытаниях системы.

К приказу прилагается план-график проведения работ на этапе «Наладка КИПиА» с указанием непосредственных руководителей отдельных работ и очередности наладки технических средств, отдельных подсистем и системы в целом.

Порядок выполнения работ на этапе регламентируется инструкциями или проектами производства этих работ.

5.2.8.4 В Приложениях Е, Ж, И приведены рекомендации по наладке отдельных подсистем и технических средств КИПиА.

5.2.8.5 Приемку работ по наладке технических средств осуществляет СПК. Окончание работ по наладке оформляют актами приемки. После приемки технических средств их эксплуатацию и обслуживание осуществляет соответствующее подразделение эксплуатирующей организации или привлекаемая Заказчиком специализированная организация.

5.2.8.6 Готовность каждой единицы технологического оборудования совместно с техническими средствами КИПиА к проведению опытной эксплуатации оформляется актом СПК.

5.2.9 Опытная эксплуатация КИПиА

5.2.9.1 Опытная эксплуатация КИПиА проводится силами заказчика с участием основного исполнителя и соисполнителей с целью проверки работоспособности системы, готовности оперативного и ремонтного персонала к работе в условиях промышленной эксплуатации ТОУ.

5.2.9.2 Опытная эксплуатация проводится по программе, разработанной основным исполнителем и утвержденной исполнителем и заказчиком (эксплуатирующей организацией). Длительность опытной эксплуатации устанавливается в пределах от одного до трех месяцев (Приложение К).

5.2.9.3 Основанием для начала опытной эксплуатации КИПиА каждого ТОУ служит утвержденный акт о завершения комплексной наладки системы с результатами предварительных испытаний КИПиА на работоспособность.

5.2.9.4 На этапе опытной эксплуатации выполняются следующие работы:

- включение в опытную эксплуатацию КИПиА всех ФГ;

- определение эксплуатационных характеристик системы;

- необходимая режимная наладка подсистем и устройств;

- коррекция эксплуатационной технической документации.

5.2.9.5 Программа опытной эксплуатации КИПиА в общем случае должна предусматривать:

- проведение проверок технического состояния технических средств;

- выявление фактов и причин неисправности технических средств и их устранение, предварительное определение надежностных характеристик системы; проверку метрологических характеристик измерительных каналов;

- режимную наладку ТЗ, действующих на снижение нагрузки, и АР;

- определение качественных показателей выполнения функций;

- оценку качества работ, выполненных участниками при создании системы;

- проверку готовности оперативного и ремонтного персонала к промышленной эксплуатации КИПиА;

- изменение (при необходимости) настроек отдельных подсистем и коррекцию эксплуатационной документации.

5.2.9.6 На этапе опытной эксплуатации представители основного исполнителя и соисполнителей по согласованию с заказчиком наделяются правом проведения экспериментов с целью выявления особенностей функционирования и необходимости корректировки отдельных реализованных решений.

5.2.9.7 На этапе опытной эксплуатации может применяться вспомогательная аппаратура, стенды, приборы и пр., использовавшиеся при монтажно-наладочных работах и не предусмотренные к использованию при промышленной эксплуатации.

5.2.9.8 Для сбора данных во время опытной эксплуатации используются специальные формы журналов, таблиц, бланков и т.п.

5.2.9.9 Результаты опытной эксплуатации оформляются протоколом, в который вносят результаты анализа полученной в ходе опытной эксплуатации информации, выводы и рекомендации (о доработке КИПиА, представлении КИПиА на приемочные испытания и т.п.). Протокол служит основанием для предъявления КИПиА на приемочные испытания.

5.2.10 Приемочные испытания КИПиА

5.2.10.1 Приемочные испытания проводят с целью проверки соответствия созданной КИПиА требованиям, содержащимся в задании на создание системы, в настоящем стандарте, в технических регламентах и документах по стандартизации, и ввода системы в промышленную эксплуатацию.

5.2.10.2 Приемочные испытания КИПиА организует и проводит Заказчик по инициативе и с участием основного исполнителя и соисполнителей (по представлению исполнителя).

5.2.10.3 Основной исполнитель совместно с Заказчиком представляют на приемочные испытания следующую техническую документацию на систему: техническое задание, технико-экономическое обоснование, протокол опытной эксплуатации, проект программы и методики проведения приемочных испытаний, эксплуатационную документацию.

По требованию СПК дополнительно должны быть представлены: проект системы, рабочие чертежи, результаты предварительных испытаний и другие материалы опытной эксплуатации.

5.2.10.4 Комиссия после изучения представленных материалов принимает решение о готовности (неготовности) КИПиА для проведения приемочных испытаний.

5.2.10.5 Результаты отдельных испытаний и проверок оформляются протоколами.

5.2.10.6 Порядок проведения метрологических испытаний изложен в Приложении Ж.

5.2.10.7 После окончания приемочных испытаний составляется акт приемки системы в промышленную эксплуатацию.

В приложении к акту указывается перечень недостатков, подлежащих устранению перед (после) передачей системы в промышленную эксплуатацию.

5.2.10.8 Доработка системы по результатам опытной эксплуатации и испытаний.

Работы выполняются после завершения приемочных испытаний в случае, если выявлена необходимость внесения исправлений в монтаж технических средств, настройку отдельных функций или дополнительная наладка.

Работы проводят силами основного исполнителя, заказчика и соответствующих соисполнителей.

Результаты работ фиксируются в форме акта, который подписывают участники работ.

По окончании доработки системы составляется акт о передаче ее в промышленную эксплуатацию.

5.2.11 Сопровождение КИПиА

5.2.11.1 Стадию «Сопровождение КИПиА» в договоры (контракты) вносят по решению Заказчика, и, как правило, данная стадия состоит из двух этапов:

- «Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами»;

- «Послегарантийное обслуживание».

5.2.11.2 На этапе «Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами» осуществляют работы по устранению недостатков, выявленных при эксплуатации КИПиА в течение установленных гарантийных сроков и по внесению необходимых изменений в документацию на КИПиА.

5.2.11.3 На этапе «Послегарантийное обслуживание» осуществляют работы по:

- анализу функционирования системы;

- выявлению отклонений фактических эксплуатационных характеристик КИПиА от проектных;

- установлению причин таких отклонений;

- устранению выявленных недостатков;

- внесению необходимых изменений в документацию на КИПиА.

6 Задачи, функции и состав КИПиА

6.1 Задачи КИПиА

Задачами по контролю и управлению теплоэнергетическим оборудованием на ТЭС являются:

- обеспечение эффективного управления процессами выработки электрической и тепловой энергии (функционирования ТОУ);

- повышение безопасности работы автоматизируемого оборудования;

- эффективное поддержание заданного значения параметров автоматизируемого оборудования;

- повышение надежности работы автоматизируемого оборудования;

- повышение комфортности работы оперативного и обслуживающего персонала.

При создании КИПиА для отдельных технологических узлов ТЭС перечисленные задачи относят и к таким узлам.

6.2 Функции КИПиА

6.2.1 Функции КИПиА разделяют на информационные и управляющие.

К информационным функциям относят:

- представление оперативной информации;

- регистрация параметров;

- технологическая сигнализация.

К управляющим функциям относят:

- управление приводом (дистанционное управление);

- автоматическое регулирование;

- технологические блокировки;

- технологические защиты и защитные блокировки.

6.3 Представление оперативной информации

6.3.1 Объем оперативной информации должен быть достаточным для обеспечения эффективного управления процессами функционирования ТОУ. Оперативная информация включает:

- информацию о текущих значениях теплотехнических и электротехнических параметров;

- информацию о состоянии электродвигателей МСН, выключателей генератора и трансформаторов («Включен», «Отключен»);

- информацию о положении задвижек («Открыта», «Закрыта», «Открывается», «Закрывается», «Остановлена в промежуточном положении»);

- информацию о положении отсечных клапанов («Открыт», «Закрыт») или об одном из этих положений);

- информацию о положении регулирующих органов;

- информацию о состоянии автоматического режимного ввода защит («Введена» или «Не введена»);

- информацию о состоянии автоматических регуляторов (включен -»Автомат», отключен - «Дистанционно»).

6.3.2 Информация о текущих значениях параметров представляется на шкалах показывающих (сигнализирующих и/или регистрирующих) приборов, установленных в оперативном и неоперативном контурах щитов управления или по месту.

6.3.3 Информацию о состоянии электродвигателей МСН, выключателей генератора и трансформаторов, о положении запорной арматуры, о состоянии АР представляется сигнальными устройствами в непосредственной близости от коммутационного устройства управления данным механизмом, задвижкой, регулятором.

6.3.4 Приборы, показывающие положение регулирующих органов, устанавливают рядом с ключами управления или встроены в блоки управления этими органами.

6.3.5 Информация о состоянии автоматического режимного ввода защит в виде световых индикаторов располагается в оперативном контуре щита управления.

6.4 Регистрация параметров

6.4.1 Объем регистрируемой информации должен быть достаточным для расчета и оценки экономических показателей работы теплоэнергетического оборудования, оценки эффективности и правильности действий оперативного персонала в течение смены, выявления причин возникновения и развития нештатных ситуаций.

6.4.2 Для регистрации информации на щитах управления устанавливаются одно- или многоточечные регистрирующие приборы.

6.5 Технологическая сигнализация

6.5.1 Технологическая сигнализация предназначена для извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в технологическом процессе, изменений в составе работающего оборудования и обнаруженных неисправностях аппаратуры КИПиА. Вся ТС автоматически выводится на световые табло на щитах управления или на сигнальные устройства рядом с аппаратами управления.

6.5.2 Технологическая сигнализация подразделяется на аварийную и предупредительную, а также на индивидуальную и групповую.

Технологическая сигнализация должна предусматривать:

- аварийную сигнализацию при аварийных отклонениях параметров, срабатывании технологических защит, аварийном отключении МСН;

- предупредительную сигнализацию об отклонении за установленные пределы технологических параметров;

- предупредительную сигнализацию об изменении состояния автономных систем автоматического управления, расположенных в необслуживаемых помещениях;

- предупредительную сигнализацию о действии АВР механизмов и источников электроснабжения;

- предупредительную сигнализацию о диагностируемых неисправностях устройств КИПиА, отключении автоматов электропитания в электрических сборках и др.

6.5.3 Появление любого индивидуального сигнала должно вызывать включение соответствующего звукового и светового сигналов.

Предупредительные и аварийные световые и звуковые сигналы должны различаться.

Световой сигнал - загорание соответствующего табло или сигнального устройства - сопровождается его миганием.

Звуковой сигнал и мигание световых табло квитируются оперативным персоналом; при этом отключается звук, а световой сигнал переходит на ровное свечение. Свечение табло прекращается только после исчезновения причины, его вызвавшей.

6.5.4 Сигналы о понижении параметров не должны появляться на остановленном оборудовании, поэтому для каждого из них или для групп сигналов организуется автоматический режимный вывод на время, когда эти сигналы не несут технологической информации.

6.5.5 Кроме индивидуальной сигнализации формируются и выводят на специальные табло сигналы групповой сигнализации. Групповая сигнализация выполняется, как правило, для вызова к местным шкафам, сборкам задвижек и пр.

Расшифровка группового сигнала выполняется по месту.

Возникновение каждой новой причины включения группового сигнала должно сопровождаться повторным его миганием. Квитирование мигания группового сигнала выполняется общей кнопкой «Съем мигания».

6.6 Управление приводом (дистанционное управление)

6.6.1 Объектами, на которые распространяется действие функции «Дистанционное управление», являются:

- запорная и регулирующая арматура;

- выключатели электроприводов механизмов собственных нужд;

- выключатели генератора и трансформаторов.

6.6.2 Дистанционное управление предназначено для реализации команд оператора-технолога по управлению оборудованием.

Путем дистанционного управления оператор-технолог обеспечивает:

- выполнение неавтоматизированных предпусковых и пусковых операций;

- выбор эксплуатационного режима установки;

- дублирование управляющих воздействий на арматуру и механизмы средствами дистанционного управления при отказе средств автоматизации (АР, блокировки, АВР);

- опробование схем технологических защит и сигнализаии при подготовке ТОУ к вводу в действие;

- выбор очередности работы механизмов при АВР;

- выполнение послеостановочных операций;

- установку заданий автоматическим регуляторам и т.п.

6.6.3 Должны быть предусмотрены:

- индивидуальное дистанционное управление для ответственных исполнительных устройств и регуляторов;

- избирательное дистанционное управление исполнительными устройствами и регуляторами, для которых не требуется срочная подача команды;

- групповое дистанционное управление технологически связанными между собой исполнительными устройствами.

6.6.4 Индивидуальное дистанционное управление реализуется путем закрепления за каждым объектом управления отдельного, относящегося только к нему, аппарата подачи команд (ключа или кнопок) в оперативном контуре ЩУ.

Избирательное дистанционное управление осуществляется с пультов оперативных контуров ЩУ. Выбор объекта управления осуществляется с помощью цифрового или предметного выбора.

Групповое дистанционное управление используется для управления несколькими объектами одной командой. Для отдельных входящих в группу объектов управления не предусматривается ни индивидуальное, ни избирательное управление. Информация о выполнении поданной команды выдается по отдельным органам управления. В некоторых случаях может быть обеспечена возможность временного разбора группы по команде оперативного персонала и перехода к дистанционному управлению любым из объектов группы с МЩУ.

6.6.5 При дистанционном управлении одним и тем же исполнительным механизмом с нескольких рабочих мест должна предусматриваться блокировка, запрещающая одновременное управление им с двух мест.

6.7 Автоматическое регулирование

6.7.1 Подсистема автоматического регулирования предназначена для управления непрерывными процессами и должна обеспечивать поддержание заданных значений параметров технологического процесса и нагрузки энергоустановки.

Автоматическое регулирование должно осуществляться, как правило, по стандартным законам регулирования (П, ПИ, ПИД) с необходимыми преобразованиями входной и выходной информации.

6.7.2 Схемы автоматического регулирования любого уровня управления должны предусматривать:

- самобалансировку и безударное включение АР в работу по командам оператора или логических устройств;

- индикацию включенного и отключенного состояний регулятора. Структура средств, реализующих АР, должна допускать выделение контуров регулирования с возможностью выполнения в каждом контуре:

- формирования аналогового или импульсного (совместно с исполнительным механизмом) ПИ- и ПИД-законов регулирования;

- математической обработки сигналов (линеаризация, усреднение, извлечение корня);

- динамического преобразования сигналов (фильтрация, демпфирование, дифференцирование и др.):

- нелинейного и аналого-дискретного преобразования сигналов;

- логического преобразования дискретных сигналов. В каждом контуре должны также предусматриваться:

- контроль регулируемого параметра, задания, рассогласования и положения регулирующего органа;

- возможность изменения сигнала задания, способа управления выходным сигналом регулятора (ручного или автоматического), а также структуры регуляторов;

- контроль и изменение режима управления регулирующим органом (автоматическое, дистанционное);

- сигнализация достижения регулирующим органом крайних положений.

Для каждого контура регулирования должна быть предусмотрена возможность взаимодействия с подсистемами технологических защит и блокировок, в том числе осуществления блокировок, обеспечивающих:

- отключение автоматических воздействий на регулирующий орган как в сторону «больше», так и в сторону «меньше»;

- принудительное перемещение регулирующего органа до заданного или до крайнего положения.

6.7.3 Должна быть предусмотрена при необходимости возможность реализации дополнительных алгоритмов автоматического регулирования в том числе:

- ввод опережающих сигналов по возмущающим воздействиям;

- двух- и многоконтурные схемы регулирования (каскадные, со скоростными опережающими сигналами);

- автоподстройка;

- изменение структуры регуляторов при переходе объекта на другой режим работы, возникновении технологических ограничений.

6.7.4 При необходимости должны выполняться предусматриваемые алгоритмами АР дискретные операции, обеспечивающие свойства всережимности (изменение структуры регуляторов, параметров их настройки, переключение входов и выходов). Эти операции должны выполняться без отключения регуляторов по простейшим алгоритмам на основании информации о положении регулирующих органов, состоянии регулятора, достижении пороговых значений технологических параметров и т.д.

6.7.5 Требования к качеству поддержания технологических параметров.

При исправности основного и вспомогательного оборудования и соблюдении заданных условий его эксплуатации должны обеспечиваться:

- устойчивая работа (отсутствие автоколебаний) автоматических регуляторов и ограниченная частота включений регуляторов с релейным выходом, которая при постоянном заданном значении нагрузки не должна превышать в среднем 6 включений в 1 мин;

- поддержание значений регулируемых параметров с отклонениями, не вызывающими срабатывания предупредительной сигнализации.

6.7.6 Требования к регулированию мощности турбоагрегата и (или) блока в соответствии с требованиями к ОПРЧ приведены в Приложении М.

6.7.7 Рекомендации по выполнению АСР турбинного и котельного оборудования приведены в Приложениях И, Л и Н.

6.8 Технологические блокировки

6.8.1 Блокировки технологического оборудования должны решать задачи:

- автоматического управления переключениями и запретами на переключения в технологической схеме объекта при изменениях условий или режима работы оборудования;

- автоматического управления пуском и остановом технологических узлов, для которых не требуется использование пошаговых алгоритмов;

- автоматического включения резервного механизма.

6.8.2 Алгоритмы АВР обеспечивают подключение резервного механизма при аварийном отключении работающего или при недопустимом отклонении поддерживаемого параметра при работающем механизме. Выбор рабочего и резервного механизмов, отключение АВР осуществляет оператор-технолог.

6.8.3 Блокировки безопасности в соответствии с [2] запрещают оперативному персоналу выполнение действий, могущих стать причиной возникновения взрывоопасной ситуации при растопке котла или при переводе его на другой вид топлива.

Блокировки безопасности котлов, оснащенных газовыми блоками фирмы «АМАКС», выполняют в соответствии с Приложениями X, Ц, Ш.

Указания по объему блокировок безопасности для остальных котлов даны в Приложениях Ф и Щ.

6.8.4 Алгоритм блокировки выполняется таким образом, чтобы она не препятствовала ремонтным и наладочным работам, а также опробованию отдельных элементов КИПиА на остановленном оборудовании.

6.9 Технологические защиты

6.9.1 Технологические защиты предназначены для защиты оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования в случае возникновения аварийной или предаварийной ситуации путем экстренного автоматического перевода защищаемого оборудования в безопасное состояние.

6.9.2 Подсистема ТЗ предназначена для решения следующих задач:

- контроль появления признаков возникновения аварийных и предаварийных ситуаций: изменения аналоговых сигналов до заданных значений (уставок срабатывания), появления заданного состояния дискретных сигналов или их заданного сочетания;

- отсчет заданной выдержки времени,

- автоматический режимный ввод и вывод защит, срабатывающих при понижении параметра или при отключении механизмов;

- обеспечение возможности неоперативного вывода каждой защиты «на сигнал» (ремонтный вывод защиты);

- формирование команды на выполнение соответствующей программы действия (определенного набора команд на исполнительные устройства ТЗ);

- формирование и представление информации о состоянии и срабатывании ТЗ.

6.9.3 Технологические защиты должны выполняться по техническим условиям и алгоритмам, разрабатываемым при создании КИПиА заводами -изготовителями технологического оборудования и проектными организациями с учетом требований настоящего стандарта. Объем и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования разных типов проектируют в соответствии с Приложениями П, Р, С, Т, У, Ф, X, Ц, Ш.

Значения параметров срабатывания и выдержек времени срабатывания защит определяются заводом-изготовителем защищаемого оборудования или наладочной организацией.

6.9.4 Команды защиты должны иметь наивысший приоритет по отношению к другим дискретным воздействиям.

6.9.5 Вмешательство персонала в работу технологических защит запрещается.

6.9.6 Действие защит должно быть односторонним: изменение состава работающего оборудования, положения (состояния) объектов управления и ввод оборудования в работу после отключения его защитой должны производиться оперативным персоналом после устранения причин, вызвавших срабатывание защиты.

Длительность команд защит, действующих на останов оборудования, как правило, должна быть не менее времени выполнения самой продолжительной операции защиты.

6.9.7 При одновременном действии защит, требующих разной степени разгрузки оборудования, должны выполняться те операции управления, которые обусловлены действием более «сильной» защиты, вызывающей большую степень разгрузки.

6.9.8 Срабатывание защит должно сопровождаться светозвуковой аварийной сигнализацией.

7 Требования к техническим средствам и проектированию КИПиА

7.1 Общие требования

Проектирование КИПиА должно вестись специализированными организациями с учетом требований ГОСТ, СНиП, документов Ростехнадзора, стандартов и других нормативных документов, действующих на момент проектирования, а также требований заводов-изготовителей энергетического оборудования.

Для создания КИПиА должны применяться технические средства общепромышленного назначения, имеющие разрешение на применение их в энергетике (сертификат или заключение). Технические средства выбираются с учетом взрывоопасности и запыленности места установки, а также климатической и сейсмической характеристики района размещения ТЭС.

Технические средства КИПиА определяются с учетом типа технических средств контроля и управления, поставляемых совместно с технологическим оборудованием.

В данном разделе изложены требования к элементам КИПиА:

- помещениям;

- трубным проводкам;

- электропроводкам;

- измерительным системам;

- технологической сигнализации;

- системе управления приводом;

- системе автоматического регулирования;

- системе технологических блокировок;

- системе технологических защит;

- щитам управления;

- схемам электропитания подсистем КИПиА.

7.2 Требования к помещениям

7.2.1 К помещениям КИПиА относят помещения, не содержащие технологического оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры:

- помещения средств автоматизации - с первичными преобразователями, релейными панелями, кроссовыми шкафами и др.;

- кабельные полуэтажи (под щитами управления, релейными щитами, помещениями средств автоматизации и др.);

- помещения щитов управления (блочных, групповых, местных).

7.2.2 Требования к условиям эксплуатации технических средств, устанавливаемых в оперативном и неоперативном контурах управления ГрЩУ, БЩУ и ЦЩУ в специально подготовленных помещениях с постоянным присутствием оперативного персонала:

- рабочая температура окружающей среды от 15 до 25 °С;

- предельная температура (на период не более 2 ч) от 10 до 40 °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 75 % при температуре 25 °С;

- предельная влажность воздуха от 20 до 80 % при температуре 25 °С;

- атмосферное давление (группа Р1) от 84,6 до 106,7 кПа;

- вибрация в диапазоне частот от 0,5 до 50,0 Гц с амплитудой 0,15 мм (группа N1);

- напряженность внешних магнитных полей постоянного и переменного тока с частотой 50 Гц до 40 А/м;

- содержание пыли (размер частиц не более 3 мкм) в помещениях не более 1,0 мг/м3.

- освещенность рабочих мест не менее 300 лк согласно [4];

- скорость воздуха на рабочем месте не более 0,5 м/сек.

Технические средства, устанавливаемые в этих помещениях, должны соответствовать ГОСТ 13033.

7.2.3 Требования к условиям эксплуатации технических средств, устанавливаемых в специально подготовленных помещениях без постоянного присутствия оперативного персонала (щит управления ГРП, помещения панелей реле и т.д.):

- рабочая температура окружающей среды от 10 до 40 °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 75 % при температуре 25 °С;

- предельная влажность воздуха от 20 до 80 % при температуре 25 °С;

- атмосферное давление (группа Р1) от 84,6 до 106,7 кПа;

- вибрация в диапазоне частот от 0,5 до 50,0 Гц с амплитудой 0,15 мм (группа N1);

- напряженность внешних магнитных полей постоянного и переменного тока с частотой 50 Гц до 400 А/м;

- содержание пыли в помещениях - в соответствии с требованиями для электротехнических помещений.

Технические средства, устанавливаемые в этих помещениях, должны соответствовать ГОСТ 13033.

7.2.4 Условия эксплуатации технических средств, устанавливаемых вблизи технологического оборудования:

- атмосферное давление 84 - 106,7 кПа;

- вибрация в диапазоне частот от 0,5 до 50,0 Гц с амплитудой 0,1 мм;

- напряженность магнитных полей постоянного и переменного тока до 400 А/м;

- наличие индустриальных радиопомех;

- рабочая температура окружающей среды в нормальных условиях от 10 до 50 °С;

- относительная влажность не более 90 %.

В аварийных режимах допускается температура 60 °С и относительная влажность 95 %.

Технические средства, устанавливаемые вблизи технологического оборудования, должны соответствовать ГОСТ 13033, иметь степень защиты IP54.

7.2.5 Требования к помехозащищенности технических средств КИПиА, устанавливаемых на ТЭС.

Технические средства должны быть устойчивы к воздействию:

- электрических полей переменного тока напряженностью до 10 кВ/м;

- электрических помех промышленной частоты с амплитудой до 100 мВ любой фазы;

- импульсных электрических помех общего типа с амплитудой до 5 В любой длительности или амплитудой до 1,5 кВ при длительности переднего фронта 1,2 мкс и постоянной времени заднего фронта 50 мкс;

- электростатических разрядов согласно ГОСТ Р51317.4.2;

- наносекундных импульсных помех согласно ГОСТ Р 51317.4.4;

- радиоэлектронных помех согласно ГОСТ 12.1.006 ССБТ;

- помех от радиотелефонов и современных переговорных устройств.

7.3 Требования к трубным проводкам

7.3.1 Трубные проводки, относящиеся к КИПиА, начинаются после первичного запорного органа и включают соединительные (импульсные), обогревающие, охлаждающие, питающие трубные проводки с арматурой, присоединителями и крепежными конструкциями; отборные и сужающие устройства; уравнительные и разделительные сосуды.

7.3.2 Проекты трубных проводок, относящихся к КИПиА, предусматривают, в частности:

- наличие антикоррозионного покрытия трубных проводок,

- наличие продувочных линий и дренажей продувки;

- наличие уклонов трубных проводок;

- выполнение изгибов труб (овальность сечения труб в местах изгиба, внутренний радиус кривой изгиба труб) согласно нормалей;

- наличие прокладок под крепежными деталями пластмассовых трубных проводок;

- наличие перегородок и уплотнений при проходе трубных проводок через стены и перекрытия помещений;

- обязательное применение стандартизированных и нормализованных соединителей для разъемных соединений металлических и пластмассовых труб;

- наличие стендов для установки датчиков;

- наличие уравнительных и разделительных сосудов и проектов их установки согласно заводской документации на сосуды;

- наличие на отборных устройствах первичных запорных органов для обеспечения возможности отключения импульсных линий при работе оборудования;

- наличие площадок для обслуживания у заборных устройств, первичных преобразователей и др. технических средств КИПиА.

7.4 Требования к электропроводкам

7.4.1 Электропроводки, относящиеся к КИПиА, включают совокупность проводов и кабелей напряжением до 380 В переменного тока и 440 В постоянного тока с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями, кабельными сооружениями (кабельными этажами, двойными полами, тоннелями, коробами, каналами и др.), подающих напряжение питания к техническим средствам КИПиА (панелям, пультам, шкафам, стойкам и т.п., а также отдельным техническим средствам, имеющим непосредственную связь как с электропроводками, так и с ТОУ).

7.4.2 Проекты электропроводок, относящихся к КИПиА, предусматривают, в частности:

- наличие рабочего освещения в местах установки первичных преобразователей, исполнительных механизмов и др. технических средств КИПиА;

- гидроизоляцию кабельных каналов, исключающую попадание грунтовых вод;

- наличие противопожарных перегородок в кабельных шахтах;

- заполнение огнестойкими материалами проходов через перегородки кабельных трасс.

7.4.3 Все кабельные связи элементов КИПиА между собой, а также со сборками задвижек, КРУ и другими системами должны выполняться кабелем с медными жилами и изоляцией, не поддерживающей горение.

7.4.4 Уплотнения мест прохода силовых и измерительных кабелей через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей в щиты и панели должны обеспечивать плотность или герметичность.

7.4.5 Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается.

7.4.6 Цепи измерения, относящиеся к первичным преобразователям, резервирующим друг друга, а также цепи их электропитания должны находиться в разных кабелях, проложенных по возможности по разным трассам.

7.4.7 Цепи управления, относящиеся к исполнительным механизмам, арматуре и др. объектам управления КИПиА, резервирующим друг друга, должны находиться в разных кабелях, проложенных по возможности по разным трассам.

7.5 Требования к измерительным системам

7.5.1 Измерительная система КИПиА представляет собой совокупность технических средств целевого назначения, объединенных в ИК, выполняющих функции измерения параметров: давления, расхода, уровня, температуры, электрических и механических величин, состава веществ и газового анализа и представления информации потребителю.

7.5.2 Проекты измерительных систем, относящихся к КИПиА, выполняются согласно ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2.

Нормы погрешности измерений технологических параметров электростанций принимаются в соответствии с Приложением Ж.

7.5.3 Условия эксплуатации датчиков и вторичных приборов в зависимости от места их установки см. п. 7.2.

7.6 Требования к системе технологической сигнализации

7.6.1 Система ТС представляет собой совокупность технических средств, выполняющих функции индикации и оповещения оперативного персонала о возникших отклонениях от нормального режима работы оборудования.

Возникновение любого сигнала сопровождается появлением звукового сигнала и мигающего светового сигнала.

7.6.2 Световые табло и лампы сигнализации располагаются в оперативном контуре; в одной из панелей оперативного контура располагается аппаратура, реализующая алгоритмы сигнализации: аварийной (с действием на включение светового табло и сирены) и предупредительной (с действием на включение светового табло и звонка).

7.6.3 На пульте щита управления устанавливаются кнопки «Съем звука», «Съем мигания» и «Опробование световых табло».

7.6.4 Звуковой сигнал отключается оперативным персоналом путем подачи команды кнопкой «Съем звука», либо автоматически по истечении заданного времени (в пределах от 3 до 15 с).

Мигание световых табло «квитируется» оператором путем подачи команды общей кнопкой «Съем мигания», после чего табло продолжает светиться ровным светом до исчезновения сигнала.

При нажатии кнопки «Опробование световых табло» на все табло подается пониженное напряжение для контроля исправности ламп.

7.6.5 Условия эксплуатации технических средств см. раздел 7.2.

7.7 Требования к системе управления приводом (дистанционного управления)

7.7.1 Система управления приводом представляет собой совокупность технических средств, выполняющих функции управления приводом: запорной или регулирующей арматуры, а также выключателями электродвигателей механизмов собственных нужд.

7.7.2 Дистанционное управление приводом осуществляется со щита управления. Если щит управления не располагается в пределах прямой видимости обслуживаемых приводов, предусматривается местное управление ими для проведения наладочных работ и опробования.

Управление приводом арматуры на подводе газа выполняется согласно требованиям [2].

7.7.3 Для механизмов, имеющих автоматическое резервирование, оператор имеет возможность изменять статус механизма в схеме АВР: «Рабочий», «Резервный», «Отключен» и дистанционно воздействовать на механизм.

Для регулирующих органов оператор имеет возможность отключить действие регулятора и управлять регулирующим органом дистанционно.

7.7.4 Если привод имеет автоматическое управление, в его схеме управления предусматривается иерархия команд от разных систем.

7.7.5 Наивысший приоритет для арматуры и механизмов имеют команды электрических и технологических защит. Приоритеты команд от блокировок и от дистанционного управления зависят от многих причин: назначения арматуры или механизма, назначения и алгоритма блокировки - поэтому решение об этих приоритетах принимается в конкретном проекте.

7.7.6 При возможности управления приводом с нескольких мест принимаются меры по недопущению одновременного управления им с двух мест.

Для приводов, расположенных вне главного корпуса и имеющих органы управления на ГрЩУ, БЩУ, ГЩУ и на необслуживаемом местном щите управления (ГРП, мазутонасосная и т.д.), на необслуживаемом щите управления устанавливается переключатель (переключатели), позволяющий управлять приводами с местного щита. Информация о положении переключателя передается на обслуживаемый ЩУ, при переводе управления на местный щит на обслуживаемый щит выдается предупредительный сигнал..

7.7.7 Схема управления задвижкой должна обеспечивать ее плотное закрытие.

7.7.8 Для управления приводом технические средства должны обеспечивать коммутацию электрических цепей со следующими параметрами:

- напряжение 220 В переменного тока при мощности 100 В ∙ А и cosφ 0,8, нагрузка индуктивная (для управления пускателями) - с коммутационной износостойкостью не менее 10000 циклов;

- напряжение 220 В постоянного тока при токе 2,0 А (для управления электромагнитами) - с коммутационной износостойкостью не менее 10000 циклов:

- напряжение 220 В постоянного тока при индуктивной нагрузке (для управления коммутационными аппаратами электродвигателей) с коммутационной износостойкостью не менее 3000 циклов:

- замыкание цепи при токе 5,0 А в течение времени до 1,0 с,

- размыкание цепи при токе 0,25 А.

- напряжение 24 В постоянного тока при индуктивной нагрузке при токе 300 мА (для управления задатчиками, переключателями) с коммутационной износостойкостью не менее 10000 циклов.

7.7.9 Условия эксплуатации технических средств см. раздел 7.2.

7.8 Требования к системе автоматического регулирования

7.8.1 Система автоматического регулирования представляет собой совокупность технических средств, выполняющих функции автоматического регулирования технологических процессов.

7.8.2 Оператор должен иметь возможность включения и отключения регулятора, изменения задания, принудительного открытия или закрытия регулирующего органа.

7.8.3 Технические средства, реализующие автоматические регуляторы, должны обеспечить следующую точность настройки регулятора:

- цена деления шкалы настройки коэффициента пропорциональности должна быть не более 0,05;

- цена изменения масштабных коэффициентов должна быть не более 0,01;

- диапазон изменения постоянных времени дифференцирования и интегрирования должен быть в пределах от 0,5 до 1000,0 с, шаг изменения - не более 0,5 с;

- диапазон изменения минимальной длительности импульсов, подаваемых от регулятора на исполнительный механизм, должен быть в пределах от 0,125 до 3,0 с, шаг изменения - не более 0,1 с.

7.8.4 Рекомендации по разработке систем автоматического регулирования ТЭС даны в Приложениях И, Л, Н.

7.8.5 Условия эксплуатации технических средств см. раздел 7.2.

7.8.6 Требования к регулирующим органам приведены в разделе 8.2.

7.9 Требования к системе технологических блокировок

7.9.1 Система технологических блокировок представляет собой совокупность технических средств, выполняющих функции дискретного автоматического управления (или запретов управления) ИУ в зависимости от состояния ТОУ на разных этапах нормальной эксплуатации.

7.9.2 Действие технологических блокировок, как правило, не должно зависеть от режима работы ИУ (ручной или автоматический).

7.9.3 Технологические блокировки должны выполняться таким образом, чтобы не препятствовать проведению ремонтных и наладочных работ на остановленном оборудовании.

7.9.4 Коммутационные характеристики выходных контактов должны соответствовать требованиям п. 7.7.7.

7.9.5 Условия эксплуатации технических средств см. раздел 7.2.

7.10 Требования к системе технологических защит

7.10.1 Система технологических защит представляет собой совокупность технических средств, выполняющих защитные функции управления (по предотвращению аварии на энергетическом оборудовании) путем обнаружения аварийной ситуации и управления ИУ по специальной программе, позволяющей предотвратить развитие аварии.

7.10.2 При проектировании системы технологических защит должны быть выполнены следующие требования:

- режимный ввод/вывод защит должен быть автоматическим;

- каждая защита должна иметь индивидуальный неоперативный переключатель (накладку), переводящий ее действие на сигнал по команде с рабочего места оператора систем контроля и управления;

- действие защиты должно сохраняться на время, достаточное для выполнения наиболее длительной операции управления, выполняемой по команде данной защиты; на это время налагается запрет на действия оператора на вывод защит и дистанционное управление ИУ, участвующими в защите;

- ввод оборудования в работу после отключения его защитой должен производиться оперативным персоналом после устранения причин, вызвавших срабатывание защиты;

- при одновременном действии защит, требующих разной степени разгрузки оборудования, должны выполняться те операции управления, которые обусловлены действием защиты, вызывающей большую степень разгрузки;

- срабатывание защит должно сопровождаться светозвуковой аварийной сигнализацией.

7.10.3 Рекомендации по выполнению алгоритмов и электрических схем защит даны в Приложениях Э и Ю.

7.10.4 Коммутационные характеристики выходных контактов должны соответствовать требованиям п. 7.7.7.

7.10.5 Условия эксплуатации технических средств см. раздел 7.2.

7.11 Требования к щитам управления

7.11.1 Блочный, групповой или местный щит управления (ЩУ) является рабочим местом оператора-технолога как совокупность:

- средств отображения информации (мнемосхем, индикаторов, табло и др.);

- органов управления и ввода-вывода информации (ключей, кнопок, переключателей и др.);

- вспомогательных средств и документов (защитных средств, мебельного инвентаря, эксплуатационных документов оперативного персонала);

- окружающей среды (санитарно-климатических и производственных условий труда).

7.11.2 При проектировании щитов управления необходимо учитывать эргономические требования ГОСТ 22269.

7.11.3 Организация постов управления различна для электростанций блочных и с поперечными связями.

7.11.4 Для блочных электростанций основными постами управления являются:

- центральный щит;

- блочные щиты управления;

- щиты управления вспомогательных цехов (топливно-транспортного, водоприготовления и очистки воды, ГРП), а также общестанционных установок (компрессорной, электролизной и др.).

7.11.4.1 На центральном щите управления предусматриваются средства управления электротехническим оборудованием ТЭС и соответствующая информация, а также информация о работе блоков и сигнализация о неисправности не обслуживаемых постоянным персоналом участков электростанции.

7.11.4.2 Блочный щит управления служит для централизованного управления всем входящим в блок оборудованием: котлоагрегатом, турбоагрегатом, генератором, блочным трансформатором, трансформатором собственных нужд со всеми относящимися к ним вспомогательными устройствами и механизмами во время пуска блока, его нормальней эксплуатации, планового останова и аварийных ситуаций.

7.11.4.3 Блочный щит управления состоит из оперативной и неоперативной частей. В оперативной части располагаются панели и пульты с приборами и аппаратурой, обеспечивающими контроль основных показателей работы блока и выполнение основных операции по управлению, активная мнемосхема.

7.11.4.4 В видимой оператору неоперативной части располагаются панели, оснащенные показывающими и регистрирующими приборами, а в невидимой части - панели с электронными регуляторами, приборами технологических защит, реле и вспомогательной аппаратурой различного назначения.

7.11.4.5 Приборы и аппаратура управления размещаются на панелях и пультах по принципу их технологической принадлежности. В оперативном контуре допускается выделение основных приборов и аппаратов управления в центральную часть щита.

7.11.4.6 Последовательность расположения панелей в пультов, а также установка приборов на них для всех блоков электростанции принимаются идентичными.

7.11.4.7 Приборы автоматического химического контроля водного режима блока устанавливаются в помещении площадью до 100 м с организованными стоками и вентиляцией. По согласованию с заказчиком допускается установка приборов в помещении машзала. На БЩУ выводится сигнализация о нарушении водного режима блока.

7.11.5 Для электростанций с поперечными связями основными постами управлений являются:

- главный щит управления;

- групповые щиты управления;

- щиты управления вспомогательных цехов (топливно-транспортного, водоприготовления и очистки воды) и общестанционных установок (компрессорной, электролизной и др.).

7.11.5.1 На ГЩУ предусматривается сбор информации о работе основных агрегатов и сигнализация о неисправности не обслуживаемых постоянным персоналом участком электростанции.

7.11.5.2 Групповые щиты управления котлами и турбинами располагаются в одном изолированном помещении по возможности центрально к обслуживаемым агрегатам. Для управления четырьмя агрегатами сооружается один групповой щит.

7.11.5.3 Приборы автоматического химического контроля водного режима устанавливаются в помещении с организованными стоками и вентиляцией.. По согласованию с заказчиком допускается установка приборов в помещении машзала. На ГрЩУ выводится сигнал нарушения водного режима.

7.11.5.4 Дистанционное управление выполняется индивидуальным, избирательным и в отдельных случаях групповым.

7.11.6 Управление общестанционным оборудованием, находящимся вне главного корпуса (топливоподача, мазутонасосная, пиковая котельная, химводоочистка, золоудаление, электролизная, компрессорная и др.) и контроль работы этого оборудования осуществляется со щитов управления, расположенных в помещениях, где это оборудование установлено, или непосредственно по месту расположения соответствующих механизмов.

7.11.6.1 Во всех случаях, за исключением топливоподачи и химводоочистки, контроль и управление выполняются, исходя из отсутствия на этих участках постоянного дежурного обслуживающего персонала, вследствие чего при появлении неисправности в работе оборудования на центральный (главный) шит управления подается общий для каждого участка сигнал. Расшифровка причин сигнала осуществляется в помещении соответствующего участка.

7.11.6.2 В тракте топливоподачи следует автоматизировать управление механизмами и процесс загрузки бункеров топливом.

Дистанционное управление механизмами выполняется с центрального щита топливоподачи, располагаемого в изолированном помещении с допустимым для аппаратуры уровнем вибрации и запыленности (см. раздел. 7.2).

7.11.6.3 В химводоочистке следует предусматривать автоматизацию технологических процессов, режимов регенерации и промывки фильтров и процесса нейтрализации сточных вод.

7.11.6.4 В мазутохозяйстве осуществляется автоматизация технологического процесса, а управление механизмами выполняется со щита мазутонасосной.

7.11.7 Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения помещений.

Должна быть выполнена телефонная связь между сборками задвижек, панелями аппаратуры защиты, местными щитами управления и блочным или групповым щитом управления

7.12 Требования к схемам электропитания подсистем КИПиА

7.12.1 Электропитание системы управления осуществляется по группам потребителей:

- технологические защиты и их датчики,

- устройства дистанционного управления и блокировки,

- приборы технологического контроля и их датчики,

- устройства аварийной и предупредительной сигнализации,

- системы обнаружения и тушения пожара,

- средства авторегулирования.

Потребители всех групп должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений.

Распределение по группам и подгруппам должно осуществляться через самостоятельные аппараты токовой защиты, обеспечивающие селективное автоматическое отключение поврежденных участков и позволяющих проводить ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

7.12.2 Электропитание резервирующих друг друга устройств КИПиА должно производиться от максимально независимых источников.

Распределение оперативного тока по группам потребителей должно быть таким, чтобы отдельная неисправность или ремонт элемента сети электропитания не приводили к полному выходу соответствующей группы КИПиА из строя.

7.12.3 Первичными источниками электропитания элементов КИПиА переменным током могут являться две независимые сети, каждая из которых является трехфазной сетью переменного тока 380/220 В, частотой 50 ± 1 Гц.

Характеристики первичных сетей электропитания:

- номинальное линейное напряжение - 380 В (+10 %, -15 %);

- номинальное фазное напряжение - 220 В (+10 %, -15 %);

- число фаз - 3.

7.12.4 Первичными источниками электропитания элементов КИПиА постоянным током могут быть два фидера щита постоянного тока напряжением 220 В (+10 %, -15 %) от аккумуляторной батареи.

Устройства КИПиА должны иметь защиту от подачи напряжения постоянного тока обратной полярности.

7.12.5 Для блочных установок источниками переменного оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

7.12.6 Технические средства должны сохранять работоспособность при:

- независимых или одновременных изменениях напряжения сетей переменного и постоянного тока на ±25 % длительностью до 100 мс при электропитании КИПиА от сети переменного и постоянного тока (для технических средств, не реализующих функцию технологических защит),

- при длительных перерывах электропитания в одной из двух питающих сетей;

- при одновременных перерывах электропитания длительностью не более 1 с в двух питающих сетях переменного тока (для технических средств, не реализующих функцию технологических защит);

- при одновременных перерывах электропитания длительностью не более 100 мс в двух питающих сетях постоянного тока;

- при подключении и (или) отключении одной из двух сетей первичного электропитания.

7.12.7 Технические средства, реализующие функцию технологических защит, должны получать электропитание либо от двух фидеров щита постоянного тока, либо от агрегата бесперебойного питания. При отсутствии в здании, где расположены технические средства ТЗ, источника постоянного тока в проекте либо должна быть предусмотрена линия питания от щита постоянного тока, расположенного в другом здании, либо должны быть предусмотрены решения, обеспечивающие безаварийный останов защищаемого оборудования при потере напряжения собственных нужд.

7.12.8 Действие сигнализации об отключении электропитания должно быть обеспечено при полной потере питания, как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

8 Требования к ТОУ, определяемые условиями его автоматизации

8.1 Общие требования к теплоэнергетическому оборудованию и тепловой схеме

8.1.1 Для повышения надежности работы энергетического блока, котлоагрегата, турбоагрегата и упрощения систем их автоматического управления теплоэнергетическое оборудование и тепловая схема должны быть выполнены таким образом, чтобы задачи управления решались с использованием минимального числа органов управления и управление осуществлялось по наиболее простым алгоритмам.

8.1.2 В целях устранения вредных взаимосвязей между отдельными регуляторами через объект регулирования и упрощения систем регулирования следует стремиться к тому, чтобы каждый регулирующий орган существенно влиял на тот параметр, для воздействия на который он предназначен, и слабо влиял на другие регулируемые параметры.

8.1.3 Следует стремиться к тому, чтобы регулирующее воздействие оказывало малоинерционное влияние на регулируемый параметр по сравнению с возмущениями, действующими в эксплуатационных условиях.

8.1.4 Системы дренажей должны группироваться так, чтобы обеспечить возможность управления ими посредством минимального числа запорных органов. Количество воздушников на оборудовании должно быть сведено к минимуму.

8.1.5 Требования к ТОУ исходя из условий его автоматизации даны в Приложении Л.

8.2 Требования к органам управления

8.2.1 Для каждого параметра диапазон его регулирования, зависящий от производительности вспомогательных механизмов и пропускной способности регулирующих органов, должен быть выбран с запасами в обоих направлениях (по отношению к диапазону, определенному из условий статики), учитывающими необходимость динамического перерегулирования (см. п. 7.8).

8.2.2 Регулирующие органы совместно с исполнительными механизмами должны в пределах всего регулировочного диапазона иметь характеристики, близкие к оптимальным (отличающиеся по крутизне от оптимальных во всех точках не более чем в 1,5 раза).

В большей части случаев оптимальной является линейная зависимость между статическим отклонением регулируемого параметра и положением регулирующего органа. Для участков, динамические свойства которых зависят от положения регулирующего органа, оптимальной является криволинейная характеристика, по возможности компенсирующая влияние изменяющейся динамики объекта на поведение замкнутой системы регулирования.

8.2.3 С целью сокращения количества специальных регулирующих органов, используемых только при пусках оборудования, и упрощения алгоритма управления, при выборе основных регулирующих органов следует стремиться, чтобы их характеристики позволяли использовать их также и в пусковых режимах.

8.2.4 Регулирующие органы должны обладать малыми и примерно одинаковыми в обоих направлениях перестановочными усилиями; минимальным пропуском в закрытом положении, не превышающим допустимого для данного органа значения в течение всего межремонтного периода (допустимый пропуск должен оговариваться в техническом задании на разработку регулирующего органа); не иметь существенных люфтов (как правило, не более 2 % полного хода).

8.2.5 Запорные органы должны обладать по возможности малыми перестановочными усилиями, надежно обеспечивать плотное закрытие при дистанционном управлении и иметь надежные средства индикации крайних положений.

8.2.6 Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные электроприводом, должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии запорных органов плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без «дозакрытия» вручную.

8.2.7 Запорные органы, предназначенные для аварийного управления, должны иметь соленоидный привод от источника постоянного тока. К этой группе относится следующая арматура:

- отсечные клапаны на подводе газа и мазута к котлу,

- стопорные клапаны турбины,

- импульсные клапаны предохранительных клапанов на остром паре и паре промперегрева,

- импульсные клапаны обратных клапанов отборов,

- импульсный клапан обводного клапана подогревателей высокого давления.

8.2.8 Органы управления регулирующими клапанами турбины должны быть снабжены медленно действующим интегрирующим устройством и быстродействующим пропорциональным устройством с электрическими входами для сигналов управления в нормальных и аварийных режимах.

Зависимость мощности турбины от положения МИУ должна быть близка в линейной. Время хода МИУ, соответствующего изменению нагрузки от 0 до 100 %, должно составлять от 30 до 40 с, МИУ должно иметь выбег не более 0,5 % и люфт не более 1 % хода, соответствующего изменению нагрузки от 0 до 100 %.

8.2.9 Конструкция парового клапана ПСБУ должна обеспечивать постоянный его прогрев и отсутствие скопления конденсата до клапана.

8.2.10 Расходная характеристика парового клапана ПСБУ должна быть близка к линейной.

Расходная характеристика клапана впрыска ПСБУ должна обеспечивать постоянство температуры редуцированного пара при синхронных перемещениях парового клапана и клапана впрыска в условиях постоянства параметров свежего пара и охлаждающей воды.

8.2.11 Клапан, регулирующий уровень воды в конденсаторе, должен иметь близкую к линейной расходную характеристику.

8.3 Требования по обеспечению необходимых измерений

8.3.1 При проектировании технологического оборудования должна быть предусмотрена возможность надежного измерения всех технологических параметров, необходимых для контроля и управления, и удобство обслуживания датчиков.

8.3.2 Все датчики штатных измерений, в том числе и датчики, поставляемые заводами-изготовителями оборудования, должны допускать смену, профилактическое обслуживание и ремонт их во время работы или кратковременных остановов технологического оборудования. При невозможности такого выполнения датчики должны быть резервированы.

8.3.3 Вспомогательные механизмы, являющиеся объектами дискретного управления, должны быть снабжены надежными индикаторами состояния.

8.4 Требования к котельной установке

8.4.1 На блоках для поддержания давления пара перед турбиной в допустимых пределах при регулировании мощности блока, динамические свойства каналов «органы управления нагрузкой котла - давление пара перед турбиной» и «органы управления клапанами турбины - давление пара перед турбиной» должны удовлетворять следующему требованию: при одновременном скачкообразном воздействии на клапаны турбины и органы управления нагрузкой котла на величину, соответствующую изменению нагрузки блока на 10 %, динамические отклонения давления не должны превысить пределы, допустимые для данного блока по условиям надежности.

8.4.2 Для блоков конструкция пусковых впрысков (распиливающее устройство, рубашка) должна обеспечивать возможность их использования для поддержания температуры пара в первичном тракте, начиная с режима, предшествующего толчку турбины, и для поддержания температуры пара промперегрева, начиная с режима, предшествующего включению турбогенератора в сеть.

8.4.3 При применении пылеприготовительных установок, выполненных по схеме прямого вдувания и обладающих значительной инерционностью, для повышения точности поддержания технологических параметров и обеспечения высокой приемистости котлоагрегата должна быть предусмотрена возможность динамической форсировки выноса пыли из мельниц.

Должны быть приняты меры, направленные на то, чтобы отключение любой мельницы при соответствующем изменении производительности других мельниц не приводило к существенному изменению температуры по тракту котлоагрегата.

8.4.4 Пылепитатели и питатели сырого угля котла в комплекте с устройствами управления ими должны обладать стабильными характеристиками и близкой к линейной зависимостью производительности от числа оборотов.

8.4.5 Как правило, изменение нагрузки котла должно обеспечиваться за счет воздействия на регулирующие органы подачи топлива и воздуха без изменения количества топливоподающих устройств и работающих тягодутьевых механизмов во всем диапазоне автоматического регулирования паропроизводительности котлоагрегата.

8.4.6 В пусковых и аварийных режимах работы котлоагрегата должно быть обеспечено измерение с необходимой для этих режимов точностью расходов питательной воды, мазута и газа в диапазоне от 10 до 30 % максимальной нагрузки.

8.4.7 Запасы на динамическое перерегулирование по отдельным регулирующим воздействиям при управлении котельной установкой должны составлять:

- по тяге, дутью и подаче топлива в обоих направлениях 5 % по расходу относительно верхней и нижней границы диапазона регулирования нагрузки котла;

- по расходу питательной воды в направлении максимума 5 %, в направлении минимума 10 % (при этом допускается открытие линии рециркуляции) относительно соответственно верхней и нижней границы диапазона регулирования нагрузки котла;

- по температуре пара промперегрева от 10 до 15 °С (на максимальной нагрузке);

- максимальный расход воды на впрыск должен в 2 - 2,5 раза превышать его расчетное значение.

8.4.8 Требования к объему технической документации

8.4.8.1 На стадии проекта котлоагрегата должна быть выполнена и передана заказчику следующая техническая документация:

- структурная схема автоматизированного управления котлоагрегатом, определяющая объем и функции автоматических устройств;

- структурные схемы автоматического регулирования с указанием основных функциональных элементов и мест измерения контролируемых сигналов;

- структурные схемы защит и блокировок;

- тепловые расчеты (сводные таблицы) для трех значений нагрузки - 100 %; 70 %; 30 % (ориентировочные) DHOM - для каждого из видов топлива, на сжигание которых спроектирован котлоагрегат;

- расчетные динамические характеристики котлоагрегата, необходимые для выбора системы автоматического регулирования;

- расчетные переходные процессы в основных контурах регулирования на средней нагрузке и анализ на основании существующего опыта предлагаемых способов обеспечения работоспособности регуляторов в пределах всего регулировочного диапазона;

- расчеты, обосновывающие выбор регулирующих органов, и технические задания на новые регулирующие органы (указанные расчеты уточняются для принятого варианта котла после выбора вспомогательного оборудования).

8.4.8.2 При подписании технических условий на котлоагрегат должны быть установлены сроки выдачи следующей технической документации:

- структурных схем автоматического регулирования;

- спецификации на аппаратуру автоматического регулирования;

- структурных схем защит и блокировок;

- перечня контролируемых параметров с указанием точек контроля и рекомендаций по месту расположения приборов;

- алгоритмов управления оборудованием;

- сводных таблиц ориентировочных тепловых расчетов при трех значениях нагрузки - 100 %; 70 % и 30 % номинальной - для каждого из видов топлива и режимов, оговоренных в техническом задании на котлоагрегат;

- расчетных динамических характеристик котлоагрегата на двух крайних нагрузках регулировочного диапазона;

- расчетных переходных процессов в контурах регулирования с целью анализа и проверки работоспособности регуляторов в пределах регулировочного диапазона.

8.4.8.3 К моменту пуска котлоагрегата должна быть представлена следующая техническая документация:

- расчеты динамических параметров настройки регуляторов, а также статических зависимостей, необходимых для настройки регуляторов;

- таблицы уставок и выдержек времени технологических защит и сигнализации.

8.5 Требования к турбинной установке

8.5.1 Динамические свойства турбины должны отвечать следующему требованию: графики изменения мощности турбины, вызванного скачкообразным изменением частоты вращения вала турбины или положения органа управления клапанами, на который воздействует регулятор мощности, при постоянстве давления пара перед турбиной должны быть монотонными и отвечать условию: текущее отклонение мощности по отношению к ее установившемуся отклонению должно быть не менее 25 % через 1 с и 55 % через 5 с после возмущения.

8.5.2 Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны быть не хуже значений, указанных ниже:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара) - 4 - 5 %; для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 - 6,5 %.

Местная степень неравномерности по частоте вращения:

- минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже 2,5 %;

- максимальная в диапазоне нагрузок до 15 % Nном не более 10 %;

- максимальная в диапазоне нагрузок от 15 % Nном до максимальной, не более 6 %.

Степень нечувствительности по частоте вращения, %, не более 0,3; для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5 %.

Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления - 0,3;

- при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа), кПа, не более 5 %;

- при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа) и выше не более 2 %.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

Для турбин, участвующих в нормированном первичном и/или автоматическом вторичном регулировании, параметры работы системы регулирования должны соответствовать требованиям СТО утвержденного Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 535 от 31.08.2007.

8.5.3 Оборудование, связанное с пускосбросными устройствами (ПСБУ), должно проектироваться с учетом максимального быстродействия пускосбросных устройств. Для этого конструкция парового клапана ПСБУ должна соответствовать требованиям, изложенным в п. 8.2.9, трассировка сбросных трубопроводов не должна иметь резких поворотов и должна исключать возможность скопления конденсата.

8.5.4 Схема питания впрысков ПСБУ должна обеспечивать допустимый перепад давлений на клапане впрыска и не допускать значительных изменений параметров охлаждающей воды.

8.5.5 Конструкция подогревателей должна обеспечивать возможность их эксплуатации без отключения по воде и пару при пусках и остановах энергоблока.

8.5.6 Для облегчения задачи регулирования уровня в конденсаторе его постоянная времени (время изменения уровня от нижнего до верхнего допустимого значения при максимально возможном изменении расхода конденсата) должна быть не менее 1 мин.

8.5.7 Циркуляционные насосы с изменяемой производительностью должны допускать автоматическое регулирование расхода воды в пределах 50 - 100 %.

8.5.8 Органы управления регулирующими клапанами турбины должны быть снабжены медленно действующим интегрирующим устройством и быстродействующим пропорциональным устройством с электрическими входами для сигналов управления в нормальных и аварийных режимах (п. 8.2.8).

8.5.9 Регулирующие органы и технологическая схема слива конденсата греющего пара подогревателей должны обеспечивать регулирование уровня конденсата в них при полном изменении нагрузки блока.

8.5.10 Требования к объему технической документации

8.5.10.1 На стадии проекта тепловой схемы турбоустановки должна быть представлена следующая техническая документация:

- структурная схема автоматизированного управления турбоустановкой и его вспомогательным оборудованием, определяющая объем и функции автоматических устройств;

- структурные схемы автоматического регулирования с указанием основных функциональных элементов и мест измерения контролируемых параметров;

- структурные схемы защит и блокировок;

- расчетные динамические характеристики турбоустановки, необходимые для выбора системы автоматического регулирования;

- расчетные переходные процессы в основных контурах регулирования и анализ работоспособности регуляторов в пределах всего регулировочного диапазона;

- расчеты, обосновывающие выбор регулирующих органов, и технические задания на новые регулирующие органы.

8.5.10.2 При подписании технических условий на турбоустановку устанавливаются сроки выдачи следующей технической документации для принятого варианта турбоустановки:

- структурных схем автоматического регулирования;

- спецификации на аппаратуру автоматического регулирования;

- структурных схем защит и блокировок;

- перечня контролируемых параметров с указанием точек контроля, рекомендации по месту расположения приборов;

- алгоритмов управления оборудованием.

8.5.10.3 К моменту пуска турбоустановки должна быть представлена следующая техническая документация:

- расчеты динамических параметров настройки регуляторов, а также статических зависимостей, необходимых для настройки регуляторов;

- таблицы рекомендуемых уставок и выдержек времени технологических защит и сигнализации.

8.6 Требования к электротехническому оборудованию

8.6.1 Все коммутационные аппараты и другие двухпозиционные устройства, требующие дистанционной сигнализации своего положения, должны быть оснащены дискретными датчиками фиксированных положений.

Указанные датчики должны отражать положение контролируемого аппарата с достоверностью, не требующей дополнительной визуальной проверки для выполнения каких-либо последующих операций.

8.6.2 Установочное устройство автоматического регулирования возбуждения турбогенератора должно обеспечивать изменение уставки регулирования в пределах не менее (+12,5) - (-17,5) % номинальной величины регулируемого напряжения.

Изменение уставки должно производиться дистанционно. При этом привод установочного устройства должен быть рассчитан на длительную совместную работу с серийным релейным ПИ-регулятором в режиме постоянного регулирования. Выбег двигателя привода установочного устройства не должен превышать 0,5 % значения его полного рабочего хода.

Система регулирования возбуждения должна обеспечивать максимальное использование нагрузочных возможностей турбогенератора.

Система автоматического регулирования возбуждения турбогенераторов, помимо функций поддержания напряжения на выводах турбогенератора в соответствии с уставкой, изменяемой по заданной программе, должна обеспечивать автоматическое ограничение возбуждения по верхнему и нижнему пределам.

8.6.3 Турбогенераторы энергоблоков, проектируемых без центральных информационно-вычислительных систем, должны поставляться с автономными автоматическими системами контроля.

9 Требования к метрологическому обеспечению

9.1 Метрологическое обеспечение КИПиА должно включать в себя совокупность организационных мероприятий, технических средств, требований, положений, правил, норм и методик, необходимых для обеспечения единства и требуемой точности измерений.

9.2 Метрологическое обеспечение должно охватывать все стадии создания и эксплуатации КИПиА.

9.3 Метрологическое обеспечение КИПиА осуществляется путем:

- проведения метрологической экспертизы проекта, в состав которого должна быть включена документация, содержащая расчетную оценку погрешностей измерительных каналов;

- использования средств измерения (СИ), включенных в Госреестр СИ, допущенных к применению, имеющих Сертификаты соответствия требованиям российских стандартов по электробезопасности;

- проверки соответствия реализации КИПиА проектным решениям;

- контроля метрологических характеристик измерительных каналов в процессе наладки;

- проведения приемки из наладки измерительных каналов КИПиА;

- проведения метрологической аттестации ИК;

- проведения метрологических испытаний измерительных каналов (ИК) после опытной эксплуатации КИПиА с целью подтверждения их метрологической пригодности;

- периодической поверки и (или) калибровки ИК;

- осуществления метрологического контроля и надзора в процессе эксплуатации КИПиА;

- использования при калибровке современных эталонов, погрешность которых в 3 - 5 раз меньше погрешности калибруемых СИ, позволяющих имитировать сигналы всех типов датчиков.

9.4 В создаваемой КИПиА при реализации метрологического обеспечения должен быть определен перечень измерительных каналов с учетом:

- метрологической совместимости технических средств, используемых в данном измерительном канале;

- метрологической пригодности измерительных каналов для измерения данного параметра с допустимой погрешностью и в установленных единицах;

- метрологической пригодности средств измерений, используемых при наладке и испытаниях системы;

- требований к виду и порядку проведения метрологических испытаний с целью подтверждения метрологической пригодности измерительных каналов, используемых для прямых и косвенных измерений.

9.5 Выполнение работ по метрологическому обеспечению, контроль и надзор за их выполнением осуществляют метрологические службы энергообъединений и энергообъектов или подразделения, выполняющие функции этих служб.

9.6 Поверке подлежат все СИ, относящиеся к сфере государственного контроля и надзора, в том числе эталоны, используемые для поверки и калибровки СИ, рабочие СИ, относящиеся к контролю параметров окружающей среды, обеспечению безопасности труда, используемые при выполнении операций коммерческого учета (расчета) электрической, тепловой энергии и топлива, а также при геодезических работах в соответствии с Приложением Ж.

9.7 Калибровке подлежат все СИ, используемые на энергообъектах для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, при проведении наладочных, ремонтных и научно-исследовательских работ, не подлежащие поверке и не включенные в перечень СИ, применяемых для наблюдения за технологическими параметрами, точность измерения которых не нормируется.

9.8 Точность канала измерения должна быть не хуже указанной в Приложении Ж

10 Требования по стандартизации и унификации

10.1 Для создания КИПиА должны использоваться технические средства, производимые в соответствии с действующими в РФ стандартами, или имеющие сертификаты на применение в энергетике, что обеспечивает конструктивную и техническую совместимость изделий различных разработчиков.

10.2 Для кодирования технических средств и информации в КИПиА должна обеспечиваться возможность использования единой системы кодирования (например, типа KKS). Рекомендации по применению KKS даны в Приложении Я.

10.3 Представление информации на ГрЩУ, БЩУ и других пунктах управления по форме и взаиморасположению должно быть приближено к проектным изображениям технологических схем и их элементов.

10.4 Базовые конструкции (стойки, каркасы, навесные шкафы и т.п.) должны выполняться в соответствии с действующими стандартами. Конструктивы шкафов, рам, функциональных модулей должны быть унифицированы для всех подсистем КИПиА.

10.5 Должно использоваться минимальное количество номинальных значений питающих напряжений.

11 Требования по надежности КИПиА

11.1 Под надежностью КИПиА, согласно ГОСТ 27.002, следует понимать комплексное свойство сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнения КИПиА своих функций в заданных режимах и условиях эксплуатации. КИПиА должна создаваться как восстанавливаемая обслуживаемая система длительного функционирования.

11.2 В качестве показателей надежности технических средств КИПиА (аппаратной надежности) должны быть приняты:

11.2.1 Средняя наработка на отказ в тыс. часов не менее:

- одного датчика - 10,

- одного вторичного прибора - 3,

- одного канала сигнализации - 10,

- одного контура АР - 10,

- одного канала дистанционного управления - 50,

11.2.2 Средний срок службы КИПиА должен быть не менее 15 лет.

11.3 В качестве показателей живучести человеко-машинной системы (функциональной надежности) должны быть приняты следующие:

11.3.1 Вероятность одновременного отказа 1/тыс. часов:

- двух прямо или косвенно резервирующих друг друга датчиков - 1/70,

- двух прямо или косвенно резервирующих друг друга вторичных приборов - 1/30,

- двух каналов сигнализации - 1/80,

- двух прямо или косвенно резервирующих друг друга каналов дистанционного управления - 1/200.

11.3.2 Среднее время поисков отказа и восстановления работоспособности технических средств ТЗ, средств контроля и дистанционного управления непрерывными процессами не должно превышать 2 часа;

11.3.3 Время поисков отказа и восстановления работоспособности остальных технических средств КИПиА не должно превышать 24 часа;

11.4 Функциональная надежность КИПиА определяется:

- степенью резервирования функций и элементов,

- вероятностью возникновения зависимых отказов,

- наличием полного комплекта ЗИП, (исходя из 90 %-ной гарантии годовой эксплуатационной потребности),

- наличием необходимых сервисных средств.

11.5 При определении дополнительного комплекса требований и мер по повышению надежности КИПиА на стадиях ее ввода в эксплуатацию и в период ее эксплуатации необходимо руководствоваться ГОСТ 27.002.

12 Требования по безопасности КИПиА

Под безопасностью КИПиА следует понимать комплексное свойство по исключению возникновения ситуаций, опасных для жизни и здоровья людей, участвующих в ее создании и эксплуатации.

При создании КИПиА и обеспечения ее безопасности (включая защиту от поражения электрическим током, снижение электромагнитных влияний, в том числе защиту от импульсных перенапряжений, а также включая пожарную безопасность) следует руководствоваться ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.2.049, ГОСТ 14254, ГОСТ Р 50571.3, [3].

Основные требования по безопасности, относящиеся к техническим средствам КИПиА:

- все обслуживаемые технические средства КИПиА должны быть установлены в местах, безопасных для пребывания персонала,

- все технические средства КИПиА по типу защиты человека от поражений электрическим током должны относиться к классу 1,

- все технические средства КИПиА должны иметь степень защиты не ниже IP54 за исключением устройств, находящихся на БЩУ и ГЩУ, степень защиты корпусов которых должна быть не ниже IP34,

- в инструкции по эксплуатации КИПиА должны быть включены специальные разделы требований по безопасности их установки и технического обслуживания.

13 Требования по эксплуатации КИПиА

Эксплуатация КИПиА должна вестись в соответствии со стандартами по организации эксплуатации и технического обслуживания КИПиА СТО 70238424.27.100.037-2009 и ТЭС СТО 70238424.27.010.002-2009.

14 Требования по оценке соответствия

На всех этапах создания системы КИПиА (проектирование, закупка оборудования и комплектация, монтаж и ввод в эксплуатацию) должны производиться оценка и подтверждение соответствия проводимых работ и технических средств требованиям безопасности, изложенным в технических регламентах и документах по стандартизации.

На этапе проектирования системы производится оценка соответствия разработанного проекта требованиям технического задания, в результате которой Заказчиком подписывается акт сдачи-приемки проекта. По инициативе одной или обеих сторон (Проектировщика и/или Заказчика), а также в случаях их разногласия в оценке соответствия проекта техническому заданию (техническим условиям) на разработку, окончательная оценка соответствия проекта устанавливается путем его добровольной сертификации с оформлением сертификата соответствия.

Оценка соответствия на этапе закупки и комплектации технических средств и материалов производится Заказчиком или специальной комплектующей организацией - Поставщиком. При этом готовая продукция должна сопровождаться сертификатом качества изготовителя, а каждое изделие должно иметь отметку ОТК предприятия-изготовителя.

Перед заключением договора (контракта) на проведение работ заказчик должен требовать от соответствующего исполнителя наличия лицензии (сертификата) на право выполнения этих работ.

На этапе монтажа и наладки технических средств КИПиА и ввода их в эксплуатацию оценка соответствия производится заказчиком с момента поставки вплоть до принятия решения о подтверждении соответствия и возможности безопасной эксплуатации оборудования по истечении нормативных сроков службы. Основной способ оценки соответствия - проведение испытаний.

Заказчик имеет право требовать от основного исполнителя подтверждения соответствия любых показателей, характеризующих качество технических решений проекта, технических средств и материалов, в т.ч. показателей надежности, конструктивной и технологической совместимости, унификации, ремонтопригодности, экологии, эргономики и др., если эти требования были внесены в техническое задание на проектирование, изложены в настоящем стандарте, в технических регламентах или документах по стандартизации.

Оценка соответствия КИПиА должна проводиться в соответствии с СТО 17230282.27.010.002-2008.

Приложение А
(рекомендуемое)

Состав комплектов документов на разных этапах проектирования КИПиА

Таблица А1 - Состав комплекта документов проекта КИПиА

Наименование типа документа

Комплект документов осн. исполнителя

Комплект проектно-сметной документации

Проектные предложения

Технический проект

Одностадийный рабочий проект

Ведомость документов проекта

+

+

+

+

-

Опись книги (книг)

Пояснительная записка к проекту

+

+

+

+

+

Заключение по результатам обследования объекта (если оно проводилось)

+

+

+

+

+

Сметный расчет

-

+

о

-

+

Технические условия на выполнение подсистем КИПиА

о

-

-

+

о

Эскизы общих видов шкафов, щитов и пультов (по требованию Заказчика)

о

-

-

-

о

Функциональные схемы автоматизации систем ТОУ (укрупненные)

+

-

-

+

+

Планы расположения

-

+

+

-

+

Перечень заданий на смежные части проекта

-

+

+

-

+

Ведомость оборудования (датчиков, вторичных приборов, исполнительных механизмов и т.д.) и материалов для КИПиА

-

+

+

-

+

В таблице принято:

+ - документ обязательный для данного комплекта;

- выпуск документа обязателен, если соответствующее проектное решение разрабатывается;

о - вопрос о включении документа в комплект решается разработчиком;

- - документ не разрабатывают.

Примечания -

1. В сметной расчет включают документы, разработанные проектной организацией.

2. Пояснительная записка к комплекту документов на систему содержит сведения, относящиеся только к этой системе, и краткие сведения об общей организации работ.

Таблица А2 - Состав рабочей документации на КИПиА

Наименование типа документа

Комплект документов основанного исполнит.

Проектно-сметная документация

Эксплуатационная докум.

Идентификационный номер документа, устанавливающего требования к содержанию документа

Ведомость документов

+

+

-

ГОСТ Р 21.101-97

Опись книги (книг)

+

+

-

Функциональные схемы автоматизации систем ТОУ

-

о

+

ГОСТ 2.601-95

ГОСТ Р 21.408-95

Планы расположения

-

о

-

Чертежи общего вида и монтажные схемы шкафов, пультов и панелей

о

x

ГОСТ Р 21.408-95

Монтажные схемы внешних кабельных и трубных соединений

о

x

ГОСТ Р 21.408-95

Кабельный журнал

x

Полные схемы подсистем КИПиА: ТЗ, ТБ, АР, ТС, ДУ

x

ГОСТ Р 21.408-95

Принципиальные схемы электропитания

-

о

-

ГОСТ Р 21.408-95

Чертежи установки технических средств

-

о

-

СНиП 11.01-95

Задания на выполнение смежных частей проекта

-

Заказные спецификации на оборудование, изделия и материалы КИПиА

-

+

-

ГОСТ Р 21.110-82

Ведомости потребности в материалах

-

+

-

ГОСТ Р 21.110-82

Общие данные по рабочим чертежам

-

+

-

ГОСТ Р 21.110-82

Локальные сметы

о

о

Примечания:

В таблице принято:

+ - документ обязательный,

• - выпуск документа обязателен, если соответствующее проектное решение разрабатывается,

о - вопрос о включении документа в комплект решается разработчиком;

- - документ не разрабатывают,

х - принадлежность документа к эксплуатационной документации.

Проектно-сметная документация разрабатывается проектной организацией и оформляется в соответствии с требованием стандартов СПДС.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Специализированная приемочная комиссия по приемке КИПиА

Б.1 Цель и задачи

Цель деятельности СПК - определение готовности технических средств и функций КИПиА к эксплуатации.

Задача СПК - проверка предъявленных предметов приемки КИПиА для определения их соответствия проектной документации, требованиям действующих нормативных документов и приемка их в соответствии с требованиями настоящего приложения и Приложений В, Д, Ж, К.

Б.2 Организация комиссии

Б.2.1 Приемку основного и вспомогательного энергетического оборудования на ТЭС осуществляет рабочая комиссия, в состав которой СПК входят как подкомиссия.

Специализированная приемочная комиссия действует как самостоятельная приемочная комиссия по приемке КИПиА, если рабочая комиссия не создается или ее работа завершена.

Б.2.2 СПК создается не позднее, чем за 1 мес. до начала комплексного опробования энергообъекта. При этом должны быть установлены даты начала и окончания работы комиссии с учетом хода строительно-монтажных работ и установленного срока ввода объекта в эксплуатацию.

Б.2.3 Председателем СПК назначается начальник подразделения, эксплуатирующего КИПиА на электрической станции, или один из его заместителей.

Б.2.4 Председатель СПК организует комиссию по приемке КИПиА и непосредственно руководит его деятельностью.

Б.2.5 Состав СПК согласовывается с организациями и предприятиями, представители которых должны принять участие в работе комиссии.

Специализированная приемочная комиссия утверждается на заседании рабочей комиссии или главным инженером ТЭС, если СПК является самостоятельной комиссией.

Б.2.6 Состав СПК определяется с учетом возможности приемки законченных работ по различным предметам приемки в сроки, предусмотренные планом-графиком ввода в эксплуатацию КИПиА.

В состав СПК должны включаться представители:

- заказчика;

- эксплуатирующей организации (от подразделения, обслуживающего КИПиА, и технологических подразделений);

- подрядных строительно-монтажных, головной наладочной и наладочных организаций и метрологической службы (заказчика, энергообъединения).

При необходимости в состав СПК следует дополнительно привлекать представителей:

- авторского надзора проектной организации, предприятий-изготовителей технических средств КИПиА и энергетического оборудования;

- службы стандартизации, органов специального надзора (Ростехнадзора, санитарного и пожарного), инженера-инспектора по ТБ и охране труда и других экспертных организаций.

Б.3 Обязанности, права и ответственность СПК

Б.3.1 Члены СПК обязаны:

- предоставить по запросу рабочей комиссии сведения о готовности КИПиА к проведению испытаний энергетического оборудования и др.;

- произвести проверку объемов и качества законченных работ по каждому предмету приемки КИПиА после получения уведомления о предъявлении к приемке законченных работ;

- оформить документы, приведенные в таблице Б1 по результатам испытаний (проверок).

Таблица Б1

Наименование документа

Примечание

1. Ведомость недоделок, дефектов, неисправностей и отказов по техническим средствам и КИПиА

2. Акт о необходимости проведения дополнительных проверочных работ по КИПиА

Оформляется на дополнительные работы, не предусмотренные проектом производства работ и финансированием

3. Акт о готовности помещений к производству монтажных работ

4. Акт о приемке технических средств КИПИА после индивидуального испытания

5. Журнал приемки

6. Протокол испытаний КИПиА

7. Акт о приемке в (опытную, промышленную) эксплуатацию

8. Журнал технологических защит в автоматики

Производится запись организационно-распорядительного характера о начале эксплуатации систем

9. Журнал инструктажей

Б.3.2 Члены СПК в процессе своей деятельности должны руководствоваться:

- настоящим стандартом; СТО 70238424.27.100.037-2009, СТО 70238424.27.010.002-2009;

- перечнем КИПиА пускового комплекса энергетического оборудования;

- планом-графиком ввода в эксплуатацию КИПиА и планом-графиком ввода в эксплуатацию основного и вспомогательного энергетического оборудования;

- нормативными документами, регламентирующими условия безопасности труда;

- документами, определяющими объемы и качество законченных строительно-монтажных и наладочных работ (проектной документацией, нормалями; инструкциями предприятий-изготовителей технических средств КИПиА и энергетического оборудования; эксплуатационной документацией по КИПиА; программами и методиками приемочных испытаний);

- нормами точности измерения технологических параметров (при их наличии).

Б.3.3 Комиссии и ее членам предоставляется право:

- определять необходимость проведения дополнительных (повторных) измерений, отдельных испытаний (опробований), определять их состав и объемы (в пределах утвержденной программы) - во всех случаях, если предыдущие испытания дали отрицательные результаты или результаты вышеуказанных испытаний не дают возможности сделать однозначный вывод о работоспособности системы;

- приостанавливать приемку, если обнаружены нарушения требований настоящего стандарта и нормативных документов к предмету приемки;

- обращаться с предложениями к председателю СПК об участии экспертов и консультантов в процессе приемки; о привлечении к ответственности организаций, виновных в нарушении требований проектной и нормативной документация при производстве работ;

- обжаловать, в случае несогласия, распоряжение председателя СПК перед председателем рабочей комиссии, не приостанавливая выполнение распоряжений, кроме случаев, противоречащих требованиям действующих стандартов или создающих угрозу для безопасности людей или сохранности оборудования.

Б.3.4 Члены СПК привлекаются к ответственности в соответствии с действующим законодательством за несоблюдение:

- правил приемки, изложенных в настоящем стандарте;

- мер безопасности для персонала и оборудования.

Б.4 Порядок работы

Б.4.1 Председатель СПК организовывает работу членов комиссии, разрабатывает план проверок по каждому предмету приемки с учетом местных условий.

Б.4.2 Процесс приемки должен начинаться с проверки выполнения условий предъявления к приемке по каждому предмету приемки отдельно.

При выполнении этих условий члены рабочей группы СПК должны продолжить приемку:

- проверить комплектность и содержание технической документации, согласно требованиям Приложений В, Д, Ж, К;

- произвести обход и осмотр помещений, кабельных и трубных трасс, всех мест установки технических средств КИПиА с целью определения объемов и качества выполненных работ;

- произвести выборочные контрольные измерения по предъявленным предметам приемки;

- принять участие в проведении приемочных испытаний на работоспособность технических средств и систем;

- произвести сравнение полученных результатов приемки с требованиями документов, указанных в п. Б3.1;

- оформить документы по результатам испытаний (проверок).

Члены рабочей группы в процессе приемочных испытаний должны вести наблюдения за ходом испытаний и осуществлять контроль: условий, установленных программой испытаний; технологического режима ТОУ; алгоритма функционирования систем; результатов измерения, обработки данных и регистрации их в протоколе испытаний.

Б.4.3 По результатам проверок СПК оформляет соответствующие документы.

Акт о необходимости проведения дополнительных проверочных работ по КИПиА должен оформляться в случаях обнаружения нарушений, требующих устранения.

Акт о необходимости проведения дополнительных проверочных работ по КИПиА передается председателю рабочей комиссии или техническому руководителю заказчика для принятия окончательного решения..

Ведомость недоделок, дефектов, неисправностей и отказов по техническим средствам и КИПиА передается подрядчику для устранения недоделок и председателю СПК для контроля.

Документы по приемке КИПиА оформляются СПК в трех экземплярах, подписываются членами комиссии, непосредственно принимавшими участие в приемке, и председателем.

Б.4.4 Члены СПК, представители эксплуатирующей организации (подразделения, обслуживающего КИПиА и технологического цеха, обслуживающего ТОУ) должны в течение суток после приемки системы в эксплуатацию дополнительно оформить организационно-распорядительные документы о начале эксплуатации.

Приложение В
(рекомендуемое)

Приемка смонтированных технических средств контроля и управления

В.1 Общие положения

В.1.1 Все законченные монтажом технические средства в части КИПиА подлежат предъявлению к приемке СПК.

В.1.2 Объекты приемки из монтажа предъявляются в проектном объеме.

В.1.3 К приемке СПК предъявляются:

- специализированные помещения, предназначенные под монтаж технических средств КИПиА;

- трубные проводки совместно с отборными и сужающими устройствами, уравнительными и разделительными сосудами, электропроводки (совместно с техническими средствами).

В.1.4 Запрещается предъявлять к приемке средства КИПиА (первичные преобразователи, исполнительные механизмы и др.), установленные на технологическом оборудовании, при отсутствии в местах их установки рабочего освещения и площадок обслуживания, предусмотренных проектом.

В.1.5 Приемка смонтированных технических средств КИПиА производится:

- промежуточная (до ввода эксплуатационного режима) с целью определения их готовности к наладке,

- окончательная, после индивидуальных испытаний.

Приемка оформляется журналом или актом.

Акт оформляется на совокупность принятых технических средств КИПиА в пределах ТСУ: по трубным проводкам с отборными и сужающими устройствами совместно с электропроводками со смонтированными техническими средствами.

В.1.6 Все монтажные недоделки, обнаруженные СПК при приемке, устраняются немедленно.

Недоделки монтажных работ, обнаруженные в процессе производства наладочных работ, устраняются в сроки, согласованные с заказчиком и наладочной организацией.

Форма ведомости недоделок приведена в п. В8.3.

В.1.7 Эксплуатационный режим в зоне смонтированных технических средств КИПиА устанавливается в порядке, определенном СНиП 3.05.06-85.

Запрещается вводить эксплуатационный режим в зоне смонтированных технических средств КИПиА при необеспечении условий их эксплуатации согласно документации предприятий-изготовителей.

В.2 Приемка помещений

В.2.1 Предмет приемки

Предметом приемки являются помещения КИПиА, не содержащие технологического оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры:

- помещения средств автоматизации - с первичными преобразователями, шкафами размножения тоновых сигналов, релейными панелями, кроссовыми шкафами, сборками задвижек и др.;

- кабельные полуэтажи (под щитами управления, релейными щитами, помещениями средств автоматизации и др.);

- помещения щитов управления (блочных, групповых, местных).

В.2.2 Предъявление к приемке

К приемке под монтаж технических средств КИПиА помещения должны предъявляться при выполнении условий:

- закончены все строительно-монтажные работы в пределах помещения;

- оформлена техническая документация согласно п. 5.2.5.10 настоящего стандарта и дополнительный комплект документов к приемке помещений под монтаж технических средств КИПиА по таблице п. В7.

К приемке помещения КИПиА предъявляются группами или отдельно, по мере готовности.

В.2.3 Порядок приемки.

В процессе приемки помещений проверяется завершенность строительно-монтажных работ и состав технической документации.

Строительно-монтажные работы считаются завершенными и помещения подготовленными к монтажу технических средств КИПиА при выполнении следующих работ по:

- сооружению фундаментов (под щиты, пульты, панели и шкафы) кабельных каналов и их перекрытий, проемов для ввода в помещение трубных и электрических проводок;

- электрическому освещению, электропитанию и связи;

- заземляющей сети (логического и защитного заземления);

- системам отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха;

- системе пожаротушения;

- остекление всех оконных проемов и установке запоров (замков) на входных дверях;

- закрытию клапанов и люков, уплотнению (герметизации) проемов трубных и электрических проводок несгораемыми материалами, установке уплотняющих прокладок дверей в притворах;

- уборке строительного мусора и завершению всех отделочных работ.

Результаты проверки помещений КИПиА считаются положительными, если:

- все строительно-монтажные работы выполнены в полном соответствии с проектной документацией;

- состав технической документации соответствует перечню документов на помещения под монтаж технических средств КИПиА.

Основанием для оформления акта о готовности помещения к производству монтажных работ по КИПиА является положительный результат проверки.

При наличии данного акта оформляется в установленном порядке разрешение на монтаж технических средств КИПиА.

В.3 Приемка трубных проводок с отборными и сужающими устройствами

В.3.1 Предмет приемки

Предметом приемки являются: соединительные (импульсные), обогревающие, охлаждающие, питающие трубные проводки с арматурой, присоединителями и крепежными конструкциями; отборные и сужающие устройства; уравнительные и разделительные сосуды.

В.3.2 Предъявление к приемке

К приемке смонтированные трубные проводки с отборными и сужающими устройствами должны предъявляться при выполнении следующих условий:

- полностью закончены монтажные работы в части трубных проводок, отборных и сужающих устройств;

- выполнена продувка трубных проводок и проведены испытания их на прочность и плотность; проведена проверка трубных проводок на соответствие их подключения к отборным устройствам и первичным измерительным преобразователям;

- СИ (первичные преобразователи давления, вакуума, уровня и расхода) установлены на рабочие места с подключением трубных и электрических проводок;

- разделительные сосуды, соединительные (импульсные) линии и первичные преобразователи заполнены разделительной жидкостью;

- оформлена техническая документация согласно п. 5.2.5.10 настоящего стандарта и дополнительный комплект документов к приемке трубных проводок по таблице В1;

- смонтированы площадки обслуживания и включено рабочее освещение в местах установки отборных и сужающих устройств, уравнительных и разделительных сосудов согласно проектной документации.

Смонтированные трубные проводки с отборным и сужающими устройствами предъявляются к приемке в полном составе.

В.3.3 Порядок приемки

В процессе приемки смонтированных трубных проводок с отборными сужающими устройствами проверяется:

- соответствие мест установки и выполнения отборных и сужающих устройств рабочему проекту;

- наличие антикоррозионного покрытия трубных проводок, предусмотренного проектом;

- присоединение труб к арматуре в СИ;

- наличие продувочных линий и дренажей продувки;

- надежность закрепления труб на конструкциях;

- значения уклонов трубных проводок и соответствие их проекту;

- выполнение требований к изгибам труб (отсутствие складок, трещин на изогнутой части трубы, овальность сечения труб в местах изгиба, внутренний радиус кривой изгиба труб) согласно нормалей, указанных в проектной документации;

- наличие прокладок под крепежными деталями пластмассовых трубных проводок;

- наличие перегородок и уплотнений при проходе трубных проводок через стены и перекрытия помещений;

- прямолинейность стыковки труб;

- обязательное применение стандартизированных и нормализованных соединителей для разъемных соединений металлических и пластмассовых труб;

- качество сварных соединений (отсутствие наплывов, трещин, подрезов);

- наличие маркировки трубных проводок и надписей на стендах и соответствие их проекту;

- наличие и правильность установки уравнительных и разделительных сосудов согласно заводской документации на сосуды;

- подключение первичных преобразователей.

При приемке отборных устройств уровнемеров переменного перепада проверяется соответствие выполненных врезок перепаду установленных дифференциальных манометров.

Результаты приемки трубных проводок с отборными и сужающими устройствами считаются положительными, если они соответствуют проектной документации; эксплуатационной документации предприятий-изготовителей (сужающих устройств, разделительных и уравнительных сосудов, первичных преобразователей), а состав технической документации соответствует перечню документов на трубные проводки.

Оформление приемки трубных проводок с отборными и сужающими устройствами производится на основании положительных результатов их проверки совместно с принятыми электропроводками со смонтированными техническими средствами согласно п. В4.

В.4 Приемка электропроводок совместно с техническими средствами

В.4.1 Предмет приемки

Предметом приемки по электропроводкам является совокупность проводов и кабелей напряжением до 380 В переменного тока и 440 В постоянного тока с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями, кабельными сооружениями (кабельными этажами, двойными полами, тоннелями, коробами, каналами и др.).

Электропроводки принимаются совместно с присоединенными к ним техническими средствами КИПиА (панелями, пультами, шкафами, стойками и т.п., а также отдельными техническими средствами, имеющими непосредственную связь как с электропроводками, так и с ТОУ).

В.4.2 Предъявление к приемке

К приемке смонтированные электропроводки совместно с техническими средствами должны предъявляться при выполнении условий:

- приняты в эксплуатацию системы пожаротушения, предусмотренные проектом в помещениях с электропроводками;

- закончены все электромонтажные работы в пределах ТСУ;

- технические средства прошли проверку на комплектность, целостность и работоспособность, а средства измерения - поверку;

- проведены все необходимые испытания и измерения (испытания на плотность защитных трубопроводов во взрывоопасных помещениях и установках; измерение сопротивления изоляции электропроводок и др.);

- оформлена техническая документация согласно п. 5.2.5.12 настоящего стандарта и дополнительный комплект документов к приемке электропроводок по таблице В1;

- смонтированы площадки обслуживания согласно проекта и включено рабочее освещение в местах установки первичных преобразователей, исполнительных механизмов и др. технических средств, предъявленных к приемке.

Электропроводки совместно с техническими средствами предъявляются к приемке в пределах отдельных помещений или ТСУ.

В.4.3 Порядок приемки

В процессе приемки электропроводок совместно с техническими средствами проверяется:

- соблюдение условий предъявления к приемке;

- внешнее состояние шкафов, отдельных технических средств и соответствующих электропроводок;

- состав и содержание технической документации.

Результаты проверки электропроводок считаются положительными, если работы выполнены в полном объеме проектной документации предприятий-изготовителей технических средств:

- проложены все кабельные линии электрических проводок, закреплены и подключены к техническим средствам;

- выполнена гидроизоляция кабельных каналов, исключающая попадание грунтовых вод;

- выполнены соединения и разветвление проводов и кабелей, оконцевание и подсоединение их к зажимам;

- кабели, жилы и провода промаркированы, вывешены адресные бирки, выполнены надписи под аппаратурой, на панелях, пультах, сборках (на дверях сборок с двух сторон), табло, механизмах;

- проведено антикоррозионное покрытие и заземление проводов;

- выполнены противопожарные перегородки в кабельных шахтах и проходы через перегородки кабельных трасс заполнены огнестойкими материалами;

- выполнены все работы по заделке отверстий, борозд, ниш и гнезд (в фундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях);

- первичные преобразователи установлены на рабочих местах с подключением в схемы измерения;

- исполнительные механизмы сочленены с органами запорной и регулирующей арматуры;

- состав технической документации соответствует перечню на электропроводки.

Результаты проверки состояния шкафов КИПиА считаются положительными, если:

- их взаимное расположение соответствует проектной схеме расположения;

- выполнено антикоррозионное покрытие металлоконструкций;

- все технические средства проверены на работоспособность и установлены в шкафах согласно схеме расположения;

- навешены двери и установлены замки, навешены поворотные корзины, состыкованы и закреплены все разъемы; установлены все комплектующие устройства (сигнальная арматура и др.);

- распайка на коммутационных и наборных полях соответствует таблице распайки; подвод кабелей соответствует кабельному журналу проектной документации; разделка жил кабеля и подключение его к ряду зажимов соответствует таблице подключений; выполнена экранировка кабельных линий и необходимое заземление в шкафу;

- шкафы подписаны и промаркированы; установлены оконцеватели на жилах кабельных линий внешних связей; адресация жил на ряд зажимов соответствует таблице подключений; наклеена таблица заполнения шкафа блоками.

Результаты проверки смонтированных отдельных технических средств КИПиА считаются положительными, если:

- в процессе монтажа выполнены требования нормативных документов, указанных в рабочем проекте (отраслевых нормалей; чертежей унифицированных узлов и деталей; унифицированных схем соединительных (импульсных) линий; документации предприятий-изготовителей энергетического оборудования и др.;

- технические средства расконсервированы (снята заводская смазка, снят транспортировочный крепеж, произведена ревизия исполнительных механизмов, произведена смазка, подтянут крепеж);

- крепление технических средств к конструкциям, щитам, пультам, стендам и т.п. соответствует эксплуатационной документации предприятий-изготовителей технических средств КИПиА. Крепление первичных преобразователей (осевого сдвига, относительного расширения, искривления вала, вибрации и др.) выполнены надежно, без люфтов, а необходимые зазоры соответствуют формулярам предприятий-изготовителей энергетического оборудования;

- защитное заземление подключено в полном соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на технические средства;

- средства измерений поверены и не имеют просроченных отметок о поверке; в паспортах термоэлектрических термометров и термопреобразователей сопротивлений имеются отметки о проведении в установленные сроки ведомственной или государственной поверки; на нестандартизированных СИ имеются свидетельства метрологической аттестации; на приборах СИ имеется поверительное клеймо или пломба;

- выполнены все надписи на пультах, панелях, технических средствах, рядах зажимов и т.п. согласно рабочему проекту;

- объем предъявленных к приемке смонтированных технических средств и их ведомость полностью соответствуют их составу в ТСУ;

- состав технической документации соответствует перечню документов на электропроводки.

Оформление приемки электропроводки со смонтированными техническими средствами производится на основании положительных результатов их проверки в пределах ТСУ совместно с принятыми трубными проводками, с отборными и сужающими устройствами согласно п. В3.

В.5 Приемка устройств взвешивания топлива

В.5.1 Предмет приемки

Приемке из монтажа подлежат устройства взвешивания топлива в движении - вагонные и конвейерные весы.

Предметами приемки являются:

- по вагонным весам - подъездные пути, грузоприемное устройство, технические средства взвешивания;

- по конвейерным весам - автоматические весы и примыкающие к ним участки конвейера.

В.5.2 Предъявление к приемке

К приемке смонтированные вагонные весы должны предъявляться при выполнении условий:

- смонтированы подъездные пути в месте установки весов в соответствии с требованиями эксплуатационной документации предприятия-изготовителя;

- закончены строительно-монтажные работы по установке грузоприемного устройства и стыковке его с подъездными путями;

- выполнен монтаж силоизмерительных и путевых датчиков электрической схемы;

- технические средства взвешивания установлены на подставке, жестко соединенной со стенкой или полом будки взвешивания;

- предъявлена техническая документация в соответствии с п. 5.2.5.12 настоящего стандарта.

К приемке вагонные весы предъявляются в составе ТСУ.

К приемке смонтированные конвейерные весы должны предъявляться при выполнении условий:

- закончен монтаж ленточного конвейера;

- смонтированы автоматические весы в соответствии с эксплуатационной документацией;

- выполнен электромонтаж дистанционной передачи показаний весов с пультом вторичных приборов;

- тракт ленточного конвейера, включая весы, защищен от атмосферных осадков;

- предъявлена техническая документация в соответствии с п. 5.2.5.12 настоящего стандарта.

К приемке конвейерные весы предъявляются в составе ТСУ.

В.5.3 Порядок приемки

В процессе приемки вагонных весов проверяется:

- ширина колеи и длина прямых участков с каждой стороны грузоприемного устройства;

- радиус кривизны пути, сопрягаемого с прямыми участками;

- уклон участков подъездного пути и отклонение от горизонтальной плоскости участков, примыкающих к грузоприемному устройству с каждой стороны;

- качество бетонирования фундамента грузоприемного устройства и подъездного пути с каждой стороны грузоприемного устройства;

- правильность установки грузоприемных блоков на фундаменте и монтажа механической части грузоприемного устройства;

- наличие металлических рукавов на кабелях, идущих от педали по поверхности фундамента в случае отсутствия защитных труб;

- герметизация разъемов силоизмерительных датчиков;

- наличие консервационной смазки на металлических частях, не защищенных лакокрасочным покрытием.

В процессе приемки конвейерных весов проверяется:

- прямолинейность прилегающих к весам участков конвейера и угол наклона конвейера;

- отсутствие на ленте транспортера в местах соединений уступов, утолщений и других дефектов;

- соответствие технических характеристик конвейера типоразмеру установленных весов;

- натяжение ленты конвейера и плотность прилегания ее к роликовым опорам;

- правильность установки роликовых опор на участках, прилегающих к весам;

- монтаж механической и электрической части весов.

Результаты проверки вагонных или конвейерных весов считаются положительными, если работы выполнены в полном соответствии с проектной документацией, эксплуатационной документацией предприятия-изготовителя, работы по электромонтажным проводкам соответствуют требованиям приемки электропроводок.

Основанием для приемки вагонных или конвейерных весов являются положительные результаты проверки.

Приемка смонтированных весов оформляется актом

В.6 Состав технической (отчетной) документации, предъявляемой к приемке строительно-монтажных работ

Таблица В.1

Наименование документа

Примечание

1

2

К приемке помещений под монтаж технических средств КИПиА

1. Акт проверки и испытаний автоматических стационарных установок пожаротушения

2. Акт приемки систем кондиционирования и вентиляции

3. Акт измерения параметров питающего напряжения

Измерение напряжения на вводе в узел питания

4. Акт проверки осветительной сети на правильность зажигания и горения ламп

5. Протокол измерения сопротивления изоляции осветительной сети помещений КИПиА

6. Протокол измерения сопротивления заземляющего контура

К приемке трубных проводок

7. Акт установки сужающего устройства

8. Акт испытаний трубных проводок на прочность и плотность

9. Акт пневматических испытаний трубных проводок на плотность с определением падения давления за время испытаний

На трубные проводки, заполняемые горячими, токсичными и сжиженными газами - кроме газопроводов с давлением до 0,1 МПа

10. Акт на обезжиривание арматуры, соединителей и труб

На трубные проводки, заполняемые кислородом

11. Монтажные испытательные схемы смонтированных трубных проводов с подетальной спецификацией

На трубные проводки давлением свыше 10 МПа

12. Сертификаты труб

То же

13. Ведомости индивидуальной приемки труб

-»-

14. Паспорта и сертификаты на резьбовые соединения, фланцы, фасонные части, линзы, шпильки и гайки, из которых комплектовались соединения трубных проводок

-»-

15. Паспорта и сертификаты на каждую единицу арматуры с приложенной к ним документацией по ревизии и испытаниям на прочность и плотность

-»-

16. Паспорта и ведомости на изготовление гнутых отводов из труб

-»-

17. Ведомости проверки фланцевых соединений

-»-

18. Ведомости производства сварочных работ с приложением сертификатов на электроды, проволоку и флюсы

-»-

19. Копии удостоверений сварщиков, производивших сварку трубных проводок

-»-

20. Журнал сварочных работ

Отдельно на трубные проводки I и II категории с давлением свыше 10 МПа, а также на трубные проводки, заполняемые взрывоопасными, горючими и токсичными средами

21. Сертификаты материалов: труб, электродов, сварочной проволоки и флюса

Для трубных проводок, заполняемых взрывоопасными, горючими и токсичными средами

22. Ведомости отборных устройств и арматуры, монтируемых непосредственно в технологические трубопроводы и агрегаты

К приемке электропроводок

23. Ведомость смонтированных технических средств

24. Протокол измерения сопротивления изоляции электропроводок

25. Формуляр на установку датчиков механических величин (в составе формуляра на турбину)

Для осевого сдвига, относительного расширения ротора, искривления ротора

26. Протокол измерения сопротивления изоляции обмоток электродвигателей, смонтированных электроприводов запорной и регулирующей арматуры, соленоидных приводов

27. Протокол осмотра и проверки коммутационных аппаратов

28. Протокол измерения мегаомметром на 1000 В сопротивлений изоляции жилы кабеля марок ВБВ и АВБВ по отношению к другим жилам, соединенным с землей

Для взрывоопасных зон

29 Протокол испытаний мегаомметром на 2500 В кабелей марок ВБВ и АВБВ

Для взрывоопасных зон

30. Протокол испытаний разделительных уплотнений

Для взрывоопасных зон

31. Протоколы заводских испытаний изделий, имеющих степень защиты оболочек на электрооборудовании напряжением до 1000 В

Приложение Г
(рекомендуемое)

Организация и проведение входного контроля средств управления на энергопредпрятиях

Г.1 Общие положения

Входной контроль - контроль продукции поставщика, поступившей к потребителю или заказчику и предназначенный для использования при:

- изготовлении,

- ремонте или эксплуатации продукции.

Г.1.1 Входному контролю подлежат средства управления вновь вводимых энергопредприятий, а также новые узлы и детали, устанавливаемые при ремонтах, реконструкциях и модернизациях находящегося в эксплуатации энергооборудования.

Г.1.2 Входной контроль проводится с целью:

Г.1.2.1 Проверки качества оборудования и средств управления и оценки его соответствия требованиям технических условий, проекта и действующих правил Ростехнадзора

Г.1.2.2 Оказания при необходимости воздействия на предприятия-поставщики (заводы-изготовители) путем рекламационной работы для обеспечения ими безусловного выполнения договорных поставок продукции высокого качества, замены бракованной продукции или компенсации понесенных заказчиком финансовых и материальных затрат, вызванных низким качеством поставляемой продукции.

Г.1.3 Входной контроль в период приемки оборудования может выполняться на складах, монтажных площадках и в лабораториях энергопредприятий. При этом хранение средств управления на складах и монтажных площадках должно соответствовать требованиям технической документации заводов-изготовителей этих средств.

Г.1.4 Входной контроль выполняется как до начала, так и в процессе монтажа.

Г.1.5 Ответственность за своевременность, полноту и качество входного контроля, а также своевременность предъявления претензий предприятиям-изготовителям оборудования несет заказчик (энергопредприятие).

Г.1.6 При обнаружении дефектной детали заказчик обязан немедленно вызвать представителя завода-изготовителя или монтажного (ремонтного) предприятия для составления акта и организации устранения брака.

Г.1.7 Дефектные детали должны быть заменены или отремонтированы виновником брака в соответствии с нормативными документами.

Объемы замены или ремонта дефектных деталей, а также объемы последующего контроля однотипных деталей определяются заказчиком совместно с предприятиями, допустившими брак.

Г.1.8 Запрещается поузловая приемка оборудования с деталями, не прошедшими входной контроль, или с деталями, имеющими недопустимые дефекты.

Г.2 Организация входного контроля

Г.2.1 Каждое энергопредприятие на основе настоящего стандарта должно разработать местную инструкцию по входному контролю применительно к конкретным условиям. Местная инструкция утверждается руководителем предприятия, вводится в действие приказом по предприятию и должна быть внесена в перечень действующих на предприятии документов и регулярно пересматриваться и дополняться по мере выхода новых нормативных и руководящих документов.

Знание местной инструкции является обязательным для лиц, ответственных за проведение входного контроля.

Г.2.2 Для выполнения входного контроля средств управления приказом по энергопредприятию должны быть назначены рабочие комиссии (по видам оборудования.

Г.3 Проведение входного контроля

Г.3.1 Входной контроль оборудования начинается на стадии приемки оборудования от транспортных организаций при его разгрузке: визуально определяется целостность упаковки и самих изделий в соответствии с ГОСТ 15150.

Г.3.2 Входной контроль средств измерений, автоматических регуляторов, аппаратуры технологических защит, технологической сигнализации и дистанционного управления осуществляется в три этапа:

Г.3.2.1 Проверка и приемка транспортных средств.

Г.3.2.2 Проверка годности и работоспособности технических средств КИПиА перед сдачей в монтаж осуществляется в соответствии с заводским «Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации» и настоящим стандартом.

Проверка годности и работоспособности указанных технических средств проводится специализированными организациями, ведущими пусковую или режимную наладку.

Г.3.2.3 Проверка и приемка технических средств КИПиА в эксплуатацию осуществляется проведением опробования в соответствии с настоящим стандартом.

Г.4 Оформление результатов входного контроля

Результаты входного контроля рабочие комиссии (по видам оборудования) оформляют актами (п. Г5). В акты вносят лишь сведения о выявленных дефектах. Акты подшиваются в паспорта оборудования и хранят постоянно.

Г.5 Форма акта по результатам входного контроля

АКТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВХОДНОГО КОНТРОЛЯ

Наименование: энергопредприятия __________________________________________

Дата представления информации ____________________________________________

вид энергетического оборудования __________________________________________

средства управления _______________________________________________________

№ п.п

Наименование узла, детали

Методика контроля

Кол-во проверенных узлов, деталей

Кол-во забракованных узлов, деталей

Характеристика дефекта

Виновник брака

Решение по устранению

Трудозатраты на контроль и восстановление забракованных узлов

1

Приложение Д
(рекомендуемое)

Этапы пусконаладочных работ по КИПиА

Д.1 Подготовительный этап

Д.1.1 Цель: организационно-техническое обеспечение проведения пусконаладочных работ по КИПиА.

Д.1.2 Начало: выпуск рабочей документации на КИПиА.

Д.1.3 Окончание: подача напряжения на БЩУ (ГрЩУ), МЩУ, ЩУ.

Д.1.4 Состав и содержание работ.

Д.1.4.1 Изучение и анализ проектной и заводской документации. Определение соответствия проектной документации нормативным документам, типовым решениям и передовому опыту. Разработка замечаний и рекомендации по устранению выявленных недостатков

Д.1.4.2 Организация пусконаладочных работ - составление проекта производства работ

Д.1.4.3 Составление и утверждение программ работ по подсистемам КИПиА.

Д.1.4.4 Комплектация КИПиА.

Д.1.4.5 Организация и оснащение лаборатории. Обеспечение рабочих мест приборами и приспособлениями (в том числе ЗИП и специальным инструментом, поставляемым предприятиями-изготовителями), инструктивно-методическими материалами.

Д.1.4.6 Проведение входного контроля технических средств осуществляют в соответствии с Приложением Г.

Д.1.4.7 Проверка и настройка (регулировка) отдельных технических средств КИПиА, сдача средств измерений в поверку в соответствии с перечнем средств измерений, подлежащих поверке. Настройка и проверка правильности функционирования отдельных технических средств КИПиА, не подлежащих поверке.

Пример настройки и регулировки отдельных технических средств КИПиА дан в Приложении Е.

Д.1.4.8 Приемка помещений ЩУ и КИПиА под монтаж технических средств КИПиА, контроль наличия кондиционирования и вентиляции, отопления, заземления, освещения согласно проекту.

Д.1.4.9 Подготовка технических средств и схем к подаче напряжения питания по проектной схеме.

Д.1.4.10 Испытания и приемка смонтированных технических средств КИПиА.

Д.1.4.11 Разработка эксплуатационной документации.

Д.1.4.12 Организация и проведение обучения оперативного и ремонтного персонала, обслуживающего КИПиА.

Д.1.4.13 Оформление документов (акты, протоколы, журналы и др.) по результатам выполненных работ: проверки и поверки технических средств, учета технических средств и разрешения на их монтаж, приемки смонтированных технических средств.

Д.2 Автономная наладка технических средств и подсистем КИПиА

Д.2.1 Цель: обеспечение готовности подсистем КИПиА к комплексной наладке.

Д.2.2 Начало: оформление документов приемки в наладку смонтированных технических средств.

Д.2.3 Окончание: готовность подсистем КИПиА к включению ТОУ.

Д.2.4 Состав и содержание работ.

Д.2.4.1 Проверка правильности монтажа внутренних связей подсистем КИПиА: коммутации панелей, пультов, шкафов и связей между ними.

Д.2.4.2 Проверка правильности присоединения кабельных связей КИПиА с периферийными устройствами (датчиками, ИМ).

Д.2.4.3 Наладка ИК.

Д.2.4.4 Автономная наладка отдельных элементов подсистем КИПиА по мере их приемки под наладку: СИ. предупредительных и аварийных сигналов, управления отдельными МСН, запорной и регулирующей арматурой, отдельных ТБ и ТЗ с имитацией сигналов от датчиков, МСН и арматуры.

Пример ведения работ по наладке и настройке схем ТЗ приведен в Приложении Е.

Д.2.4.5 Наладка подсистем КИПиА: ИС, ДУ, ТС, ТЗ, ТБ, АСР - при организованном технологическом процессе.

Д.2.4.6 Включение в работу подсистем КИПиА при испытаниях на ТОУ (пусковая наладка).

Д.2.4.7 Проверка функционирования ИК на действующем оборудовании и приемка их в опытную эксплуатацию (согласно Приложению Ж и СТО 70238424.27.100.037-2009).

Д.2.4.8 Оформление технической документации по результатам наладки.

Д.2.4.9 Предварительные испытания. Оформление актов о приемке смонтированных технических средств, документов о передаче в опытную эксплуатацию отдельных подсистем КИПиА.

Д.3 Комплексная наладка

Д.3.1 Цель: обеспечение работоспособности КИПиА в соответствии с требованиям технического задания.

Д.3.2 Начало: включение установки (ТОУ) в работу; наличие устойчивого технологического процесса.

Д.3.3 Окончание: испытание на работоспособность КИПиА при взаимодействии с ТОУ.

Д.3.4 Состав и содержание работ.

Д.3.4.1 Экспериментальное определение характеристик ТОУ.

Д.3.4.2 Коррекция уставок и настроек. Наладка подсистем общеблочного и общестанционного уровня. Обеспечение всех требований технического задания и проектной документации к подсистемам КИПиА.

Д.3.4.3 Корректировка эксплуатационной документации.

Д.3.4.4 Оформление технической документации по результатам наладки.

Д.3.4.5 Окончание предварительных испытаний КИПиА с оформлением приемки в опытную эксплуатацию.

Д.4 Опытная эксплуатация

Д.4.1 Цель: проверка работоспособности КИПиА в режиме опытной эксплуатации. Проверка КИПиА на соответствие техническому заданию и определение возможности ее ввода в промышленную эксплуатацию.

Д.4.2 Начало: подписание акта о приемке подсистем в опытную эксплуатацию.

Д.4.3 Окончание: подписание акта о вводе КИПиА в действие.

Д.4.4 Состав и содержание работ.

Д.4.4.1 Метрологическая аттестация и/или поверка ИК.

Д.4.4.2 Проверка готовности оперативного и ремонтного персонала к промышленной эксплуатации системы.

Д.4.4.3 Проведение проверок технического состояния технических средств КИПиА. Оценка надежности.

Д.4.4.4 Выявление фактов и причин неисправностей технических средств и алгоритмов КИПиА и их устранение.

Д.4.4.5 Дополнительная наладка подсистем, корректировка эксплуатационной документации (при необходимости).

Приложение Е
(рекомендуемое)

Входной контроль, настройка и регулировка некоторых технических средств КИПиА

Е.1 Панели, пульты и шкафы

Контроль панелей, пультов и шкафов осуществляется путем проверки правильности монтажа электрических соединений по монтажным схемам, которые предварительно сверены с принципиальными или с развернуто-принципиальными схемами.

Правильность монтажа проверяется путем «прозвонки» цепей с помощью источника и прибора контроля напряжения.

Е.2 Функциональные блоки УКТЗ

Входной контроль проводится в соответствии с методикой, изложенной в технических условиях на аппаратуру УКТЗ. Для входного контроля функциональных блоков заводом-изготовителем поставляется испытательный пульт, который представляет собой автоматизированную систему диагностического контроля релейной логики.

Пульт позволяет получить при различных значениях рабочего напряжения следующие сведения о контролируемом блоке:

- общее логическое функционирование блока;

- функционирование контактной группы с указанием характера неисправности (ложно замкнут, ложно разомкнут и др.);

- функционирование индикаторов блока с указанием характера неисправности (ложная работа, отказ).

Пульт позволяет также определить значение погрешности выдержки времени и сопротивление изоляции относительно шасси и аппаратуры, находящейся под другим рабочим напряжением.

Проверка блоков осуществляется в два этапа: подготовка пульта и блока к работе и проверка блока. Возможны два режима проверки - автоматический и ручной.

Заводской пульт проверки блоков не позволяет проверить блоки БЗ-3М1 и БЗ-3М2, поэтому они проверяются «прозвонкой» по схемам электрических соединений.

Е.3 Релейная аппаратура

Е.3.1 В объем проверки реле входят следующие работы:

- внешний осмотр;

- внутренний осмотр;

- проверка состояния механической части и контактной системы и регулировка их в случае необходимости;

- определение электрических характеристик;

- проверка выдержек времени на срабатывание или возврат для реле времени и тех промежуточных реле, для которых эта выдержка задана в инструкции по проверке защиты;

- регулировка реле и повторная проверка его характеристик.

Е.3.2 При внешнем осмотре контролируется:

- соответствие типа установленного реле проекту;

- исправность кожуха и крепежных деталей;

- состояние выводов реле.

Е.3.3 При внутреннем осмотре производят следующие работы:

- очистка реле от пыли, металлических опилок и посторонних предметов;

- визуальный контроль качества пайки и правильности внутренних электрических соединений, целостности катушки и изоляции;

- затяжка винтов и гаек;

- визуальный контроль состояния контактных поверхностей, при необходимости поверхность контакта обрабатывается надфилем и затем полируется стальной пластиной со слабо рифленой поверхностью или плоской деревянной дощечкой; промывка контактов нашатырным спиртом, бензином и другими составами запрещается.

Е.3.4 Проверка механической части реле выполняется в следующем порядке:

- приведение контактной системы реле в соответствие с проектом, если реле допускает переделку контактов;

- проверка легкости хода якоря и отсутствия задеваний и заеданий;

- проверка отсутствия люфтов подвижных частей;

- визуальная оценка величины и равномерности зазора между якорем и сердечником;

- визуальная оценка контактных зазоров и прогиба контактов при замыкании. Для крупногабаритных реле зазор должен быть не менее 3 мм, прогиб - не менее 0,5 - 0,7 мм;

- визуальная проверка одновременности замыкания и размыкания всех контактов.

Е.3.5 Проверка электрических характеристик реле выполняется в следующем объеме.

Для электромагнитных реле с одной обмоткой:

- контроль значения напряжения срабатывания;

- контроль возврата;

- контроль времени срабатывания для реле, имеющих замедление срабатывания или возврата.

Для электромагнитных реле с несколькими обмотками - значение напряжения срабатывания контролируется по каждой обмотке.

Напряжение срабатывания проверяется путем трехкратной скачкообразной подачи напряжения на реле. Рекомендуется устанавливать напряжение срабатывания для промежуточных реле - 65 - 70 % номинального, для реле времени и указательных - 80 % номинального. Более высокое значение напряжения срабатывания может быть причиной несрабатывания при пониженном питающем напряжении, а более низкое - причиной ложного срабатывания при замыкании на землю цепей постоянного тока.

Повышенное напряжение (ток) срабатывания реле обычно указывает на чрезмерную затяжку регулировочных пружин, неправильную сборку движущихся частей, перекосы и заедания подвижной системы, чрезмерно большие зазоры в магнитной системе, неисправность обмотки реле. Обмотку считают исправной, если ее сопротивление отличается от заводских данных не более чем на ±10 % при диаметре провода до 0,16 мм, ±7 % при диаметре 0,17 - 0,25 мм, ±5 % при диаметре более 0,25 мм.

Для промежуточных реле, включенных через добавочный резистор, напряжение срабатывания и отпускания проверяется вместе с резистором и без него. При последовательном включении обмоток промежуточного и указательного реле оба реле должны четко срабатывать при подаче 80 % номинального напряжения.

Напряжение возврата, если оно не указано в технических данных, не нормируется. Основное требование - четкий возврат реле при плавном снятии напряжения.

Для изменения напряжений и токов срабатывания реле применяются приборы класса точности не хуже 1.

Е.3.6 Проверка уставок реле по времени производится с помощью электрического секундомера не менее трех раз. Для реле с часовым механизмом допускается разброс ±0,2 с - при максимальной выдержке времени 9 с и ±0,25 с - при максимальной выдержке 20 с.

Е.3.7 Если электрические или временные характеристики реле отличаются от паспортных данных на значение больше допустимого, производится регулировка реле.

Е.3.8 Изменение электрических характеристик осуществляется следующими способами:

- понижение напряжения (тока) и уменьшение времени срабатывания;

- уменьшение начального зазора между якорем и сердечником или повышение давления пластин размыкающих контактов;

- понижение напряжения (тока) и увеличение времени возврата;

- уменьшение конечного зазора между якорем и сердечником или понижение давления контактных пластин замыкающих контактов;

- уменьшение вибрации при напряжении (токе), близком к напряжению (току) срабатывания;

- регулировка контактов;

- уменьшение вибрации при притянутом якоре, удерживаемом упором,

- регулировкой подвижной системы.

Е.3.9 Регулирование указательных реле

Реле должно иметь следующие характеристики:

- барабанчик реле должен свободно вращаться без заметного трения. Люфт барабанчика вдоль оси вращения должен быть в пре делах 0,2 - 0,5 мм;

- якорь реле в горизонтальном направлении должен иметь не большой люфт, обеспечивающий легкий ход якоря до его упора в сердечник;

- скоба барабанчика должна упираться в отогнутую часть якоря, при этом зацепление между зубом скобы барабанчика и выступом якоря должно быть в пределах 1,0 ÷ 1,5 мм;

- флажок реле не должен выпадать при резком сотрясении панели;

- провал неподвижных контактов должен быть в пределах 1,0 ÷ 2,0 мм;

- при нажатии на скобу возврата барабанчик должен четко возвращаться в исходное положение.

При необходимости следует произвести регулирование реле.

Люфт барабанчика вдоль оси вращения необходимо регулировать изменением положения полуоси.

Люфт якоря в горизонтальном направлении следует устанавливать перемещением скобы при отпущенных винтах ее крепления.

Зацепление между зубом скобы барабанчика и выступом якоря следует регулировать подгибанием регулировочной скобы.

Провал неподвижных контактов следует регулировать их подгибанием.

Напряжение (ток) срабатывания реле необходимо регулировать изменением начального положения якоря и натяжением возвратной пружины, что производится подгибанием регулировочной скобы.

Е.3.10 Регулирование реле импульсной сигнализации

Е.3.10.1 Регулирование заключается в обеспечении правильной настройки исполнительных органон (реле КР) этих реле.

Перемещением упорных винтов реле должны быть отрегулированы так, чтобы якорь четко фиксировался в конечных положениях (нейтральная настройка реле). При этом зазор между контактами должен быть не менее 0,1 мм, а хвостовик якоря в крайних положениях не должен касаться полюсов магнитопровода.

Е.3.10.2 Проверка электрических характеристик реле осуществляется в следующем объеме:

- чувствительность реле;

- возврат реле;

- надежность работы контактов реле.

Е.3.10.3 Чувствительность реле определяется значением импульса тока срабатывания. Значение им пульса тока срабатывания реле зависит от предварительного тока в реле, поэтому проверку, а в случае необходимости и настройку реле следует производить при отсутствии предварительного тока в реле с последующей проверкой значения импульса тока срабатывания при максимальном предварительном токе в реле.

Изменением начального положения якоря правым неподвижным контактом регулируется срабатывание реле при нарастание тока, а изменением начального положения якоря левым неподвижным контактом регулируется срабатывание (возврат) реле.

Е.3.11 После окончания регулировки реле необходимо вновь проверить его электрические характеристики и убедиться, что они находятся в допустимых пределах.

Е.4 Запальник ЗСУ-ПИ

На рисунке Е.1 дана принципиальная электрическая схема пульта управления запальника ЗСУ-ПИ.

Проверка общей работоспособности пульта управления (ПУ) производится следующим образом:

- собрать схему включения ПУ в соответствии с инструкцией завода;

- проверить исправность предохранителей «Пр.сеть» и «Пр.кл»;

- переключатели, расположенные на лицевой панели: «Сеть», «Вкл-ЗСУ», «Авт-Газ» - установить в нижнее, отключенное, положение;

- подать напряжение на ПУ, для чего переключатель «Сеть» перевести в верхнее положение, при этом должны загореться светодиоды на лицевой панели «Сеть», «Фаза»;

- переключатель «Вкл-ЗСУ» установить в положение «Вкл», а переключатель «Авт-Газ» - в положение «Газ», при этом должно сработать реле Р1, загореться светодиод «ЗСУ-Газ» и на контактах 15, 16 разъема относительно контакта 19 должно появиться напряжение 220 В;

- имитировать сигнал о наличии пламени запальника, для чего замкнуть между собой контакты 1 и 2 на разъеме ПУ, при этом должны загореться светодиод «пламя ЗСУ», сработать реле Р2 и замкнуться контакты 8 и 9 на разъеме;

- переключить переключатель «, «Авт-Газ» в положение «Авт», при этом реле Р1 должно по-прежнему быть во включенном состоянии и должен гореть светодиод «ЗСУ-Газ»;

- убрать имитацию сигнала о наличии пламени запальника (разомкнуть контакты 1 и 2 на разъеме), при этом должны погаснуть светодиод «ЗСУ-Пламя», отключиться реле Р1, погаснуть светодиод «ЗСУ-Газ» и исчезнуть напряжение 220 В с контактов 15, 16 разъема ПУ относительно контакта 19.

Проверка электромагнитного клапана (ЭМК) осуществляется следующим образом:

- на вход ЭМК подвести сжатый воздух, давлением 0,1 МПа (1 кгс/см2);

- собрать схему включения ЭМК и открыть его путем подачи напряжения 220 В на его обмотку;

- закрыть ЭМК снятием напряжения с его обмотки.

При открытии ЭМК не должно быть вибрации клапана. В закрытом состоянии ЭМК не должен пропускать воздух. Если на клапане в открытом положении есть вибрация или он пропускает воздух, следует его разобрать, очистить движущиеся элементы, проверить пружину, при необходимости поменять уплотняющую прокладку. Как правило, этих мер достаточно для того, чтобы устранить вибрацию клапана и сделать его плотным.

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок Е.1 - Принципиальная электрическая схема пульта управления запальника

Проверка блока искрового разряда (БИР) и свечи зажигания выполняется следующим образом:

- собрать схему управления БИР и его выходные цепи соединить со свечой зажигания;

- на вход БИР подать напряжение 220 В. По виду искры, появляющейся на свече зажигания, определить работоспособность БИР и свечи. В случае необходимости, если расстояние между электродами свечи и корпусом свечи отличается от 3 мм, установить его. Корпус свечи и электрод зажигания тщательно протереть от грязи.

Е.5 Сигнализатор «ФАКЕЛ-3М»

Е.5.1 Включить сигнализатор без ФД в сеть переменного тока 220 В и установить минимальную задержку на срабатывание выходного реле (шлиц резистора R1 («Задержка») на лицевой панели в крайнем левом положении). Убедиться в отсутствии срабатывания выходного реле К3 по следующим признакам:

- погашена лампа индикации «Факел»;

- разомкнута цепь контактов 7 и 8 на разъеме «Выход».

Е.5.2 Подключить ФД к разъему «Датчик 1». Через 2 - 3 с должно сработать выходное реле К3 (замкнуты контакты 7 и 8 в разъеме «Выход»), загореться лампа индикации «Факел».

Установить лампы ГСИ на расстоянии 0,2 - 0,3 м от фото датчика 1, включить ГСИ в сеть постоянного тока 27 В, убедиться в правильности функционирования сигнализатора по следующим признакам:

- лампа индикации «Факел» погашена;

- выходное реле К3 не сработало (цепь контактов 7 - 8 на разъеме «Выход» разомкнута).

Е.5.3 Отключить ФД1 от сигнализатора, подключить ФД1 к разъему «датчик 2» и выполнить контрольные операции по п. Е5.2.

Е.5.4 При несоответствии состояний индикации «Факел» и цепи контактов 7 - 8 «Выход» прибор неисправен и подлежит ремонту.

Е.6 Аппаратура «ВИБРОБИТ-100»

Е.6.1 Перед установкой на оборудование и периодически при эксплуатации производится калибровка аппаратуры. Калибровка первичных преобразователей - датчиков и преобразователей и вторичных измерителей - плат блоков производится раздельно.

Е.6.2 При проведении калибровки выполняются следующие операции:

- внешний осмотр;

- опробование;

- проверка диапазона измерений, определение погрешности измерений и значения коэффициента преобразования.

Е.6.3 При внешнем осмотре должны быть проверены:

- комплектность и чистота калибруемого датчика, преобразователя;

- наличие маркировки;

- отсутствие повреждений.

Е.6.4 Для опробования следует выполнить следующие операции:

- установить датчик на стенде;

- собрать электрическую схему калибровки;

- включить источник и опробовать работу датчика, преобразователя, создавая на стенде изменение параметра.

Электрическая схема калибровки датчиков и преобразователей перемещения приведена на рисунке Е.2.

Электрическая схема калибровки датчиков виброскорости и виброперемещения приведена на рисунке Е.3.

А - датчик, преобразователь; R - магазин сопротивлений; mA - миллиамперметр постоянного тока; В - стабилизатор источника постоянного тока напряжением 24 ± 0,5 В, ток 100 мА

Рисунок Е.2 - Электрическая схема калибровки датчиков и преобразователей перемещения

А - датчик, преобразователь; R - магазин сопротивлений; V - вольтметр переменного тока с входным сопротивлением 1 МОм; В - стабилизатор источника постоянного тока напряжением 24 ± 0,5 В, ток 100 мА

Рисунок Е.3 - Электрическая схема калибровки датчиков виброскорости и виброперемещения

Е.7 Указатель уровня жидкости УЖИ

Настройка указателя в комплекте с токовым реле производится при наличии контролируемого уровня.

Точное определение уставки определяется настройкой токового реле. При настройке комплекта на срабатывание при понижении уровня замыкается замыкающий контакт реле, при повышении - размыкающий.

Порядок контроля работоспособности следующий:

- проверить правильность установки и подключения датчика, подать напряжение питания и подождать 10 мин;

- изменить контролируемый уровень и проконтролировать визуально через стекло изменение положения поплавка. Если поплавок неподвижен, проверить его герметичность и наличие загрязнения сердечника;

- настроить токовое реле на срабатывание при заданном уровне. При невозможности изменения уровня переместить катушку относительно сердечника.

В схеме защиты по уровню в демпферном маслобаке (рисунок Е.5) изменение уровня осуществляется путем закрытия вентиля 6 и последующего открытия вентиля 5.

Описание: Описание: Описание: 1

1 - демпферный бак; 2 - датчики уровня; 3 - обводная труба (Dy 40 - 50 мм); 4 - дренажная труба (Dy 40 - 50 мм); 5, 6 - запорные вентили; 7 - переливная труба; 8 - труба связи по водороду; 9 - ремонтный вентиль; ----- - демонтировать; = = = = = = - смонтировать

Рисунок Е.5 Схема установки датчиков защиты по уровню масла в баке системы уплотнений вала генератора

После снятия напряжения проверить сопротивление изоляции между катушкой и корпусом указателя.

Е.8 Электромагнитные приводы

Е.8.1 При проверке электромагнитных приводов производятся:

- внешний осмотр;

- проверка изоляции между обмотками и корпусом электромагнита (сопротивление изоляции должно быть не менее 10 МОм);

- измерение электрических параметров обмоток;

- проверка правильности соединения обмоток;

- снятие характеристик привода.

Снятие электрических характеристик привода производится после измерения сопротивления и испытания изоляции, при этом определяются напряжение и ток срабатывания. Проверка производится по месту или на специальном стенде при наличии рабочего давления среды в клапане.

При проверке характеристик следует иметь в виду, что обмотки электромагнитов импульсных предохранительных клапанов и автомата безопасности термически неустойчивы и поэтому все измерения необходимо производить быстро, не перегревая обмоток.

Напряжение питания электромагнитов, применяемых в технологических защитах, должно быть равным 220 В при режиме работы с относительной продолжительностью включения 40 %. При необходимости большей продолжительности включения следует снизить подводимое напряжение.

Необходимо помнить следующее.

При отключении электромагнита происходит быстрое снижение магнитного потока, наводящее в катушке электромагнита э.д.с. самоиндукции. Значение индуктированного напряжения возрастает при быстром отключении тока и в некоторых случаях может достигнуть 3 - 4 кВ, т.е. в 15 - 18 раз превышает номинальное напряжение, что не исключает возможности пробоя изоляции катушки электромагнита.

Для ограничения значения перенапряжения параллельно катушке электромагнита подключается так называемый разрядный резистор. При сопротивлении разрядного резистора, в 6 - 8 раз превышающем сопротивление катушки электромагнита, перенапряжение практически снижается до 700 - 800 В.

Следовательно, разрядный резистор выбирается таким образом, чтобы его сопротивление было больше сопротивления катушки в 8 - 10 раз.

Е.8.2 В соответствии с требованиями Ростехнадзора на подводящих газопроводах и мазутопроводах к котлам должны устанавливаться быстрозапорные клапаны, работающие на постоянном токе от аккумуляторной батареи. В котельных, не имеющих постоянного оперативного тока, допускается производить закрытие быстрозапорных клапанов от устройств с предварительно заряженным конденсатором.

Е.8.3 Существующие для защиты ПВД гидроприводы должны обеспечивать быстродействие защиты.

Быстродействие защиты определяется временем с момента замыкания контактов уровнемеров до момента полного закрытия автоматического впускного клапана ПВД. Это время не должно превышать 5 с.

На быстродействие защиты существенное влияние оказывают условия эксплуатации: давление конденсата на гидроприводы, состояние арматуры и самого автоматического впускного клапана ПВД и пр.

Е.8.4 Электромагнитный клапан ИК-40 из комплекта АЗК-4 (Dy 15 мм) предназначен для управления мазутными форсунками и скомпонован с трехфазным электромагнитом переменного тока, рассчитанным на напряжение 380/220 В. При обесточенном положении клапан закрыт. Клапан состоит из электромагнита, запорного органа, регулирующей гайки и возвратной пружины.

Клапан открывается путем перемещения вверх запорного органа якорем электромагнита. Электромагнит собран в отдельном закрытом корпусе и размещен над клапаном, что исключает возможность попадания мазута на обмотку электромагнита. Якорь перемещается внутри изолирующих каркасов втягивающих катушек, защищенных металлическими пластинами, вследствие чего нарушение изоляции невозможно.

Плотность клапана обеспечивается усилием возвратной пружины.

К входному штуцеру мазутного клапана через специальный входной патрубок при отключенном напряжении питания от масляного пресса подается масло давлением до 3 МПа и с помощью мыльно-водного раствора определяется плотность клапана (мыльные пузыри не должны появляться на выходном штуцере или при отсутствии снижения давления перед клапаном). Плотность клапана регулируется гайкой.

Е.8.5 Электромагнитный клапан из комплекта ЗЗУ состоит из запорного клапана и электромагнитного привода.

При подаче напряжения на клапан его сердечник втягивается внутрь электромагнита и открывает проход для газа. При отсутствии напряжения или выходе из строя катушки электромагнита вентиль закрывается под действием пружины и давления газа. Резиновая прокладка обеспечивает плотность.

Проверка работы клапана производится по следующей методике:

- к входному штуцеру клапана подвести воздух давлением до 0,1 МПа (1 кгс/см2),

- подать напряжение питания на клапан и убедиться в открытии клапана,

- отключить напряжение питания и с помощью мыльно-водного раствора убедиться в плотности запирания клапана (на входном штуцере не должны появляться мыльные пузыри).

В случае возникновения вибрации штока клапана отвернуть корпус электромагнита на несколько оборотов, пока не прекратится вибрация штока.

Е.9 Настройка и опробование схем ТЗ

Е.9.1 Проверка правильности присоединения кабельных связей

Проверка электрических цепей защиты осуществляется по монтажным схемам, которые предварительно сверяются с принципиальными либо развернуто-принципиальными схемами.

Правильность присоединения кабелей проверяется «прозвонкой» жил с помощью комплекта из двух телефонных трубок с источниками питания. Перед проверкой жилы кабеля должны быть отсоединены с обеих сторон от зажимов.

Е.9.2 Подача напряжения в схемы

Напряжение в схемы ТЗ подается с соблюдением требований правил техники безопасности.

Перед подачей напряжения должна быть исключена возможность воздействия на исполнительные механизмы путем отключения соответствующих кабельных проводов в панелях защит. Напряжение подается поочередно в схемы, имеющие индивидуальный АП.

После включения АП необходимо проверить наличие и значение напряжения.

Е.9.3 Поузловое опробование схем ТЗ

Входной сигнал защиты формировать либо путем его имитации, либо изменением контролируемого параметра с появлением соответствующей сигнализации.

Проведение опробования:

- проконтролировать срабатывание каждого канала каждой защиты при появлении входного сигнала по имеющимся сигнальным устройствам;

- проверить правильность работы коммутационных устройств в цепях защит (ключей, переключателей, накладок);

- проконтролировать выдержки времени;

- при наличии автоматического режимного ввода-вывода защиты проверить работу устройства автоматического ввода, а также приоритет условий вывода. Условия ввода-вывода защиты имитируются кнопками в блочках защит или перемычками;

- проверить выявление защиты, сработавшей первой;

- для УКТЗ проверить работу схемы опробования от кнопок каждого из блоков БЗ;

- проконтролировать отсутствие сработавших защит и восстановить возможность воздействия схемы защит на исполнительные механизмы;

- проверить действие схемы защит на исполнительные механизмы при имитации срабатывания любой из группы защит, действующих параллельно. Контролировать направление хода исполнительных механизмов, самоудерживание выходных реле, подачу и снятие импульсных команд;

- проверить выполнение команд, поступающих от отдельных защит данной группы, если такие команды предусмотрены;

- выполнить указанные выше операции для всех групп защит;

- проверить соблюдение приоритета отдельных групп защит.

Опробование ТЗ производится при каждом из возможных сочетаний внутренних и внешних условий (положение переключателей, устройств ремонтного вывода, количество подключенных датчиков и т.д.), при этом контролируется срабатывание ТЗ при наличии всех необходимых условий и несрабатывание - при отсутствии любого из них.

Проверка действия схемы защит на исполнительные механизмы может выполняться по мере готовности датчиков и исполнительных механизмов.

Все выявленные неисправности должны быть ликвидированы до пуска защищаемого оборудования.

Приложение Ж
(Рекомендуемое)

Приемка в эксплуатацию измерительных каналов информационно- измерительных систем

Ж.1 Основные требования к приемке в эксплуатацию измерительных каналов информационно- измерительных систем

Ж.1.1 Целью работ по приемке измерительных каналов является проверка соответствия точностных характеристик ИК данным проекта КИПиА или приведенным в разделе Ж2.

Ж.1.2 Приемке в эксплуатацию должны быть подвергнуты все ИК, предусмотренные рабочим проектом.

Ж.1.3 Все подготовительные работы по приемке ИК производит персонал соответствующего подразделения ТЭС совместно с персоналом наладочной организации

Ж.1.4 К работам по приемке в эксплуатацию ИК допускаются лица, прошедшие проверку знаний по технике безопасности в объеме, определенном должностной инструкцией, и имеющие отметку в удостоверении о проверке знаний по технике безопасности

Ж.1.5 Персонал наладочной организации:

- обеспечивает установку СИ в месте формирования входного воздействия;

- обеспечивает организацию рабочих мест;

- устанавливает телефонную (радиосвязь) между рабочими местами;

- обеспечивает проведение измерительных процедур.

Ж.1.6 Персонал ТЭС

- несет ответственность за метрологическое обеспечение производимых работ;

- подготавливает бланки протоколов приемки ИК,

- считывает по шкале приборов значения измеряемых величин,

- фиксирует значения влияющих факторов и заносит их в протокол приемки.

Ж.1.7 Приемка в эксплуатацию ИК производится в соответствии с СТО 70238424.27.100.037-2009.

Ж.1.8 При положительных результатах приемки ИК оформляется акт приемки ИК в эксплуатацию.

Ж.2 Нормы погрешности измерений технологических параметров электростанций

Настоящий перечень (таблица Ж2.1) включает основные технологические параметры, участвующие в оперативном контроле и управлении технологическими процессами, а также при планировании, нормировании и составлении отчетности о тепловой экономичности энергетического оборудования тепловых электрических станций, газотурбинных установок, тепловых и электрических сетей и устанавливают нормы погрешности измерений этих параметров в стационарном режиме работы оборудования. В перечне не указаны нормы погрешности при работе энергетического оборудования в нестационарном режиме.

Ж.2.1 Общие положения

Ж.2.1.1 Нормы погрешности измерений технологических параметров, не регламентированные государственными органами, установлены на основе опыта эксплуатации и экспертных оценок специалистов.

Ж.2.1.2 Измерения, подлежащие государственному контролю и надзору, должны осуществляться в соответствии с нормами погрешности, установленными государственными или отраслевыми нормативными документами и методиками выполнения измерений, аттестованными в установленном порядке.

Ж.2.1.3 Нормы погрешности измерений представлены в абсолютных или относительных единицах параметра и учитывают все составляющие погрешности измерений (методические, инструментальные, субъективные).

Ж.2.1.4 Значения норм погрешности измерений приведены для нормальных условий.

Ж.2.1.5 Нормы погрешности измерения параметров, участвующих в расчете технико-экономических показателей, установлены с учетом обеспечения точности комплексных итоговых показателей удельного расхода топлива на отпущенные электроэнергию и тепло в течение.

Если существующие методы измерений не позволяют обеспечить необходимую погрешность измерений отдельных параметров для расчета ТЭП, в скобках таблиц указаны значения, которые необходимо достигнуть путем совершенствования средств измерений.

Таблица Ж2.1 - Нормы погрешности теплотехнических измерений

Параметр

Нормируемая погрешность

для оперативного контроля

для расчета ТЭП

Абсолютная

Приведенная, %

Абсолютная

Приведенная, %

1 Твердое топливо

1.1 Масса в движущемся составе, на ходу (нетто)

-

±1,0

-

±1,0

1.2 Масса в вагоне (нетто)

-

±1,75

-

±1,75

1.3 Масса на движущемся конвейере

-

±1,0

-

±1,0

1.4 Теплота сгорания, низшая, кДж/кг

±85

-

±85

1.5 Содержание золы, %

-

-

±0,5

1.6 Содержание влаги, %

-

-

±0,3

Пылевоздушная (пылегазовоздушная) смесь перед (за) мельничным вентилятором перед (за) мельницей, в пылепроводах перед горелками:

1.7 температура, °С

±2,0

-

-

-

1.8 массовая концентрация кислорода (кроме тощего, экибастузского, ОС, 2СС)

-

±5,0

-

-

2 Жидкое топливо

2.1 Масса в движущемся составе

-

±0,5

-

±0,5

2.2 Масса в цистерне (нетто)

-

±0,5

-

±0,5

2.3 Расход топлива, подаваемого в котел

-

±2,0

±2,0

2.4 Расход топлива в линии рециркуляции от котла

-

±3,5

-

±2,0

2.5 Давление перед горелками

-

±2,5

-

-

2.6 Температура перед горелками, °С

±1,0

-

±1,0

±1,0

2.7 Теплота сгорания низшая, кДж/кг

±130

-

±130

±130

2.8 Плотность, г/см

0,0006

-

0,0006

-

2.9 Содержание воды, %

±2,0

-

±2,0

-

3 Газообразное топливо

3.1 Расход топлива, подаваемого на установку

-

±1,6

±1,6

3.2 Температура, °С

±2,0

-

±2,0

-

3.3 Давление

-

±1,0

±1,0

3.4 Плотность, кг/м3

±0,004

-

±0,004

-

3.5 Теплота сгорания низшая, кДж/м3

±170,0

-

±170,0

-

4 Вода

Исходная вода, поступающая на водоподготовителъную установку:

4.1 расход

-

±4,0

-

±4,0

4.2 давление

-

±2,5

-

±2,5

4.3 температура, °С

±2,0

-

-

-

Исходная вода на входе в подогреватель:

4.4 давление

-

±2,5

-

-

Исходная вода после подогревателя:

4.5 температура, °С

±1,0

-

±1,0

-

Вода на входе (выходе) фильтров:

4.6 Расход

-

±2,5

-

-

4.7 Давление

-

±2,5

-

-

Вода и реагенты в баках:

4.8 уровень

-

±5,0

-

-

Вода на входе в конденсатоочистку:

4.9 расход

-

±3,5

-

-

Химически обессоленная вода:

4.10 расход

-

±2,5

-

±2,5

4.11 давление

-

±2,5

-

-

4.12 температура, °С

±2,0

-

±2,0

0

4.13 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

-

-

-

Питательная вода на входе в котел (перед РПК):

4.14 расход

-

±2,5

-

±1,5

4.15 давление

-

±2,5

-

±1,0

4.16 температура, °С

±3,0

-

±3,0 (±2,0)

-

4.17 значение рН

±0,2

-

-

-

4.18 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

-

-

-

4.19 содержание кислорода

-

±10

-

-

4.20 содержание натрия, pNa

±0,15

-

-

-

Питательная вода за подогревателем высокого давления:

4.21 расход

-

±1,5

±2,5

4.22 давление

-

±2,5

±2,5

4.23 температура, °С

±3,0

-

±2,5

Питательная вода на стороне нагнетания питательных насосов:

4.24 давление

-

±1,5

±1,5

Вода за экономайзером:

4.25 температура, °С

±3,0

-

Котловая вода:

4.26 расход (непрерывная продувка барабанных котлов)

-

±2,5

±2,5

4.27 уровень, мм

±10,0

-

4.28 значение рН

±0,2

-

Питательная вода на впрыск:

4.29 расход

-

±2,5

±2,5

4.30 давление

-

±2,5

±2,5

4.31 температура, °С

±3,0

-

4.32 массовая концентрация солей в питательной воде, мг/кг

±8,0

-

Сетевая вода, поступающая на собственные нужды:

4.33 расход

-

±5,0

±1,5

4.34 давление

-

±2,5

±1,5

4.35 температура, °С

±1,0

-

±1,0

Сетевая вода, возвращаемая от потребителей собственных нужд:

4.36 расход

-

±5,0

±3,0 (±1,5)

4.37 давление

±2,5

±1,5

4.38 температура, °С

±1,0

-

±1,0

Сетевая вода, проходящая через бойлерную установку:

4.39 расход

-

±2,5

±1,5

4.40 давление

-

±1,5

±1,5

4.41 температура на входе и выходе, °С

±1,0

-

±1,0

Сетевая вода на выводах источника тепла (подающая и обратная линии)

4.42 расход

-

±5,0

±3,0 (±1,5)

4.43 давление

±1,5

±1,5

4.44 температура, °С

±1,0

-

±1,0

Подпиточная вода теплосети:

4.45 расход

-

±2,5

±1,5

4.46 давление

-

±1,5

±1,5

4.47 температура, °С

±1,0

-

±1,0

4.48 содержание кислорода

-

±10

Охлаждающая вода, проходящая через башенный охладитель:

4.49 разность температур

±20,0

±10,0

Исходная, питательная, котловая, охлаждающая и сетевая воды:

4.50 содержание железа в диапазонах концентраций в пробе

0,2 - 0,5 мкг

±15,0

0,5 - 1,0 мкг

±10,0

10,0 - 50,0 мкг

±3,0

10,0 - 50,0 мкг

±1,0

4.51 Содержание гидразина в диапазонах концентраций в пробе

0,2 - 0,5 мкг

±50,0

0,5 - 1,0 мкг

±40,0

1,0 - 5,0 мкг

±15,0

3,0 - 8,0 мкг

±5,0

4.52 Содержание кремниевой кислоты в диапазонах концентраций в пробе

до 12 мкг

25

25 мкг

20

50 мкг

25

100 мкг

10

200 мкг

5

Питательная (ее составляющие), химически обессоленная и котловая воды:

4.53 содержание меди в диапазонах концентраций в пробе

0,5 - 1,0 мкг

±7,0

1,0 - 5,0 мкг

±3,0

5,0 - 10,0 мкг

±1,0

 

5 Воздух

Воздух окружающей среды:

5.1 температура, °С

±1,0

±1,0

5.2 барометрическое давление

±2,0

±0,5

Воздух перед мельницей, вентиляторами, воздухоподогревателями и калориферами:

5.3 расход

±5,0

5.4 давление

±2,5

5.5 температура, °С

±3,0

±3,0

Воздух за воздухоподогревателями, калориферами, рециркуляция воздуха

5.6 давление

±2,5

±1,0

5.7 температура, °С

±2,0

±2,0

Воздух перед компрессором газотурбинной установки:

5.8 расход (перепад)

±2,5

±1,0

5.9 давление

±1,0

±0,5

5.10 температура, °С

±1,0

±1,0

Воздух за компрессором газотурбинной установки:

5.11 температура, °С

±2,0

±2,0

Воздух на охлаждение газотурбинной установки:

5.12 расход (перепад)

±2,5

±1,0

5.13 давление

±0,5

±0,5

5.14 температура, °С

±4,0

±4,0

6 Продукты сгорания

Газ в верней части топки котла:

6.1 разрежение

±5,0

±1,0

Газ рециркуляции:

6.2 расход

±5,0

Газ в поворотных камерах котла:

6.3 температура, °С

±5,0

Газ перед воздухоподогревателем:

6.4 разрежение

±4,0

6.5 температура, °С

±5,0

±3,0

Газ за воздухоподогревателем и дымососом:

разрежение

±5,0

6.7 температура, °С (для котлов с мокрыми скрубберами температура, °С)

±4,0

±6,0

±3,0

±3,0

Продукты сгорания перед газотурбинной установкой:

6.8 давление

±1,6

±0,6

6.9 температура, °С

±10,0

±10,0

Продукты сгорания после газотурбинной установки:

6.10 давление

±1,0

±1,0

6.11 температура, °С

±3,0

±3,0

Уходящие газы:

6.12 массовая концентрация О2

±10,0

6.13 массовая концентрация СО

±10,0

6.14 массовая концентрация NO2

±10,0

6.15 массовая концентрация SO2

±10,0

6.16 массовая концентрация летучей золы и сажи

±25,0

6.17 расход дымовых газов

±10,0

7 Пар

Пар к мельницам и на распиливание мазута:

7.1 давление

±2,5

±2,5

Свежий пар за котлом:

7.2 давление

±1,0

±0,6 (±0,4)

7.3 расход

±1,5

±1,5

7.4 температура, °С

±5,0

±2,0

7.5 значение рН

±0,2

7.6 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

Пар за отдельными ступенями пароперегревателей:

7.7 температура, °С

±8,0

Насыщенный и влажный пар за котлом:

7.8 давление

±1,0

±0,6

7.9 температура, °С

±8,0

±8,0

7.10 влажность

±0,05

7.11 значение рН

±0,2

7.12 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

7.13 содержание натрия pNa

0,15

Пар до встроенной задвижки (для прямоточных котлов):

7.14 давление

±1,5

7.15 температура, °С

±8,0

Пар в тракте холодного перегрева:

7.16 расход

±1,5

±1,5

7.17 давление

±1,0

±1,0 (±0,4)

7.18 температура, °С

±8,0

±2,0

Пар в тракте горячего промперегрева перед отсечными клапанами ЦСД:

7.19 давление

±1,0

±0,6 (±0,4)

7.20 температура, °С

±8,0

±2,0

Пар, отбираемый из тракта промперегрева на собственные нужды:

7.21 расход

±2,5

±2,5

7.22 давление

±2,5

±2,5

7.23 температура, °С

±8,0

±4,0

Пар, подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла:

7.24 расход

±3,5

±2,5

7.25 давление

±2,5

±2,5

7.26 температура, °С

±4,0

±4,0

Пар перед стопорными клапанами цилиндра высокого давления:

±1,0

7.27 давление

±0,6 (±0,4)

7.28 температура, °С

±8,0

±2,0

7.29 расход

±1,5

±1,5

Пар в регулирующей ступени:

7.30 давление

±1,0

±0,6

7.31 температура, °С

±8,0

±2,0

Пар за цилиндром высокого давления:

7.32 давление

±1,0

±0,4

7.33 температура, °С

±8,0

±2,0

Пар за цилиндром среднего давления

7.34 давление

±1,0

±0,4

7.35 температура, °С

±3,0

±2,0

Пар, подаваемый на питательный турбонасос:

7.36 расход

±2,5

±1,5

7.37 давление

±1,0

±0,6

7.38 температура, °С

±8,0

±3,0

Пар на выхлопе питательного насоса:

7.39 давление

±1,0

±1,0

7.40 температура, °С

±8,0

±2,0

Пар в выносном сепараторе Р-20 пусковых схем с прямоточными котлами:

7.41 расход

±1,0

Пар, подаваемый для отпуска тепла:

7.42 расход

±2,5

±2,5

7.43 давление

±1,0

±0,6

7.44 температура, °С

±8,0

±3,0

Пар на выхлопе турбины (с противодавлением):

7.45 расход

±2,5

±1,5

7.46 давление

±1,0

±0,6

7.47 температура, °С

±8,0

±3,0

Пар, подаваемый на турбовоздуходувку

7.48 расход

±2,5

±2,5

7.49 давление

±1,0

±0,6

7.50 температура, °С

±5,0

±3,0

Пар на выхлопе турбовоздуходувки:

7.51 давление

±1,0

±1,0

7.52 температура, °С

±4,0

±2,0

Пар в конденсаторе турбины, питательного турбонасоса, турбовоздуходувки:

7.53 давление в каждой секции (абсолютное)

±1,0

±1,0

7.54 температура, °С

±1,0

Переток пара между энергоблоками:

7.55 расход

±2,0

Пар, подаваемый на бойлер:

7.56 давление

±1,0

±1,0

7.57 температура, °С

±4,0

±3,0

Пар в котельной:

7.58 давление

±1,0

±1,0

7.59 массовая концентрация солей в паре, мг/кг

±8,0

8 Конденсат

Конденсат турбины после обессоливающей установки:

8.1 температура, °С

±1,0

-

±1,0

-

8.2 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

-

-

-

8.3 содержание кислорода

-

±10,0

-

-

Конденсат на выходе из конденсатора:

8.4 расход

-

±2,5

-

-

8.5 давление

-

±1,5

-

±1,5

8.6 температура, °С

±1,0

-

±1,0

-

8.7 значение рН

±0,2

-

-

-

8.8 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

-

-

-

Возвратный конденсат:

8.9 расход

-

±2,5

-

±2,5

8.10 температура, °С

±2,0

-

±1,0

-

8.11 значение рН

±0,2

-

-

-

8.12 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

±0,06

-

-

-

Конденсат на отопление:

8.13 расход

-

±4,0

-

-

8.14 температура, °С

±2,0

-

-

-

Сточные воды:

8.15 значение рН

±0,2

-

-

-

 

9 Тепловая энергия

9.1 Количество теплоты, отпускаемой с сетевой водой на каждой тепломагистрали выводных коллекторов

-

±2,5

-

±2,5

9.2 Количество теплоты, отпускаемой с сетевой водой, проходящей через бойлерную установку

±2,5

-

±2,5

9.3 Количество теплоты, отпускаемой с паром на каждой тепломагистрали выводных коллекторов

±3,0

-

±2,5

9.4 Количество теплоты возвратного конденсата на каждой тепломагистрали

-

±2,5

-

±2,5

10 Тепловая мощность

10.1 Мощность сетевой воды на каждой тепломагистрали

-

±3,0

-

-

10.2 Мощность пара, подаваемого для отпуска теплоты, на каждой тепломагистрали

-

±4,0

-

-

10.3 Мощность возвратного конденсата на каждой тепломагистрали

-

±3,0

-

-

11 Другие параметры

Водород в корпусе генератора (возбудителя):

11.1 давление

±2,0

11.2 температура, °С

±3,0

Дистиллят в контуре охлаждения статора ротора и сердечника генератора

11.3 расход

±4,0

11.4 давление

±2,0

11.5 температура, °С

±2,0

Жидкость в контуре охлаждения генератора, охлаждающая водород, масло и дистиллят:

11.6 давление

±4,0

11.7 температура, °С

±2,0

11.8 расход

±4,0

Масло уплотнения вала генератора, подаваемое на подшипник турбины после маслоохладителя:

11.9 температура, °С

±1,0

Приложение И
(Рекомендуемое)

Методические рекомендации по наладке автоматических регуляторов

И.1 Наладка автоматических регуляторов турбинного оборудования ТЭС

В настоящем разделе рассмотрены следующие вопросы:

- регулирование подачи пара на уплотнения вала турбины (И1.1);

- регулирование уровня в регенеративных подогревателях, конденсаторе турбины и деаэраторе (И1.2);

- регулирование давления пара в деаэраторе (И1.3);

- требования к качеству поддержания параметров (И1.4);

- проверка измерительных преобразователей уровня и давления (И1.5);

- проверка регулирующих приборов (И1.6);

- проверка монтажа измерительных преобразователей уровня и давления (И1.7);

- проверка регулирующих органов (И1.8);

- проверка электрических схем, наладка дистанционного и автоматического управления (И1.9);

- расчет параметров настройки регуляторов (И1.10);

- подготовка регуляторов к включению (И1.11);

- включение АСР в работу (И1.12);

- характерные неисправности АСР и методы их устранения (И1.13);

И.1.1 Регулирование подачи пара на уплотнения вала турбины

И.1.1.1 Концевые лабиринтовые уплотнения предотвращают подсос воздуха в турбину и утечки из турбины (рисунок И1.1). На концевые уплотнения ЦНД и задние уплотнения ЦСД пар с небольшим избыточным давлением подается во всех режимах работы турбины, на концевые уплотнения ЦВД и передние уплотнения ЦСД - только при пуске, холостом ходе и малой нагрузке, когда давление в ступенях высокого давления меньше атмосферного; в дальнейшем эти уплотнения работают по принципу самоуплотнения и для поддержания в камерах уплотнений давления следует организовывать отвод пара из них. Пар, проходящий через уплотнения из цилиндров, направляется в камеры соответствующих отборов турбины и в охладитель пара уплотнений, включенный в схему регенерации турбины.

РД-1 и РД-2- регуляторы давления; Д - измерительный преобразователь; ИМ - исполнительный механизм; РК-1 и РК-2 - регулирующие клапаны

Рисунок И1.1 - Схема автоматического регулирования подачи пара на концевые уплотнения турбины К-300-240-3

И.1.1.2 Схема регулирования подачи пара на уплотнения должна обеспечивать поддержание давления в камерах уплотнений на заданном значении во всех режимах работы турбины, так как при понижении давления возможен подсос воздуха в части цилиндров, находящихся под вакуумом; повышение давления может привести к обводнению масла в подшипниках турбин и парению из уплотнений. Для решения этих задач в настоящее время сформировалась технологическая схема уплотнений с раздельным регулированием давления пара в уплотнениях частей низкого и высокого давления турбины с выделением коллекторов (рисунок И1.1) низкого давления (КНД) и высокого давления (КВД).

При пуске турбины из холодного состояния в КНД подается пар от общестанционного коллектора собственных нужд (КСН), КВД соединяется с КНД, пар подается на все уплотнения турбины и регулятор давления РД-1 поддерживает давление в коллекторах (в камерах уплотнений) на заданном значении, воздействуя на клапан РК-1 подвода пара к КНД. В этом режиме возможен также сброс избытка пара из КВД через клапан РК-2 в ПНД № 2.

При переходе уплотнений ЦВД и ЦСД (переднего) в режим самоуплотнения КВД отключается от КНД и производится независимое регулирование давления пара в коллекторах: регулятор РД-1 поддерживает давление в КНД, воздействуя на клапан РК-1 подвода к нему пара; регулятор РД-2 поддерживает давление в КВД, сбрасывая избыток пара в ПНД № 2, и КВД в этом режиме становится отсосным коллектором. По мере набора нагрузки КНД подключается к деаэратору.

При пуске турбины из горячего состояния КНД и КВД изолированы один от другого, к КНД подводится пар от деаэратора, а к КВД - от КСН после электронагревателей, где он перегревается до температуры 300 - 400 °С. Давление в коллекторах поддерживается независимо регуляторами РД-1 и РД-2.

Если схема уплотнений имеет только один коллектор и соответственно один регулятор давления, распределение расхода пара по уплотнениям производится в процессе пусконаладочных работ с помощью настроечных вентилей на линии подачи пара к каждому уплотнению.

И.1.1.3 Объект регулирования давления пара на уплотнения обладает самовыравниванием, что упрощает его автоматизацию.

Регуляторы поддерживают давление в коллекторах уплотнений на уровне 0,115 - 0,120 МПа (1,15 - 1,20 кгс/см2), обеспечивая давление в камерах уплотнений в пределах от 0,103 до 0,105 МПа (от 1,03 до 1,05 кгс/см2). Давление измеряется непосредственно за регулирующими клапанами или в коллекторах уплотнений.

И.1.2 Регулирование уровня в регенеративных подогревателях, конденсаторе турбины и деаэраторе

И.1.2.1 На рисунке И1.2 приведена схема конденсационно-регенеративной установки турбины, предназначенной для конденсации пара, отработавшего в турбине, регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды, деаэрации. В установку входят ПНД, ПВД, деаэратор, а также вспомогательные теплообменники (охладитель пара уплотнений, охладители выпара и др.). Все теплообменники системы регенерации поверхностного типа, за исключением деаэратора и ПНД № 2. Конденсатные насосы 1-й ступени перекачивают основной конденсат турбины через блочную обессоливающую установку (БОУ), охладитель пара уплотнений и ПНД № 1 в ПНД № 2 смешивающего типа, откуда он конденсатными насосами 2-й ступени через ПНД № 3 и 4 и охладители выпара деаэратора направляется в деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см2). Из деаэратора вода подается питательными насосами в котел через ПВД № 6 - 8. Потери конденсата в цикле энергоблока восполняются добавкой обессоленной воды в конденсатор.

Для предотвращения срыва конденсатных насосов вследствие снижения расхода основного конденсата по тракту системы регенерации при закрытии соответствующих регулирующих клапанов регуляторов уровня в конденсаторе и в ПНД № 2 до 30 - 40 % хода автоматически открываются задвижки на линиях рециркуляции конденсатных насосов. Открытие задвижек не влияет на положение уровня в конденсаторе и в ПНД № 2, который определяется только расходом конденсата через регулирующие клапаны.

Описание: Описание: Описание: 1

1 - котел; 2 - турбина; 3 - конденсатор; 4 - деаэратор; 5 - бустерные насосы; 6 - питательный электронасос; 7 - питательный турбонасос; 8 - конденсатные насосы 2-й ступени; 9 - конденсатные насосы 1-й ступени; 10 - охладитель пара уплотнений; 11 - охладитель выпара; 12 - блочная обессоливающая установка; РУ, РП и РД - соответственно регуляторы уровня, питания и давления

Рисунок И1.2 - Схема автоматического регулирования конденсационно-регенеративной установки турбины К300-240-3.

Конденсат греющего пара каскадно сливается из подогревателя с более высоким давлением в подогреватель с более низким давлением. Весь конденсат, образующийся в ПВД, при номинальной нагрузке турбины сливается в деаэратор. При понижении нагрузки турбины до 60 % номинальной перепад давлений между ПВД № 6 и деаэратором оказывается недостаточным для слива конденсата греющего пара в деаэратор; в этом режиме конденсат из ПВД № 6 автоматически направляется в ПНД № 4, а из ПВД № 7 (при достаточном давлении в нем) - в деаэратор. Конденсат греющего пара, образующийся в ПНД № 3 и 4, сливается из ПНД № 3 на сторону всасывания конденсатных насосов 2-й ступени. Конденсат греющего пара, образующийся в охладителе пара уплотнений и в ПНД № 1, сливается в конденсатор; туда же сливается основной конденсат при переполнении ПНД № 2. Конденсат из охладителей выпара направляется в расширитель дренажного бака.

Схемы систем регенерации турбин других типов могут отличаться от приведенной на рисунке И1.2 наличием дополнительных теплообменников, схемами переключений конденсата, греющего пара при снижении нагрузки турбины и др.

И.1.2.2 Согласно рисунку И1.2 все теплообменники системы регенерации, кроме ПНД № 1 и охладителя пара уплотнений, оснащены регуляторами уровня. Конденсатор турбины оснащен двумя регуляторами уровня. При пуске турбины при пониженном вакууме в конденсаторе для предотвращения повреждения фильтров БОУ горячим конденсатом предусмотрена возможность поддержания заданного значения уровня конденсата в конденсатосборнике путем сброса части конденсата помимо БОУ в циркуляционный водовод или в бак запаса грязного конденсата.

В схеме со смешивающим ПНД № 2 (рисунок И1.2) изменение расхода основного конденсата в тракте регенерации производится тремя регулирующими клапанами (по уровню в конденсаторе, ПНД № 2 и деаэраторе), что усложняет автоматизацию этого узла. В схемах регенерации без смешивающих подогревателей, в которых изменение расхода конденсата осуществляется двумя регулирующими органами, взаимосвязь объектов регулирования проявляется в меньшей степени.

Уровень в конденсаторе, ПВД, ПНД, деаэраторе и охладителях регулируется, как правило, регуляторами, которые получают основной сигнал по уровню и сигнал обратной связи от измерительного преобразователя перемещения исполнительного механизма. Регуляторы уровня в конденсаторе, подогревателях и охладителях воздействуют на сливные клапаны, регулятор уровня в деаэраторе - на регулирующий питательный клапан. При повышении уровня в конденсаторе или подогревателях клапан открывается, а в деаэраторе закрывается. В связи с принятой структурой регуляторов уровня они осуществляют пропорциональное регулирование, при котором в установившемся состоянии каждому значению уровня соответствует определенное открытие регулирующего клапана, т.е. регулирование уровня производится со статической ошибкой (неравномерностью). Статические характеристики регулирования приведены на рисунке И1.3. Допустимые пределы неравномерности регулирования определяются допустимыми отклонениями уровня от среднего, которые задаются инструкциями заводов-изготовителей исходя из конструктивных особенностей оборудования.

Следует стремиться к регулированию уровня с минимальной статической ошибкой, что обеспечивает наибольшую экономичность регенеративной установки, а также снижение эрозии трубопроводов и особенно регулирующих клапанов. В случае, если по условиям устойчивости АСР требуется установление неравномерности больше допустимой, схемы регулирования приходится усложнять.

Описание: Описание: Описание: 1

а - со сливным клапаном (в конденсаторе, подогревателе, охладителе); б - с регулирующим питательным клапаном (в деаэраторе); δ - статическая ошибка (неравномерность) регулирования

Рисунок И1.3 - Статические характеристики регулирования уровня воды в теплообменниках

И.1.2.3 Зависимости изменения уровня в подогревателях и охладителях при нанесении возмущения собственными регулирующими клапанами (кривые разгона по уровню) характеризуются небольшим запаздыванием (до 10 с) и отсутствием самовыравнивания. Характер кривых разгона по уровню в конденсаторе зависит от места установки регулирующего клапана и наличия в тепловой схеме блочной обессоливающей установки: если БОУ отсутствует или регулирующий клапан находится до нее, то в динамическом отношении конденсатор подобен подогревателям, при этом некоторое самовыравнивание объекта объясняется увеличением давления на стороне всасывания конденсатных насосов 1-й ступени при повышении уровня в конденсаторе; если есть БОУ и регулирующий клапан установлен за ней, то запаздывание объекта определяется в значительной степени инерционностью БОУ и может достигать 25 - 30 с.

Запаздывание изменения уровня в деаэраторе при изменении подачи химически обессоленной воды в конденсатор превышает 100 с, при подаче обессоленной воды непосредственно в деаэратор запаздывание резко уменьшается до 10 с.

Скорость изменения уровня в теплообменниках системы регенерации пропорциональна степени открытия регулирующего клапана и крутизне его характеристики в зоне возмущения и обратно пропорциональна площади свободного сечения бака в районе нахождения уровня.

Пульсации уровня в теплообменниках системы регенерации носят различный характер: в конденсаторе и деаэраторе они практически отсутствуют, в ПВД составляют ±(10 ÷ 15) мм, в поверхностных ПНД ±(30 ÷ 40) мм, в смешивающих ПНД они достигают ±60 мм. Период пульсаций обычно составляет 2 - 3 с.

И.1.3 Регулирование давления пара в деаэраторе

И.1.3.1 Регулятор давления в деаэраторе (рисунок И1.4) воздействует на подачу греющего пара из отборов турбины, поддерживая заданное давление в головке деаэратора независимо от нагрузки. При снижении нагрузки турбогенератора клапан, регулирующий подачу пара в деаэратор, открывается, так как давление в отборах турбины уменьшается. При снижении давления перед регулирующим клапаном за пределы допустимого схемой управления обычно предусматривается автоматическое переключение питания деаэратора от отбора с более высоким давлением или от постороннего источника (общестанционного коллектора собственных нужд).

И.1.3.2 В динамическом отношении объект регулирования давления в деаэраторе обладает незначительным запаздыванием (до 10 с) и самовыравниванием. Постоянная времени объекта при повышении давления в зависимости от типа деаэратора и нагрузки турбины в пределах от 20 до 60 с. Постоянная времени при понижении давления существенно зависит от недогрева воды, находящейся в деаэраторе, до кипения и от степени отклонения давления: при незначительных отклонениях давления (в пределах от 10 до 20 кПа, или от 0,1 до 0,2 кгс/см2) она практически равна (несколько меньше) постоянной времени при повышении давления.

Измерительный преобразователь давления подсоединяется к средней части головки деаэратора или к паропроводу за регулирующим клапаном, а в случае если в тепловой схеме предусмотрена установка нескольких деаэраторов - к паровой уравнительной линии.

Описание: Описание: Описание: 1

РП4-М1 - регулирующее устройство; БРУ-32 - блок ручного управления; ПБР-3М2.2 - пускатель бесконтактный реверсивный; БСПТ-10 - блок сигнализации положения выходного вала с унифицированным выходом (0-5; 0-20; 4-20 мА); Метран-45-ДИ - датчик давления в деаэраторе; Метран-45-ДД - датчик уровня в деаэраторе; МЭО - механизм исполнительный электрический; 1 - 7 - вентили; 8 - коллектор с.н.; 9 - от растопочного расширителя; 10 - в продувочный коллектор; 11 - пар к КНД уплотнений турбины; 12 - конденсат греющего пара; 13 - основной конденсат от охладителя выпара; 14 - к бустерным насосам; 15 - обессоленная вода в конденсатор; 16 - продувочный коллектор

Рисунок И1.4 - Схема регулирования уровня и давления в деаэраторе

И.1.4 Требования к качеству поддержания параметров

И.1.4.1 Устанавливаются следующие требования к поддержанию технологических параметров авторегуляторами турбоагрегатов:

- устойчивая работа (отсутствие колебаний) АСР и ограниченная частота включений авторегуляторов, которая при постоянном заданном значении нагрузки энергоблока не должна превышать 6 включений в 1 мин;

- максимальные отклонения параметров при постоянной заданной нагрузке турбины во всем диапазоне нагрузок турбоустановки не должны превышать следующих значений:

- давления пара в коллекторе уплотнений ±5 кПа (0,05 кгс/см2);

- уровня воды в конденсаторе ±150 мм;

- уровня конденсата греющего пара в регенеративных подогревателях ±150 мм;

- давления пара в деаэраторе ±20 кПа (0,2 кгс/см2);

- уровня воды в деаэраторе ±200 мм.

И.1.4.2 Как правило, допустимые пределы отклонения уровня в подогревателях, конденсаторе и деаэраторе, задаваемые заводами-изготовителями оборудования, превышают приведенные выше значения.

Кроме того, во всем диапазоне изменения нагрузки турбоустановки переходные процессы в АСР при эксплуатационных возмущениях должны характеризоваться малой колебательностью. При изменении нагрузки турбоустановки с максимально допустимой для данного оборудования скоростью, а также при глубоких возмущениях, связанных, например, с отключением и подключением группы ПВД, срабатыванием технологических защит снижения нагрузки энергоблока, вплоть до собственных нужд или холостого хода турбины, АСР турбоагрегатов не должны допускать отклонения поддерживаемых параметров до уставок срабатывания защит. Регулятор давления в деаэраторе не должен допускать резких изменений давления, приводящих к вскипанию воды на стороне всасывания питательных насосов и их запариванию.

И.1.5 Проверка измерительных преобразователей уровня и давления

И.1.5.1 Измерительные преобразователи уровня и давления, применяемые в АСР, использующих унифицированный сигнал постоянного тока, в зависимости от применяемой аппаратуры имеют предельные значения выходного сигнала 0 и 5; 0 и 20 или 4 и 20 мА постоянного тока. При их проверке следует учитывать, что дифференциальные манометры-уровнемеры при нулевом значении измеряемого параметра имеют выходной сигнал, равный 5 мА.

После внешнего осмотра измерительный преобразователь подключается к источнику давления. Источником давления при проверке преобразователя давления на перепад давлений менее 10 кПа (1000 кгс/м2) и до 0,5 МПа (5 кгс/см2) применяется, например, портативный калибратор давления или задатчик давления. Для проверки измерительных преобразователей давления в деаэраторе используются грузопоршневой манометр и воздушный компрессор, развивающий давление до 1 МПа (10 кгс/см2).

И.1.5.2 В качестве образцовых средств для контроля измеряемой величины могут быть применены образцовые манометры МО, жидкостные микроманометры, а также грузопоршневые манометры МП в случае их использования для проверки преобразователя; для измерения выходного сигнала - миллиамперметры постоянного тока класса точности 0,1; 0,2 на пределы измерения 0 - 7,5 мА (для измерительных преобразователей с выходным сигналом до 5 мА) или 0 - 25 мА (для измерительных преобразователей с выходным сигналом до 20 мА).

И.1.5.3 Проверка измерительных преобразователей производится по заводским инструкциям и включает в себя:

- установку нуля;

- установку диапазона выходного сигнала;

- определение основной погрешности и вариации показаний выходного сигнала.

И.1.5.4 После проверки измерительные преобразователи давления заполняют конденсатом. При заполнении конденсатом датчиков, у которых уравнительный вентиль отсутствует, для заполнения камер соответствующие вентили открывают, а для заполнения конденсатом и вытеснения воздуха из уравнительной линии вентильного блока один из вентилей закрывают, а другой - устанавливают в промежуточное положение. После окончания этой операции последний также закрывают.

Если дифференциальный манометр служит измерительным преобразователем давления, то конденсатом заполняется только плюсовая камера.

И.1.6 Проверка регулирующих приборов

Регулирующие приборы проверяют в лаборатории по заводским инструкциям.

И.1.7 Проверка монтажа измерительных преобразователей уровня и давления

И.1.7.1 Для измерения уровня применяются, как правило, уравнительные сосуды СУ, поставляемые совместно с теплообменниками.

Датчики, измеряющие уровень в теплообменниках и давление пара в коллекторах уплотнений, устанавливаются ниже места измерения. Соединительные линии должны быть проложены по кратчайшему расстоянию вертикально или с уклоном к горизонтали не менее 1:10 в сторону датчика. Длина соединительных линий должна быть не более 15 м, внутренний диаметр - не менее 8 мм. Трубка, соединяющая уравнительный сосуд с корпусом теплообменника, должна иметь внутренний диаметр не менее 12 мм и быть прямой и короткой. При измерении давления с помощью датчика уровня его минусовая камера соединяется с атмосферой.

И.1.7.2 Сосуды и соединительные линии не должны изолироваться, иначе при глубоких сбросах нагрузки турбиной возможно вскипание конденсата в сосуде, что приводит к ложной работе регуляторов (особенно для ПВД).

Для продувки соединительных линий предусмотрены продувочные линии, которые объединяются обычно в общий коллектор, с вентилями (рисунок И1.4). Иногда вместо вентилей на продувочных линиях устанавливаются заглушки 6 и 7 (рисунок И1.5). Продувочные линии для измерительных преобразователей уровня в конденсаторе, как правило, не предусматриваются во избежание дополнительных присосов (рисунок И1.6).

К уравнительным сосудам измерительных преобразователей уровня в конденсаторе и в ПНД подводится линия подпитки от конденсатных насосов, которая врезается в плюсовую соединительную линию у сосуда (рисунок И1.5) или измерительного преобразователя (рисунок И1.6).

БРУ-32 - блок ручного управления; 6 и 7 - заглушки; 8 - вентиль подпитки. (Остальные обозначения рисунок И1.4)

Рисунок И 1.5 - Схема регулирования уровня в подогревателе

И.1.7.3 Запрещается подключать к одному измерительному сосуду измерительные преобразователи КИП, автоматики и защиты. Для каждого из них устанавливаются отдельные сосуды. Запорные вентили могут устанавливаться до сосудов либо после них. Предпочтительна установка вентиля на паровой линии до сосуда, так как в этом случае возможно отключение сосуда для ремонта и опрессовки соединительных линий давлением подпиточной воды; вентиль при этом во избежание образования пробок должен устанавливаться в горизонтальном положении по штоку.

Водяная соединительная линия измерительного преобразователя регулятора уровня в конденсаторе врезается в нижнюю часть конденсатосборника. Паровая линия подсоединяется к конденсатору несколько выше верха конденсатосборника.

СУ - уравнительный сосуд, ДД - измерительный преобразователь (уровнемер) 1 - 5 и 8 - вентили (Остальные обозначения рисунки И1.2 и И1.4)

Рисунок И1.6 - Схема регулирования уровня в конденсаторе турбины

И.1.7.4 Места соединения измерительных преобразователей, находящихся под вакуумом, необходимо тщательно уплотнить, покрыв места возможного подсоса воздуха густой жировой смазкой.

Минусовая трубка измерительных преобразователей уровня в подогревателях подсоединяется к нижней части подогревателя. Врезка минусовой трубки и водоуказательного стекла в сливной трубопровод недопустима, так как при этом появляется дополнительная ошибка измерения, зависящая от скорости потока. Наиболее велика ошибка при измерении уровня в подогревателях, на линии слива которых находятся насосы: в момент включения (кажущийся упуск уровня) и отключения (кажущаяся перепитка) насосов.

И.1.7.5 Измерительные преобразователи устанавливаются, как правило, на стендах в вертикальном положении. Передача выходного сигнала и подключение питания осуществляются независимо двумя отдельными кабелями, причем сигнальный кабель должен быть экранированным.

Заземление измерительного преобразователя через специальный зажим на его корпусе производится проводом сечением не менее 2,5 мм2. Во избежание засорения измерительных преобразователей после их установки они должны быть отключены от соединительных линий и запорные вентили на соединительных линиях должны быть закрыты.

И.1.8 Проверка регулирующих органов

И.1.8.1 На рисунках И1.7 - И1.10 приведены эскизы регулирующих клапанов, применяемых при автоматизации турбинного оборудования, и примеры их сочленений с исполнительными механизмами.

Описание: Описание: Описание: 1

Описание: Описание: Описание: 1

а) конструкция клапана ТКЗ

б) профиль проходного сечения клапана ТКЗ

в) конструкция клапана БКЗ

Рисунок И1.7 - Двухпоточные поворотно-золотниковые клапаны

а - конструкция клапана; б - положения поворотного золотника; в - рекомендуемое сочленение; г - коррекция сочленений

Рисунок И.1.8 - Однопоточный поворотно-золотниковый клапан ТКЗ

Описание: Описание: Описание: 1

Описание: Описание: Описание: 1

а)

б)

в)

а - рекомендуемое сочленение однопоточного золотникового клапана БК3; б - коррекция сочленений однопоточного золотникового клапана БКЗ; в - рекомендуемое сочленение двухпоточного золотникового клапана БКЗ

Рисунок И1.9 - Клапаны регулятора давления в деаэраторе

Описание: Описание: Описание: 1

а)

б)

а - двухседельный клапан; б - комбинированный клапан; 1 - регулировочный болт; 2 - внутренний шток; 3 - золотник основного клапана; 4 - основной конденсат; 5 - в схему регенерации; 6 - рециркуляция

Рисунок И1.10 - Клапаны регулятора уровня в конденсаторе

И.1.8.2 Для регулирования уровня в ПНД, ПВД и в деаэраторах наибольшее распространение получили поворотно-золотниковые проходные двухпоточные (рисунок И1.7, а) и однопоточные (рисунок И1.8) клапаны ТКЗ. Для этих же целей применяются поворотно-золотниковые проходные двухпоточные клапаны БКЗ (рисунок И1.7, в). Эти клапаны имеют большой объем типоразмеров: по условному проходу от 50 до 300 мм и по площади проходного сечения от 3,5 до 310 см2.

Для регулирования уровня в подогревателях смешивающего типа применяются также поворотно-золотниковые угловые клапаны ТКЗ.

При осмотре поворотно-золотниковых клапанов следует проверить совпадение механического указателя с рисками на корпусе при полном открытии и закрытии; при полном закрытии клапана должно быть обеспечено перекрытие окон.

Длина рычага клапана R (мм), при которой угол поворота кривошипа ИМ составляет 90°, определяется по формуле

                                                  (И1.8.1)

или по приближенной формуле

                                                       (И1.8.2)

где φ - рабочий угол поворота рычага регулирующего клапана, град.;

r - длина кривошипа ИМ, мм.

И.1.8.3 Для уменьшения усилий на золотник ИМ рекомендуется размещать таким образом, чтобы в среднем положении кривошип и рычаг клапана были перпендикулярны соединительной тяге (рисунок И1.8, в).

Для удобства настройки сочленения на рычаге клапана имеется несколько отверстий.

Для регулирования давления пара в деаэраторе применяются золотниковые клапаны (рисунок И1.10) или несколько реже поворотно-золотниковые клапаны БКЗ (рисунок И1.7, в).

И.1.8.4 Для золотниковых клапанов длина R (мм) рычага клапана, обеспечивающая поворот кривошипа исполнительного механизма на угол 90°, определяется по формуле

                                                    (И1.8.3)

где r - длина кривошипа ИМ, мм;

m - расстояние между осью вращения рычага клапана и местом крепления штока золотника к рычагу, мм;

hраб - рабочий ход клапана, мм.

Для того, чтобы на золотник не действовали никакие усилия, кроме перестановочных, рекомендуется (рисунок И1.9, а):

- обеспечить в среднем положении ИМ и клапана параллельность кривошипа ИМ и рычага клапана и их перпендикулярность тяге;

- обеспечить в среднем положении параллельность тяги штоку золотника;

- установить ИМ таким образом, чтобы расстояние по горизонтали между осями вращения кривошипа ИМ и рычага клапана L = R + r (или L = R - r, если кривошип и рычаг клапана направлены в одну сторону);

- обеспечить длину тяги равной от 3 до 8r.

При выполнении этих рекомендаций сочленения не будут искажать расходную характеристику регулирующих органов.

Сочленения для клапана, изображенного на рисунке И1.9, в, выполняются аналогично, однако в этом случае необязательна перпендикулярность штока и рычага в среднем положении, так как для приведенной конструкции все усилия, отличающиеся от перестановочных, воспринимаются промежуточным шарниром.

И.1.8.5 Клапаны регулятора уровня в конденсаторе поставляются совместно с турбиной заводами - изготовителями турбин. Двухнедельный клапан, поставляемый с турбиной ЛМЗ, изображен на рисунке И1.10, а. При его осмотре следует обратить внимание на отсутствие люфтов в местах сочленения рычага клапана со штоком. Люфт устраняется наплавкой металла с последующей механической обработкой соприкасающихся поверхностей.

Комбинированный клапан уровня и рециркуляции в конденсаторе (рисунок И1.11, б) настраивается по данным заводского чертежа.

Закрыв полностью основной клапан, закручивают болт 1 до соприкосновения внутреннего штока 2 с гайкой золотника 3 основного клапана. Измеряют положение нижнего конца болта и затем закручивают его, как показано на чертеже, чтобы обеспечить начало открытия клапана рециркуляции, когда основной клапан закрывается до 30 - 40 % хода.

Рекомендации по сочленениям ИМ с этими клапанами аналогичны рассмотренным выше (рисунок И1.10). Для регулирования уровня в конденсаторе турбин ЛМЗ применяются также поворотно-золотниковые клапаны БКЗ.

И.1.8.6 Регулирующие органы совместно с ИМ должны в пределах всего регулировочного диапазона иметь рабочие характеристики, близкие к линейным (различающиеся по крутизне во всех точках не более чем в 1,5 раза), и не иметь люфтов, превышающих 2 % полного хода.

Пропуск регулирующих клапанов в закрытом положении не должен превышать 5 - 10 % максимального расхода.

С целью оценки соответствия выбранного регулирующего клапана запроектированной АСР до осмотра регулирующих органов следует произвести их поверочный расчет, который состоит в определении максимального проходного сечения, соответствующего максимальному расходу среды через него.

И.1.8.7 Во время осмотра регулирующих клапанов следует уточнить действительные размеры проходного сечения и рабочего хода клапана, проверить состояние уплотнительных поверхностей, убедиться в отсутствии перекосов и люфтов в сочленениях. Размер проходного сечения окон, вырезанных в золотнике клапана, удобнее всего определять по оттиску на листе бумаги, обернутом вокруг золотника. Снаружи клапана должен иметься указатель полного открытия и закрытия.

После сборки следует проверить легкость хода регулирующего клапана.

Если в результате осмотра окажется, что площадь проходного сечения клапана не соответствует требуемой по расчету (меньше или больше требуемой более чем в два раза), то клапан следует заменить, руководствуясь каталогами на арматуру. В случае, если такая замена не представляется возможной, по требуемой рабочей расходной характеристике клапана (зависимости расхода среды от хода или угла поворота клапана), которая для рассматриваемых АСР принимается линейной, определяется конструктивная характеристика (зависимость изменения площади проходного сечения от хода или угла поворота клапана), профиль проходного сечения и перепрофилируется клапан.

И.1.8.8 До работ по включению регуляторов целесообразно также оценить расчетным путем расходные характеристики клапанов, в особенности тех из них, экспериментальное определение которых в последующем не представляется возможным из-за отсутствия расходомеров (регулирующие клапаны уровня в подогревателях).

Если в результате расчета и построения расходной характеристики окажется, что ее крутизна в пределах регулировочного диапазона различается более чем в 1,5 раза, также производится определение конструктивной характеристики и профиля проходного сечения клапана по заданной (линейной) расходной характеристике.

В условиях электростанций перепрофилирование проходного сечения можно выполнить для большинства регулирующих органов, применяемых для турбинного оборудования.

И.1.8.9 Сочленение ИМ с регулирующим клапаном не должно иметь перекосов и заеданий.

Повороту выходного вала ИМ на 90° должен соответствовать полный ход регулирующего клапана между крайними положениями.

Допустимые значения люфтов и выбегов выходного вала ИМ регламентируются их техническими характеристиками, которые приводятся в инструкциях заводов-изготовителей. Так, для применяемых в АСР турбоагрегатов ИМ люфт выходного вала ИМ не должен превышать 0,75°, а его выбег - 0,5 % полного хода выходного вала для ИМ со временем полного хода 25 с и 0,25 % для ИМ с временем полного хода 63 с.

Сочленения рекомендуется выполнять таким образом, чтобы перестановочные усилия, действующие на затвор регулирующих органов, были малыми и примерно одинаковыми в обоих направлениях.

Расходная характеристика регулирующих органов может быть скорректирована также за счет изменения сочленений, однако эти возможности ограничены. Если расходная характеристика выпуклая, то характеристика сочленений (зависимость угла поворота рычага регулирующего органа от угла поворота кривошипа ИМ) должна быть вогнутой, причем, чем больше выпуклость расходной характеристики, тем больше должна быть вогнутость характеристики сочленений. Это достигается тем, что в положении «Закрыто» регулирующего органа угол ε между кривошипом исполнительного механизма и тягой (рисунки И.1.8, г); И.1.9, б) должен быть максимальным (но не более 170°). При этом, однако, в положении «Открыто» существенно уменьшится крутящий момент.

И.1.9 Проверка электрических схем, наладка дистанционного и автоматического управления

И.1.9.1 Электрические схемы проверяются либо по монтажным схемам, предварительно сверенным с принципиальными, либо по развернутым схемам, составленным перед наладкой. При составлении развернутой схемы условными обозначениями отмечаются все зажимы, панели, шкафы, сборки, стенды, номера кабельных связей.

Правильность монтажа проверяется «прозвонкой» цепей. Провода, находящиеся в пределах одной панели, удобно проверять с помощью омметра или батарейки с лампочкой от карманного фонаря.

Кабели или перемычки между панелями проверяются с помощью телефонного комплекта. Перед проверкой провода отсоединяются от зажимов панелей и аппаратов.

Для регулирующих органов АСР, включенных в схему избирательного управления, опробуется схема общих цепей избирательного управления набором кода (номера) соответствующего регулирующего органа. Реле выбора объекта при этом коммутирует соответствующие шинки управления и групповой указатель положения, а также сигнализирует на мнемосхеме о выборе объекта управления.

И.1.9.2 После подачи напряжения к ИМ настраивается их дистанционное управление. При этом необходимо:

- проверить сочленение ИМ с РО, установить механические упоры в крайних положениях кривошипа;

- установить регулирующий орган в среднее положение и проверить правильность вращения выходного вала при подаче сигнала «Прибавить» и «Убавить». Для ИМ, включенных в схему избирательного управления, подача сигналов производится групповым ключом управления, для ИМ, имеющих индивидуальные ключи управления, - соответствующими кнопками, расположенными на ключе. При выходе кривошипа ИМ на механические упоры следует проверить, что его двигатель не отключается в этом положении в течение 1 мин. Установить кулачки микропереключателей таким образом, чтобы микропереключатели конечных и путевых выключателей срабатывали при подходе кривошипа к механическим упорам. При работе ИМ совместно с пускателями ПБР следует учитывать, что и при отсутствии сигнала на входе пускателя на его выходных зажимах присутствует напряжение. При подключении пускателей ПБР-2М рекомендуется фазу питающего напряжения подключать к зажиму 1 пускателя. В схемах управления с контактными магнитными пускателями проверяется одновременность замыкания контактов;

- настроить блок сигнализации положения токовый в соответствии с инструкцией по эксплуатации, для чего:

- использовать профиль кулачка 0 - 90°;

- переместить регулирующий орган в начальное положение и, установив кулачок в начальное положение профиля по риске, установить выходной сигнал блока, равный нулю, с помощью регулировочного винта;

- переместить регулирующий орган в конечное положение и установить регулировочным винтом конца диапазона выходной сигнал, равный 5,0 мА.

При настройке блока сигнализации положения токового использовать миллиамперметр постоянного тока класса точности не ниже 0,5 на пределы измерения от 0,0 до 5,0 мА или 0,0 до 7,5 мА;

- проверить работу указателя положения УП (индивидуального или группового) при перемещении регулирующего органа из начального положения в конечное (показания УП должны соответствовать 0 и 100 %);

- проверить работу ИМ при дистанционном перемещении из одного крайнего положения в другое, обращая внимание на отсутствие люфтов и выбегов. Люфт выходного вала ИМ определяется визуально или по перемещению конца рычага выходного вала: при допустимом для ИМ люфте в 0,75° это перемещение при длине рычага 250,0 мм составляет 3,3 мм. Причинами повышенного люфта являются повышенный износ зубчатой передачи или люфты в шпонках; они устраняются заменой зубчатой пары или шпонок. Выбег выходного вала ИМ определяется при сочлененном ИМ с регулирующим органом по УП (оценивается значение перемещения регулирующего органа в процентах УП после прекращения действия команды от ключа управления); эта оценка является, однако, достаточно приближенной. Причинами повышенного выбега являются попадание масла на тормозной шкив или тормозную колодку или нарушение настройки тормоза. В первом случае смазка удаляется, во втором - производится настройка электромагнитного тормоза МЭО установкой с помощью регулировочных гаек зазора между якорем и магнитопроводом электромагнита в пределах 2,0 - 2,5 мм. Полный люфт ИМ с регулирующим органом и уточненное значение выбега определяются при необходимости на работающем оборудовании;

- измерить время перемещения ИМ между его крайними положениями.

И.1.9.3 Проверка цепей автоматического управления производится в такой последовательности:

- дистанционно установить регулирующий орган в среднее положение (50 % УП);

- проверить, что технологические блокировки (защиты) не разрывают цепи автоматического управления;

- отключить от регулирующего устройства цепи измерительного преобразователя перемещения; на регулирующем устройстве вызвать непрерывное свечение индикатора «Больше» путем перемещения задатчика (корректора);

- для ИМ, включенного в схему избирательного управления, перевести его на автоматическое управление нажатием кнопки «Авт»; для ИМ, имеющего индивидуальный ключ управления, перевести ключ управления в положение «Авт». При этом регулирующий орган должен открываться; в этом случае следует проверить срабатывание путевых выключателей при полном его открытии. Если регулирующий орган начнет закрываться, следует его немедленно остановить, поменять жилы на зажимах 7 и 9 регулирующего устройства и повторить проверку;

- выполнить аналогичную проверку при свечении индикатора «Меньше» регулирующего устройства;

- повторяя выполнение двух последних операции, проверить разрыв цепей управления авторегуляторов в сторону «Прибавить» и «Убавить» при имитации срабатывания технологических блокировок (защит).

И.1.10 Расчет параметров настройки регуляторов

И.1.10.1 Определение параметров настройки регуляторов обычно выполняется в несколько этапов. Сначала рассчитываются параметры статической настройки, затем рассчитываются или принимаются на основе имеющегося опыта параметры динамической настройки.

Перед первым включением регулятора эти параметры устанавливаются с помощью органов настройки на регулирующем устройстве. В процессе пробных включений и испытаний регуляторов параметры настройки корректируются.

И.1.10.2 На рисунке И.1.11 приведена функциональная схема одноконтурной АСР с жесткой обратной связью.

В АСР входят регулирующее устройство РП4-М1, блок управления БРУ-32, пусковое устройство ПБР-3М2.2, измерительный преобразователь регулируемого параметра с коэффициентом передачи , измерительный преобразователь перемещения ИМ с коэффициентом передачи Кдп (для АСР с жесткой обратной связью) и оперативный задатчик РЗД-12, которые в совокупности образуют собственно регулятор, а также объект регулирования.

В одноконтурной АСР с жесткой обратной связью имеется внутренний контур, замыкающийся жесткой обратной связью по положению клапана, и внешний контур, замыкающийся главной обратной связью по состоянию регулируемого параметра. Параметры динамической настройки этих контуров определяются независимо один от другого.

Принято считать, что статическая настройка определяет точность поддержания регулируемой величины и соотношение входных сигналов в установившихся режимах, а динамическая настройка - характер изменения параметров во времени при переходе от одного установившегося режима к другому. Одни органы настройки регулятора влияют только на статическую или динамическую настройку, а другие - на статические и динамические характеристики регулирования одновременно.

Рисунок И1.11 - Функциональная схема одноконтурной АСР с жесткой обратной связью по положению клапана на аппаратуре АКЭСР-2

И.1.10.3 На функциональной схеме АСР (рисунок И1.11) в рамках для регулирующего устройства указаны органы статической и динамической настройки регулятора. Назначение этих органов, а также условные обозначения параметров, используемых для дальнейших расчетов, приведены ниже:

- параметры, характеризующие технологические требования к АСР:

Хрп,  - текущее и номинальное значения регулируемого параметра, ед. рег. пар.;

Dзад - диапазон действия задатчика, ед. рег. пар.;

Δ - нечувствительность регулятора, ед. рег. пар.;

δ - статическая ошибка (неравномерность) регулирования, ед. рег. пар.;

- параметры, измерительных преобразователей и исполнительного механизма:

D - диапазон изменения входного сигнала измерительного преобразователя регулируемого параметра, ед. рег. пар.;

d - диапазон изменения выходного сигнала измерительного преобразователя регулируемого параметра, мА;

 - коэффициент передачи измерительного преобразователя регулируемого параметра, мА/ед. рег. пар.;

Тсм - время полного хода ИМ, с;

п - положение ИМ, % УП;

N - диапазон хода ИМ между путевыми выключателями, % УП;

Кдп - коэффициент передачи измерительного преобразователя перемещения ИМ, мА/% УП (численно );

- органы параметров настройки регуляторов для аппаратуры АКЭСР-2:

R7 - резистор, определяющий диапазон действия оперативного задатчика, МОм;

 и  - органы установления номинального значения регулируемого параметра, % диапазона изменения входного сигнала;

 - орган масштабирования сигнала по регулируемому параметру, дел.,

 - орган масштабирования сигнала от измерительного преобразователя перемещения, ИМ, дел.;

αΣ - орган масштабирования сигнала рассогласования входных параметров, дел.;

αΔ - зона нечувствительности регулирующего устройства, % диапазона изменения входного сигнала;

Тф - постоянная времени фильтра, с;

τи - постоянная времени интегрирования, с;

αп - коэффициент передачи регулирующего устройства, с/% диапазона изменения входного сигнала;

tи - длительность интегральных импульсов, с.

И.1.10.4 В объем статической настройки регуляторов (таблица И1.1) входит:

- определение положения органов настройки регулирующих устройств, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования;

- настройка диапазона действия задатчика (Dзад);

- настройка аппаратуры на поддержание заданного номинального значения регулируемого параметра .

Для определения положения органов настройки регулирующих устройств, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования, задаются допустимой нечувствительностью регулятора Δ по регулируемому параметру. Обычно принимается для одноконтурных АСР с жесткой обратной связью:

Δ = (0,02 - 0,05)δ.                                         (И1.10.1)

Зависимость между нечувствительностью и органами настройки регулирующего устройства для аппаратуры АКЭСР-2 определяется выражением

                                          (И1.10.2)

или, так как

                                                (И1.10.3)

Таким образом, параметры статической настройки регулирующего устройства αΔ и , определяющие нечувствительность регулятора, связаны соотношениями:

                                           (И1.10.4)

или

                                            (И1.10.5)

т.е. для определения одного из параметров (например, αΔ) нужно задаться другим .

Диапазон действия задатчика Dзад или цена его деления (Dзад/100 %) определяется исходя из возможности обеспечения оперативного изменения регулируемого параметра от минимально до максимально допустимого по условиям эксплуатации значения.

Обычно принимается для одноконтурных АСР с жесткой обратной связью

Dзад = (0,5 - 1,5)δ.                                              (И1.10.6)

Далее для удобства отсчета цены деления задатчика значение Dзад округляется.

Реостатный оперативный задатчик РЗД-12 подключается на немасштабируемый вход РП4-У-М1 через внутренний задатчик, его диапазон Dзад (мА) зависит от сопротивления резистора R7 внутреннего задатчика:

                                                    (И1.10.7)

При установленном заводом сопротивлении резистора R7, равном 1,2 МОм, dзад = 0,5 мА.

Для установления требуемого диапазона действия задатчика Dзад резистор сопротивлением 1,2 МОм нужно заменить на резистор, сопротивление которого (МОм) определяется по формуле

                                                   (И1.10.8)

где  принято или определено по формуле (И1.10.5).

Таблица И1.1

Операция

Исходные данные

АСР с жесткой обратной связью (на аппаратуре АКЭСР-2)

Примечание

Определение положения органов настройки, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования (нечувствительность регулятора)

Δ - из технологических соображений

D - характеристика измерительного преобразователя

Обычно задаются αΔ = 0,4 + 0,6 %

Настройка диапазона действия (цены деления) задатчика

Dзад - из технологических соображений

D, d - характеристика измерительного преобразователя

 - при определении нечувствительности

-

Настройка на поддержание заданного значения регулируемого параметра для одноимпульсных регуляторов

 - из технологических соображений D,

-

Определение параметров динамических настроек внешнего контура регулятора уровня

δ или  формулы (И1.11.13) - (И1.11.16) D, d,

или

Для диапазона хода ИМ, равного 100 %

До включения одноконтурных стабилизирующих АСР аппаратура ГСП может быть настроена на поддержание заданного номинального значения параметра . Для этой цели используется внутренний задатчик с установлением задания переключателем дискретного задания  от 0 до 90 % через каждые 10 % и потенциометром  со шкалой (-10 ÷ 0 ÷ +10) %.

Соответственно для аппаратуры АКЭСР-2 при известном значении

                                          (И1.10.9)

Для регуляторов давления пара на уплотнения турбины, измерительные преобразователи регулируемого параметра которых могут быть установлены ниже точки измерения давления, при настройке на поддержание заданного значения параметра следует учесть поправку на массу столба жидкости в соединительной линии. Тогда в формулу (И1.10.9) вместо  (МПа) подставляют

                                       (И1.10.10)

где Δhл - расстояние по вертикали между точкой измерения давления и мембраной (пружиной) измерительного преобразователя, м.

При работе с нормированным сигналом 4 - 20 мА сигнал внутреннего задатчика РП4-М1 используется также для компенсации входного сигнала 4 мА, при котором напряжение на гнездах О, У должно быть равно (0 ± 2,5) мВ.

И.1.10.5 Параметрами динамической настройки регуляторов давления и внутреннего контура регуляторов уровня являются:

- коэффициент пропорциональности регулятора (внутреннего контура);

- постоянная времени интегрирования;

- длительность интегрального импульса.

Коэффициент пропорциональности внутреннего контура (%УП/%УП) одноконтурной АСР с жесткой обратной связью (рисунок И1.12), состоящего из измерительного преобразователя перемещения ИМ, регулирующего устройства РП4 и ИМ,

                                     (И1.10.11)

Таким образом, при принятом или определенном по формуле (И1.11.5)  коэффициент пропорциональности регулятора одноконтурной стабилизирующей АСР устанавливается органом настройки коэффициента передачи αп аппаратуры АКЭСР-2, а коэффициент пропорциональности внутреннего контура одноконтурной АСР с жесткой обратной связью, кроме αп, зависит также от положения . Постоянная времени интегрирования τи и длительность интегрального импульса tи устанавливаются соответствующими органами настройки регулирующих устройств.

Параметры динамической настройки регулятора давления в деаэраторе можно определить по кривой разгона объекта или экспериментально; для регулятора давления пара на уплотнения и внутреннего контура регуляторов уровня параметры динамической настройки, как правило, определяются только опытным путем. Для регуляторов уровня определение этих параметров можно производить на неработающем оборудовании, предварительно задавшись Тф, при этом желательно расчленить ИМ и РО.

Устойчивость и качество регулирования внешнего контура для регуляторов уровня с жесткой обратной связью по положению клапана определяются коэффициентом пропорциональности регулятора  (% УП/ед. рег. пар).

Для аппаратуры АКЭСР-2 (рисунок И1.11)

                                             (И1.10.12)

Принимая во внимание, что  и Кдп = 0,05 мА/% УП,

                                             (И1.10.13)

При использовании с аппаратурой АКЭСР-2 измерительных преобразователей регулируемого параметра с диапазоном изменения выходного сигнала d = 5 мА

                                             (И1.10.14)

Так как регуляторы уровня осуществляют пропорциональный закон регулирования, при изменении нагрузки турбины, сопровождающемся изменением положения регулирующего органа, возникает статическая ошибка (неравномерность) регулирования δ, которая связана с  следующей зависимостью:

                                                   (И1.10.15)

Уменьшение  (например, увеличением  при неизменном ) повышает устойчивость процесса регулирования, однако при этом увеличивается неравномерность регулируемого параметра δ, которая может превысить допустимые технологические пределы (п. И1.5).

Оптимальное значение  (неравномерности) можно определить по кривой разгона объекта, однако обычно для рассматриваемых АСР этот параметр по динамическим характеристикам объекта не рассчитывается.

На практике неравномерность регулирования для регулятора уровня в конденсаторе принимается равной 200 - 400 мм (2 - 4 кПа, 200 - 400 кгс/м2), в ПВД и ПНД поверхностного типа 100 - 300 мм (1 - 3 кПа, 100 - 300 кгс/м2), в ПНД смешивающего типа и деаэраторе 400 - 600 мм (4 - 6 кПа, 400 - 600 кгс/м2), что соответствует следующим значениям  для регуляторов уровня: в конденсаторе 0,5 - 0,25 %/мм, в ПВД и ПНД поверхностного типа 1,0 - 0,33 %/мм, в ПНД смешивающего типа и деаэраторе 0,25 - 0,17 %/мм. При указанной неравномерности обычно обеспечивается удовлетворительное качество регулирования уровня.

Зависимость между органом масштабирования сигнала от измерительного преобразователя перемещения ИМ и неравномерностью определяется формулами:

- для аппаратуры АКЭСР-2

                                         (И1.10.16)

или при d = 5 мА

                                    (И1.10.17)

В случае, если диапазон хода ИМ между путевыми выключателями N = 100 %,

                                                    (И1.10.18)

Рассмотрение вышеприведенных формул показывает, что параметры статических и динамических настроек регуляторов взаимосвязаны. Расчетные параметры настроек не должны выходить за пределы соответствующих шкал с цифровыми отметками, в противном случае необходимо произвести перерасчет, задавшись новыми данными.

Во всех случаях необходимо стремиться к тому, чтобы расчетные значения органов настроек были в середине диапазона настроек для возможности последующей корректировки. Следует иметь в виду, что установление αΔ > (1 ÷ 1,2) % и Тф > (4 ÷ 5) с влияет на динамические параметры регулирующего устройства.

Расчетные формулы для определения параметров настройки регуляторов с жесткой обратной связью сведены в таблицу И1.1.

И.1.11 Подготовка регуляторов к включению

Операции по подготовке регуляторов к включению начинаются не менее чем через 30 мин после подачи напряжения на регулирующую аппаратуру, измерительный преобразователь регулируемого параметра и ИМ.

И.1.11.1 Подготовка регулирующих устройств

Подготовка регулирующих устройств заключается в оценке их общей работоспособности в соответствии с заводскими инструкциями.

При подготовке регулирующих устройств должна быть проверена фазировка оперативных (выносных) задатчиков и измерительных преобразователей.

Фазировка задатчика должна быть такой, чтобы изменение положения задатчика по его шкале в сторону увеличения вызывало загорание индикатора регулирующего устройства, приводящего к перемещению регулирующего органа в направлении увеличения регулируемого параметра, и наоборот. Для регуляторов уровня и давления в деаэраторе и давления пара на уплотнения турбины это означает, что поворот рукоятки задатчика по часовой стрелке должен вызвать загорание индикатора «Больше»; для регуляторов уровня в ПНД, ПВД и конденсаторе - индикатора «Меньше». Если это условие не выполняется, в панели регуляторов меняются местами крайние жилы, идущие от реостатных задатчиков.

Для фазировки измерительных преобразователей регулируемых параметров на неработающем оборудовании для регуляторов давления реостатный задатчик устанавливается в среднее положение, регулирующее устройство настраивается на поддержание заданного значения параметра и рукоятка αрп вводится в расчетное положение. При этом должен загореться (или остаться гореть) индикатор «Больше». Для фазировки измерительных преобразователей уровня при выведенной рукоятке αдп выполняются те же операции и имитируется высокий уровень в теплообменнике уравниванием давления в плюсовой и минусовой камерах дифференциального манометра. При этом для регулятора уровня в деаэраторе на регулирующем устройстве должен загореться (остаться гореть) индикатор «Меньше», для регуляторов уровня в ПНД, ПВД и конденсаторе - индикатор «Больше». Если вышеперечисленные условия не выполняются, два провода, идущие от измерительных преобразователей, меняются местами в панели регуляторов.

Для фазировки измерительных преобразователей перемещения ИМ следует:

- проверить, что при перемещении ИМ от одного крайнего положения до другого ток в цепи измерительного преобразователя изменяется от 0 ± 0,1 до 5 ± 0,1 мА;

- установить регулирующий орган в промежуточное положение;

- ввести αдп в положение 0,1 - 0,2 и сбалансировать при этом регулирующее устройство;

- дистанционно изменить положение регулирующего органа.

Если при этом при открытии регулирующего органа загорается индикатор «Меньше», а при его закрытии «Больше», измерительный преобразователь перемещения сфазирован правильно; в противном случае в панели регуляторов меняются местами провода, идущие от измерительного преобразователя.

И.1.11.2 Подготовка измерительных преобразователей уровня и давления

Подготовка включает в себя:

- продувку соединительных линий;

- заполнение соединительных линий и сосудов конденсатом;

- корректировку нуля измерительного преобразователя;

- включение измерительного преобразователя в работу.

Соединительные линии измерительных преобразователей уровня продуваются в коллектор открытием продувочных вентилей 6 и 7 и плавным открытием на 1 - 3 мин первичных вентилей 4 и 5 (рисунок И1.4).

При отсутствии на соединительных линиях продувочных вентилей от линии отключается измерительный преобразователь или открываются заглушки на продувочных линиях.

Для измерительных преобразователей, находящихся под вакуумом (регуляторы уровня в конденсаторе, ПНД), в тех случаях, когда подпиточная линия врезана после первичного вентиля (рисунки И1.6 и И1.7), продувка плюсовой соединительной линии производится путем открытия вентиля подпитки 8 при закрытом первичном вентиле 4 через плюсовую линию, подходящую к первичному преобразователю, или заглушку 7. Продувка минусовой соединительной линии производится на неработающем оборудовании (при отсутствии вакуума) при наличии достаточного уровня в теплообменнике.

Манометры продуваются при открытых запорном вентиле 3 у измерительного преобразователя и продувочном вентиле 7 плавным открытием первичного вентиля 4 (рисунок И1.4).

Для заполнения сосудов и плюсовой соединительной линии измерительных преобразователей уровня в ПНД и конденсаторе открывается подпиточный вентиль. При этом целесообразно произвести также опрессовку системы давлением подпиточной воды, для чего закрываются первичные вентили и устанавливаются в промежуточное положение вентили датчиков (при внимательном осмотре всей системы).

Заполнение конденсатом соединительных линий и сосудов, находящихся под давлением, после их продувки происходит в течение 1 - 2 ч. Для ускорения этого процесса плюсовые линии первичных преобразователей могут быть частично заполнены конденсатом установкой в промежуточное положение вентилей датчиков. Для ускорения заполнения сосудов ПВД конденсатом иногда искусственно повышается уровень в подогревателе выше верхней точки подключения сосудов.

Не менее чем через 30 мин после подключения к измерительному преобразователю питания с помощью корректора нуля устанавливается выходной сигнал измерительного преобразователя, соответствующий нулевому значению измеряемого параметра (для манометров и перепадомеров 0 или 4 мА, для уровнемеров 5 мА).

Для этого:

- для датчиков уровня закрыть вентильный блок, завернув последовательно до упора вращением по часовой стрелке вентили дифференциального манометра (при этом уравнительная линия между плюсовой и минусовой камерами дифференциального манометра открывается);

- для датчиков давления закрыть вентили 3 и 4 и открыть продувочный вентиль 7 (рисунок И1.4).

Следует учитывать, что при заполнении измерительных преобразователей и соединительных линий конденсатом в них могут остаться пузырьки воздуха, поэтому рекомендуется в течение 2 сут 1 раз в сутки корректировать нуль измерительного преобразователя. Заводы-изготовители рекомендуют также производить корректировку нуля измерительного преобразователя в течение последующих 10 сут 1 раз в 2 сут.

В целях предотвращения постановки датчиков уровня под одностороннее статическое давление включение их в работу производить следующим образом:

- открыть вентильный блок (закрыть уравнительную линию между плюсовой и минусовой камерами), завернув последовательно до упора вращением против часовой стрелки вентили датчика.

Для включения манометров при закрытом продувочном вентиле и открытом запорном вентиле измерительного преобразователя плавно открыть первичный вентиль.

После включения измерительных преобразователей в работу необходимо поддерживать постоянную подпитку конденсатом измерительных сосудов, работающих под вакуумом, через дроссельную шайбу или вентиль 8 (рисунок И1.7), открытый на  1/4  - 1/8 оборота штурвала.

И.1.12 Включение АСР в работу

Ниже приводится последовательность выполнения операций (этапов) по включению АСР в работу, которые необходимо выполнять в полном объеме при первом включении регулятора на головном оборудовании. При повторном включении АСР, а также в случаях, когда имеются данные по настройке АСР на аналогичном оборудовании, некоторые из параметров настройки могут быть приняты в качестве исходных (без выполнения соответствующих расчетов или этапов по включению регуляторов) и при необходимости уточняться.

И.1.12.1 Отстройка от пульсаций регулируемого параметра

Эта операция производится при постоянном значении нагрузки энергоблока и нормальной работе основного оборудования. Дистанционно устанавливается заданное значение регулируемого параметра (для регуляторов уровня с учетом положения регулирующего клапана при заданном значении нагрузки и расчетной неравномерности).

На регулирующих устройствах устанавливаются (для РП4-М1):

- расчетные параметры настройки регуляторов (раздел И1.10) Тф, τи в положение, соответствующее их минимальному значению, αп - в положение ¥;

- оперативные задатчики в среднее положение. Рукоятками  и  балансируются регулирующие устройства.

Примечание - При работе РП4-У-М1 с сигналом 4 - 20 мА зону нечувствительности следует устанавливать на 25 % меньше расчетного значения.

Если после балансировки индикаторные лампочки вспыхивают чаще 3 - 4 раз в 1 мин, следует выполнить операции по устранению пульсаций до 3 - 4 раз в 1 мин в такой последовательности:

- ввести рукоятку потенциометра Тф до 5 с интервалом 1 с, контролируя снижение уровня пульсаций до допустимого значения;

- если вводом демпфера до 5 с пульсации не устраняются, постепенно ввести рукоятку потенциометра αΔ до 1 - 1,2 %, после чего для устранения все еще недопустимых пульсаций уменьшать положение рукоятки  или αΣ (предпочтительнее αΣ, так как при этом не требуется корректировка расчетных параметров настройки), балансируя регулирующее устройство после каждого изменения положения рукояток αрп.

При выполнении второй операции увеличение общей нечувствительности регулирующего устройства не должно превышать более чем в 2 раза принятого при расчетах значения Δ.

Как правило, выполнение первой операции является достаточным для устранения пульсаций уровня в ПНД поверхностного типа, а первой и второй операций - в ПНД смешивающего типа.

И.1.12.2 Корректировка расчетных параметров настройки регуляторов

Если пульсация регулирующего параметра устранена вводом только демпфера, то параметры настройки, установленные по расчету, не меняются.

Если пульсация устранена вводом потенциометра Тф, αΔ или уменьшением положения αрп, то определяется новое фактическое значение нечувствительности регулятора с использованием формул (И1.10.2) и (И1.10.3) и сравнивается с  или δ по формуле (И1.10.1).

Если пульсация устранена вводом потенциометров Тф, αΔ и уменьшением положения рукоятки αрп, то определяется фактическая нечувствительность регулятора с использованием формул (И1.10.2) и (И1.10.3), корректируется положение рукоятки  изменением номинала резистора R7 по формуле (И1.10.7), а также корректируется положение рукоятки αдп по формуле (И1.10.16).

Скорректированные значения органов настройки регуляторов устанавливаются на аппаратуре.

И.1.12.3 Определение параметров динамической настройки быстродействующих контуров регулирования

К быстродействующим контурам регулирования относят АСР давления в деаэраторе и давления пара на уплотнения и внутренний контур регуляторов уровня.

Параметрами динамической настройки этих контуров (на аппаратуре АКЭСР-2) являются постоянная времени интегрирования τи, длительность интегрального импульса и коэффициент пропорциональности регулятора давления Кп или внутреннего контура регулятора уровня . Органами настройки последнего является коэффициент передачи αп регулирующего устройства.

И1.12.3.1 Исходное предварительное значение τи для рассматриваемых АСР выбирается в зависимости от определенного в п. И1.13.1 значения Тф по таблице И1.2.

Для исключения автоколебательного режима регулирующих устройств должно быть выдержано следующее соотношение для органов настройки:

                                                     (И1.12.1)

Таблица И1.2

Наименование

τи (с) при Тф (с)

0 - 2

2 - 4

5

Регулятор уровня с жесткой обратной связью

5 - 8

8 - 20

20

Регулятор давления пара на уплотнения турбины

8 - 13

13 - 20

20 - 35

Регулятор давления в деаэраторе

20

20 - 35

35 - 60

Для расширения зоны поиска оптимальных значений αп в условиях нормального режима работы регулирующих устройств в качестве исходных надо задаться значениями tи = 0,2 ÷ 0,3 с, определить диапазон значений αп, в котором регулятор работает без автоколебаний, и в качестве исходного выбрать значение αп в середине этого диапазона.

И1.12.3.2 После дистанционной установки нормального значения регулируемого параметра устанавливаются скорректированные параметры настройки регуляторов (кроме αрп = 0 регуляторов уровня) и производится их балансировка. Далее на них устанавливаются определенное ранее положение рукоятки Tф и исходные предварительные значения параметров динамической настройки (п. И1.12.3.1), которые подлежат уточнению.

Примечание - Параметры динамической настройки внутреннего контура регуляторов уровня могут уточняться также на неработающем основном оборудовании.

Регуляторы включаются в работу при спокойном режиме работы основного оборудования. Контроль за работой авторегуляторов после включения ведется по щитовым приборам, УП РО и по индикаторным лампочкам регулятора.

Для определения оптимальных параметров динамических настроек наносится возмущение задатчиком на 10 % и по форме переходного процесса корректируются параметры настройки.

При оптимальной настройке внутреннего контура регуляторов уровня и регулятора давления пара на уплотнения после возмущения задатчиком регулятор за одно - два включения должен переставлять клапан в новое установившееся положение без перерегулирования (рисунок И1.12, а).

а - оптимальный процесс для внутреннего контура регуляторов уровня и регулятора давления пара на уплотнения турбины; б - оптимальный процесс для регуляторов давления в деаэраторе;

в -

г -  

д -  

 е -  

Рисунок И1.12 - Графики для оценки переходных процессов в быстродействующих контурах регулирования

График изменения давления в коллекторе уплотнений практически без отставания повторяет график перемещения регулирующего клапана, поэтому параметры динамической настройки регулятора подачи пара на уплотнения можно подбирать, оценивая характер перемещения регулирующего клапана.

Регулятор давления в деаэраторе при оптимальной настройке должен с максимальной скоростью и без перерегулирования установить новое значение давления (рисунок И1.13, б). Допустимо незначительное перерегулирование процесса. При оценке качества переходных процессов регулятора давления в деаэраторе следует учитывать, что из-за инерционности объекта кривые изменения положения регулирующего органа и давления в деаэраторе имеют различный характер.

Если график переходного процесса отличается от оптимального, то следует скорректировать параметры динамической настройки, определив по виду переходного процесса, какие из них и в каком направлении следует менять.

При этом следует руководствоваться следующим:

- если после одного - двух включений регулятор отрабатывает нанесенное задатчиком возмущение, но входит в режим незатухающих или медленно затухающих колебаний (рисунок И1.12, в), то следует уменьшить αп, добиваясь отработки возмущения за большее количество включений;

- если регулятор приводит регулирующий орган к новому положению после большого числа включений без перерегулирования (рисунок И1.12, г), то следует увеличить αп. Если при этом процесс затянут во времени, значит время интегрирования излишне велико;

- если регулятор за несколько включений отрабатывает возмущение с перерегулированием, затем также за несколько включений возвращается в установившееся состояние (рисунок И1.12, д), то следует увеличить время интегрирования;

- если регулятор, не доводя клапан до нового установившегося состояния, включается в обратную сторону (рисунок И1.12, е), то следует уменьшить время интегрирования.

При корректировке параметров настройки регулятора каждое изменение αп и τи следует производить соответствующими переключателями, устанавливая их в соседнее положение, после чего вновь наносить возмущение задатчиком и проверять качество переходного процесса.

И1.12.3.3 При нахождении оптимальных настроек регулятора в конце переходного процесса могут появляться недопустимые автоколебания. Они могут быть вызваны либо работой регулирующего устройства в зоне собственных автоколебаний, либо повышенным выбегом ИМ или люфтами. В первом случае следует увеличить αп или уменьшить длительность импульса tи до 0,1 с, наблюдая, что при такой длительности импульса ИМ перемещается; если эти меры не дают желаемых результатов, следует увеличить нечувствительность регулятора потенциометром αΔ.

При повышенном выбеге ИМ или наличии значительных люфтов следует принять меры к их устранению (п. И1.9.2).

И.1.12.4 Настройка внешнего контура регуляторов уровня

На регулирующих устройствах устанавливается расчетное или скорректированное значение αрп, устройство балансируется и включается на автоматическое управление.

Задатчиком наносится возмущение, приводящее к изменению уровня на 50 - 100 мм (0,5 - 1,0 кПа; 50 - 100 кгс/м2).

Обычно при правильной настройке внутреннего контура дополнительная подстройка регулятора не требуется, и новое значение уровня устанавливается с незначительным перерегулированием.

Если регулятор работает с повышенной колебательностью по уровню, следует уменьшить коэффициент пропорциональности регулятора (увеличить неравномерность) увеличением положения рукоятки αдп с последующей корректировкой настроек внутреннего контура.

И.1.12.5 Проверка работы АСР во всем диапазоне изменения нагрузки турбины

При проверке работы АСР во всем диапазоне изменения нагрузки турбины следует обращать внимание на поддержание регулируемых параметров с допускаемой технологической точностью и изменение их в допустимых пределах.

Переходные процессы по регулируемым параметрам должны характеризоваться малой колебательностью или ее отсутствием. Число включений регулирующих устройств при постоянном значении нагрузки турбины не должно превышать в среднем 6 включений в 1 мин.

При необходимости в случае наличия расходомеров на регулируемых потоках определяются рабочие расходные характеристики регулирующих органов. По расходным характеристикам определяется пропуск регулирующих органов в закрытом положении, а по характеристикам прямого и обратного хода - значение полного люфта ИМ совместно с регулирующим органом.

Клапаны регуляторов уровня при номинальной нагрузке турбины должны быть открыты на 70 - 80 % полного хода; клапан регулятора давления в деаэраторе - на 40 - 50 %; клапан, регулирующий подачу пара на уплотнения турбины, при холостом ходе турбины должен быть открыт на 70 - 80 % хода.

В случае недостаточной пропускной способности регулирующих органов проходное сечение их должно быть увеличено. В случае чрезмерной пропускной способности клапана можно использовать лишь часть его хода, т.е. настроить сочленение таким образом, чтобы поворотом выходного вала ИМ на 90° обеспечивалось изменение регулирующего расхода в необходимых пределах, или выполнить ограничение хода клапана путевыми выключателями. При этом неравномерность регулирования должна быть пересчитана с использованием формул (И1.10.16) и (И1.10.18) и при необходимости скорректирована изменением положения органов настройки регулирующих устройств.

И.1.13 Характерные неисправности АСР и методы их устранения

Таблица И1.3

Внешний признак неисправности

Дополнительный признак неисправности

Причина неисправности

Устранение неисправности

Не действует дистанционное управление. При установке блока управления в положение «Автомат» ИМ не перемещается

АП серводвигателя автоматически отключен. После включения АП пусковое устройство срабатывает и перемещает регулирующий орган. По внешним признакам (искрение, шум) электродвигатель и пусковое устройство работают с перегрузкой

Отключение АП из-за перегрузки электродвигателя

Проверить наличие трех фаз на линии подвода к пусковому устройству и электродвигателю. Поджать винты зажимов пускового устройства. Проверить регулировку и чистоту контактов или выходные напряжения пускового устройства

АП серводвигателя включен. Пусковое устройство срабатывает. На линии подвода к пусковому устройству и после него есть напряжение. При рабочем напряжении на зажимах электродвигателя сервопривод не действует

Выход из строя электродвигателя

Убедиться в исправности редуктора, сочленений, отсутствии заклинивания регулирующего органа. Заменить электродвигатель

Регулятор не поддерживает заданный параметр, дистанционное управление действует

Индикаторные лампы не загораются, на зажимах 1 - 2 нет напряжения

Прекращение питания регулирующего устройства

Проверить АП, поджать винты в цепях питания регулирующего устройства

Индикаторные лампы загораются, на зажимах 1 - 2 есть напряжение 220 В

Выход из строя регулирующего устройства

Заменить регулирующее устройство

Регулирующее устройство реагирует на изменение положения ручек корректоров, на зажимах 7 - 8 - 9 при загорании индикаторных лампочек появляется напряжение. Установка блока управления в положение «Автомат» не приводит к перемещению серводвигателя при наличии на выходе регулирующего устройства управляющего сигнала

Обрыв в цепи автоматического управления

Найти и устранить обрыв в цепи автоматического управления

Выходной сигнал измерительного преобразователя регулируемого параметра равен нулю или не соответствует значению регулируемого параметра

Выход из строя измерительного преобразователя

Проверить наличие питания электрической цепи измерительных преобразователей, исправность защитных диодных устройств, плотность соединительных линий. Заменить неисправный измерительный преобразователь или размножитель тока

Регулятор не поддерживает заданный параметр. При установке блока управления в положение «Автомат» регулирующий орган стремится занять одно из крайних положений

Регулирующее устройство не балансируется корректором при закорачивании его входов

Выход из строя регулирующего устройства, неполадки в системе измерений регулятора

Заменить регулирующее устройство. Выполнить действия по предыдущему пункту. Измерить входные сигналы регулирующего устройства

Регулятор поддерживает параметр, реостатный задатчик не действует

Корректор выводит из равновесного состояния сбалансированное регулирующее устройство

Обрыв среднего провода цепи задатчика

Устранить обрыв в цепи задатчика

Регулятор поддерживает параметр, но наблюдается произвольное изменение его значения

При плавном перемещении задатчика на омметре, подключенном к крайнему и среднему зажимам задатчика, наблюдаются броски стрелки

Плохой контакт в потенциометре задатчика

Проверить или заменить потенциометр задатчика

Регулятор поддерживает параметр неточно, как будто увеличена нечувствительность регулятора

Регулирующее устройство исправно. Пульсация параметра по индикаторным лампочкам проявляется слабо

Неполадки в системе измерений регулятора

Продуть соединительные линии и устранить подсос воздуха и воздушные пробки в них

Регулятор работает неустойчиво. Наблюдаются автоколебания регулируемой величины

При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. При подаче на регулирующий орган короткого импульса (0,15 - 0,2 с) он перемещается сильнее положенного

Дефекты электротормоза или пускового устройства

Проверить действие и исправность электротормоза серводвигателя. Устранить «залипание» пускового устройства

При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. Для перемещения регулирующего органа необходимо подать на пусковое устройство несколько импульсов продолжительностью 0,15 - 0,3 с

Люфты и заедания в сервоприводе и регулирующем органе

Устранить люфты и заедания в сервоприводе и регулирующем органе

При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. Люфтов в регулирующем органе и серводвигателе нет. Электротормоз налажен

Дефект измерительного преобразователя регулируемого параметра «Сбой» динамической настройки регулятора. Засорение соединительных линий

Заменить дефектный измерительный преобразователь (заедание плунжера). Проверить динамическую настройку регулятора по карте настроек, изменить настройку регулирующего устройства (уменьшить коэффициент передачи, увеличить нечувствительность). Продуть соединительные линии измерительного преобразователя

При отключении регулятора регулируемый параметр продолжает колебаться

Колебания регулируемого параметра из-за технологически х причин

Устранить технологические причины колебаний регулируемого параметра. Ввести Тдемп (Тф) регулирующего устройства и увеличить нечувствительность

И.2 Методические указания по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов

В настоящем разделе рассмотрены следующие вопросы:

- схемные решения по системам автоматического регулирования процесса горения (И2.2),

- основные этапы при выполнении наладочных работ (И2.3),

- методика расчета системы автоматического регулирования процесса горения (И2.4),

- обеспечение наладочных работ и испытания регуляторов процесса горения (И2.5),

- качество поддержания технологических параметров (И2.6).

И.2.1 Общая часть

Вопрос автоматического регулирования процесса горения газомазутных котлов, сжигающих два вида топлива, является одним из наиболее сложных вопросов в деле автоматизации котельного оборудования тепловых электростанций.

В связанной системе автоматического регулирования энергоблока регулятор топлива является инструментом для поддержания давления пара перед турбиной или электрической мощности генератора. И с этих позиций его значение трудно переоценить. Вопросы автоматического регулирования процесса горения котлов ТЭС должны рассматриваться в контексте решения более общей задачи - регулирования нагрузки, а в конечном счете - электрической мощности энергоблоков и частоты сети.

Помимо регулятора топлива в автоматизации процесса горения участвуют также регуляторы газовоздушного режима. Схемы этих регуляторов отработаны достаточно хорошо, имеют устоявшуюся структуру и успешно эксплуатируются на многих электростанциях. Однако, при совместном сжигании двух видов топлива экономичность этого процесса может быть достигнута только за счет раздельного регулирования воздушных потоков пропорционально количеству газа и мазута, сжигаемых в котле. К сожалению на большинстве котлов существует только один вид регулирующего органа, определяющего количество воздуха, подаваемого в топку - направляющий аппарат дутьевого вентилятора. На таких котлах при совместном сжигании поддерживают избыток воздуха, соответствующий режиму сжигания чистого газа.

На некоторых котлах в технологической схеме воздушного тракта предусмотрено распределение воздуха по ярусам горелок. В воздуховодах, идущих к верхнему и нижнему ярусам, установлены регулирующие шиберы и расходомерные устройства. В этом случае при работе котла на смеси в каждом ярусе горелок сжигается только один вид топлива: как правило, в верхнем - мазут, в нижнем - газ. И кроме регулятора общего воздуха, работающего по соотношению «суммарное топливо - суммарный воздух по ярусам», используются два регулятора, распределяющие воздух к «своему» ярусу. Эти регуляторы также являются регуляторами соотношения, но только «своего» воздуха и «своего» топлива на данный ярус горелок.

Однако при регулировании подачи воздуха в котел возникает проблема, связанная с наличием пульсаций в воздушном тракте. Эти пульсации носят высокочастотный характер, но на котлах, оборудованных регенеративными воздухоподогревателями (РВП), к ним добавляется низкочастотная составляющая, вызванная работой РВП и определяемая частотой его вращения (как правило, 2 - 3 об/мин). Амплитуда пульсаций может достигать больших значений, что при наладке регуляторов воздушного режима, особенно на котлах, работающих с малыми избытками воздуха, вызывает дополнительные сложности. Иногда для обеспечения заданного режима горения с привлечением средств автоматизации приходится изменять типовую структуру регулятора воздуха.

Проблемы наладки системы автоматического регулирования процесса горения тесно связаны с режимными факторами и особенностями самого процесса, но требования к эксплуатации котельного оборудования (совместно-раздельное сжигание газа и мазута, переход на малые избытки воздуха, усложнение режимов работы и конструкции агрегатов и технологических схем) диктуют необходимость особых подходов к структуре систем управления тепловыми процессами и их аппаратурной реализации.

Поэтому, говоря о наладке системы регулирования процесса горения, необходимо выделить и отдельно рассмотреть три основных вопроса: схемное построение системы и структурные решения по регуляторам горения, основные проблемы при наладке регуляторов и способы их решения, а также метод расчета системы, обеспечивающий качественное регулирование процесса горения.

И.2.2 Схемные решения по системам автоматического регулирования процесса горения

На рисунках И2.1 - И2.3 и И2.5 приведены схемы автоматических систем регулирования процесса горения. Структурная схема регулирования расхода (давления) газа и мазута к котлу (рисунок И2.1) состоит из двух регуляторов (газа и мазута) с общим заданием от интегратора регулятора мощности. На входы регуляторов посредством специального переключателя могут подсоединяться как сигналы расхода топлива, так и их давлений. Оба сигнала предварительно преобразованы в соответствии со своей статической зависимостью от нагрузки котла. При раздельном сжигании регулируются расходы топлива. Измерение расхода газа GГ на некоторых станциях выполняется с учетом коррекции по давлению перед измерительным устройством по формуле

                                                     (И2.1)

где Δр - перепад давлений газа на измерительном устройстве;

р - текущее давление;

рр - расчетное (абсолютное) давление (равное 1 кгс/см2).

При использовании датчиков, измеряющих абсолютное давление (например, датчики типа «Сапфир»), формула (И2.1) принимает вид

                                                      (И2.2)

При работе на смеси регулируется давление. Сочетание горелок, сжигающих газ и мазут, в этом случае может быть любым, а их тепловая производительность автоматически поддерживается на одинаковом значении. Фиксация одного из видов топлива (в случае необходимости) при изменении нагрузки может быть достигнута за счет перераспределения количественного состава горелочных устройств, в которых сжигаются газ и мазут. Некоторым недостатком схемы в режиме совместного сжигания является отсутствие в ее составе сигналов по расходам топлива, что при отключении горелки (например, на продувку или при переводе котла на сжигание одного вида топлива) вызывает кратковременные колебания нагрузки блока.

В структурной схеме регулирования расхода общего воздуха (РОВ) к котлу (рисунок И2.2) задающим сигналом является или расход газа, или расход мазута. Использование суммарного сигнала по этим видам топлива для обеспечения работоспособности регулятора в режиме совместного сжигания не всегда представляется возможным ввиду низкой надежности измерения малых расходов. Регулируемым параметром является расход или давление воздуха. Иногда из-за отсутствия на воздуховодах котлов расходомерных устройств в качестве сигнала обратной связи применяется импульс по перепаду давлений на РВП. Для придания регулятору общего воздуха большего быстродействия в режимах изменения нагрузки на его вход может также поступать динамически преобразованный сигнал по расходу топлива (на рисунке И2.2 не показан). Управление исполнительными механизмами направляющих аппаратов двух дутьевых вентиляторов на крупных котлах производится по схеме последовательной (рисунок И2.2) или параллельной (рисунок И2.4) синхронизации. Схема синхронизации предусматривает возможность автоматического управления как двумя, так и одним (любым) направляющим аппаратом в том случае, если автоматическое воздействие на другой в данный момент невозможно.

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.1 - Структурная схема регулирования расхода (давления) газа и мазута к котлу

Описание: Описание: Описание: 1

а - для котлов моноблоков; б - для котлов (корпуса) дубль-блоков

Рисунок И2.2 - Структурная схема регулирования расхода общего воздуха к котлу (РОВ)

Рисунок И2.3 - Структурная схема корректора расхода общего воздуха по содержанию кислорода в дымовых газах

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.4 - Структурная схема системы регулирования расхода подачи воздуха

Описание: Описание: Описание: 1

а - для котлов моноблоков; б - для котлов (корпуса) дубль-блока

Рисунок И2.5 - Структурная схема регулирования разрежения в топке котла

Для формирования статической зависимости на входе корректирующего регулятора по кислороду (рисунок И2.3) используется один из нескольких существующих сигналов, наиболее полно характеризующих нагрузку котла или энергоблока: электрическая мощность генератора, расход топлива или пара. В схеме корректора предусматриваются сигналы, определяющие химическую неполноту сгорания (появление СО) - q3 при сжигании газа и механическую неполноту сгорания (задымленность) - q4 при сжигании мазута. Появление этих сигналов в динамических режимах работы котла (при изменении нагрузки) вызывает кратковременное увеличение расхода воздуха с одновременным запретом на работу регулятора в сторону прикрытия направляющих аппаратов. Использование указанных сигналов в статическом режиме для корректировки соотношения «топливо - воздух» на сегодняшний день пока невозможно в силу неполной однозначной зависимости показаний приборов на q3 и q4 от значения химической или механической неполноты сгорания.

Регулятор разрежения (рисунок И2.5) стабилизирует давление дымовых газов в верхней части топки котла. Для ускорения отработки регулятором внешних возмущений на его вход может поступать динамически преобразованный сигнал по расходу воздуха в котел.

Автоматизация процесса подачи воздуха в котел с использованием импульса по расходу воздуха от труб Вентури является наиболее оптимальным решением. Такие устройства позволяют получить минимальные значения безвозвратной потери напора, что весьма важно при измерении больших расходов, каковыми являются расходы воздуха, подаваемые к горелкам котла. Кроме того, сигнал по расходу обеспечивает работоспособность регулятора при отключении или включении части горелочных устройств на котлах, где эти операции предусмотрены режимными факторами.

На некоторых котлах конструкцией воздуховодов не предусматривается установка труб Вентури или они установлены таким образом, что исключается возможность получения достоверного сигнала по расходу воздуха из-за отсутствия достаточных по длине прямолинейных участков до и после расходомерного устройства (примерно 5 диаметров воздуховода). В этом случае за регулируемый параметр принимается давление воздуха в перемычке (общем коробе) за РВП. Статическая характеристика давления от нагрузки не является линейной и для ее преобразования к линейному виду в схему регулятора должен быть введен элемент извлечения квадратного корня. Однако кривизна статической характеристики существенна лишь при малых нагрузках, когда режимная автоматика, как правило, не работает, а в регулируемом диапазоне изменения расхода воздуха (например, 50 - 100 % номинальной) с допустимой для практики точностью может быть принята за линейную. Опыт наладки регуляторов общего воздуха с импульсом по давлению позволяет сделать вывод о том, что подобные схемы могут обеспечить высокую точность в поддержании требуемых избытков воздуха.

Однако при использовании сигнала по давлению воздуха необходимо учитывать особенности конструкции некоторых котлов, а именно: врезка напорных линий от дымососов рециркуляции дымовых газов (ДРГ) зачастую производится не в топку котла, а в подводящие воздуховоды на участке от общего короба до горелок. Изменение степени рециркуляции ДРГ, например, в сторону увеличения, приводит к повышению давления в подводящих воздуховодах и перемычке и, как следствие этого, к частичной разгрузке дутьевых вентиляторов (ДВ). Снижение расхода воздуха при этом будет происходить не только за счет дополнительной присадки газов рециркуляции, но и за счет ложной работы регулятора воздуха, который, почувствовав повышение давления в перемычке, прикроет направляющие аппараты ДВ.

Для нейтрализации нежелательного эффекта в работе регулятора, связанного с изменением загрузки ДРГ, в схему регулятора следует завести сигнал по сумме положений направляющих аппаратов ДРГ. Действие этого сигнала должно быть направлено таким образом, чтобы, с одной стороны, компенсировать изменение давления воздуха, связанное с изменением степени рециркуляции ДРГ, а с другой стороны, вызвать срабатывание регулятора в направлении загрузки или разгрузки ДВ на величину, определяемую соответственно повышению или понижением давления воздуха в перемычке при перемещении направляющих аппаратов ДРГ.

На основании экспериментальных переходных характеристик по методике, изложенной в разделе И2.4 и И2.7, определяется коэффициент усиления по вновь появившемуся каналу в схеме регулятора общего воздуха - положение направляющих аппаратов ДРГ. По результатам испытаний регулятора общего воздуха (без корректирующего регулятора по кислороду) на нагрузке 170 МВт (энергоблок Т-250) при возмущении направляющими аппаратами ДРГ. можно сделать вывод, что регулятор общего воздуха, являясь регулятором давления, обеспечивает стабильное поддержание расхода воздуха на данной нагрузке (на это указывает постоянство значений содержания кислорода в процессе испытаний) при внешнем возмущении направляющими аппаратами ДРГ, приводящем к изменению основного регулируемого параметра.

На рисунке И2.4 показана структурная схема системы регулирования подачи воздуха в котел. От традиционной она отличается наличием сигнала по положению направляющих аппаратов ДРГ и более современной версией схемы синхронизации (известная и ранее параллельная синхронизация двух исполнительных механизмов с использованием двух ПД-преобразователей). При переводе в ручной режим управления направляющего аппарата любого ДВ схема синхронизации отключается от входов ПД-преобразователей и регулирование осуществляется одним оставшимся в работе направляющим аппаратом.

В практике наладки и эксплуатации систем автоматического регулирования процесса горения, а также в специальной литературе утвердилось мнение, что для котлов, сжигающих жидкое топливо и работающих в широком диапазоне изменения нагрузок, когда возникает необходимость отключения части работающих горелок, метод измерения расхода воздуха по давлению является неприемлемым. Однако, как уже упоминалось, измерение давления воздуха в некоторых случаях оказывается единственной возможностью для организации автоматического регулирования подачи воздуха в котел.

Следует отметить, что отключение отдельных горелок при снижении нагрузки является необходимым условием работоспособности оборудования не только для котлов, сжигающих мазут в форсунках без парового распыла. Довольно часто такие операции проводят и на котлах, оборудованных паромеханическими форсунками, а также при сжигании газа. В этом случае подобный режим нередко проистекает по причине несовершенства, разрегулировки или старения основного оборудования, а порой определенного консерватизма оперативного персонала и стремления сохранить повышенный запас устойчивости по горению (запас по давлению топлива перед горелками) на низкой нагрузке. Эти обстоятельства, однако, весьма серьезны и с ними приходится считаться.

В схеме автоматического регулирования процесса горения таких котлов регулятор общего воздуха может поддерживать давление в перемычке за РВП в соответствии с заданием по давлению сжигаемого топлива. Соотношение этих давлений выбирается из режимной карты и является постоянным для данного типа котла, зависящим только от вида топлива и количества работающих горелок. Статические характеристики давления мазута и давления воздуха при переходе от 6 горелок к 8 (например, котел БКЗ-420) несколько смещаются, однако их крутизна меняется незначительно. Это означает, что зависимость давления воздуха от давления топлива носит примерно одинаковый характер при любом составе горелочных устройств. Следовательно, при включении или отключении горелок регулятор общего воздуха без дополнительной перенастройки установит давление воздуха перед горелками в соответствии с заданием по давлению топлива. При этом, если указанное задание будет соответствовать значению нагрузки котла, то образовавшийся расход воздуха будет также соответствовать нагрузке.

Регулятор топлива выполнен по каскадной схеме. Стабилизирующий контур поддерживает давление топлива за регулирующим клапаном согласно заданию, которое поступает от корректирующего регулятора по кислороду. Корректор поддерживает расход топлива пропорционально заданной нагрузке. Так как отключение - включение горелок является сильным возмущением по топливу для котлов, имеющих небольшое количество горелочных устройств, стабилизация давления в подобных режимах весьма желательна. Особенно это относится к включению горелок, где сопровождающий этот процесс провал давления топлива может усугубиться параллельной работой регулятора расхода.

Таким образом в схеме формируется автоматическое задание регулятору давления топлива, которое определяется нагрузкой котла. При изменении количества работающих горелок для сохранения прежнего расхода топлива (нагрузки) регулятор перемещает клапан в новое положение. При этом перед горелками устанавливается такое давление, которое при новом составе горелочных устройств способно обеспечить первоначальный расход топлива в котел.

В свою очередь регулятор общего воздуха приводит в соответствие давление воздуха с новым установившимся давлением топлива. Этим будет восстановлен существовавший до переключения горелок расход воздуха, а, следовательно, и соотношение «топливо - воздух».

И.2.3 Основные этапы при выполнении наладочных работ

И.2.3.1 Наладка АСР процесса горения, как и любых других систем регулирования, начинается с анализа состояния основного технологического оборудования с позиций его соответствия требованиям автоматизации. При современном развитии технических средств регулирования именно неготовность основного оборудования нередко является препятствием для успешного ввода в работу тех или иных систем автоматизации. Применительно к АСР процесса горения необходимо обращать внимание на следующие факторы:

- состояние, тип и характеристики регулирующих органов подачи газа и мазута к котлу;

- исполнительные устройства и их сочленение с направляющими аппаратами дымососов и ДВ;

- способы измерения и состояние расходомерных устройств подачи топлива и воздуха в котел;

- тип горелочных устройств и диапазон их работы;

- пульсации в газовоздушном тракте;

- технологические ограничения при работе оборудования;

- режимные и конструктивные особенности оборудования, способные оказывать влияние на работу регуляторов.

Комплекс вопросов касающихся регулирующих клапанов подачи жидкого и газообразного топлива в котел рассмотрен в разделе И2.5.

При ревизии исполнительных устройств, воздействующих на направляющие аппараты ДВ и дымососов, проверяется плавность хода (без видимых заеданий) и люфт в сочленениях кривошипа МЭО с рычагом передвижных колец направляющих аппаратов. Незначительные шероховатости и трения в рычажных соединениях обычно преодолеваются усилием исполнительного механизма, мощность которого для данных устройств выбирается, как правило, с запасом (МЭО-4000). Устранить полностью люфт не представляется возможным. Однако при контроле монтажа тех узлов, где присутствие люфта обязательно, но носит прогрессирующий характер, его размер можно изначально уменьшить. Например, за счет обеспечения близких по размеру диаметров шарнирного соединения рычагов и вилки тяги. Желательно (совместно с представителем котельного цеха электростанции) проверить положение направляющих аппаратов при их полном открытии и степень плотности при закрытии. Эти положения должны соответствовать настройке конечных выключателей и механических упоров исполнительных механизмов. Такая работа для ДВ может быть выполнена при останове блока, а для дымососов - во время ремонта.

Для измерения расхода мазута в основном используются устройства, принцип работы которых основан на измерении перепада давлений на сужающем устройстве (сопло «четверть круга»). Проверка измерительного устройства состоит в визуальном контроле плотности разделительных сосудов и импульсных линий. При наличии подтеканий (со стороны импульсных линий) необходимо снять датчик, а сосуды и импульсные линии продуть паром или промыть горячей водой. Замазученный датчик ремонту не подлежит и заменяется на новый. При отсутствии внешних признаков подтекания мазута (сосуд, импульсные линии и накидная гайка датчика чистые) целесообразно проверить скорость изменения сигнала от дифманометра, используемого в схеме регулирования, при изменениях расхода топлива. Сигнал датчика должен установиться на новом значении практически одновременно с перемещением мазутного клапана. Это будет свидетельствовать о том, что сосуды и импульсные линии плотные и заполнены разделительной жидкостью.

Сосуды и импульсные линии со стороны дроссельного устройства должны быть изолированы и расположены на мазутопроводе или в непосредственной близости от него. Иногда выполняют общую изоляцию сосудов совместно с мазутопроводом. Это улучшает динамику сигнала от датчика, но затрудняет обслуживание разделительных сосудов.

При измерении расхода воздуха посредством труб Вентури главная проблема заключается в обеспечении достоверности показаний в точках отбора импульса при большой площади сечения воздуховодов и неравномерности потока воздуха. Для решения этой проблемы отборы как «плюсового», так и «минусового» импульсов производят не менее чем в четырех точках по периметру воздуховода. Первичные отборы объединяются посредством усреднительного кольца, к которому подключаются импульсные линии датчика. Подключение необходимо производить в верхней части воздуховода посредством резьбового соединения. Это позволяет, в случае забивания отборных устройств, отсоединить импульсную линию и продуть усреднительное кольцо. При сварном подключении необходимо в месте подсоединения предусмотреть отверстие для продувки с резьбой под заглушку.

При отсутствии на котле устройств измерения расхода воздуха схему регулятора можно реализовать, используя импульс по давлению воздуха за РВП. Обычно задействуют сигнал по давлению в перемычке (общем коробе) после РВП. Этот параметр удобен еще тем, что задается режимной картой котла.

Наличие на котле паромеханических форсунок обычно обеспечивает постоянство состава горелочных устройств при работе котла в широком диапазоне нагрузок. Такие форсунки меньше подвержены забиванию (коксованию), что позволяет поддерживать давление перед котлом в соответствии с режимной картой и тем самым сохранять неизменной статическую настройку регулятора топлива. При автоматизации процесса горения на котле, сжигающие мазут, регулятор топлива может иметь простую структуру и работать как в режиме поддержания давления, так и расхода топлива. Приступая к наладке системы регулирования процесса горения, наладчик относительно свободен в выборе схемных решений.

На котлах, оборудованных форсунками без парового распыла, при работе на мазуте и снижении нагрузки неизбежно отключение отдельных горелок или их группы. В этом случае для сохранения заданной нагрузки в структуре регулятора топлива должен быть предусмотрен сигнал по расходу мазута. Иногда отключение горелок на низких нагрузках может происходить и при работе котла на газе. Операции по отключению - включению горелок, особенно на котлах малой производительности, являются сильным возмущением для работающей автоматики процесса горения. Поддержание в этом режиме только расхода топлива может оказаться недостаточным и привести к провалу давления (например, при вводе горелки в работу) и, как следствие, к останову котла. Поэтому в подобных переходных режимах наряду с расходом топлива целесообразно стабилизировать и его давление.

Перед наладкой регулятора топлива на котле, сжигающем мазут, необходимо проследить, чтобы клапан рециркуляции мазута в пределах котла был полностью закрыт (на некоторых электростанциях оперативный персонал в нормальных режимах эксплуатации предпочитает держать этот клапан в приоткрытом положении).

Пульсации параметров газовоздушного тракта являются неотъемлемым свойством работы котла. Во избежание частых срабатываний регуляторов разрежения и общего воздуха высокочастотная составляющая этих пульсаций подавляется за счет собственных фильтрующих элементов, входящих в состав серийно выпускаемой аппаратуры регулирования. Низкочастотная составляющая обычно связана с работой РВП и определяется частотой его вращения. При четко выраженных колебаниях (постоянство амплитуды и частоты) разрежения в топке или давления воздуха может быть использован избирательный фильтр, не пропускающий на вход регулятора периодические возмущения заданной частоты.

Однако на практике однозначно наблюдать колебательную составляющую параметра, связанную с вращением РВП, не всегда представляется возможным из-за наличия многочисленных побочных влияний. Так, например, значение частоты вращения двух РВП одного котла никогда не бывает абсолютно одинаковым. В результате, колебания параметров, вызванные работой РВП, могут как складываться и усиливаться, так и взаимно уничтожаться. В последнем случае избирательный фильтр, включенный в измерительную схему регулятора, начинает играть роль мощного демпфирующего элемента, что отрицательно сказывается на работе регулятора.

Введение собственного демпфера, несмотря на широкие возможности современной аппаратуры (максимальная постоянная времени фильтра приборов Протар 9999 сек), снижает чувствительность и быстродействие регулятора. Подавить пульсации, которые носят достаточно хаотичный характер, в некоторых случаях позволяют механические фильтры, устанавливаемые на входе в датчик. Настраивая такой фильтр, необходимо, с одной стороны, ориентироваться на сглаживание пульсаций максимально возможной амплитуды, а с другой - не перейти ту грань, за которой происходит заметное снижение чувствительности датчика в целом.

Приступая к наладке регуляторов процесса горения на действующем котле, необходимо посредством опроса оперативного и ремонтного персонала и изучения имеющейся эксплуатационной документации, а также путем непосредственного визуального контроля познакомиться с режимными особенностями работы оборудования. Прежде всего, это относится к способам сжигания топлива (сжигание топлива одного вида, раздельное - двух видов, раздельно-совместное). Исходя из этого, выбираются или анализируются существующие схемные решения по системам регулирования процесса горения. Ограничения по топливу, возникающие на электростанциях, связаны, как правило, со сжиганием газа. Это топливо отпускается в определенном количестве, и поскольку эксплуатационный персонал стремится использовать его в первую очередь, то распределение газа по котлам может оказаться произвольным. При этом схема регулирования топлива должна обеспечивать стабилизацию расхода газа на заданном значении при одновременном изменении расхода мазута на том же котле в соответствии с суточным диспетчерским графиком нагрузок. При наличии на котле ограничений по тяге или дутью наладку регуляторов целесообразно перенести на послеремонтный период, когда эти ограничения могут быть устранены.

При подаче газов рециркуляции в топку котла схема регулятора общего воздуха может иметь вид, изображенный на рисунках И2.2, И2.3 и И2.4, но без сигнала по положению направляющих аппаратов ДРГ. При врезке напорных линий ДРГ в подводящие воздуховоды к горелкам, но при наличии измерительных устройств по расходу воздуха, управлять подачей воздуха в котел можно также по схемам рисунков И2.2 и И2.3. Если при этом измерение расхода воздуха не производится, то следует перейти к схеме рисунка И2.4.

И.2.3.2 Наряду с обследованием основного оборудования, подлежащего автоматизации, проверяется состояние приборного парка (датчики, пусковые устройства, аппаратура), на базе которого предполагается реализовать систему регулирования. АСР горения может быть выполнена как на аналоговых, так и на микропроцессорных технических средствах. В настоящее время на отечественных электростанциях широкое распространение получили регулирующие приборы Протар и Ремиконт. Оба типа приборов относят к категории свободно программируемых технических средств. Программирование приборов удобнее производить в лаборатории. При этом одновременно с установкой программы может выполняться ее отладка - обнаружение и устранение возможных ошибок при программировании.

И.2.3.3 Режимная карта действующего котла является рабочим документом не только для оперативного технологического персонала электростанции. Для наладчиков, занимающихся внедрением системы регулирования процесса горения, это источник получения исходных данных для статической настройки соотношений «топливо - воздух», «нагрузка - кислород» регулятора общего воздуха. Фрагмент режимной карты котла ТГМП-344А, имеющий отношение к автоматике процесса горения, приведен в Приложении Б. Там же рассмотрен пример использования соотношений основных параметров, участвующих в горении и взятых из режимной карты, для определения статической настройки регуляторов топлива и воздуха.

При выполнении наладочных работ на новых котлах, для которых режимная карта еще не составлена, исходные данные для статической настройки регуляторов определяются на основании текущего эксплуатационного режима и в дальнейшем уточняются.

Информация о расходных характеристиках регулирующих клапанов на газе и мазуте может быть получена в ходе нормальной работы котла. Для этого в регулировочном диапазоне нагрузок (например, 50 - 100 % номинальной) снимается в нескольких точках зависимость «положение клапана - расход топлива». Единственное условие - постоянство давления топлива перед клапаном и неизменное количество горелочных устройств. В некоторых случаях для принятия решения о пригодности клапана к работе в схеме автоматического регулирования подачи топлива снятие его расходных характеристик не является обязательным. Так, например, если номинальная производительность котла достигается при 30 - 40 % полного хода мазутного клапана при времени сервомотора 30 с, то с позиций автоматизации клапан нуждается в реконструкции. Для расчета динамических настроек регуляторов процесса горения необходимо снять следующие кривые разгона (испытания по снятию кривых разгона проводят по специальной программе, утвержденной главным инженером электростанции):

- расход (давление) топлива при возмущении регулирующим клапаном подачи топлива;

- расход (давление) воздуха при синхронном возмущении направляющими аппаратами ДВ;

- содержание кислорода в уходящих газах при возмущении расходом (давлением) воздуха;

- разрежение в топке при синхронном возмущении направляющими аппаратами дымососов.

Снятие динамических характеристик с необходимой для последующего расчета точностью по таким малоинерционным и подверженным пульсациям параметрам, как расход (давление) воздуха и разрежение в топке, представляет немалую трудность. Поэтому в отдельных случаях определение динамических настроек для таких регуляторов (сюда можно добавить и регулятор расхода - давления топлива) допускается производить опытным путем.

И.2.3.4 Определение расчетным путем на основании полученных исходных данных статических и динамических параметров настройки регуляторов - один из этапов выполнения наладочных работ. Задача настройки в целом (включая корректировку расчетных значений на действующем оборудовании) состоит в том, чтобы в заданной системе регулирования выбрать и установить настроечные параметры регулятора, обеспечивающие близкий к оптимальному процесс регулирования Основным требованием, которому должен удовлетворять оптимальный процесс регулирования, является интенсивность затухания переходного режима.

Степенью затухания (колебательности) Ψ называется отношение разности двух соседних положительных амплитуд (А1 и А3) на графике переходного процесса регулирования к первой из соседних амплитуд:

                                              (И2.3)

Степень затухания Ψ равна нулю в том случае, если третья амплитуда равна первой, т.е. когда процесс незатухающий.

Степень затухания Ψ равна единице в том случае, если третья амплитуда равна нулю, что соответствует апериодической форме переходного процесса.

Получение оптимального процесса регулирования (Ψ в пределах 0,75 - 0,9) достигается, в основном, за счет правильного выбора динамических параметров настройки регулятора. Существует несколько методов расчета оптимальной настройки систем регулирования [4 - 6]. В практике выполнения наладочных работ чаще всего используют, так называемые, инженерные методы расчета, основанные на использовании номограмм или формул, которые были получены в результате модельного исследования и обобщения работы АСР различных объектов. На рисунке И2.9 приведены номограммы для определения параметров динамических настроек ПИ-регулятора в одноконтурной замкнутой АСР на объектах с самовыравниванием, обладающих достаточной (не слишком малой) инерционностью, а также формулы ВТИ для объектов, кривые разгона которых имеют формы, подобные изображенным на рисунке И2.8, с любыми временными характеристиками.

В задачу настройки системы автоматического регулирования входит также обеспечение требуемых соотношений различных параметров, правильное дозирование которых определяет надежность и экономичность работы технологического оборудования. Выполнение этой задачи может быть достигнуто путем статической настройки регулятора.

Методика расчета системы автоматического регулирования рассмотрена в разделе И2.4.

И.2.3.5 После завершения монтажных работ по системе автоматического регулирования процесса горения проверяется ее функциональная готовность к работе. Прежде всего, необходимо удостовериться в целостности входных и выходных цепей регулятора. Исправность входных каналов проверяется путем измерения сигнала датчика непосредственно на входе в регулятор и сравнения его с текущим значением технологического параметра. На неработающем котле сигнал по месту установки датчика можно имитировать (необходимость в этом отпадает, если использован датчик с выходным сигналом 4 - 20 мА).

При отсутствии сигнала на входе в регулятор цепи датчика необходимо прозвонить. Если сигнал приходит в искаженном виде, следует проследить всю входную цепочку, например, на предмет правильности установки защитных стабилитронов в случае размножения сигнала от датчика к другим потребителям.

Фазировка входных каналов осуществляется в соответствии с технологическим алгоритмом работы регулятора путем изменения значения сигнала (коэффициента передачи) по данному каналу и его сравнения со знаком изменения сигнала разбаланса регулирующего прибора.

Исправность управляющих цепей проверяется путем кратковременного автоматического воздействия на исполнительный механизм как в одну, так и в другую сторону. При этом уточняется фазировка управляющего воздействия.

На регуляторах устанавливаются параметры динамической настройки, определенные расчетным путем по номограммам или формулам ВТИ (рисунок И2.9) на основании временных характеристик кривых разгона. Методика определения коэффициентов передачи по каналам регулирующих и задающих воздействий, а также зоны нечувствительности рассматривается в следующем разделе.

После установки на регуляторе расчетных параметров настройки производится его пробное включение. Убедившись, что при неизменной нагрузке и отсутствии искусственно наносимых возмущений работа регулятора не вызывает расходящихся колебаний, можно переходить к испытаниям регулятора.

Перед проведением наладочных испытаний составляется и подписывается у главного инженера электростанции соответствующая программа (на каждый регулятор в отдельности или на группу регуляторов), где указывается:

- цель испытаний;

- условия их проведения (нагрузка котла или энергоблока, количество работающих механизмов и горелок и т.п.);

- тип и количество наносимых возмущений;

- предполагаемая длительность переходного процесса;

- условия завершения испытаний;

- ответственные лица.

В дальнейшем для передачи регуляторов в эксплуатацию составляется еще одна программа по проведению приемо-сдаточных испытаний. Так как содержание этих программ во многом повторяет друг друга (разница в том, что в первом случае она отражает интересы исполнителя, во втором - заказчика), то, по согласованию с руководством подразделения, эксплуатирующего КИПиА, они могут быть совмещены.

При проведении испытаний возмущения наносят как ручным задатчиком (при этом уточняется диапазон его действия), так и регулирующим органом. Следует отметить, что у регулятора топлива имеется дополнительный, автоматический задатчик, каковым является интегратор регулятора мощности (Nзд на рисунке И2.1). Поскольку этот задатчик представляет собой основное средство воздействия на регулятор топлива после включения последнего в работу, то при проведении испытаний диапазон его действия и цена деления в обязательном порядке должны быть установлены и выданы оператору котла (блока).

Общий подход к корректировке параметров динамической настройки относительно расчетных значений может быть следующим:

- в каждом опыте меняется только один из двух параметров настройки (коэффициент передачи регулятора или время интегрирования);

- если переходный процесс характеризуется слабой колебательностью (или отсутствием таковой), но большой длительностью, то коэффициент передачи регулятора следует увеличивать, а время интегрирования уменьшать;

- если переходный процесс носит сильно выраженный колебательный характер при нормальной крутизне характеристики регулирующего органа, то коэффициент передачи регулятора должен быть уменьшен;

- если переходный процесс имеет слабую колебательность (3 - 4 разнополярных колебания регулируемого параметра относительно равновесного состояния) и малую длительность, то он близок к оптимальному.

Если снять кривые разгона для объектов регулирования процесса горения по каким-либо причинам не представляется возможным, то определение параметров динамической настройки регуляторов, как указывалось ранее, может быть выполнено экспериментально. При этом для первых пробных включений регулятора на нем устанавливаются настройки, заведомо исключающие появление колебательного или, по крайней мере, расходящегося переходного процесса (заниженный коэффициент передачи регулятора и повышенное время интегрирования). Дальнейшие операции по корректировке настроек производят согласно рекомендациям, изложенным выше.

После настройки быстродействующих контуров регулирования подачи топлива, воздуха и разрежения в топке, регуляторы остаются в работе и уточняется расчетное значение статической настройки соотношения «топливо-воздух». Динамические и статические настройки корректирующего регулятора по кислороду определяются на основании кривых разгона и режимной карты котла. При проведении динамических испытаний корректирующего регулятора возмущение целесообразно наносить ручным задатчиком, причем во избежание появления химической или механической неполноты сгорания сначала в большую сторону, затем - в меньшую. Статическая настройка проверяется и при необходимости уточняется в режиме изменения нагрузки котла при поддержании подчиненным регулятором ранее настроенного соотношения «топливо - воздух» (раздел И2.5).

И.2.3.6 Последовательность настройки и ввода в работу регуляторов процесса горения может быть произвольной. С точки зрения поэтапной завершенности работ наладку целесообразно начинать с регулятора разрежения, затем переходить к регулятору топлива и заканчивать работу настройкой регулятора общего воздуха, который является наиболее трудоемким и сложным узлом в силу необходимости предоставления определенных режимов и нагрузок.

Настройка схемы синхронизации двух исполнительных механизмов по варианту рисунка И2.2 или И2.5 сводится к настройке быстродействующего регулятора соотношения двух параметров (положение направляющих аппаратов ДВ или дымососов). Коэффициенты передачи как по основному каналу, так и по каналу задающего воздействия устанавливаются одинаковыми и максимальными. В варианте рисунка И2.4 синхронизация происходит одновременно посредством двух регуляторов. Однако каждый из них отрабатывает сигнал по разности положений направляющих аппаратов и в этом смысле ничем не отличается от регулятора, реализующего схему синхронизации на рисунке И2.2 или И2.5.

В целом динамическую настройку регуляторов желательно проводить при нагрузке котла, близкой к нижней границе регулировочного диапазона, так как коэффициенты усиления большинства теплоэнергетических объектов возрастают при снижении нагрузки. В этом случае правильно подобранные настройки будут гарантировать устойчивую работу регуляторов также и на нагрузках более высоких. Для быстродействующих регуляторов указанное условие не столь критично и в большинстве случаев такие регуляторы могут обеспечивать хорошее качество регулирования с неизменными настройками во всем диапазоне рабочих нагрузок котла.

Однако иногда динамические параметры настройки регулятора нуждаются в корректировке. Например, при некоторых значениях коэффициента передачи и времени интегрирования регулятор обеспечивает высокое быстродействие на низкой нагрузке, но при максимальной паропроизводительности котла переходный процесс оказывается излишне затянутым. Если подбором компромиссных значений параметров настройки не удается добиться удовлетворительного качества регулирования на всех нагрузках, прибегают к автоматической перенастройке. На аппаратуре Протар и Ремиконт эта операция выполняется программным путем. Для чего может быть использована одна из функций «переключение», посредством которой в исходном состоянии в ячейку С1 (коэффициент пропорциональности) или t1 (постоянная интегрирования) засылаются первоначальные значения параметров настройки, а при срабатывании функции эти значения меняются на новые. И первоначальные, и новые значения настроек размещаются в ячейках П категории «программируемая переменная» и после функционального преобразования пересчитываются с учетом соответствующей размерности. Инициативным сигналом, вызывающим работу функции «переключение», может служить факт достижения параметром, характеризующим нагрузку котла (например, расход топлива) заданного значения.

Для организации «непрерывной» перенастройки (названной так по аналогии с дискретной, рассмотренной выше) используется функция F13 - «кусочно-линейное преобразование», где в качестве входного параметра может быть применен тот же расход топлива, а выход, преобразованный под размерность С1 или t1 постоянно подключен к этим ячейкам.

Соответствующие зависимости для коэффициента передачи и времени интегрирования, обеспечивающие оптимальную работу регулятора на различных нагрузках, предварительно должны быть определены расчетным путем или экспериментально.

Настройка динамических сигналов (динамической связи) по расходу воздуха в схеме регулятора разрежения или по расходу топлива у регулятора соотношения «топливо - воздух» производится после того, как наладочные испытания регуляторов процесса горения закончены и система включена в работу. Так как оптимальные настройки регуляторов определялись из условия устойчивой работы (при заданных показателях) замкнутой системы регулирования при основном возмущении (т.е. поступающем со стороны регулирующего органа), то они не могут быть изменены при настройке канала ввода внешнего возмущения. Другими словами, настройки дифференцированных сигналов по воздуху и топливу не связаны однозначно с настройками собственно контуров регулирования и их выбор предполагает определенную свободу действий для наладчика. Эта формулировка, однако, означает только то, что определение настроечных параметров дифференциатора может производиться экспериментально на работающем оборудовании и не будет влиять на устойчивость основного контура регулирования.

При этом необходимо обращать внимание на следующее:

- в динамике (например, при изменении нагрузки котла) действие дифференциатора должно обеспечивать упреждающее воздействие на регулятор с целью заблаговременного изменения положения регулирующего органа в сторону снятия предполагаемого возмущения;

- влияние дифференциатора не должно быть чрезмерным (как по значению, так и по длительности), чтобы под его воздействием регулируемый параметр не изменил своего значения в сторону, противоположную нанесенному возмущению;

- в результате работы дифференциатора динамические отклонения регулируемого параметра в переходных режимах и длительность самого процесса регулирования должны сократиться.

И.2.4 Методика расчета системы автоматического регулирования процесса горения

Порядок расчета целесообразно изложить для наиболее сложной составной части системы регулирования процесса горения, каковой является регулятор подачи воздуха в котел. Этот регулятор имеет двухконтурную каскадную структуру и состоит из стабилизирующего и корректирующего регуляторов. В этом случае расчет параметров настройки регуляторов топлива и разрежения можно рассматривать как частный случай расчета общей системы, а именно, ее стабилизирующего контура.

Приведенную на рисунке И2.4 схему АСР воздуха с использованием корректирующего импульса по кислороду О2 можно упрощенно представить в виде набора последовательно включенных динамических звеньев (рисунок И2.7, а). Регулятор воздуха Wp(p) и участок воздухопровода Wоб1(p) образуют внутренний контур. Входными величинами этого контура являются управляющие воздействия Хзп1, возмущающие воздействия по расходу топлива и положению направляющих аппаратов ДРГ, а также воздействие корректирующего регулятора Wкор(p). Выходной величиной этого контура является давление воздуха Хрв.

Внутренний контур регулирования поддерживает заданное значение давления воздуха Хрв в соответствии с расходом топлива и степенью загрузки ДРГ, а также в соответствии с сигналом корректирующего регулятора. Так как инерционность участка воздухопровода является весьма незначительной, то может быть достигнуто значительное быстродействие этого контура регулирования без потери устойчивости. Переходные процессы во внутреннем контуре, вызванные изменением нагрузки котла или самопроизвольным изменением расхода топлива, завершаются раньше, чем эти же возмущения существенно повлияют на изменение выходной величины внешнего контура.

Передаточная функция Ф1(р) внутреннего малоинерционного контура регулирования имеет вид

                                         (И2.4)

Внешний контур регулирования образуется корректирующим регулятором Wкор(p), малоинерционным контуром с передаточной функцией Ф1(р) и объектом регулирования с передаточной функцией Wоб2(p), входным воздействием которого является изменение давления воздуха Хрв, а выходным - изменение содержания свободного кислорода О2 в дымовых газах (рисунок И2.7, б).

Внешний контур характеризуется значительной инерционностью. Временная характеристика имеет вид, представленный на рисунке И2.6. Назначением внешнего контура является корректирование действий внутреннего контура в установившемся режиме, так как при компенсации возмущений топливом и загрузкой ДРГ внутренним контуром регулирования возможно появление ошибки из-за изменения качества топлива, нелинейности статических характеристик датчиков и других условий. Инерционность внешнего контура в основном определяется инерционностью датчика газоанализатора на О2 и газозаборным устройством.

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.6 - Временная характеристика внутреннего (а) и внешнего (б) контура системы регулирования подачи воздуха

Описание: Описание: Описание: 1

а - общая; б - эквивалентная; в - внешнего контура

Рисунок И2.7 - Структурные схемы системы регулирования подачи воздуха

Для расчета системы регулирования по внешнему контуру преобразуем структурную схему рисунка И2.7, б к стандартному виду. Обозначив произведение передаточной функции малоинерционного контура Ф1(р) и участка регулирования Wоб2(p) через передаточную функцию приведенного объекта W*об(p), а корректирующий регулятор Wкop(p) - через приведенный регулятор W*р(p), получим структурную схему рисунка И2.7, в.

Передаточная функция Ф2(р) инерционного контура определяется по формуле

                                         (И2.5)

Таким образом, мы получили одноконтурную систему автоматического регулирования, состоящую из объекта регулирования и регулятора, методы расчета которой известны. Такое преобразование допустимо лишь в том случае, когда инерционность внутреннего стабилизирующего контура значительно меньше инерционности внешнего контура. При таком методе расчета приходится иметь дело не в чистом виде с объектом регулирования по внешнему контуру, а с некоторым приведенным объектом.

Таким образом, для определения параметров динамической настройки корректирующего регулятора необходимо определить динамические характеристики приведенного объекта W*об(p) (рисунок И2.7, в). Регулирующим воздействием для приведенного объекта является воздействие корректирующего регулятора или равнозначное воздействие (ручное) через задающий интегратор (рисунок И2.4). Временная характеристика приведенного объекта регулирования по кислороду определяется в следующем порядке: система регулирования подачи воздуха по стабилизирующему контуру с выбранными параметрами динамической настройки включается в работу; стабилизируется режим работы котла (энергоблока); наносится возмущение задающим интегратором (или настроечным задатчиком ЗУЗ рисунка И2.4) и регистрируется во времени изменение содержания кислорода в дымовых газах. Из полученной временной зависимости определяются характеристики приведенного объекта τо, То, Ко и по методу, изложенному ниже, вычисляются параметры динамической настройки корректирующего регулятора.

Однако на стадии предварительного расчета параметров настройки (до включения регулятора в работу), принимая во внимание высокое быстродействие стабилизирующего регулятора, можно считать, что нанесение возмущения во внешний контур стабилизирующим регулятором эквивалентно дистанционному возмущению направляющими аппаратами ДВ. Отсюда характеристики приведенного объекта можно в первом приближении принять равными характеристикам объекта регулирования по внешнему контуру.

Методика определения параметров статической настройки регуляторов основана на составлении уравнений статического равновесия измерительной схемы прибора в некотором диапазоне нагрузок энергоблока, где характеристики датчиков и объекта регулирования линейны. При этом один из коэффициентов уравнения или задается, или определяется при пробных включениях регулятора, другой - рассчитывается из уравнения. Зону нечувствительности рекомендуют выбирать равной половине допустимой статической ошибки регулирования при эксплуатационных возмущениях. Параметры динамической настройки определяются из номограмм или по приближенным формулам в соответствии с характеристиками объекта регулирования. Их техническая реализация осуществляется в соответствии с особенностями аппаратуры и с учетом структуры замкнутого регулирующего контура.

Для обеспечения работоспособности регуляторов, использующих сигнал по топливу как на газе, так и на мазуте (а также и на смеси) без дополнительной статической перенастройки, сигналы расходов мазута и газа перед поступлением в схему регулятора должны быть статически совмещены на входе некоторого промежуточного элемента (например, сумматора), который условно можно назвать сумматором топлива (на рисунке И2.4 показан выходной сигнал этого сумматора, обозначенный Gm = Z(Gг + Gм).

И.2.4.1 Статическая настройка сигналов по расходу топлива

Рассчитываются следующие параметры:

- по Хг(Gг):

(Хг)макс м3/ч;

(Хг)ном м3/ч;

- по Xm(Gм):

(Хм)макс м3/ч;

(Хм)ном м3/ч;

Если предположить, что γм > γг, то значение коэффициента передачи сигнала по расходу газа (Кг) можно принять равным 1 и наоборот. Тогда чувствительность сигнала по расходу мазута Км рассчитывается по формуле

                                           (И2.6)

где (ΔХг)ном - изменение расхода газа в регулируемом диапазоне нагрузок котла согласно режимной карте, м3/ч;

Хм)ном - то же для мазута, т/ч.

Поскольку характеристики датчиков по расходу газа и мазута к котлу предварительно совмещены на входе сумматора топлива, то дальнейший расчет достаточно произвести только для одного вида топлива, например, мазута.

И.2.4.2 Преобразователи информации и характеристики объектов регулирования

Рассчитываются следующие параметры:

- промежуточный регулируемый параметр

- основной регулируемый параметр

- промежуточный задающий параметр

- основной задающий параметр

- датчики положения направляющих аппаратов ДВ

- оперативные задатчики ЗУ1 и ЗУ2

Задатчик ЗУЗ является наладочным и в полной схеме регулятора подачи воздуха не задействован.

Рабочий диапазон ЗУ1 по регулируемому параметру - ΔХрп22.

Рабочий диапазон ЗУ2 по регулируемому параметру - ΔХУП %.

Диапазон ЗУ1 и ЗУ2 по выходному сигналу - ΔXзу1 = ΔХзу2 %ЗУ.

Описание: Описание: Описание: 1

τо - условное запаздывание, с; То - условная постоянная времени, с; Ко - статический коэффициент усиления

УП - входное воздействие (положение регулирующего органа); Хзп - задающий параметр; Хрп - регулируемый параметр Wр(р), Wоб(р) - передаточные функции регулятора и объекта регулирования

Рисунок И2.8 - Переходные характеристики объекта с самовыравниванием (а), без самовыравнивания (б) и структурная схема одноконтурной АСР (в)

Характеристики объектов (из экспериментальных переходных характеристик рисунков И2.6, И2.8) следующие:

- по Хрп1 при возмущении регулирующим органом: τо1 с; Tо1 с; τо1/Tо1; Kо1

- по Хрп2 при возмущении Хрп1 (давлением воздуха) на нагрузке котла 50 % номинальной: τо1 с; Tо2 с; τо2/Tо2; Kо2

- пульсации по Хрп1 при номинальной нагрузке характеризуются амплитудой (Ап кгс/м2) и периодом (Тпс);

- пульсации по Хрп2 отсутствуют.

Показатели качества переходных процессов регулирования в замкнутой АСР (желаемая точность регулирования) следующие:

- по Хрп1:

 кгс/м2; Ψ = 0,9 при возмущении по регулирующему каналу;

- по Хрп2:

 % О2; Ψ = 0,9 на нагрузке 50 % номинальной при возмущении по регулирующему каналу.

Дополнительное требование к АСР (из режимной карты):

- соотношение «топливо - воздух» должно быть реализовано АСР при работе котла в регулировочном диапазоне нагрузок, составляющем 50 - 100 % номинальной.

ΔХ2зп = (ΔХм)ном = (Х2зп)ном - (Х2зп)мин т/ч;

ΔХрп1 = (Хрп1)ном - (Хрп1)мин кгс/м2.

Диапазон работы корректирующего контура АСР по Xрп22) принимается равным (ΔХрп2)кор % О2, что составляет по Xрп1(pв) соответственно

                                     (И2.7)

где Крп1 - коэффициент передачи по Xрп1(рв) на входе регулятора соотношения «топливо - воздух».

Воздействие от корректирующего регулятора на регулятор соотношения «топливо - воздух» передается через интегратор (И) рисунка И2.4, диапазон работы которого после ограничения по максимальному и минимальному сигналу принимается равным 1 (для согласования с диапазонами других сигналов на входе регулятора соотношения «топливо - воздух»), т.е.:

(ΔХ)кор = 1,0 (100 % УП).

При этом коэффициент передачи сигнала от интегратора корректирующего контура АСР по Xрп1(рв) составит:

                                          (И2.8)

И.2.4.3 Расчет соотношения «давление воздуха - УП направляющих аппаратов ДРГ»

При возмущении направляющими аппаратами ДРГ на величину ΔX1зп %УП, значение необходимого статического приращения давления в перемычке за РВП (общем коробе), обеспечивающее сохранение прежнего расхода воздуха на котел, составит ΔХрп1 кгс/м2.

Коэффициент передачи по каналу промежуточного задающего воздействия (от ДРГ) определяется по формуле

                                             (И2.9)

И.2.4.4 Расчет соотношения «топливо - воздух»

Коэффициент передачи по каналу основного задающего воздействия (Gм) определим по формуле

                                         (И2.10)

где Км - коэффициент передачи по расходу мазута на входе сумматора топлива (рисунок И2.4).

Коэффициент передачи по корректирующему параметру Ккор определяется по формуле

                                          (И2.11)

И.2.4.5 Расчет параметров настройки стабилизирующего контура

Коэффициент передачи оперативного задатчика ЗУ2 равен

                                           (И2.12)

где КНА - коэффициент передачи по каналу от датчика положения направляющего аппарата ДВ.

Цена деления оперативного задатчика ЗУ2 находится по формуле

                                          (И2.13)

Зона нечувствительности принимается равной половине допустимой статической ошибки регулирования при возмущении по регулирующему каналу

                                      (И2.14)

Постоянная времени демпфера равна

                                         (И2.15)

где Ап - амплитуда пульсаций, пересчитанная в % по отношению к максимально возможному показанию датчика давления воздуха.

Постоянная времени интегрирования рассчитывается по формуле

                                             (И2.16)

где  - из номограммы рисунка И2.9.

Коэффициент передачи регулятора равен

                                            (И2.17)

где  - из номограммы рисунка И2.9.

Для внутреннего контура АСР, где последовательно с регулирующим прибором включен датчик давления воздуха, Кр вычисляется по формуле

                                        (И2.18)

где  - коэффициент передачи собственно регулирующего прибора;

Кизм - коэффициент передачи измерительной схемы прибора.

Приравнивая формулы (И2.17) и (И2.18), получим:

                                          (И2.19)

И.2.4.6 Расчет параметров настройки корректирующего контура

Коэффициент передачи оперативного задатчика ЗУ1 вычисляется по формуле

                                           (И2.20)

где Крп2 - коэффициент передачи по Хрп22) на входе корректирующего регулятора.

Значение Крп2 (также как и Крп1) может выбираться произвольно и в дальнейшем корректируется при пробных включениях регулятора. При этом наладчики обычно ориентируются на характеристики регулируемого параметра: наличие пульсаций, диапазон изменения сигнала, крутизну характеристики датчика и т.п. Выбранное значение коэффициента передачи по параметру не влияет на устойчивость системы в целом, так как учитывается при расчете коэффициента передачи регулятора  (формулы (И2.19) и (И2.27)).

Цена деления оперативного задатчика ЗУ1 определяется из следующего соотношения:

                                          (И2.21)

Настройка блока нелинейных преобразований БНП (соотношение «кислород - нагрузка») осуществляется следующим образом:

Датчик расхода пара

Принимаем коэффициент передачи по каналу расхода пара на входе БНП равным 1.

Статическую зависимость «кислород - нагрузка» рисунка И2.4 аппроксимируем i-отрезками прямой линии. Для каждого участка аппроксимации имеем:

Коэффициент передачи по каналу расхода пара в блоке БНП по каждому участку аппроксимации определяется по формуле

                                         (И2.22)

где Кп - коэффициент передачи по Gn на входе корректирующего регулятора.

Зона нечувствительности находится по формуле

                                      (И2.23)

Постоянная времени демпфирования ввиду отсутствия пульсаций по кислороду может быть принята равной нулю.

Постоянная времени интегрирования определяется по формуле

                                             (И2.24)

где  - из номограммы рисунка И2.9.

Коэффициент передачи регулятора находится из соотношения

                                              (И2.25)

где  - из номограммы рисунка И2.9.

Для внешнего контура АСР, где последовательно с регулирующим прибором включен датчик содержания кислорода и выходной интегратор, Кр вычисляется по формуле

                                       (И2.26)

Приравнивая формулы (И2.25) и (И2.26), получим формулу

                                      (И2.27)

Описание: Описание: Описание: 1

Параметр настройки

τоо = 0 - 0,2

0,2 < τоо < 1,5

τоо > 1,5

δ

1,1ετo

о

Ти

3,3τо

0,8/(τоо)

0,6τо

δ - степень связи (величина, обратная коэффициенту передачи регулятора)

б)

а - номограмма для объектов с самовыравниванием при Ψ = 0,9;

б - таблица для объектов с самовыравниванием и без самовыравнивания при Ψ = 0,75

Рисунок И2.9 - Определение параметров динамических настроек ПИ-регулятора в одноконтурной замкнутой АСР

И.2.5 Обеспечение наладочных работ и испытания регуляторов процесса горения

Для успешного выполнения наладки и включения регуляторов процесса горения необходимо предварительно обеспечить нормальное функционирование всех элементов схем регулирования как указано в разделе И2.3.

Важнейшим элементом системы регулирования является регулирующий орган. Характеристики направляющих аппаратов дымососов и ДВ в большинстве случаев удовлетворяют требованиям автоматики. Что же касается регулирующих органов подачи топлива в котел, то на мазутных трубопроводах, как правило, устанавливаются по два клапана (основной и пусковой) поворотного типа.

Недостатком поворотных клапанов является нерегулируемый пропуск среды в закрытом положении, имеющий в процессе эксплуатации тенденцию к росту, что неблагоприятно сказывается на регулировании расхода, особенно при пусках. Профили проходных сечений таких клапанов, выполненные в виде круглых отверстий, или прямоугольных окон в золотнике и гильзе, не обеспечивают требуемых (линейных) расходных характеристик.

По этой причине на электростанциях вместо двух поворотных клапанов подачи мазута в котел по инициативе наладочных организаций устанавливается один всережимный регулирующий шиберный клапан с конструктивной характеристикой, обеспечивающей прямолинейную расходную характеристику. Такой клапан может быть изготовлен на базе серийно выпускаемых (например, Чеховским заводом энергетического машиностроения) шиберных клапанов с условным диаметром, соответствующим диаметру мазутопровода котла. При выборе клапана под переделку необходимо обратить внимание на то, чтобы выбранный клапан был рассчитан на ру ≥ 60 кгс/см2 и оснащен сервоприводом с временем сервомотора не менее 50 - 60 с. Кроме того, ход штока должен быть больше (на величину перекрыши) высоты профиля во избежание недооткрытия клапана на максимальной нагрузке котла. Исполнение клапана принципиально не имеет значения. В шибере или седле клапана протачивается профиль, расчет которого производился из условия обеспечения прямолинейной расходной характеристики для всего диапазона работы котла, включая растопку.

На рисунках И2.10 и И2.11 показаны профили проходных сечений шиберных клапанов, выполненные соответственно в шибере и седле, для клапанов различного условного диаметра, но одинаковой пропускной способности 74,0 т/ч мазута при перепаде давлений 6,0 кгс/см2 (котлы паропроизводительностью до 1000 т/ч).

На рисунках И2.12 и И2.13 даны примеры профилей (в шибере и в седле соответственно) для клапанов также различных типоразмеров, обеспечивающих пропуск мазута в количестве 40 - 45 т/ч (котлы паропроизводительностью до 500 т/ч).

Регулирование расхода газа к котлу, так же как и расхода мазута, осуществляется, в основном, с помощью двух параллельно установленных поворотных заслонок, которым присущи следующие недостатки:

- круглая поворотная заслонка является полнопроходным регулирующим органом и в положении, близком к полному открытию, теряет свою дросселирующую способность и крутизну рабочей характеристики по сравнению с крутизной характеристики в начале открытия, которая, как правило, является чрезмерной;

- поворотная заслонка обладает неплотностью (начальным пропуском) в закрытом положении, достигающей значительных величин (около 10 % максимального пропуска), что существенно затрудняет управление котлом в растопочном режиме.

Рисунок И2.10 - Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.11 - Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.12 - Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок И2.13 - Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Центральным ремонтно-механическим заводом (ЦРМЗ) Мосэнерго выпускается (не серийно, а по индивидуальным заказам) газовый регулирующий клапан, в котором устранены указанные выше недостатки, присущие заслоночным регулирующим органам.

Клапаны ЦРМЗ имеют два типоразмера:

Dy 500 мм - для двухкорпусных котлов энергоблоков 300 МВт и котлов производительностью 420 - 640 т/ч;

Dy 400 мм - для котлов производительностью 170 - 320 т/ч.

Клапан двухнедельный поворотного типа выполнен в патрубке соответствующего газопровода. Регулирующими элементами клапана являются разновеликие золотники, выполненные в форме полых полусфер, жестко сидящих на коромысле. Коромысло крепится на валу клапана с помощью шпонки с люфтом. При повороте вала по часовой стрелке из закрытого положения золотники выходят из проходных отверстий седел, тем самым открывая сечение для прохода газа. Профиль золотников в виде полусфер дает квадратичную конструктивную характеристику, следовательно, расходная характеристика клапана близка к линейной.

В закрытом положении золотники плотно прилегают к седлам с помощью резиновых прокладок. Плотность клапана в закрытом положении обеспечивается статическим давлением среды за счет разности усилий, действующих (вследствие перепада давлений) на нижний и верхний золотники. Нерегулируемый пропуск среды составляет не более 1 % максимальной пропускной способности клапана при перепаде давлений среды на клапане 1 кгс/см2, при этом крутящий момент на приводном валу в сторону открытия составляет 7,5 кгм. Рабочий ход клапана - 60°. Исполнительный механизм для привода - МЭО-250/63-0,25-87, МЭО-250/160-0,63-87. Максимальное проходное сечение клапана Dy 500 мм составляет 628 см2, Dy 400 мм - 405 см2.

Приведение в соответствие с требованиями автоматического регулирования характеристик клапанов на газе и мазуте и вытекающее из этого упрощение технологической схемы подачи топлива к котлу (вместо двух клапанов - один) представляет важное значение не только с точки зрения автоматизации. Из процесса эксплуатации исчезает операция (выполняемая оператором вручную) по переходу с пускового клапана на основной и обратно, что положительно влияет на надежность работы основного оборудования.

Налаженные и прошедшие пробные включения с расчетными параметрами настройки регуляторы процесса горения подвергаются динамическим испытаниям на трех нагрузках котла в регулируемом диапазоне: максимальной, минимальной и промежуточной. Возмущения наносят как регулирующим клапаном, так и ручным задатчиком. Корректировка параметров настройки (при необходимости) осуществляется из условия обеспечения максимального быстродействия в отработке возмущений при заданной степени затухания переходных процессов (ψ = 0,75 - 0,9). По результатам испытаний определяются компромиссные настройки регуляторов, приемлемые для всего диапазона нагрузок, или принимается решение о введении автоматической перенастройки регуляторов (раздел И2.3).

И.2.6 Качество поддержания технологических параметров

Качество поддержания технологических параметров регламентируется паспортными данными на конкретное технологическое оборудование, материалами руководящих организаций, отраслевыми и государственными стандартами. В общем случае оно зависит от характеристик оборудования (объекта управления) и систем автоматического регулирования, которыми это оборудование оснащено.

Требования к качеству поддержания технологических параметров составляются с учетом выполнения требований к оборудованию, регулирующим органам и устройствам измерения, изложенным в разделе 8 стандарта, при условии исправности основного и вспомогательного оборудования, соблюдении заданных условий его эксплуатации. Эти требования применительно к системам автоматического регулирования процесса горения сводятся к следующему:

- устойчивая работа (отсутствие автоколебаний) и ограниченная частота включений регуляторов, которая при постоянной заданной нагрузке котла не должна превышать в среднем 6 включений в 1 мин;

- максимальные отклонения основных технологических параметров при постоянной заданной нагрузке котла в пределах регулировочного диапазона нагрузок не должны превышать приведенных ниже значений:

а) давление пара перед турбиной (в режиме номинального давления и при поддержании давления автоматикой котла, включая регулятор топлива) - ±2 %;

б) содержание кислорода в дымовых газах для мазутных котлов при малых избытках воздуха и постоянной времени кислородомера не более 1,5 мин - ±0,2 % O2;

в) то же для остальных котлов - ±0,5 % O2;

г) разрежение в топке - ±2 кгс/м2.

Для регулятора подачи воздуха проводят также статические испытания, где уточняются расчетные соотношения «топливо - воздух» и «кислород - нагрузка», в режимах изменения нагрузки котла от минимальной до максимальной.

Правильность выбранного соотношения «топливо - воздух» проверяется изменением нагрузки при отключенном корректирующем регуляторе по кислороду, без динамических сигналов и отсутствии возмущений со стороны ДРГ. В качестве главного оценочного критерия принимается значение статического отклонения кислорода от заданной режимной зависимости при изменении расхода топлива. Коррекцией коэффициента передачи по каналу расхода топлива добиваются минимально возможных отклонений кислорода при максимально допустимых эксплуатационных изменениях нагрузки.

После завершения настройки регулятора соотношения «топливо - воздух» включается полная схема регулятора воздуха и корректируется статическая зависимость «кислород - нагрузка». Если при работе котла в регулируемом диапазоне корректором устанавливается значение кислорода, отличное от режимных указаний, уточняется коэффициент передачи по каналу расхода пара (на соответствующем участке аппроксимации).

По завершении испытаний максимальные динамические отклонения кислорода от значений, заданных режимной картой, не должны превышать в среднем 0,5 % при нормальной эксплуатационной скорости изменения нагрузки. Эта скорость на блочных энергоустановках лимитируется турбиной и обычно составляет от 3 до 5 МВт/мин. Оптимально настроенный регулятор подачи воздуха обеспечивает необходимые требования по поддержанию воздушного режима на котлах, работающих с малыми избытками воздуха, при этом функции корректирующего регулятора сведены до минимума. Одновременно минимизируется степень влияния дополнительных сигналов, например, скоростного сигнала по изменению расхода топлива на входе регулятора.

Испытания по уточнению расчетного статического соотношения «УП ДРГ - воздух», если регулятор общего воздуха реализован по схеме рисунка И1.4, проводят после проверки на действующем объекте расчетного соотношения «топливо - воздух» и корректировки параметров динамической настройки регулятора. При неизменной нагрузке блока наносится возмущение направляющими аппаратами ДРГ и путем коррекции расчетного коэффициента передачи по каналу УП ДРГ восстанавливается значение кислорода на прежнем уровне после завершения переходного процесса. Такие испытания проводят на минимальной, средней и максимальной нагрузках регулируемого диапазона. Определяется компромиссная настройка коэффициента передачи, дающая удовлетворительные результаты на всех нагрузках.

Приложение К
(рекомендуемое)

Приемка в эксплуатацию КИПиА

К.1 Общие сведения

К.1.1 Все системы и функциональные задачи принимаются из наладки в опытную эксплуатацию; а затем - вводят в промышленную эксплуатацию.

К.1.2 Системы и/или задачи должны предъявляться в опытную эксплуатацию перед предъявлением в опытную эксплуатацию соответствующего ТОУ в определенной последовательности (ИС, ТС, СУП, ТБ, ТЗ, АСР), руководствуясь конкретным составом технологических систем управления ТОУ: механизма, агрегата, энергетического блока, и в соответствии с документами рабочего проекта.

К.1.3 Основанием для приемки системы в опытную эксплуатацию являются положительные результаты проверки системы, включая приемочные испытания.

Результаты приемочных испытаний системы считаются положительными, если подтверждены показатели, определяющие ее работоспособность.

К.1.4 Приемочные испытания КИПиА проводят в соответствии с «Программой испытаний» с последующим оформлением протокола испытаний.

К.1.5 При получении отрицательных результатов приемочных испытаний система (задача) подвергается повторным испытаниям после устранения выявленных причин (дефекта, неисправности или отказа).

В случае получения отрицательного результата повторных испытаний системы перечень мероприятий по устранению дефектов, неисправности или отказа должен быть рассмотрен заказчиком на техническом совещании с привлечением всех заинтересованных организаций и предприятий.

К.1.6 Опытная эксплуатация системы может быть совмещена с комплексным опробованием энергетического оборудования или проведена в иной период.

К.1.7 Продолжительность опытной эксплуатации систем определяется по срокам, необходимым для проверки их алгоритма функционирования и готовности персонала к эксплуатации систем.

Длительность опытной эксплуатации зависит от сложности технических средств систем, ТОУ и определяется индивидуально, по таблице К1 (без учета времени их отключения).

Таблица К1

Сложность ТОУ

Длительность опытной эксплуатации

Не требуется режимная наладка

72 ч

Требуется режимная наладка

72 ч - 1* мес.

К.1.8 Приемочные испытания допустимо проводить по частям: до начала и в период опытной эксплуатации, если это предусмотрено в программе испытаний.

Приемка в опытную эксплуатацию в этом случае, оформляется актами при первом вводе в эксплуатацию и после окончания испытаний.

Ввод систем в промышленную эксплуатацию должен производиться по мере окончания сроков опытной эксплуатации каждой отдельной системы без оформления записи в акте или журнале приемки.

К.1.9 Готовность систем к опытной и промышленной эксплуатации оформляется журналом или актом приемки.

К.1.10 Начало опытной и промышленной эксплуатации систем оформляется записью:

- в журнале инструктажей о проведении инструктажа оперативного персонала КИПиА и ТОУ по особенностям эксплуатации принятых систем;

- распоряжения в журналах технологических защит и автоматики, технических средств КИПиА о начале эксплуатации принятых систем.

Необходимость оформления дополнительных организационно-распорядительных документов определяется требованиями других руководящих документов и местными условиями.

К.2 Состав технической документации.

Состав технической (отчетной) документации предъявляемой к приемке строительно-монтажных работ, приведен в табл. К.3, а наладочных работ - в табл. К.2.

Таблица К2

Наименование документа

Комплект документов на

Примечание

ИС

ТС

СУП

ТБ

ТЗ

АСР

1 Программа и методика испытаний

+

+

-

+

+

+

2 Общее описание

-

-

-

-

+

+

3 Паспорт средств измерений

+

+

-

+

+

-

4 Протокол приемки (проверки) электрических трактов ПК

-

-

-

-

-

-

5 Перечень параметров, контролируемых СИ, подлежащих госповерке, ведомственной поверке, и перечень параметров, измерение которых осуществляется без нормирования точности

+

-

-

-

-

-

По ИК - представляет проектная организация, по ИС - заказчик -

6 Расчет уровнемеров

+

-

-

-

-

-

7 Протокол испытаний систем взвешивания топлива (вагонных и ленточных)

+

-

-

-

-

-

8 Формуляр (паспорт) весоизмерительных устройств топлива

+

-

-

-

-

-

Для вагонных и ленточных весов с отметкой госповерителя

9 Протоколы испытаний (проверок) измерительных систем механического состояния турбины

-

-

-

-

+

-

10 Протокол испытаний (проверки) измерительных систем химконтроля

+

-

-

-

-

-

11 Протокол контроля состояния термопреобразователей сопротивления

+

-

-

-

-

-

На генераторе, двигателях питательных насосов, мельниц и др.

12 Журнал (карта, протокол) уставок

-

+

-

+

+

+

13 Акт проверки КТС КИПиА

-

+

+

+

+

+

14 Протокол определения расходной характеристики регулирующего органа

-

-

-

-

-

+

При наличии штатного средства измерения расхода

15 Карта настроек

-

-

-

-

-

+

Примечания -

1. Знак «+» означает, что документ обязателен для включения в комплект, «-» означает, что документ в комплект не включают.

2. Обоснование документов, указанных в п.п.: 3, 4 и 13 - 15 - по СНиП 3.05.07-85; в п.п. 7 - 9 и 11 - по эксплуатационной документации предприятий-изготовителей.

Таблица К3

Наименование документа к приемке помещений КИПиА в эксплуатацию

Обоснование документа

1 Протокол проверки и измерения санитарно-климатических условий в помещениях КИПиА

по эксплуатационной документации предприятий - изготовителей энергетического оборудования;

2 Перечень КИПиА пускового комплекса

по СНиП 3.05.07-85

3 Ведомость документов на рабочем месте оператора-технолога (машиниста)

по СТО 70238424.27.100.037-2009

Приложение Л
(рекомендуемое)

Рекомендации по разработке систем автоматического регулирования ТЭС

Л.1 Характеристики оборудования и режимов работы мощных энергоблоков

Л.1.1 Требования к системе автоматического регулирования (АР) энергоблоков в значительной мере определяются применяемым в составе энергоблока оборудованием, тепловой схемой энергоблока и режимами его работы.

Настоящие рекомендации распространяются на отечественные ТЭС, оснащенные энергоблоками мощностью 150, 200, 300, 500, 800 МВт с конденсационными турбинами. Энергоблоки мощностью 150, 200 МВт рассчитаны на докритические параметры пара перед турбиной: давление 13 МПа, температуру 540/540 °С, а энергоблоки мощностью 300 - 800 МВт - на закритические параметры пара: давление 24 МПа и температуру 540/540 °С. Часть энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт ранних выпусков выполнена по схеме дубль-блока (два котла, одна турбина), остальные энергоблоки имеют схему моноблока.

Л.1.2 Тепловые и пусковые схемы энергоблоков унифицированы по типам и составу оборудования и укрупненно могут быть разбиты на следующие основные узлы:

- котельная установка;

- турбина;

- конденсатор и система регенерации турбины;

- питательно-деаэраторная установка;

- общеблочное вспомогательное оборудование;

- электрическое оборудование энергоблока (генератор, трансформатор, трансформаторы собственных нужд и др.).

Ниже приведены некоторые характеристики указанных узлов оборудования, влияющие на их автоматизацию. Вопросы регулирования электротехнического оборудования энергоблока (напряжения, возбуждения и др.) в данной работе не рассматриваются.

Л.1.3 Котельные установки имеют П или Т-образную компоновку.

Энергоблоки докритических параметров (200 МВт) оснащаются как прямоточными, так и барабанными котлами, а закритических параметров - только прямоточными котлами.

Прямоточные котлы имеют по два независимых водопаровых тракта (потока) с возможностью раздельного регулирования подачи воды в каждый из них с помощью своего регулирующего клапана. На. каждом из потоков предусматривается установка встроенного растопочного узла, двух или трех впрыскивающих охладителей для регулирования температуры пара и пускового впрыска на выходе из котла.

Встроенный растопочный узел включает в себя задвижку, встроенную в водопаровой тракт; сепаратор, установленный на байпасе встроенной задвижки, и регулирующие дроссельные клапаны на входе в сепаратор и на линиях, отводящих из него воду и пар.

На некоторых котлах (например, энергоблоков 800 МВт) пароперегревательная часть каждого из двух водопаровых трактов разветвляется на два подпотока с соответствующим увеличением количества впрыскивающих охладителей.

Барабанные котлы энергоблоков 200 МВт имеют один регулируемый поток до барабана и двух- или четырехпоточный пароперегреватель (в зависимости от количества котлов в энергоблоке и компоновки котла).

Для регулирования питания предусматриваются три параллельно включенных питательных клапана Dy 50, 100 и 250 мм, первый из которых (наименьший) используется для заполнения котла водой, средний - для регулирования уровня в барабане при пуске, третий для регулирования в нормальных режимах.

Регулирование температуры пара осуществляется аналогично прямоточным котлам двумя или тремя впрыскивающими охладителями. Для впрыска используется собственный конденсат котла, а при пуске - питательная вода. Пусковые впрыски в паропроводы на выходе из котла на барабанных котлах не предусматриваются.

Все рассматриваемые энергоблоки имеют один промежуточный перегрев пара, для регулирования температуры которого, применяются паропаровые теплообменники либо байпасируемые регулировочные поверхности.

Для защиты от недопустимых повышений температуры пара промперегрева предусматриваются впрыскивавшие пароохладители в рассечке промежуточного пароперегревателя.

В пусковых схемах котлов для регулирования давления воды, поступающей на впрыски, предусматриваются устройства «постоянного расхода», состоящие из набора дроссельных шайб и регулирующего клапана на линии сброса питательной воды в деаэратор.

По видам ожигаемого топлива и системам топливоприготовления котельные установки разделяются на:

- сжигающие газообразное и жидкое топливо (газ, мазут);

- пылеугольные с промбункером пыли;

- пылеугольные с системами пылеприготовления прямого вдувания (с молотковыми или среднеходными мельницами, мелющими вентиляторами).

Подача твердого топлива в котлы с промбункером регулируется изменением частоты вращения лопастных питателей пыли, которые оснащаются электродвигателями постоянного тока.

На котлах с прямым вдуванием подача топлива в мельницы регулируется изменением частоты вращения электродвигателей постоянного тока питателей сырого угля (скребковых, ленточных).

Для регулирования частоты вращения электродвигателей постоянного тока применяются тиристорные станции бесступенчатого регулирования, изменяющие напряжение питания регулируемых электродвигателей.

В качестве растопочного топлива на всех пылеугольных котлах используется мазут.

Большинство рассматриваемых котлов рассчитано на работу при уравновешенной тяге и оборудуется, как правило, двумя дымососами и двумя дутьевыми вентиляторами, подача которых регулируется с помощью направляющих аппаратов.

На некоторых энергоблоках мощностью 300 и 800 МВт с газо-мазутными котлами предусмотрена работа котлов под наддувом с полным исключением дымососов или установкой дымососов пониженной мощности.

Приводом для дымососов и дутьевых вентиляторов, а также других тягодутьевых машин (дымососов рециркуляции, мельничных вентиляторов) служат асинхронные электродвигатели. Исключение составляют энергоблоки 800 МВт, где для дутьевых вентиляторов используется турбопривод и регулирование расхода воздуха осуществляется изменением частоты вращения приводных турбин.

Л.1.4 Турбины энергоблоков мощностью от 200 до 800 МВт одновальные, многоцилиндровые, с нерегулируемыми отборами пара и сопловым парораспределением, а энергоблоков 1200 МВт - с дроссельным парораспределением.

Система регулирования турбин рассматриваемых энергоблоков гидравлическая, неравномерность регулирования около 4,5 %. Турбины всех типов в большей или меньшей мере оснащаются устройствами электрической части системы регулирования (ЭЧСР), которые в простейшем случае обеспечивают быструю разгрузку турбины при действии энергосистемной противоаварийной автоматики, а на турбинах 800 МВт, кроме того, выполняют значительную часть функций системы регулирования мощности энергоблока.

Управление частотой вращения турбины при пуске и мощностью . после включения генератора в сеть осуществляется с помощью механизма управления турбины (МУТ), представляющего собой электродвигатель со временем перемещения в пределах неравномерности от 45 до 60 с.

Расход пара на уплотнения турбины, поступающего из нерегулируемого отбора или постороннего источника, регулируется одним клапаном.

Л.1.5 Конденсатор и система регенерации турбины включают в себя конденсатор (или два параллельных конденсатора) для конденсации отработавшего пара и подогреватели системы регенеративного подогрева конденсата.

Удаление конденсата из конденсатора турбины осуществляется конденсатными насосами, а уровень в конденсаторе регулируется клапаном, установленным на стороне их нагнетания. При пусках насосы работают в режиме рециркуляции и уровень поддерживается другим клапаном, установленным на линии рециркуляции.

Регенеративный подогрев конденсата и питательной воды осуществляется соответственно в четырех - пяти подогревателях низкого давления (ПНД) и трех подогревателях высокого давления (МВД). Уровень конденсата греющего пара, поступающего из нерегулируемых отборов турбины, в подогревателях поддерживается регулирующими клапанами, установленными на выходе из этих подогревателей, а также клапаном на стороне нагнетания перекачивающего насоса.

Л.1.6 Вое энергоблоки оснащаются питательно-деаэраторными установками - питательными насосами и деаэраторами с рабочим давлением 0,7 МПа (на энергоблоках 200 МВт - 0,6 МПа), питаемыми в нормальных условиях греющим паром от отборов турбины, а при пусках и аварийных разгрузках - от паропроводов собственных нужд. Для регулирования давления в деаэраторе на соответствующих паропроводах устанавливаются регулирующие клапаны. Уровень в деаэраторе регулируется путем изменения добавка конденсата в конденсатор турбины.

Питательная установка энергоблока 200 МВт состоит из двух или трех питательных электронасосов (ПЭН), один из которых является резервным; энергоблока 300 МВт - из двух питательных насосов (пускорезервного электронасоса, снабженного гидромуфтой и обеспечивающего до 60 % номинальной производительности энергоблока, и основного насоса с турбоприводом, позволяющего за счет изменения частоты вращения регулировать производительность в пределах от 50 до 100 % при работе энергоблока на номинальном давлении и 30 - 100 % при работе энергоблока на скользящем давлении); энергоблоков 500 и 800 МВт - из двух питательных турбонасосов подачей 50 % номинального расхода энергоблока каждый. Конденсационные приводные турбины этих насосов питаются паром от одного из отборов основной турбины, а при пусках и в аварийных режимах - от пуско-сбросных устройств собственных нужд энергоблока.

Л.1.7 Общеблочное вспомогательное оборудование включает в себя пуско-сбросные устройства, редукционно-охладительные установки, сетевые подогреватели, испарители и другое оборудование, определяемое конкретной тепловой схемой энергоблока.

С точки зрения автоматического регулирования наиболее ответственными являются быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ), через которые сбрасывается пар из котла в конденсатор турбины при пусках и в аварийных режимах (однобайпасная схема), и БРОУ собственных нужд, через которые подается пар к питательным насосам на энергоблоках 500, 800 и 1200 МВт.

Паровые дроссельные клапаны БРОУ обоих типов должны оснащаться мощным электроприводом, обеспечивающим требуемое быстродействие (время полного открытия от 10 до 15 с). Охлаждение дросселированного пара осуществляется с помощью впрыска.

Л.1.8 Режимы работы энергоблоков охватывают режимы нормальной эксплуатации в регулировочном диапазоне нагрузок, пусковые и аварийные режимы.

При нормальной эксплуатации характер изменения нагрузки отдельных энергоблоков определяется рядом факторов, в частности, типом и маневренными характеристиками оборудования, видом ожигаемого топлива, электрическими связями электростанции, характером нагрузки в энергосистеме и др.

Большинство мощных энергоблоков работает в режиме изменения нагрузки по диспетчерскому графику: номинальная (заданная) нагрузка в дневные и вечерние часы, минимальная - ночью.

Часть энергоблоков, главным образом с газомазутными котлами, принимает участие в более глубоком регулировании параметров энергосистемы (участие в подавлении отклонений частоты, регулирование и ограничение мощности в линиях перетока, локализация аварийных режимов в энергосистеме) как за счет изменения нагрузки в регулировочном диапазоне, так и за счет останова в ночное время и на нерабочие дни.

Под регулировочным диапазоном нагрузок понимается интервал нагрузок, внутри которого мощность энергоблока может изменяться автоматически без изменения состава основного и вспомогательного оборудования и количества включенных горелочных устройств.

Значение регулировочного диапазона зависит от типа оборудования энергоблока, вида ожигаемого топлива и других факторов. Так, при работе на газе или мазуте значение регулировочного диапазона должно составлять от 50 до 70 % номинальной мощности, а при работе на твердом топливе - от 20 до 50 %.

Для энергоблоков мощностью от 300 до 800 МВт, работающих на закритических параметрах пара, характерным является комбинированный режим поддержания давления пара перед турбиной, обеспечивающий существенное повышение экономичности работы энергоблока.

Этот режим предусматривает работу энергоблока в диапазоне нагрузок от 100 до 70 % при номинальном давлении свежего пара перед турбиной и регулирование нагрузки клапанами турбины. При нагрузках менее 70 % клапаны турбины, подводящие пар к двум из четырех групп сопл, остаются полностью открытыми, остальные - полностью закрытыми и нагрузка регулируется путем изменения давления свежего пара перед турбиной. Такой режим требует выполнения системы регулирования с автоматически перестраиваемой структурой.

Пусковые режимы энергоблоков с прямоточными котлами предусматривают пуск по сепараторной схеме - водопаровой тракт котла при пуске разделяется встроенными задвижками па испарительную часть, в которой поддерживается давление, близкое к номинальному, и на перегревательную часть, работающую с переменным давлением пара. Пар в перегревательные поверхности нагрева поступает из встроенного сепаратора. Расход питательной воды в этом режиме поддерживается постоянным, как правило, равным 30 % номинального, вплоть до перехода на прямоточный режим. Одновременно с пуском котла ведется прогрев паропроводов, сначала производится сброс пара через БРОУ в конденсатор турбины, а затем разворот и начальное нагружение турбины. В дальнейшем нагрузка турбины повышается по мере повышения параметров пара на котле. Когда давление пара за котлом становится близким к номинальному, встроенные задвижки открываются.

Регулирование подачи топлива в котел, температуры свежего пара и пара промперегрева осуществляется по программам, зависящим от начального теплового состояния оборудования (главным образом, турбины), и ведется в темпе, обеспечивающем допустимые скорости прогрева металла.

Энергоблоки мощностью 200 МВт с барабанными котлами также пускаются на скользящем давлении. Дополнительным фактором, ограничивающим темп пуска на этих энергоблоках, является скорость и равномерность прогрева барабана котла, что должно учитываться при формировании программ пуска. Температура пара при пуске энергоблоков с барабанными котлами поддерживается теми же впрыскивающими охладителями, которые работают в нормальных режимах.

Л.2 Требования к оборудованию и регулирующим органам, определяемые условиями автоматизации

Л.2.1 Для повышения надежности работы и упрощения системы АР энергоблока его оборудование и тепловая схема должны удовлетворять ряду требований, основные из которых следующие:

- тепловая схема и оборудование энергоблока должны выполняться таким образом, чтобы автоматическое управление ими осуществлялось с использованием минимального числа органов управления. В частности, следует по возможности сокращать количество вспомогательных механизмов, используемых для решения общих задач авторегулирования; уменьшать количество охладителей для регулирования температуры на общем потоке; исключить необходимость регулирования соотношения «топливо-воздух» на каждую горелку;

- каждый регулирующий орган должен влиять, главным образом, на изменение того параметра, для регулирования которого он предназначен, и оказывать малое влияние на другие регулируемые параметры. Так, например, в двухпоточных прямоточных котлах не следует выполнять переброс потоков с одной половины по ширине котла на другую, так как это затрудняет возможность компенсации тепловых перекосов путем перераспределения потоков воды;

- регулирующее воздействие должно влиять на регулируемый параметр с возможно меньшей инерционностью по сравнению с возмущающими воздействиями. Исходя из этого условия должны, в частности, выбираться места размещения охладителей для регулирования температуры пара; пыле приготовительные установки, выполненные по схеме прямого вдувания и обладающие значительной инерционностью, должны предусматривать возможность динамической форсировки выноса пыли из мельниц для компенсации их инерционности при регулировании подачи топлива;

- регулирование нагрузки в пределах регулировочного диапазона должно обеспечиваться за счет воздействия на регулирующие органы подачи топлива без изменения количества находящихся в работе топливоподающих устройств (питателей, горелок);

- для обеспечения необходимой приемистости энергоблока в аварийных режимах при открытии клапанов турбины на 30 % полного хода с одновременным воздействием на органы управления нагрузки котла показатель приемистости текущее и установившееся отклонение мощности энергоблока;

- динамические свойства энергоблока, связанные с поддержанием давления пара перед турбиной за счет воздействия на органы управления нагрузкой котла и клапаны турбины, должны быть таковы, чтобы при одновременном скачкообразном воздействии на оба указанных регулирующих органа на значение, соответствующее изменению нагрузки блока на 10 %, максимальное отклонение давления пара, но превышало допустимые пределы, установленные для энергоблока по условиям надежности;

- в диапазоне регулируемых нагрузок в нормальном (не аварийном) режиме эксплуатации энергоблоки должны допускать изменение мощности без ограничения скорости в пределах ±7 % номинального значения для энергоблоков сверхкритического давления и 10 % для энергоблоков докритического давления. Сверх этих пределов скорость изменения нагрузки энергоблока в том же направлении ограничена значением 0,3 %/мин для энергоблоков сверхкритического давления и 0,5 %/мин для энергоблоков докритического давления;

- для плановых изменений нагрузки (от 2 до 3 раз в сутки) в диапазоне регулируемых нагрузок энергоблоки должны допускать изменение мощности на ±20 % номинальной мощности для энергоблоков сверхкритического давления и на ±25 % для энергоблоков докритического давления, со скоростью до 4 %/мин для энергоблоков с газомазутными котлами и до 2 %/мин для энергоблоков с пылеугольными котлами.

При дальнейшем изменении нагрузки в том же направлении должно допускаться изменение мощности со скоростью не менее 0,7 %/мин для энергоблоков сверхкритического давления и 1 %/мин для энергоблоков докритического давления.

Л.2.2 Основные требования к регулирующим органам:

- диапазоны регулирования должны выбираться с запасом в обоих направлениях по отношению к диапазону, определяемому из условий статических режимов, для обеспечения необходимого динамического перерегулирования.

Эти запасы, в частности, должны составлять: по расходу топлива - по 10 % в обоих направлениях; по тяге и дутью - по 5 % в обоих направлениях; по расходу питательной воды - 5 % в направлении максимума и 10 % в направлении минимума; по температуре пара промперегрева - от 10 до 15 °С при номинальной нагрузке. Максимальный расход воды на охладители свежего пара должен в два раза превышать расчетное (статическое) значение.

Регулировочные характеристики питательных насосов в моноблочных установках с прямоточными котлами должны обеспечивать возможность регулирования общего расхода питательной воды во всем диапазоне регулирования при использовании регулирующих питательных клапанов на потоках для распределения расходов воды по потокам при минимальном дросселировании;

- регулирующие органы в пределах регулировочного диапазона должны иметь, как правило, линейные характеристики с различием между крутизной в разных точках характеристики, не превышающим 1,5.

Для тех участков регулирования, динамические свойства которых зависят от положения регулирующего органа, должны предусматриваться криволинейные характеристики, компенсирующие влияние изменяющейся динамики объекта автоматического регулирования;

- в целях упрощения системы регулирования характеристики отдельных регулирующих органов должны по возможности выбираться с учетом использования этих органов для автоматического регулирования в пусковых режимах;

- перестановочные усилия для привода регулирующих органов должны быть примерно одинаковыми в обоих направлениях;

- пропуск регулирующих органов в закрытом положении должен быть минимальным и должен сохраняться практически неизменным в течение всего межремонтного периода. Допустимое значение пропуска при закрытом регулирующем органе определяется техническими требованиями конкретных контуров регулирования.

Л.2.3 Исполнительные механизмы для привода регулирующих органов должны быть предназначены для работы при:

- температуре окружающего воздуха от минус 30 до плюс 50 °С;

- относительной влажности до 98 % при температуре 35 °С;

- вибрации с частотой до 25 Гц и амплитудой 1 мм;

- наличии в окружающей среде пыли и брызг воды.

Питание исполнительных механизмов должно осуществляться переменным током напряжением 380/220 В частотой 50 ± 1 Гц или 415/240 В частотой 60 ± 1 Гц. Допустимые отклонения напряжения питания от +10 до -15 %.

Исполнительные механизмы должны иметь следующие основные характеристики:

- время полного хода выбирается из нормального ряда в диапазоне от 25 до 160 с;

- люфт не более 1 %;

- выбег выходного вала при сопутствующей нагрузке 50 % номинальной не более 0,5 % при времени полного хода до 40 с и не более 0,25 % при времени полного хода 63 с и более.

Л.3 Требования к объему и качеству автоматического регулирования

Л.3.1 Основными задачами САР энергоблока являются (см. вклейку) регулирование:

- мощности энергоблока в соответствии с требованиями энергосистемы;

- внутриблочных технологических процессов и параметров, обеспечивающее надежную и экономичную работу энергоблока в регулировочном диапазоне нагрузок;

- в пусковых режимах.

Л.3.2 Автоматическое регулирование мощности является наиболее сложной и многообразной задачей в системе регулирования энергоблока.

Это обусловлено, с одной стороны, энергосистемными требованиями к маневренным характеристикам энергоблока, определяющими качество отработки энергоблоком изменений мощности при изменении задания, а также необходимостью взаимодействия с энергосистемными устройствами противоаварийной автоматики, с другой необходимостью учета при регулировании мощности внутриблочных требований по поддержанию давления пара перед турбиной или положения клапанов турбины при работе на скользящем давлении, появлением технологических ограничений, препятствующих требуемым изменениям мощности в широких пределах (ограничений по расходу топлива или воздуха, исчерпанием диапазонов регулирования и др.), действием технологических защит при возникновении аварийных ситуаций и др.

В соответствии с указанными требованиями система АР мощности должна обеспечить:

- изменение активной мощности до заданного значения с заданной скоростью (плановые изменения мощности);

- изменение активной мощности в соответствии с изменением задания, носящим случайный характер (неплановые изменения мощности);

- изменение активной мощности при отклонении частоты в сети за заданные пределы в соответствии с установленной статической характеристикой «частота - мощность»;

- взаимодействие с устройствами противоаварийной автоматики и переход на послеаварийный уровень мощности, задаваемый противоаварийной автоматикой;

- поддержание заданных значений давления свежего пара перед турбиной или положения регулирующих клапанов турбины с разрешением дозированных динамических отклонений указанных параметров - в целях повышения приемистости энергоблока;

- предотвращение понижения давления свежего пара перед турбиной ниже минимально допустимого уровня;

- предотвращение недопустимых термических напряжений в деталях турбины за счет соответствующего ограничения темпа изменения мощности энергоблока;

- минимальное рассогласование между заданным и фактическим значением мощности в случая возникновения технологических ограничений с сохранением при этом основных технологических параметров энергоблока в допустимых пределах;

- перевод энергоблока на заданное значение нагрузки при действии внутриблочных (технологических) защит.

В процессе выполнения перечисленных функций система АР мощности должна воздействовать на мощность турбины, устанавливать задание регуляторам нагрузки котла, осуществлять обработку аналоговой и дискретной информации, поступающей от устройств противоаварийной автоматики, регуляторов котла и турбины, и в случае необходимости изменять свою структуру.

Л.3.3 Регулирование внутриблочных технологических процессов обеспечивается значительным количеством автоматических регуляторов.

В зависимости от мощности энергоблока, планируемых режимов его работы, вида ожигаемого топлива, особенностей тепловой схемы и оборудования, принятых способов регулирования и других факторов количество контуров регулирования на разных энергоблоках колеблется от 50 до 100.

С позиций АР на энергоблоке могут быть выделены следующие основные участки регулирования:

- подачи топлива в котел;

- газовоздушного режима котла;

- подачи питательной воды;

- температуры свежего пара;

- температуры пара промперегрева;

- параметров вспомогательного оборудования турбоустановки;

- параметров общеблочного вспомогательного оборудования.

Регулирование подачи топлива, определяющее нагрузку котла, осуществляется в соответствии с заданием, поступающим от системы регулирования мощности, и должно обеспечить поддержание заданной мощности энергоблока.

Регулятор топлива устанавливает подачу топлива в котел, воздействуя в зависимости от вида сжигаемого топлива на регулирующие клапаны (газ, мазут) или станции бесступенчатого регулирования питателей пыли или сырого угля.


Рисунок Л.1 Обобщенная структурная схема АР энергоблока с прямоточным котлом


На котлах с молотковыми и среднеходными мельницами регулятор топлива в некоторых случаях управляет подачей топлива не непосредственно, а через индивидуальные регуляторы загрузки мельниц. Последние, воздействуя на соответствующие питатели сырого топлива, поддерживают задаваемую регулятором топлива загрузку мельниц; в случае необходимости эти регуляторы позволяют перераспределить нагрузку между отдельными мельницами.

Регулирование газовоздушного режима котла включает в себя автоматическое регулирование подачи воздуха в котел и разрежения в верхней части топки (последнее - на котлах с уравновешенной тягой).

Подача воздуха в котел устанавливается регулятором в соответствии с нагрузкой котла, обеспечивая оптимизацию процесса сжигания топлива. Расход воздуха регулируется воздействием на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов (или на частоту вращения турбовоздуходувок), и его значение автоматически корректируется по содержанию свободного кислорода в дымовых газах. Разрежение в топке поддерживается регулятором разрежения, воздействующим на направляющие аппараты дымососов.

Задачи регулирования подачи питательной волн для барабанных и прямоточных котлов существенно различны.

На барабанных котлах АР питания осуществляется трехимпульсным регулятором уровня в барабане котла, воспринимающим сигналы по расходам пара, воды, уровню и воздействующим на регулирующий клапан на линии подачи воды в котел.

Основной задачей АР питания прямоточных котлов является поддержание заданного состояния среды (обычно температуры) в промежуточном сечении водопарового тракта котла на каждом из потоков. Кроме того, при регулировании питания должны решаться и дополнительные задачи: распределение расхода между потоками, минимальное дросселирование потоков в регулирующих питательных клапанах и др. Необходимый расход питательной воды на прямоточных котлах устанавливается регулятором питания путем изменения подачи питательных насосов с обеспечением заданного соотношения между их подачами, а распределение расходов по потокам водопарового тракта производится регулирующими питательными клапанами котла, один из которых находится в положении полного открытия для снижения потерь на дросселирование.

Регулирование температуры свежего пара на каждом из потоков ведется двумя или тремя регуляторами (в зависимости от количества пароохладителей) путем изменения расхода воды, поступающей в соответствующий пароохладитель. Регуляторы выполняются по двухконтурной схеме с опережающим сигналом по температуре пара за впрыском. Кроме того, для обеспечения необходимого диапазона регулирования регулятор, стоящий ближе к выходу из котла, в случае необходимости корректирует в требуемом направлении заданное значение температуры регулятору, стоящему перед ним.

Регулирование температуры пара промперегрева также выполняется по двухконтурной схеме с воздействием на соответствующие регулирующие органы.

Неблагоприятная динамика объекта приводит нередко к необходимости применения ПИД-закона регулирования и использования дополнительных опережающих сигналов по возмущениям.

Регулятор аварийного впрыска настраивается на поддержание температуры несколько большей, чем номинальная; в связи с этим он находится в режиме ожидания и вступает в работу только при повышении температуры пара промперегрева выше установленного значения.

Регулирование параметров вспомогательного оборудования турбо-установки (давления пара, поступающего на лабиринтовые уплотнения турбины; уровня в конденсаторе и регенеративных подогревателях, температуры масла за маслоохладителями) обеспечивается регуляторами, воздействующими на соответствующие регулирующие клапаны. При этом регуляторы уровня, как правило, выполняются статическими (с жесткой обратной связью по положению регулирующего органа).

Регулирование параметров общеблочного вспомогательного оборудования (давления и уровня в деаэраторе, давления и температуры редукционно-охладительных установок, испарительных установок и др.) обеспечивается регуляторами, отличающимися в большинстве случаев простой структурой, а их количество определяется конкретной тепловой схемой энергоблока.

Л.3.4 Автоматическое регулирование в пусковых режимах носит специфический характер, что обусловлено необходимостью выполнения в процессе пуска не только регулирования аналоговых технологических параметров расхода, давления, температуры и др.), но и выполнением ряда дискретных операций для обеспечения нормального функционирования автоматических регуляторов в условиях изменяющихся характеристик объектов управления, возникновения технологических ограничений, изменения состава работающего оборудования и др.

Таким образом, решение задач регулирования в пусковых режимах требует применения комбинированных аналого-дискретных систем.

Характерными особенностями режимов пуска, оказывающими влияние на структуру системы автоматизации пусковых режимов, являются:

- изменение в процессе пуска технологических схем;

- необходимость перехода с одних регулирующих органов на другие;

- существенные изменения условий работы регулирующих органов в процессе пуска;

- значительные изменения статических и динамических характеристик регулируемых участков.

Особенностью АР при пуске является также необходимость программного изменения заданных значений для ряда регулируемых параметров. При этом программы могут быть заданы либо в виде заранее определенных зависимостей от некоторых исходных тепловых состояний энергоблока и времени, либо формироваться на базе математических моделей с использованием непосредственных измерений параметров текущего теплового состояния оборудования энергоблока.

В обоих случаях возникновение технологических ограничений должно сопровождаться приостановом реализации программы и стабилизацией регулируемых параметров на достигнутом уровне.

В процессе пуска на энергоблоках с прямоточными котлами системой пусковой автоматики должны решаться следующие основные задачи:

- увеличение тепловой нагрузки котла по заданной программе; при этом на котлах, работающих на твердом топливе, должно быть предусмотрено регулирование растопочного и основного топлива и автоматический переход на основное топливо на соответствующих этапах пуска;

- регулирование тягодутьевого режима в соответствии с режимом увеличения тепловой нагрузки котла;

- поддержание растопочного расхода питательной воды в каждом из водопаровых трактов котла до выхода на прямоточный режим и регулирование заданного соотношения «топливо - вода» па последующих этапах пуска;

- подъем температуры свежего пара и пара промперегрева по заданным программам;

- поддержание заданного давления среды перед встроенными задвижками в котле до их открытия;

- регулирование сброса среды из встроенных сепараторов с минимальным количеством пара в сбрасываемой среде вплоть до выхода на прямоточный режим;

- поддержание номинального давления свежего пара перед турбиной после открытия встроенных задвижек до окончания процесса пуска;

- регулирование давления воды, подаваемой на впрыски.

На энергоблоках с барабанными котлами задачи АР при пуске такие же, как и на прямоточных котлах (за исключением регулирования, связанного с узлом встроенных сепараторов).

По-иному ведется на барабанных котлах регулирование подачи питательной воды в котел, которая устанавливается пусковым регулятором уровня, учитывающим изменения давления в барабане и связанное с этим изменение плотности воды; по другим критериям формируются на барабанных котлах и программы повышения нагрузки и параметров пара.

Регулирование в процессе пуска осуществляется как штатными (работающими в нормальных режимах), так и специальными пусковыми регуляторами, которые отключаются по окончании соответствующих этапов пуска. Кроме того, в систему автоматики пуска входят устройства, формирующие программы изменения параметров и дискретные команды, необходимые для нормальной работы автоматики в пусковых режимах.

Л.3.5 Качество АР при решении перечисленных выше задач АР энергоблока должно удовлетворять ряду общих требований, а также требованиям, регламентированным техническими условиями на соответствующее оборудование, нормативными и другими документами.

Общим требованием ко всем контурам АР является их устойчивая работа (отсутствие автоколебаний) в пределах регулировочного диапазона, а для пусковых регуляторов - в пусковых режимах.

Для регуляторов с импульсным (релейным) выходом частота включений должна быть ограничена и при неизменном значении заданной нагрузки в среднем не должна превышать 6 включений в минуту.

Показателями качества АР отдельных параметров принимаются:

- максимальное отклонение регулируемого параметра под влиянием случайно действующих эксплуатационных возмущений при неизменном значении заданной нагрузки ;

- максимальное отклонение регулируемого параметра σмакс и интегральный квадратичный критерий  при скачкообразном изменении заданного значения нагрузки на 10 %.

Показатели качества регулирования основных общеблочных параметров - мощности турбогенератора, давления свежего пара перед турбиной (в режиме постоянного давления) или положения регулирующих клапанов турбины (в режиме скользящего давления) - в пределах регулировочного диапазона должны быть не хуже значений, приведенных в таблице R.1.

Таблица Л.1

Параметр

%

%

I1

(%)2 О

Примечание

Активная мощность турбогенератора

±3

-

1500

При участии анергоблока в регулировании энергосистемных параметров

12000

При стабилизации давления пара перед турбиной

Давление свежего пара перед турбиной

±2

±3

1000

Для энергоблоков с барабанными котлами

±2

2000

Для энергоблоков с прямоточными котлами

Положение регулирующих клапанов турбины

±2

±5

2000

В режиме скользящего давления

Показатели качества регулирования основных параметров котла в пределах регулировочного диапазона нагрузок от 70 до 100 % должны быть не более значений, приведенных в таблице Л.2.

Таблица Л.2

Параметр

I1

Уровень в барабане котла

± 20 мм

± 50 мм

-

Температура свежего пара на выходе из котла

±6 °С

±8 °С

5000 (°С)2-о

Температура пара промперегрева на выходе из котла

±6 °С

±10 °С

10000 (°С)2-о

Содержание свободного кислорода в дымовых газах: для котлов, работающих на мазуте с малыми избытками воздуха

±0,2 %

±0,3 %

10 (%)2-о

для котлов, работающих без поддержания малых избытков воздуха

±0,5 %

±1 %

200 (%)2-о

Разрежение в верхней части топки котла

±20 Па (2 кгс/м2)

± 30 Па (3 кгс/м2)

-

Максимальные отклонения (σэ макс) основных регулируемых параметров вспомогательных систем турбоустановки в регулировочном диапазоне нагрузок не должны превышать:

- давления пара в коллекторе лабиринтовых уплотнений турбины ±5 кПа (0,05 кгс/см2);

- уровня воды в конденсаторе турбины ±150 мм;

- уровня конденсата греющего пара в регенеративных подогревателях ±150 мм;

- давления в деаэраторе ±20 кПа (0,2 кгс/см2):

- уровня воды в деаэраторе ±200 мм.

В пусковых режимах максимальные отклонения параметров по отношению к заданным по программам пуска должны быть:

- расхода питательной воды по каждому из водопаровых потоков не более ±10 % заданного;

- температуры свежего и пара промперегрева - не более ±20 °С

Л.4 Требования к техническим средствам автоматического регулирования

Л.4.1 Реализация перечисленных выше задач АР должна осуществляться с помощью комплекса технических средств, обеспечивающих формирование команд управления регулирующими органами в соответствии с заданной структурой системы АР и значением измеренных технологических параметров объектов управления.

Л.4.2 Система АР может выполняться:

- на базе набора приборов (блоков, модулей), входящих в комплект аппаратуры, предназначенной специально для решения задач АР;

- на базе средств микропроцессорной техники;

- в виде комбинированной системы, состоящей из средств микропроцессорной техники и из отдельных блоков аппаратуры АР.

Л.4.3 Ввод в систему АР информации о значениях технологических параметров и положении регулирующих органов, как правило, должен осуществляться от общепромышленных первичных и измерительных преобразователей с унифицированным выходным сигналом следующих параметров:

- выходной сигнал - унифицированный сигнал постоянного тока с полным диапазоном изменения в пределах 0 - 5 мА; 0 - 20 мА; 4 - 20 мА; 0 - 10 В и с уровнем пульсаций не более 0,6 %;

- сопротивление нагрузки:

- не более 2,5 кОм для выходного сигнала 0 - 5 мА;

- не более 1,0 кОм для выходного сигнала 0 - 20 и 4 - 20 мА;

- не менее 2,0 кОм для выходного сигнала 0 - 10 В;

- основная погрешность ±0,5, ±1,0 или ±1,5 %. Выбор типа первичного преобразователя определяется необходимой точностью поддержания регулируемого параметра;

- время вхождения выходного сигнала в зону допускаемой основной погрешности (быстродействие) при скачкообразном изменении входного сигнала на 100 % не должно превышать 1,5 с. Указанное время не учитывает инерционности собственно измерителя (термоэлектрического преобразователя, устройств газового анализа и др.), которая определяется конструкцией конкретных технических средств и должна быть по возможности минимальной;

- питание должно осуществляться от сети переменного тока напряжением  В с частотой 50 ± 1 Гц;

- выходные цепи гальванически отделены от цепей питания я входных цепей;

- работа при температуре окружающей среды от 5 до 60 °С, относительной влажности от 30 до 80 % и не более 98 % при температуре до 35 °С, атмосферном давлении от 84 до 106 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.) и вибрации частотой до 25 Гц и амплитудой до 0,1 мм;

- показатели надежности:

а) вероятность безотказной работы за 2000 ч не менее 0,98;

б) среднее время восстановления не более 1,5 ч;

в) средний срок службы не менее 10 лет.

Л.4.4 Комплект блоков (модулей) АР должен включать в себя устройства для статического и динамического преобразования поступающих в них сигналов, позволяющие:

- принять информацию от первичных и измерительных преобразователей, связанных с объектами управления, и от других блоков системы;

- произвести необходимую статическую и динамическую обработку поступивших сигналов с помощью одного или нескольких соединенных между собой блоков;

- выдать команды (сигналы) на исполнительные механизмы и устройства индикации в соответствии с принятой структурой системы АР;

- изменять параметры статической и динамической настройки и структуру системы при изменении соответствующих дискретных и (или) аналоговых входных сигналов;

- позволять оператору-технологу энергоблока производить ручное (дистанционное) изменение заданных значений регулируемых параметров и отключение (включение) каждого из регуляторов и осуществлять ручное (дистанционное) управление исполнительными механизмами отключенных регуляторов.

В состав блоков (модулей) должны входить следующие блоки:

- регулирующий с непрерывным (аналоговым) выходным сигналом, реализующий П-, ПИ- и ПИД-законы регулирования;

- регулирующий с импульсным (трехпозиционным) выходным сигналом, реализующий ПИ- и ПИД-законы регулирования совместно с исполнительным механизмом с постоянной скоростью;

- динамического преобразования входного сигнала по заданному настройкой закону;

- интегрирования аналогового или импульсных сигналов;

- алгебраических операций;

- нелинейных преобразований;

- выделения экстремального сигнала;

- аналого-релейного преобразования.

Блоки (модули) имеют следующие параметры:

- входы блоков, на которые поступает непрерывный (аналоговый) сигнал, должны быть рассчитаны на прием унифицированного сигнала по п. Л.4.3 и иметь следующие значения входного сопротивления:

а) не более 250 Ом для входного сигнала 0 - 5 мА;

б) не более 80 Ом для входного сигнала 0 - 20 и 4 - 20 мА;

в) не менее 10 кОм для входного сигнала 0 - 10 В;

- выходной сигнал блоков с непрерывным (аналоговым) выходом должен быть унифицированным сигналом с характеристиками по п. Л.4.3;

- входы блоков, рассчитанные на прием дискретных сигналов, должны принимать сигналы в виде замыкания «сухих» контактов и (или) напряжения постоянного тока 24 В;

- дискретные и импульсные выходные сигналы блоков могут выдаваться в виде:

а) замыкания «сухих» контактов;

б) замыкания бесконтактного ключа, гальванически отделенного от входных цепей;

в) изменения выходного напряжения постоянного тока от 2,4 до 24 В.

Основные характеристики регулирующих блоков:

- диапазон изменения (настройки) коэффициента передачи 0,3 - 100 (в блоке с импульсным выходом - для времени полного хода исполнительного механизма 100 с);

- диапазон изменения постоянной времени дифференцирования 1 - 600.с;

- диапазон изменения постоянной времени интегрирования 1 - 1200 с;

- возможность демпфирования входного сигнала с диапазоном настройки постоянной времени демпфера 0 - 20 с;

- автоподстройка коэффициента передачи и (или) постоянной времени интегрирования при изменении соответствующих унифицированных входных сигналов или ступенчатое (не менее трех ступеней.) изменение этих значений при замыкании «сухих» контактов, подключенных к соответствующим входам;

- диапазон настройки как верхнего, так и нижнего уровней ограничения выходного сигнала в регулирующем блоке с аналоговым выходом от 0 до 100 %;

- диапазон настройки зоны нечувствительности от 0,2 до 2,0 %;

- диапазон настройки длительности интегральных импульсов в регулирующем блоке с импульсным выходом от 0,1 до 1,0 с.

Блок динамического преобразования должен осуществлять преобразование входного сигнала по одному из следующих законов, устанавливаемых при настройке: интегральному, дифференциальному, апериодическому, пропорциональному, интегро-дифференциальному.

Основные характеристики блока:

- входной и выходной сигналы согласно п. Л.4.4;

- диапазон настройки коэффициента пропорциональности от 0,1 до 10,0;

- диапазон настройки постоянных времени 1 - 1000 с;

- возможность интегрирования и апериодического преобразования импульсного входного сигнала напряжением ±24 В постоянного тока;

- возможность дополнительного демпфирования входного сигнала с диапазоном настройки постоянной времени демпфера от 0 до 20 с;

- возможность изменения этих значений при замыкании «сухих» контактов, подключенных к соответствующим входам.

Блок интегрирования аналогового или импульсных входных сигналов должен обеспечивать интегральное преобразование указанных сигналов с сохранением информации при перерывах питания и восстановлением выходного сигнала при восстановлении питания.

Основные характеристики блока:

- входной и выходной сигналы согласно п. Л.4.4 также импульсный входной сигнал +24 В постоянного тока;

- диапазон настройки постоянной времени интегрирования от 5 до 2000 с;

- изменение выходного сигнала после перерывов питания не более 0,5 % номинального диапазона;

- возможность ограничения верхнего и нижнего уровней выходного сигнала с диапазоном настройки от 0 до 100 %;

- возможность быстрого (не более 1 с) изменения выходного сигнала в любом из направлений при замыкании «сухих» контактов, подключенных к соответствующим входам.

Блоки алгебраических операций должны включать в себя блок алгебраического суммирования с масштабированием каждого из входных сигналов и блок для выполнения одной из следующих операций, устанавливаемых при настройке: умножение двух сигналов, деление двух сигналов, извлечение квадратного корня.

Основные характеристики блоков:

- входные и выходные сигналы согласно п. Л4.4;

- количество входов в блоке суммирования до четырех с гальваническим разделением один от другого и от остальных цепей, а также дополнительный вход от внутреннего источника (корректора);

- погрешность преобразования гальванического разделения и вычислительных операций не более 0,2 %;

- диапазон изменения масштаба при масштабировании входных сигналов 0 - 100 %.

Блок нелинейных преобразований должен обеспечить возможность кусочно-линейной аппроксимации не менее чем на шести участков входного унифицированного сигнала.

Коэффициент передачи нелинейного элемента должен устанавливаться в диапазоне от -10 до +10, а точки излома характеристики в диапазоне от 0 до 100 %.

Блок выделения экстремального сигнала должен обеспечивать выделение максимального или минимального из четырех входных унифицированных сигналов.

Блок аналого-релейного преобразования должен обеспечить выдачу дискретного (релейного) сигнала, когда разность между двумя входными унифицированными сигналами становится равной или большей нуля.

Основные характеристики блока:

- входные сигналы в соответствии с п. Л.4.4;

- диапазон изменения порога срабатывания от 0 до 100 %;

- диапазон изменения зоны возврата от 0,1 до 5,0 %;

- погрешность срабатывания не более 0,5 %;

- возможность демпфирования одного из входных сигналов с диапазоном настройки постоянной времени демпфера от 0 до 20 с.

Комплект аппаратуры АР должен включать ряд дополнительных устройств, устанавливаемых на щите управления энергоблока и предназначенных для связи оператора-технолога с системой АР.

В состав этих устройств должны входить:

- задатчики для ручного (дистанционного) изменения заданного значения регулируемых параметров;

- задатчик для ручной установки унифицированного сигнала с параметрами по п. R4.3 и погрешностью не более 0,5 %;

- устройство для ручного (дистанционного) управления нагрузкой и безударного переключения с ручного на автоматический режим регулирования блока с аналоговым выходом;

- устройство для ручного (дистанционного) включения и отключения регулирующего блока с импульсным выходом и дистанционного управления исполнительным механизмом;

- индикаторы-указатели положения регулирующего органа (исполнительного механизма) и значения рассогласования регулируемого параметра и задания.

Питание блоков и устройств АР должно осуществляться от сети переменного тока напряжением  В с частотой 50 ± 1 Гц.

Блоки (модули) комплекта аппаратуры АР должны устанавливаться на щитовых панелях или в шкафах, размещаемых в помещениях средств управления энергоблоком, и должны сохранять свои характеристики при температуре окружающей среды от 5 до 50 °С, относительной влажности от 30 до 80 %, атмосферном давлении от 84 до 106 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.), отсутствии в помещении примесей агрессивных газов и паров, вибрации с частотой до 25 Гц и амплитудой до 0,1 мм.

Показатели надежности и долговечности для каждого из блоков АР:

- вероятность безотказной работы от 0,97 до 0,99 за 2000 ч (в зависимости от технической сложности блока);

- среднее время восстановления для каждого блока (модуля) не более 1 ч;

- средний срок службы не менее 10 лет.

Выполнение общих источников питания для группы блоков (модулей) не должно приводить к заметному снижению надежности системы по сравнению с применением индивидуальных источников питания в каждом из блоков.

Приложение М
(обязательное)

Требования к общему первичному регулированию частоты

М.1 Все электростанции ЕЭС и изолированно работающих энергосистем России должны участвовать в ОПРЧ в соответствии с требованиями к организации и осуществлению процесса, техническим средствам регулирования, изложенными в СТО утвержденном Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 535 от 31.08.2007.

М.2 Готовая к общему первичному регулированию тепловая электростанция, энергоблок должны удовлетворять следующим основным требованиям:

М.2.1 Совокупность энергетического и вспомогательного оборудования, технологической автоматики энергоблока, электростанции, используемые режимы их эксплуатации должны позволять в пределах установленного регулировочного диапазона нагрузок поддерживать диапазон первичного регулирования (ДПР) величиной до 20 % номинальной мощности.

М.2.2 При однократном изменении мощности турбоагрегата в пределах ДПР на ±10 % номинальной под воздействием регулятора частоты вращения (РЧВ) переходный процесс мобилизации первичной мощности должен укладываться в границы, установленные настоящим стандартом, а новая заданная мощность должна поддерживаться всем энергетическим оборудованием и технологической автоматикой энергоблока, электростанции неограниченное время.

В течение переходного процесса и далее при поддержании нового значения мощности технологические параметры режима энергоустановки не должны выходить за допустимые пределы.

При повторных изменениях мощности турбоагрегата под воздействием РЧВ в пределах ДПР с интервалом не менее 10 мин в любом направлении мощность энергоблока, электростанции должна успевать стабилизироваться и удерживаться на новом требуемом значении до следующего изменения.

Переходный процесс после каждого изменения мощности также должен укладываться в границы, установленные настоящим стандартом, а параметры режима энергоустановки не должны выходить за допустимые пределы.

М.2.3 При выходе мощности турбоагрегата под воздействием РЧВ за пределы ДПР средства технологической автоматики не должны допускать нарушений нормального режима энергоустановки либо угрозы ее аварийного останова.

М.2.4 Автоматический регулятор частоты вращения турбины должен постоянно контролировать режим турбоагрегата, обеспечивая устойчивость работы и участие турбоагрегата в первичном регулировании частоты путем автоматического изменения мощности при изменении частоты его вращения.

М.2.5 Мертвая полоса системы первичного регулирования не должна превышать 0,15 Гц (±0,075 Гц при фиксированной уставке по скорости вращения вала и частоте сети).

М.2.6 Статизм по мощности за пределами мертвой полосы должен быть 4 - 6 %.

М.2.7 Режимы оборудования, при которых автоматический регулятор частоты вращения турбоагрегата не может выполнять своих функций, не должны допускаться.

М.2.8 Частотные корректоры регуляторов мощности любых типов должны лишь помогать работе регулятора частоты вращения турбины, не заменяя его и не ухудшая его статических и динамических характеристик, в том числе при аварийных режимах турбоагрегата и энергоблока.

М.2.9 Технологическая автоматика котла и турбины должна способствовать эффективной работе РЧВ турбины путем своевременного изменения их нагрузки в целях поддержания нового заданного значения активной мощности в процессе первичного регулирования частоты без выхода параметров технологического процесса за допустимые пределы.

Приложение Н
(рекомендуемое)

Рекомендации по выполнению автоматической системы регулирования процесса горения газомазутных котлов, работающих с переменным составом горелочных устройств

Н.1 Общие сведения о процессе и объекте

Общие сведения о процессе горения и газомазутных котлах приведены в Приложении И2.

При регулировании подачи топлива и воздуха в котел можно поддерживать как расход этих параметров, так и их давление. Так как расход топлива прямо пропорционален нагрузке котла, то регулятор топлива чаще всего выполняют как регулятор расхода.

В практике автоматизации процесса горения котлов для измерения расхода воздуха применяются как прямые способы измерения с помощью установки в воздушном коробе прямоугольных диафрагм, расходомерных труб Вентури и мультипликаторов, так и косвенные.

Для котлов малой производительности наиболее распространено измерение перепада давлений на участке воздушного тракта. Для котлов с трубчатым воздухоподогревателем таким участком воздушного тракта обычно является воздухоподогреватель, сопротивление которого однозначно определяет расход воздуха. В то же время использование сопротивления регенеративного воздухоподогревателя, применяемого на современных мощных котлах, не дает хорошего результата, так как в этом случае не существует однозначной зависимости между расходом воздуха и сопротивлением воздухоподогревателя. При сжигании твердого и жидкого топлива происходит занос теплообменных поверхностей нагрева регенеративного воздухоподогревателя, поэтому его сопротивление изменяется в процессе эксплуатации. Кроме того, при нарушении уплотнений возникают значительные перетоки воздуха в газоход. Недостатком метода измерения расхода воздуха по сопротивлению воздухоподогревателя является также малое значение перепадов давлений на нем. При этом значение перепада давлений при низких нагрузках опять становится соизмеримым со значением пульсаций.

Другим косвенным показателем расхода воздуха может служить давление воздуха. На сегодняшний день использование именно этого параметра во многом определяет работоспособность регуляторов воздушного режима котлов. На рисунке Н.1 показан пример типовой схемы регулирования нагрузки барабанного котла, работающего на общую паровую магистраль на ТЭС с поперечными связями. Здесь регулятор общего воздуха поддерживает давление воздуха в перемычке за регенеративным воздухоподогревателем (в общем коробе), получая задание по расходу топлива (нагрузке). Статическая характеристика давления воздуха от нагрузки, строго говоря, не является линейной. Однако ее кривизна существенна лишь при малых нагрузках, где режимная автоматика, как правило, не работает, а в регулируемом диапазоне изменения расходов воздуха (например, 50 - 100 % номинального) может считаться линейной (рисунок Н.2).

Описание: Описание: Описание: 1

ГР - главный регулятор; S - разрежение в топке; Gм - расход мазута; О2 - содержание кислорода

Рисунок Н.1 - Типовая схема регулирования нагрузки барабанного котла

Корректирующий регулятор по кислороду (Корр.) на схеме (рисунок Н.1) показан пунктиром. Эти регуляторы из-за отсутствия в настоящее время надежного, малоинерционного, а главное, пригодного в эксплуатации способа измерения содержания кислорода не отличаются высокой работоспособностью и не нашли пока широкого применения на отечественных электростанциях. В большинстве случаев регулирование воздушного режима ведется по схеме «топливо - воздух».

Наладка и испытания системы регулирования процесса горения (рисунок Н.1), в частности на котле БКЗ-420 и на котле ТГМП-344А при сжигании мазута, показали высокую работоспособность схемы с обеспечением необходимого качества регулирования. Указанные типы котлов являются наиболее распространенными на действующих ТЭЦ. Прямоточный котел ТГМП-344А работает в блоке с турбиной Т-250 в режиме поддержания малых избытков воздуха. При этом обеспечение данного режима успешно выполняется автоматикой. В диапазоне нагрузок 50 - 100 % номинальной на котле не изменяется состав горелочных устройств. Иначе обстоит дело при работе котла БКЗ-420. При сжигании мазута в процессе разгружения сначала отключаются две форсунки (из восьми работающих), а при дальнейшем более глубоком снижении нагрузки еще одна.

Рисунок Н.2 - Статические характеристики давления мазута (рм), перепада давлений «воздух - топка» (Δрвт) и расхода мазута (Gм) котла БКЗ-420-140 при работе на шести и восьми форсунках (ф)

Следует отметить, что отключение горелок (в меньшем количестве) происходит и при разгружении на газе.

Статическая характеристика датчика перепада давлений «воздух - топка» (при постоянном разрежении в топке это есть по сути давление воздуха за регенеративным воздухоподогревателем) показана на рисунке Н.2 и состоит из двух примерно эквидистантных, но смещенных отрезков. Как отмечалось ранее, эти отрезки с достаточной степенью точности могут быть аппроксимированы прямыми линиями. Испытания системы регулирования процесса горения на котле БКЗ-420 (без корректора по кислороду) позволяют сделать вывод о том, что как на шести, так и на восьми работающих форсунках автоматика уверенно обеспечивает такие обобщенные показатели качества регулирования, как содержание кислорода в уходящих газах и температура пара на выходе из котла на уровне, определенном режимной картой котла для данной нагрузки.

Н.2 Проблемы автоматизации процесса горения котлов, работающих с переменным составом горелочных устройств

При постоянной величине разрежения в топке давление воздуха после регулирующего органа (направляющего аппарата дутьевого вентилятора) однозначно связано с расходом. Однако это условие соблюдается при отсутствии переменных сопротивлений в воздушном тракте и постоянном числе работающих горелок. Изменение числа работающих горелок или изменение положения шиберов на горелках вызывает перераспределение характеристики сети после регулирующего органа, в результате чего импульс по давлению воздуха оказывается непредставительным. Кроме того, на некоторых котлах конструкцией воздуховодов предусматривается врезка напорных линий дымососов рециркуляции газов не в топку котла, а в подводящие короба к горелкам. Если в первом случае изменение давления в топке, связанное с изменением степени рециркуляции дымовых газов, быстро устраняется регулятором разрежения и не приводит к изменению характеристик сети, то во втором случае новое установившееся давление в общем коробе заставляет регулятор общего воздуха изменять расход, нарушая правильность соотношения «топливо - воздух».

Однако факт влияния перемещения воздушных шиберов и рециркуляции газов на работу регулятора общего воздуха может быть устранен в процессе наладки основного оборудования и собственно регулятора. Так, положение шиберов на горелках устанавливается, как правило, один раз при первых пусках котла после завершения монтажных работ. Дальнейшие попытки технологической регулировки режима горения посредством перераспределения воздушного потока между горелками в процессе эксплуатации, как показывает опыт наладки котельного оборудования, не дает положительных результатов.

Отстройка регулятора общего воздуха от возмущений, наносимых изменением загрузки дымососов рециркуляции, может быть достигнута посредством введения в схему регулятора импульса по положению направляющих аппаратов дымососов.

Что же касается режима изменения количества включенных горелок, то работа схемы рисунок Н1 в этом режиме происходит следующим образом. При переходе от 6 горелок к 8 (котел БКЗ-420) после открытия воздушных шиберов давление воздуха резко понижается, однако быстро восстанавливается регулятором общего воздуха. После розжига 2 мазутных форсунок расход мазута увеличится из-за снижения сопротивления линии, но будет быстро восстановлен за счет работы регулятора топлива. В результате прежнему значению расхода мазута будет соответствовать новое давление топлива перед горелками (рисунок Н2). Процесс сопровождается значительными колебаниями давления в воздушном тракте благодаря отработке регулятором воздуха возмущений по каналу задания. По завершении процесса давление воздуха останется на прежнем уровне (согласно неизменной нагрузке котла), но при 8 работающих горелках. Это свидетельствует о том, что расход воздуха вырос примерно на 30 %.

При разгружении котла и переходе с 8 горелок на 6 давление топлива устанавливается на повышенном значении при прежнем расходе, который поддерживается регулятором топлива. Соответственно прежним остается и давление воздуха, но при 6 включенных горелках. Таким образом расход воздуха на данной нагрузке котла снизился на 25 % по отношению к оптимальному.

При неработающем корректоре по кислороду восстановить режим может лишь оператор путем изменения задания регулятору общего воздуха. Следует отметить, что существующие способы формирования импульса по содержанию кислорода в уходящих газах обладают большой инерционностью, а некоторые малоинерционные не всегда пригодны к использованию в схемах авторегулирования. По этой причине далее работающий корректирующий регулятор по кислороду будет восстанавливать соотношение «топливо - воздух» после процедуры переключения горелок довольно продолжительное время, что в условиях работы котла с неполным сгоранием топлива (переход с 8 горелок на 6) неприемлемо.

Кроме того, процесс изменения нагрузки на котлах, работающих на общую паровую магистраль, достаточно динамичный. Например, котел БКЗ-420 в плановом режиме может изменить паропроизводительность на 100 т/ч за 10 - 12 мин. При этом оператор дистанционно без дополнительных временных затрат производит изменение состава горелочных устройств с последующим восстановлением соотношений параметров согласно режимным указаниям. Понятно, что восстановление этих соотношений посредством корректирующего регулятора по кислороду продолжительностью 5 - 6 мин плохо вписывается в эту картину. Ручная корректировка задания регулятору общего воздуха после переключения горелок, как об этом упоминалось выше, тоже требует от оператора времени и внимания.

В итоге оперативный персонал котлотурбинного цеха предпочитает порой отключать регуляторы горения в переменных режимах работы котла, если заданный диспетчером диапазон снижения или увеличения паровой нагрузки сопровождается изменением состава горелочных устройств. Наблюдается парадокс: оператор стремится избавиться от автоматики в переменных режимах работы оборудования, т.е. именно тогда, когда эта автоматика призвана облегчить производственный процесс.

Чтобы это назначение авторегуляторов в свете рассматриваемой проблемы действительно выполнялось, необходимо, чтобы работа автоматики в период переключения горелок не только отвечала требованиям соблюдения режимных соотношений, но и протекала в темпе работы оператора котла. Очевидно, что для этого, в первую очередь, необходимо, чтобы регуляторы процесса горения не содержали инерционных параметров, каковым является, в частности, импульс по кислороду. Здесь, естественно, имеется в виду только режим изменения состава горелочных устройств. Во всех остальных режимах полезность использования корректирующего регулятора по кислороду как координатора соотношения «топливо - воздух» не вызывает сомнений.

Н.3 Способы управления подачей топлива и воздуха на котле в режимах изменения количества работающих горелок

В практике наладки и эксплуатации систем автоматического регулирования процесса горения, а также в специальной литературе утвердилось мнение, что для котлов, сжигающих жидкое топливо и работающих в широком диапазоне изменения нагрузок, когда возникает необходимость отключения части работающих горелок, метод измерения расхода воздуха по давлению является неприемлемым. Однако, как было показано в предыдущих разделах настоящей работы, измерение давления воздуха во многих случаях оказывается единственной возможностью для организации автоматического управления подачей воздуха в котел.

В этой связи на рисунке Н.3 показана схема регулирования процесса горения котла, работающего с переменным составом горелочных устройств при отсутствии измерения расхода воздуха. Необходимо еще раз подчеркнуть, что схема ориентирована не только на котлы, сжигающие мазут в форсунках без парового распыла, где отключение отдельных форсунок при снижении нагрузки является необходимым условием работоспособности оборудования. Довольно часто такой режим наблюдается и на котлах, оборудованных паро-механическими форсунками, а также при сжигании газа. В этом случае подобный режим нельзя признать нормальным, и проистекает он из причин несовершенства, разрегулировки или старения основного оборудования, а порой в силу определенного консерватизма оперативного персонала и стремления сохранить повышенный запас устойчивости по горению на низкой нагрузке. Эти обстоятельства, однако, весьма серьезны, и с ними приходится считаться.

В схеме рисунка Н.3 регулятор общего воздуха поддерживает давление в перемычке за регенеративным воздухоподогревателем в соответствии с заданием по давлению сжигаемого топлива. Соотношение этих давлений выбирается из режимной карты (рисунок Н.2) и является величиной постоянной для данного типа котла, зависящей только от вида топлива и количества работающих горелок. Из рисунка Н.2 видно, что крутизна статических характеристик давления мазута и воздуха при переходе от 6 горелок к 8 несколько меняется, однако степень этого изменения одинакова. Это означает, что зависимость давления воздуха от давления топлива носит одинаковый характер при любом составе горелочных устройств.

Таким образом, при включении или отключении горелок регулятор общего воздуха без дополнительной перенастройки установит давление перед горелками в соответствии с требованиями режима для данной нагрузки.

Регулятор топлива выполнен по каскадной схеме. Стабилизирующий контур поддерживает давление топлива за регулирующим клапаном согласно заданию, которое поступает от корректирующего регулятора. Корректор поддерживает расход топлива пропорционально заданной нагрузке.

Таким образом, в схеме формируется автоматическое задание регулятору давления топлива, которое определяется нагрузкой котла. При изменении количества работающих горелок для сохранения прежнего расхода топлива (нагрузки) регулятор перемещает клапан в новое положение. При этом перед горелками устанавливается такое давление, которое при новом составе горелочных устройств способно обеспечить первоначальный расход топлива в котел.

В свою очередь регулятор общего воздуха приводит в соответствие давление воздуха с новым установившимся давлением топлива. Этим будет восстановлен существовавший до переключения горелок расход воздуха, а, следовательно, и соотношение «топливо - воздух».

В схеме на рисунке Н.3 отсутствуют элементы, способные вызвать запаздывание в работе регуляторов. Такие сигналы, как расход и давление, в динамическом отношении являются практически безынерционными. Корректор по кислороду в схеме не задействован. Отдельного разговора заслуживает импульс по положению направляющих аппаратов дымососов рециркуляции (указатель положения направляющих аппаратов дымососов рециркуляции - УПрец). Как отмечалось ранее, если врезка напорных линий дымососов выполнена в подводящие воздуховоды, то изменение степени рециркуляции дымовых газов при неработающем корректоре по кислороду может привести к нарушению соотношения «топливо - воздух». Например, при увеличении загрузки дымососов рециркуляции повысится давление воздуха перед горелками, что заставит регулятор общего воздуха уменьшить загрузку дутьевого вентилятора. В результате при неизменном расходе топлива подача воздуха в котел снизится.

Описание: Описание: Описание: 1

Рисунок Н.3 - Схема регулирования процесса горения котла, работающего с переменным составом горелочных устройств

Введение в схему регулятора общего воздуха сигнала, характеризующего подачу дымососов рециркуляции (в данном случае используется наиболее простой импульс по положению направляющих аппаратов), преследует цель сделать регулятор индифферентным к возмущению изменением загрузки дымососов. Статическая настройка в первом приближении выбирается из соображений уравновешивания на входе регулятора величины возмущения (УПрец) сигналом изменения давления воздуха, соответствующим этому возмущению.

Структура системы регулирования процесса горения, представленная на рисунке Н.3, удовлетворяет всем требованиям, изложенным в разделах H1 и Н2. На котлах, где по различным причинам невозможно или нецелесообразно прямое измерение расхода воздуха и где существует необходимость в изменении состава горелочных устройств, схема обеспечивает поддержание основных параметров и их соотношений, характеризующих топочный процесс как в стационарных, так и в нестационарных, динамических режимах. В последнем случае имеется в виду не только режим переключения горелок, где, как указывалось ранее, схема оперативно отрабатывает нанесенные возмущения и обеспечивает экономичность горения. Важно то, что эта процедура может выполняться одновременно с плановым изменением нагрузки, которое осуществляется от автоматического задатчика главного регулятора или регулятора мощности (если котел работает в блоке с турбиной). В этом случае при переключении горелок давления топлива и воздуха будут устанавливаться не на фиксированном значении, а в соответствии с планомерно изменяющимся заданием от корректирующего регулятора расхода топлива.

Это обстоятельство особенно существенно, так как алгоритмически совпадает с действиями оператора при дистанционном переключении горелок и неработающей автоматике горения. Дело в том, и мы уже говорили об этом, что оператор котла всегда стремится уйти (если это возможно по условиям поддержания заданной нагрузки) от режима работы с низким давлением топлива перед горелками. Так, при расходе пара 320 т/ч (рисунок Н.2) и давлении мазута 34 кгс/см2 обеспечивается хороший распыл на 6 форсунках. Включение 2 дополнительных форсунок при стабилизированном расходе топлива вызывает резкое и глубокое понижение давления. Из-за опасения погасания факела в таком динамическом режиме оператор одновременно с включением дополнительных форсунок увеличивает расход топлива, а, следовательно, и нагрузку котла.

Работа схемы рисунка Н.3 в ситуации, описанной выше, происходит следующим образом.

После розжига двух дополнительных форсунок стабилизирующий контур регулятора топлива, стремясь удержать первоначальное давление, откроет топливный клапан, чем будет исключен динамический провал давления. По факту возросшего расхода топлива корректирующий регулятор уменьшит уставку подчиненному регулятору, что вызовет перемещение мазутного клапана в сторону прикрытия. Прикрытие клапана будет продолжаться до тех пор, пока расход топлива не установится на уровне, соответствующем заданию от главного регулятора. Если это задание в процессе подключения форсунок планово увеличивалось, то установившийся расход будет превышать исходный. Если же процесс изменения состава горелок происходил при фиксированной нагрузке, то новый расход будет равен первоначальному при новом, однако, положении мазутного клапана (это положение изменилось как реакция на изменение характеристики сети после включения двух форсунок). В любом случае давление топлива как функция заданного расхода при 8 работающих форсунках установится на уровне, соответствующем режимной карте котла.

В свою очередь, регулятор общего воздуха на протяжении всех операций с топливом, которые были описаны выше, будет поддерживать соотношение «топливо - воздух». При этом избыточность в подаче воздуха будет наблюдаться только в первый момент перед розжигом мазутных форсунок, когда открываются воздушные шиберы на горелках. По завершении переходных процессов давление воздуха будет установлено регулятором согласно статической настройке, т.е. также в соответствии с режимной картой.

При снижении нагрузки котла после отключения двух мазутных форсунок соотношение «топливо - воздух» будет также кратковременно нарушено, но оно быстро восстановится благодаря работе регулятора воздуха после закрытия воздушных шиберов на отключаемых горелках. Регулятор топлива сначала начнет прикрывать клапан, но потом под воздействием корректора расхода переведет его в новое положение. Это положение может несколько превышать первоначальное, если в период изменения количества работающих форсунок разгрузка котла была приостановлена, а также может быть равно или меньше первоначального, если разгружение котла продолжалось.

Примечания:

Используемый в существующих схемах регулирования процесса горения сигнал по давлению воздуха делает неработоспособной автоматику в технологических режимах, связанных с изменением количества работающих горелок котла.

Применение корректора кислорода не может радикально решить проблему, так как значительная инерционность данного параметра входит в противоречие с динамизмом процесса изменения нагрузки котла, когда и осуществляется включение или отключение горелок.

Приведенная схема регулирования процесса горения позволяет обеспечить работоспособность системы в режимах изменения состава горелочных устройств с сохранением высокого качества регулирования и необходимой точности поддержания режимных соотношений.

Приложение П
(обязательное)

Объем и технические условия выполнения технологических защит теплоэнергетического оборудования электростанций с поперечными связями и водогрейных котлов

П.1 Общая часть

П.1.1 Настоящий «Объем и технические условия» распространяется на теплоэнергетическое оборудование электростанций с поперечными связями, оснащенных котлами единичной паропроизводительностью 50 т/ч и выше, работающими на твердом, жидком и газообразном топливах и их смесях, и турбоагрегатами мощностью 12 МВт и выше, а также на теплофикационные водогрейные котлы (кроме газового тракта котлов типа ПТВМ) теплопроизводительностью от 30 Гкал/ч и более. Документ обязателен для применения на вновь проектируемом и реконструируемом теплоэнергетическом оборудовании и при модернизации системы защит.

П.1.2 Защиты, не вошедшие в настоящий документ, выполняются по техническим условиям заводов-изготовителей оборудования или в соответствии с требованиями руководящих документов.

П.1.3 Значения параметров, при которых срабатывают защиты (значения уставок срабатывания), а также значения выдержек времени срабатывания защит устанавливаются заводами-поставщиками оборудования и изменяются только по согласованию с ними. Значения выдержек времени указаны ориентировочно и уточняются по опыту эксплуатации.

Значения уставок, не оговоренные в заводской документации, определяются при наладке защищаемого оборудования.

П.1.4 Объем и технические условия приняты с учетом следующего:

П.1.4.1 Перед каждой газовой горелкой парового или водогрейного котла единичной тепловой производительностью более 420 ГДж/ч установлен предохранительно-запорный клапан (ПЗК) и запорное устройство с электроприводом или ПЗК. Каждая горелка такого котла оснащена запально-защитным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла. Растопка котла может начинаться с розжига любой горелки.

П.1.4.2 Перед каждой мазутной горелкой котла установлено хотя бы одно запорное устройство с электроприводом. Второе запорное устройство (первое по ходу мазута к горелке) может иметь ручной привод или электропривод. Каждая горелка, с которой, согласно инструкции по пуКИПиА котла, может начинаться растопка, оснащена ЗЗУ, обеспечивающим селективный контроль факела горелки до ввода защиты по погасанию общего факела в топке котла. Растопка котла может начинаться с розжига любой горелки, оснащенной ЗЗУ.

П.1.4.3 В технических условиях на выполнение защит указано минимально необходимое количество датчиков. В конкретном проекте оно может быть увеличено.

П.1.4.4 Комплект каждой защиты состоит из необходимого количества максимально независимых каналов контроля измеряемой величины (ее измерения и сравнения с уставкой срабатывания), логической схемы получения сигнала защиты, схемы формирования команд на исполнительные устройства, устройства сигнализации и фиксации срабатывания.

- Защита, имеющая два датчика, выполняется либо по схеме «два из двух», либо по схеме «один из двух», имеет два независимых канала контроля измеряемой величины.

Срабатывание защиты, выполненной по схеме «два из двух», происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела (уставки срабатывания) в обоих каналах контроля.

Срабатывание защиты, выполненной по схеме «один из двух», происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела хотя бы в одном канале контроля.

- Защита, имеющая три датчика, выполняется по схеме «два из трех», имеет три независимых канала контроля измеряемой величины.

Срабатывание защиты происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела в любых двух каналах контроля.

П.1.5 Технические условия на автоматический ввод и вывод защит изложены в разделе П5.

П.2 Перечень технологических защит

Защиты, действующие на останов водогрейного котла

П.2.1 Понижение давления воды за котлом.

П.2.2 Повышение давления воды за котлом.

П.2.3 Повышение температуры воды на выходе из котла.

П.2.4 Понижение расхода воды через котел.

П.2.5 Повышение температуры воды на выходе из котла с недогревом до температуры насыщения (выполняется вместо защит по п.п. П2.1 и П2.3 при наличии технической возможности формирования уставки).

П.2.6 Погасание общего факела в топке.

П.2.7 Понижение давления газа.

П.2.8 Понижение давления мазута.

П.2.9 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

П.2.10 Отключение всех дымососов.

П.2.11 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

П.2.12 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

П.2.13 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защиты, действующие на останов парового котла

П.2.14 Повышение уровня в барабане.

П.2.15 Понижение уровня в барабане.

П.2.16 Погасание общего факела в топке.

П.2.17 Понижение давления газа.

П.2.18 Понижение давления мазута.

П.2.19 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

П.2.20 Отключение всех дымососов.

П.2.21 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

П.2.22 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей.

П.2.23 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

П.2.24 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защиты, действующие на останов турбины

П.2.25 Осевое смещение ротора.

П.2.26 Понижение давления в системе смазки.

П.2.27 Повышение давления в конденсаторе.

П.2.28 Повышение частоты вращения ротора.

П.2.29 Повышение виброскорости корпусов подшипников турбоагрегата (для турбин мощностью 50 МВт и выше).

П.2.30 Понижение температуры свежего пара перед турбиной.

П.2.31 Повышение температуры свежего пара перед турбиной ТМЗ.

П.2.32 Понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора (для генераторов с водородным охлаждением).

П.2.33 Отключение всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора при отсутствии инжектора (для генераторов с водородным охлаждением).

П.2.34 Понижение расхода воды через обмотку статора генератора (при наличии водяного охлаждения).

П.2.35 Понижение расхода воды на газоохладители генератора (для машин мощностью 60 МВт и выше при наличии промконтура охлаждения или градирен).

П.2.36 Отключение всех насосов газоохладителей генератора, если вода на охладители подается только от этих насосов (для всех машин мощностью ниже 60 МВт или для машин мощностью 60 МВт и выше при отсутствии промконтура охлаждения и градирен).

П.2.37 Срабатывание защит генератора при внутренних повреждениях блока генератор-трансформатор.

П.2.38 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (для теплофикационных турбин, конденсатор которых может работать на сетевой воде).

П.2.39 Повышение перепада давлений на последней ступени турбины с противодавлением.

П.2.40 Повышение давления пара в горизонтальном сетевом подогревателе теплофикационной турбины (при отсутствии полнопроходного предохранительного клапана).

П.2.41 Повышение температуры масла за маслоохладителями турбины ТМЗ при пониженном давлении воды перед маслоохладителями (для турбин, имеющих конденсатор и предназначенных для работы в режиме с противодавлением).

Защиты, действующие на останов питательного насоса

П.2.42 Понижение давления в системе смазки.

П.2.43 Неоткрытие вентиля рециркуляции при достижении минимально допустимого расхода через насос.

П.2.44 Понижение давления на стороне нагнетания.

Защиты, действующие на снижение нагрузки котла до 50 % номинальной

П.2.45 Отключение одного из двух дымососов.

П.2.46 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов.

П.2.47 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

П.2.48 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха.

П.2.49 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Примечания:

- Значение нагрузки, до которой разгружается котел при отключении одного из двух механизмов, уточняется при наладке по производительности наименее мощного механизма, остающегося в работе.

- При наличии на котле более двух одноименных механизмов необходимость и глубина разгрузки при отключении одного из них определяются в конкретном проекте.

П.2.50 Повышение температуры свежего пара за котлом

Защиты, производящие локальные операции

Защиты котла

П.2.51 Повышение давления свежего пара до уставки открытия предохранительных клапанов (если установлено дистанционно управляемое импульсное предохранительное устройство).

П.2.52 Повышение уровня в барабане.

П.2.53 Потускнение общего пылеугольного факела в топке.

П.2.54 Невоспламенение первой или погасание факела всех газовых горелок, оснащенных ПЗК и ЗЗУ, или всех мазутных горелок, оснащенных ЗЗУ, при растопке котла.

П.2.55 Невоспламенение или погасание факела газовой горелки, оснащенной ПЗК и ЗЗУ, или мазутной горелки, оснащенной всережимным ЗЗУ.

П.2.56 Понижение давления в топке газоплотного котла.

П.2.57 Повышение давления в сепараторе непрерывной продувки котла.

Защиты турбины

П.2.58 Понижение давления в системе смазки до уставки АВР маслонасосов.

П.2.59 Понижение давления в системе смазки до уставки отключения валоповоротного устройства.

П.2.60 Повышение уровня в ПВД.

П.2.61 Понижение давления греющего пара в ПВД (для электростанций с деаэраторами повышенного давления).

П.2.62 Повышение уровня в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Защиты питательного насоса

П.2.63 Понижение расхода воды через насос.

П.3 Технические условия на выполнение технологических защит

Защиты, действующие на останов водогрейного котла

П.3.1 Понижение давления воды за котлом.

Давление контролируется одним датчиком в трубопроводе до задвижки на выходе из котла.

Защита с выдержкой времени до 9 с действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.2 Повышение давления воды за котлом.

В защите используется тот же датчик, что и в защите по п. П3.1.

Защита действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.3 Повышение температуры воды на выходе из котла.

Температура контролируется одним датчиком.

Защита действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.4 Понижение расхода воды через котел.

Расход контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени до 9 с действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.5 Повышение температуры воды на выходе из котла с недогревом до температуры насыщения (выполняется вместо защит по п.п. П3.1 и П3.3 при наличии аппаратуры формирования уставки).

Температура воды сравнивается с величиной температуры насыщения при данном давлении; зависимость температуры насыщения от давления задается путем линеаризации pi-диаграммы в рабочем диапазоне одним или двумя отрезками прямой линии. Защита срабатывает при повышении температуры воды до значения немного ниже температуры насыщения.

Защита с выдержкой времени до 20 с действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.6 Погасание общего факела в топке.

Факел в топке (секции топки) контролируется одним комплектом приборов. На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном защита выполняется отдельно в каждой секции топки. Защита срабатывает, если прибор зафиксировал погасание факела в топке (секции топки).

Защита действует на останов котла согласно п. П4.1.

При погасании пылеугольного факела защита действует с выдержкой времени до 9 с.

На котлах со всережимными датчиками факела горелок допускается выполнение защиты с контролем факела каждой горелки. Защита срабатывает при погасании в топке (секции топки) факела всех горелок. При этом защита «Невоспламенение при растопке» (п. П2.53) не выполняется.

П.3.7 Понижение давления газа.

Давление контролируется одним датчиком за регулирующим клапаном на общей линии подвода газа к котлу.

На газовых котлах защита действует на останов котла согласно п. П4.1.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи газа согласно п. П.1.1 (действие на запорные устройства на линии подачи газа к котлу - импульсное), а также, если газ является преобладающим топливом (таблица П1.6), - на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.8 Понижение давления мазута.

Давление контролируется одним датчиком за регулирующим клапаном на общей линии подвода мазута к котлу.

Защита действует с выдержкой времени до 20 с.

На мазутных котлах защита действует на останов котла согласно п. П4.1.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи мазута согласно п. П.1.2 (действие на запорные устройства на линиях подачи мазута к котлу и рециркуляции - импульсное), а также, если мазут является преобладающим топливом (таблица П.1.7), - на останов котла согласно п. П.4.1.

П.3.9 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

Давление контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на останов котла согласно п. П4.1. при положении «Пыль» переключателя топлива.

П.3.10 Отключение всех дымососов.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех дымососов и действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.11 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех дутьевых вентиляторов и действует на останов котла согласно п. П4.1.

П.3.12 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех вентиляторов первичного воздуха и действует на останов котла согласно п. П.4.1 при положении «Пыль» переключателя топлива.

П.3.13 Откючение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех мельничных вентиляторов и действует на останов котла согласно п. П4.1 при положении «Пыль» переключателя топлива.

Защиты, действующие на останов парового котла.

П.3.14 Повышение уровня в барабане.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, устанавливаются два комплекта защит - по одному с каждой стороны барабана.

Защита действует на останов котла согласно п. П4.2 и на закрытие запорных задвижек и регулирующих питательных клапанов на подводе питательной воды к котлу.

П.3.15 Понижение уровня в барабане.

В защите используются те же датчики, что и в защите по п. П3.14.

Защита действует на останов котла согласно п. П4.2 и на закрытие запорных задвижек и регулирующих питательных клапанов на подводе питательной воды к котлу.

П.3.16 Погасание общего факела в топке.

Факел в топке (секции топки) контролируется не менее, чем двумя комплектами приборов. На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, факел контролируется отдельно в каждой секции топки.

Защита срабатывает, если все приборы, контролирующие общий факел в топке (секции топки), зафиксировали его погасание, и действует на останов котла согласно п. П4.2.

При погасании пылеугольного факела защита действует с выдержкой времени до 9 с.

На котлах со всережимными датчиками факела горелок допускается выполнение защиты с контролем факела каждой горелки. Защита срабатывает при погасании в топке (секции топки) факела всех горелок. При этом защита «Невоспламенение при растопке» (п. П2.53) не выполняется.

П.3.17 Понижение давления газа.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Давление контролируется за регулирующим клапаном на общей линии подвода газа к котлу.

На газовых котлах защита действует на останов котла согласно п. П4.2.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи газа согласно п. П4.2.1 (команды на закрытие задвижки и отсечного клапана на линии подвода газа к котлу - импульсные), кроме того, если газ является преобладающим топливом (таблица П1.8), защита действует на останов котла согласно п. П4.2.

П.3.18 Понижение давления мазута.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Давление контролируется за регулирующим клапаном на общей линии подвода мазута к котлу.

Защита действует с выдержкой времени до 20 с.

На мазутных котлах защита действует на останов котла согласно п. П.4.2.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи мазута согласно п. П4.2.2 (команды на закрытие задвижек и отсечных клапанов на линии подвода мазута к котлу и линии рециркуляции - импульсные), кроме того, если мазут является преобладающим топливом (таблица П1.9), защита действует на останов котла согласно п. П4.2.

П.3.19 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

Давление контролируется не менее, чем двумя датчиками. На традиционных средствах защита выполняется по схеме «два из двух».

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на останов котла согласно п. П4.2. при положении «Пыль» переключателя топлива.

П.3.20 Отключение всех дымососов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей дымососов и действует на останов котла согласно п. П4.2.

П.3.21 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей дутьевых вентиляторов и действует на останов котла согласно п. П4.2 и на отключение всех дутьевых вентиляторов (команда формируется в схемах управления электродвигателей дутьевых вентиляторов).

П.3.22 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей регенеративных воздухоподогревателей и действует на останов котла согласно п. П4.2.

П.3.23 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех вентиляторов первичного воздуха и действует на останов котла согласно п. П4.2. при положении «Пыль» переключателя топлива.

П.3.24 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех мельничных вентиляторов и действует на останов котла согласно п. П4.2. при положении «Пыль» переключателя топлива.

Защиты, действующие на останов турбины.

П.3.25 Осевое смещение ротора турбины.

Защита реализуется комплектом аппаратуры, поставляемым совместно с турбиной.

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.26 Понижение давления в системе смазки турбины.

Количество и тип датчиков, а также схема их включения определяются заводом.

Защита с выдержкой времени до 3 с действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.27 Повышение давления в конденсаторе турбины.

Количество и тип датчиков, а также схема их включения определяются заводом.

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.28 Повышение частоты вращения ротора.

Контроль частоты вращения и останов турбины при аварийной частоте вращения обеспечивается системой регулирования турбины.

П.3.29 Повышение виброскорости корпусов подшипников турбоагрегата (для турбин мощностью 50 МВт и выше).

Защита срабатывает при аварийном повышении среднеквадратического значения виброскорости двух соседних опор по поперечной или вертикальной компоненте вибрации или по их сочетанию. Под соседними понимаются подшипники одного ротора или смежные подшипники разных роторов.

Защита с выдержкой времени 2 с действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.30 Понижение температуры свежего пара перед турбиной.

Защита выполняется отдельно для каждого подвода свежего пара к турбине.

Защита срабатывает при понижении температуры в стопорном клапане (или в непосредственной близости к нему) и в паропроводе свежего пара, подключенном к этому клапану. Каждая температура контролируется одной термопарой.

Примечание - При небольшой длине линии подвода пара к турбине термопары устанавливаются рядом и защита выполняется по схеме «два из двух».

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.31 Повышение температуры свежего пара перед турбиной ТМЗ.

Защита выполняется с использованием тех же датчиков, что и в защите по п. П3.30.

Защита срабатывает при повышении температуры пара, зафиксированном обоими датчиками, и с выдержкой времени до 3 мин. действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.32 Понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора (для генераторов с водородным охлаждением).

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Защита с выдержкой времени до 9 с действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.33 Отключение всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора при отсутствии инжектора (для генераторов с водородным охлаждением).

Защита срабатывает при отключении электродвигателей всех насосов и с выдержкой времени до 9 с. действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.34 Понижение расхода воды через обмотку статора генератора (при наличии водяного охлаждения).

Расход контролируется не менее, чем двумя датчиками.

На традиционных средствах защита выполняется по схеме «два из двух».

Защита с выдержкой времени до 2 мин. действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.35 Понижение расхода воды на газоохладители генератора (для машин мощностью 60 МВт и выше при наличии промконтура охлаждения или градирен).

Расход контролируется не менее чем двумя датчиками. На традиционных средствах защита выполняется по схеме «два из двух».

Защита с выдержкой времени до 3 мин. действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.36 Отключение всех насосов газоохладителей генератора, если вода на охладители подается только от этих насосов (для всех машин мощностью ниже 60 МВт или для машин мощностью 60 МВт и выше при отсутствии промконтура охлаждения и градирен).

Защита с выдержкой времени до 3 мин. действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.37 Срабатывание защит генератора при внутренних повреждениях блока генератор-трансформатор.

Защита срабатывает при отключении генератора электрическими защитами от внутренних повреждений блока генератор-трансформатор.

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.38 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (для теплофикационных турбин, конденсатор которых может работать на сетевой воде).

Защита срабатывает при отключении генератора от сети любым выключателем или при срабатывании электрических защит, отключающих генератор, и действует на останов турбины согласно п. П4.3 и, независимо от состояния автоматического ввода, - на закрытие обратных клапанов на линиях отборов турбины и на включение блока релейной форсировки системы регулирования турбины.

Если турбина может работать на циркводе, устанавливается специальный ключ (таблицу П1.19) для вывода защиты в этом режиме.

П.3.39 Повышение перепада давлений на последней ступени турбины с противодавлением.

Перепад давлений контролируется одним датчиком.

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.40 Повышение давления пара в горизонтальном сетевом подогревателе теплофикационной турбины (при отсутствии полнопроходного предохранительного клапана).

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Защита действует на останов турбины согласно п. П4.3.

П.3.41 Повышение температуры масла за маслоохладителями турбины ТМЗ при пониженном давлении воды перед маслоохладителями (для турбин, имеющих конденсатор и предназначенных к работе в режиме с противодавлением).

Каждый параметр контролируется одним датчиком.

Защита действует при достижении уставки обоими параметрами на останов турбины согласно п. П4.3.

Защиты, действующие на останов питательного насоса.

П.3.42 Понижение давления в системе смазки насоса.

Давление контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени до 3 с действует на останов ПЭН согласно п. П4.4.

П.3.43 Неоткрытие вентиля рециркуляции при достижении минимально допустимого расхода через насос.

Защита срабатывает при закрытом вентиле рециркуляции, если понизился расход воды через насос. Расход контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени до 15 с действует на останов ПЭН согласно п. П4.4.

П.3.44 Понижение давления на стороне нагнетания насоса.

Давление контролируется в напорном патрубке до обратного клапана одним датчиком.

Защита действует на останов ПЭН согласно п. П4.4. При действии защиты минимального напряжения останов ПЭН при понижении давления производится с выдержкой времени до 20 с.

Защиты, действующие на снижение нагрузки котла до 50 % номинальной.

П.3.45 Отключение одного из двух дымососов.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного дымососа при включенном выключателе электродвигателя второго дымососа.

Защита с выдержкой времени до 1 с. действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. П4.5. Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося дымососа и на переключение воздействия регулятора разрежения на направляющий аппарат дымососа, оставшегося в работе.

П.3.46 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного дутьевого вентилятора при включенном выключателе электродвигателя второго дутьевого вентилятора.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. П4.5. Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося дутьевого вентилятора и на переключение воздействия регулятора общего воздуха на направляющий аппарат дутьевого вентилятора, оставшегося в работе.

П.3.47 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

Защита срабатывает при отключении выключателей всех электродвигателей одного РВП при включенном выключателе любого электродвигателя второго РВП и с выдержкой времени до 1 с. действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. П4.5.

П.3.48 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного вентилятора при включенном выключателе электродвигателя второго вентилятора и положении «Пыль» переключателя топлива.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. П4.5. Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося вентилятора и на переключение воздействия регулятора на направляющий аппарат вентилятора, оставшегося в работе.

П.3.49 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного вентилятора при включенном выключателе электродвигателя второго вентилятора и положении «Пыль» переключателя топлива.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. П4.5. без выполнения операций по отключению топливоподающих устройств.

Примечание - Отключение топливоподающих устройств при срабатывании защит по п.п. П3.48 и П3.49 выполняется схемой технологических блокировок пылесистемы.

П.3.50 Повышение температуры свежего пара за котлом

Температура в каждом паропроводе контролируется не менее, чем двумя датчиками.

Защита выполняется для каждого паропровода (на традиционных средствах - по схеме «два из двух») и с выдержкой времени до 5 мин. действует на снижение нагрузки котла до 50 % номинальной согласно п. П4.5.

Защиты, производящие локальные операции.

Защиты котла

П.3.51 Повышение давления свежего пара до уставки открытия предохранительных клапанов (если установлено дистанционно управляемое импульсное предохранительное устройство).

Защита выполняется на напряжении аккумуляторной батареи.

Давление контролируется двумя датчиками в барабане котла и двумя датчиками за пароперегревателем.

Каждая пара датчиков управляет соответствующей группой импульсных предохранительных клапанов.

Команда на принудительное открытие группы предохранительных клапанов формируется при повышении давления по схеме «один из двух». Команда на принудительное закрытие клапанов формируется при понижении давления по схеме «два из двух».

Через 5 - 10 с. после подачи команды на закрытие напряжение, подаваемое на электромагниты закрытия, автоматически понижается до 50 % номинального.

П.3.52 Повышение уровня в барабане.

Уровень контролируется либо одним датчиком, либо датчиками защит по п.п. П3.14, П3.15.

Защита действует на открытие двух последовательно установленных задвижек на линии аварийного сброса воды из барабана.

После понижения уровня до значения, примерно соответствующего половине уставки открытия, обе задвижки автоматически закрываются.

П.3.53 Потускнение общего пылеугольного факела в топке.

Яркость факела контролируется одним комплектом приборов.

Защита действует на включение мазутных форсунок подхвата факела. На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, защита выполняется отдельно для каждой секции топки.

П.3.54 Невоспламенение первой или погасание факела всех газовых горелок, оснащенных ПЗК и ЗЗУ, или всех мазутных горелок, оснащенных ЗЗУ, при растопке.

Защита срабатывает при отсутствии факела всех горелок в топке (секции топки).

Защита действует на отключение подачи всех видов топлива к котлу и горелкам, согласно п.п. П4.1.1 - П4.1.4 - для водогрейных котлов и п.п. П4.2.1 - П4.2.4 - для паровых котлов.

П.3.55 Невоспламенение или погасание факела газовой горелки, оснащенной ПЗК и ЗЗУ, или мазутной горелки, оснащенной всережимным ЗЗУ.

Защита срабатывает при погасании факела горелки или невоспламенении топлива в процессе розжига горелки.

Защита действует на отключение запального устройства данной горелки, закрытие запорных устройств на подводе топлива к данной горелке.

П.3.56 Понижение давления в топке газоплотного котла.

Защита выполняется с двумя датчиками (на традиционных средствах - по схеме «два из двух») и действует на отключение всех дымососов.

П.3.57 Повышение давления в сепараторе непрерывной продувки котла.

Давление контролируется одним датчиком. При двухступенчатой схеме включения сепараторов давление контролируется в сепараторе второй ступени.

Защита действует на закрытие запорного устройства на линии непрерывной продувки перед сепаратором котла.

Если к одному сепаратору подключены линии непрерывной продувки нескольких котлов, защита выполняется один раз и действует на закрытие запорных устройств на всех этих линиях.

Защита турбины

П.3.58 Понижение давления в системе смазки до уставки АВР маслонасосов.

Давление масла контролируется на уровне оси турбины одним датчиком на все уставки или несколькими датчиками, по одному на каждую уставку.

При понижении давления масла включается резервный маслонасос с электродвигателем переменного тока.

При последующем понижении давления включается аварийный маслонасос с электродвигателем постоянного тока и, при выполнении защит на микропроцессорных технических средствах, отключается валоповоротное устройство.

П.3.59 Понижение давления в системе смазки до уставки отключения валоповоротного устройства

Давление контролируется одним датчиком.

Защита организуется в цепях питания электродвигателя валоповоротного устройства.

П.3.60 Повышение уровня в ПВД.

Уровень в каждом ПВД контролируется одним датчиком.

Защита действует при повышении уровня в любом ПВД на открытие двух параллельно включенных импульсных запорных устройств, управляющих гидроприводом впускного клапана ПВД, на открытие задвижки на байпасной линии ПВД, закрытие задвижек на входе и выходе воды из группы ЦВД и задвижек на подводе пара к каждому ПВД.

П.3.61 Понижение давления греющего пара в ПВД (для электростанций с деаэраторами повышенного давления).

Давление контролируется в корпусе первого по ходу питательной воды ПВД одним датчиком.

Защита действует на открытие задвижки на линии дренажа конденсата из этого ПВД в конденсатор и на закрытие задвижки на линии дренажа конденсата из первого ПВД в деаэратор. При наличии сброса конденсата из второго ПВД в деаэратор, защита действует также на открытие задвижки на сбросе из второго ПВД в деаэратор и закрытие задвижки на сбросе из второго ПВД в первый.

При восстановлении давления в первом ПВД с выдержкой времени до 15 с. производят обратные переключения.

П.3.62 Повышение уровня в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Турбина ТМЗ

Уровень в каждом сетевом подогревателе контролируется двумя датчиками, один из которых контролирует уровень в корпусе, второй - в конденсатосборнике подогревателя.

При повышении уровня в корпусе или конденсатосборнике ПСГ-2 защита действует на отключение этого подогревателя: закрытие обратных клапанов и задвижек на линии подачи пара к подогревателю и открытие задвижки на байпасной линии подогревателя. После начала открытия этой задвижки закрываются задвижки на сетевой воде до и после подогревателя.

При повышении уровня в корпусе или конденсатосборнике ПСГ-1 защита действует на отключение группы подогревателей: закрытие обратных клапанов и задвижек на линии подачи пара к ПСГ-2, открытие задвижки на общей байпасной линии. После начала открытия этой задвижки закрываются задвижки на сетевой воде до и после группы подогревателей.

Турбина ЛМЗ

Количество уровнемеров указывается в технических условиях завода. При повышении уровня во втором по ходу сетевой воды подогревателе защита действует на отключение этого подогревателя: закрытие задвижек на сетевой воде до и после подогревателя, а также на открытие задвижки на байпасной линии подогревателя.

При повышении уровня в первом по ходу сетевой воды подогревателе защита действует на отключение группы подогревателей: закрытие задвижек на сетевой воде до и после группы подогревателей, а также на открытие задвижки на общей байпасной линии.

Защиты питательного насоса

П.3.63 Понижение расхода воды через насос.

Расход контролируется датчиком, используемым в защите по п. П.43. Защита срабатывает при понижении расхода воды через насос.

Защита действует на открытие вентиля рециркуляции насоса.

Закрытие вентиля производится автоматически при увеличении расхода через насос с выдержкой времени до 3 мин.

П.4 Действия, выполняемые технологической защитой

П.4.1 Останов водогрейного котла

Останов котла производится путем отключения подачи всех видов топлива к котлу и горелкам:

П.4.1.1 Отключение подачи газа:

- закрытие отсечного клапана и задвижки на линии подвода газа к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода газа к каждой горелке,

- открытие запорных устройств на трубопроводах безопасности.

П.4.1.2 Отключение подачи мазута:

- закрытие отсечного клапана и задвижек на линии подвода мазута к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода мазута к каждой горелке,

- закрытие запорных устройств на линии рециркуляции мазута.

П.4.1.3 Прекращение подачи твердого топлива: отключение всех механизмов, подающих твердое топливо в котел.

П.4.1.4 Отключение всех запальных устройств:

- закрытие запорных устройств на общей линии подвода газа к запальным устройствам,

- отключение напряжения питания,

- закрытие клапана на линии подвода газа к каждому запальному устройству.

П.4.1.5 Отключение действия регулятора на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

П.4.2 Останов парового котла

Останов котла производится путем выполнения следующих операций:

П.4.2.1 Отключение подачи газа:

- закрытие отсечного клапана и задвижки на линии подвода газа к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода газа к каждой горелке,

- открытие запорных устройств на трубопроводах безопасности.

П.4.2.2 Отключение подачи мазута:

- закрытие отсечного клапана и задвижек на линии подвода мазута к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода мазута к каждой горелке,

- закрытие запорных устройств на линии рециркуляции мазута.

П.4.2.3 Прекращение подачи твердого топлива: отключение всех механизмов, подающих твердое топливо в котел.

П.4.2.4 Отключение всех запальных устройств:

- закрытие запорных устройств на общей линии подвода газа к запальным устройствам,

- отключение напряжения питания,

- закрытие клапана на линии подвода газа к каждому запальному устройству.

П.4.2.5 Закрытие задвижек на линиях подвода к узлу впрыска питательной воды и собственного конденсата.

П.4.2.6 Отключение действия регулятора на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов и прикрытие до заданного значения направляющих аппаратов дутьевых вентиляторов.

П.4.2.7 Наложение запрета на закрытие клапанов подачи вторичного воздуха к горелкам.

П.4.2.8 Открытие на время до 10 мин. задвижек на линии продувки пароперегревателя (выполняется, если есть решение главного инженера ТЭС).

П.4.2.9 Закрытие задвижек на паропроводах за котлом.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

П.4.3 Останов турбины

Останов турбины производится путем выполнения следующих операций: закрытие стопорных и регулирующих клапанов турбины и других клапанов, управляемых системой регулирования, а также задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине и на промышленном отборе пара.

После закрытия стопорных клапанов и задвижек на промышленном отборе выполняются следующие операции:

- закрытие задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине и на промышленном отборе пара (повторная команда),

- закрытие обратных клапанов на линиях отбора пара,

- закрытие задвижек на линиях отбора пара к деаэратору, ПВД, ПНД, на собственные нужды и к посторонним потребителям,

- отключение рабочего трансформатора собственных нужд (при отсутствии выключателя в цепи генераторного напряжения),

Примечания - При наличии выключателя в цепи генераторного напряжения трансформатор собственных нужд отключается только при отключенных турбине и выключателе блока.

- отключение генератора от сети и гашение его поля.

Операции по отключению генератора от сети и гашению его поля выполняются после закрытия всех стопорных клапанов при наличии подтверждения от реле обратной мощности.

При срабатывании защит по п.п. П2.24, П2.25, П2.26, П2.28, П2.31, П2.32, П2.33, П2.34, П2.35 генератор отключается после закрытия всех стопорных клапанов без контроля наличия обратной мощности.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

П.4.4 Останов питательного насоса

Останов ПЭН производится путем отключения выключателя электродвигателя. После отключения выключателя:

- закрывается задвижка на стороне нагнетания насоса,

- закрывается задвижка на трубопроводе питательной воды из промступени,

- открывается вентиль рециркуляции.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

П.4.5 Снижение нагрузки котла до 50 % номинальной.

Снижение нагрузки котла производится путем снижения расхода топлива.

П.4.5.1 Для котлов, работающих на газе или мазуте:

При включенном регуляторе топлива - отключением от него задающего воздействия и установлением ему фиксированного задания на поддержание нагрузки 50 %.

При отключенном регуляторе топлива - дискретным воздействием на регулирующий орган расхода топлива до достижения соответствующего расхода, контролируемого одним прибором.

П.4.5.2 Для котлов, работающих на твердом топливе:

При включенном регуляторе топлива - отключением от него и от регулятора воздуха задающего воздействия и установлением им фиксированного задания на поддержание нагрузки 50 %.

При отключенном регуляторе топлива - дискретным изменением расхода топлива путем подключения задающего воздействия к СБР.

Кроме того, независимо от состояния регулятора топлива:

Отключается часть топливоподающих устройств следующим образом:

- при числе горелок не более 8 отключается такое количество топливоподающих устройств, чтобы в работе осталось 70 % их общего количества (по специальной программе, учитывающей количество включенных топливоподающих устройств),

- при числе горелок более 8 - отключается 30 % топливоподающих устройств по жесткой программе.

Включаются мазутные форсунки подхвата факела.

Примечания:

- При отключении одного из двух вентиляторов первичного воздуха (п. П2.47) или одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов (п. П2.48) команда на отключение топливоподающих устройств не подается. Отключение топливоподающих устройств выполняется системой технологических блокировок.

- Алгоритм отключения топливоподающих устройств при сжигании твердого топлива задается котельным заводом.

П.5 Технические условия на выполнение устройств автоматического ввода и вывода технологических защит

П.5.1 Автоматический ввод-вывод предусматривается для предотвращения действия ряда технологических защит, в то время, когда возникновение условий их срабатывания не опасно для защищаемого оборудования, а также для последующего ввода защит при работе защищаемого оборудования.

Если признаки ввода какой-либо из защит этой группы не могут быть однозначно сформулированы или надежно сформированы, ввод ее осуществляется специальным ручным возвратным ключом, устанавливаемым в оперативном контуре щита управления. Вывод защиты осуществляется автоматически.

Защиты, не вводимые автоматически или с помощью специальных ключей, вступают в работу при подаче напряжения электропитания в схемы ТЗ и на датчики защит.

П.5.2 Настоящие технические условия разработаны для автоматического ввода и вывода защит во всех режимах работы защищаемого технологического оборудования за исключением режима расхолаживания, когда параметры пара снижаются раньше, чем отключается оборудование. В последнем случае вывод защит осуществляется с помощью специальных неоперативных коммутационных устройств (накладок, испытательных клемм и т.п.).

П.5.3 Алгоритмы автоматического ввода-вывода защит должны удовлетворять следующим требованиям:

П.5.3.1 Защита автоматически вводится в работу при появлении признака ввода независимо от состояния датчиков и остается включенной до появления признака вывода, после чего защита автоматически выводится.

Аварийная сигнализация вводится и выводится вместе с защитой.

П.5.3.2 При появлении признака вывода и наличии признака ввода приоритет отдается признаку вывода.

П.5.3.3 В оперативном контуре выполняется сигнализация о введенном (выведенном) состоянии защит (группы защит).

П.5.3.4 Каждый из параметров, участвующих в формировании признаков ввода-вывода, может контролироваться одним датчиком.

П.5.4 При формировании признаков ввода-вывода принято:

П.5.4.1 Признак «Закрыты стопорные клапаны турбины» формируется при закрытии всех стопорных клапанов.

П.5.4.2 Признак «Открыт любой стопорный клапан турбины» формируется как инверсия признака «Закрыты стопорные клапаны турбины».

П.5.4.3 Нагрузка котла контролируется по расходу свежего пара за ним.

П.5.4.4 Признак «Начало растопки» формируется следующим образом:

«Не закрыта задвижка на подводе топлива к котлу и начало открываться второе запорное устройство на подводе этого топлива к любой горелке».

Если котел рассчитан на растопку на жидком и газообразном топливе, такой признак формируется для каждого топлива и защита вводится по любому из этих признаков.

П.5.4.5 Признак «Останов котла» формируется при начале выполнения программы автоматического останова котла.

П.5.4.6 Признак «Сработала защита «Невоспламенение при растопке» формируется при срабатывании защиты «Невоспламенение первой или погасание факела всех горелок при растопке котла» (п. П.2.53).

П.5.4.7 Время транспортного запаздывания защит «Невоспламенение» на 1 с больше времени, необходимого для появления факела горелки после открытия второго запорного устройства на подводе топлива к этой горелке.

П.5.4.8 На котлах, рассчитанных на сжигание нескольких видов топлива, включая растопочный мазут, определение преобладающего вида топлива для каждого режима осуществляется:

- на газомазутных котлах - по величине расхода топлива,

- на остальных котлах - переключателем топлива, имеющим по одному положению на каждый вид сжигаемого топлива.

Расход мазута определяется с учетом его рециркуляции в обратную магистраль.

П.5.5 Признаки ввода и вывода защит

Таблица П.1

Наименование защиты

Пункт П

Признаки

ввода

вывода

1 Повышение уровня в барабане

2.14

2.51

Дана команда на ввод защиты специальным возвратным ключом. Если измерение уровня производится с коррекцией по параметрам среды, - «Начало растопки»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

2 Понижение уровня в барабане

2.15

То же

То же

3 Понижение давления воды за водогрейным котлом

2.1

Начало растопки

-»-

4 Понижение расхода воды через водогрейный котел

2.4

То же

-»-

5 Погасание общего факела в топке (при контроле общего факела)

2.6

2.16

Все приборы контроля общего факела показали его наличие и:

- при растопке котла на газе - расход газа более 35 % номинального;

Останов котла

- при растопке на мазуте всех пылеугольных котлов, кроме котлов АО «Сибэнергомаш» и АО ТКЗ,- расход мазута более 90 % растопочного;

- при растопке на мазуте пылеугольных котлов АО «Сибэнергомаш» и АО ТКЗ - включена одна мельница или один питатель пыли и прошло время до 5 мин, достаточное для транспорта пыли в топку;

- при растопке на мазуте мазутных и газомазутных котлов - расход мазута более 35 % номинального

6 Понижение давления газа (действие на останов котла)

2.7

2.17

Для газовых котлов

Начало растопки

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

Для газомазутных котлов:

Начало растопки на газе и расход мазута менее 35 %

Останов котла или сработала защита

«Невоспламенение при растопке», или расход мазута более 35 %

Для пылегазовых котлов:

Начало растопки на газе и ПТ - в положении «Газ»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или ПТ - не в положении «Газ»

6а Понижение давления газа (действие на отключение подачи газа)

2.7

2.17

Начало растопки на газе

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке» или закрыта задвижка на газе к котлу

7 Понижение давления мазута (действие на останов котла)

Для мазутных котлов:

Начало растопки

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

Для газомазутных котлов:

Начало растопки на мазуте и расход газа менее 35 %

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или расход газа более 35 %

Для пылеугольных и пылегазовых котлов, где мазут - растопочное топливо:

Начало растопки на мазуте и переключатель топлива (ПТ) - в положении «Растопка на мазуте»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или ПТ - не в положении «Растопка на мазуте

7а Понижение давления мазута (действие на отключение подачи мазута)

2.8

2.18

Начало растопки на мазуте

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке» или закрыта задвижка на мазуте к котлу

8 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла

2.9

2.19

Возвратный ключ ввода защит в положении «Защиты введены» и ПТ в положении «Пыль»

Останов котла или ПТ не в положении «Пыль»

9 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха

2.12

2.22

То же

То же

10 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов

2.13

2.23

-»-

-»-

11 Потускнение общего пылеугольного факела в топке

2.25

-»-

-»-

12 Отключение всех дымососов

2.10

2.20

Начало растопки

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

13 Отключение всех дутьевых вентиляторов

2.11

2.20

То же

То же

14 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей

2.21

-»-

-»-

15 Повышение давления в конденсаторе турбины

2.26

Давление ниже уставки защиты или частота вращения ротора выше заданной

Закрыты СК турбины

16 Понижение температуры свежего пара перед турбиной

2.29

Открыт любой СК и температура перед ним выше уставки сигнализации

То же

17 Понижение расхода воды на газоохладители генератора

2.35

Открыт любой СК турбины и включен любой насос НТО

-»-

18 Отключение всех насосов газоохладителей генератора

2.36

То же

-»-

19 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений

2.38

Генератор включен в сеть и открыт любой СК и ключ ввода защиты в положении «Защита введена»

Закрыты СК турбины или ключ ввода защиты в положении «Защита выведена»

20 Понижение давления в системе смазки ПЭН

2.41

Выключатель электродвигателя ПЭН включен

Выключатель электродвигателя ПЭН отключен

21 Понижение давления на стороне нагнетания ПЭН

2.43

Выключатель электродвигателя ПЭН включен и прошло до 20 с

То же

22 Отключение одного из двух дымососов

2.44

Нагрузка котла более 60 % номинальной

Нагрузка котла менее 50 % номинальной

23 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов

2.45

То же

То же

24 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей

2.46

-»-

-»-

25 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха

2.47

Нагрузка котла более 60 % номинальной и ПТ в положении «Пыль»

Нагрузка котла менее 50 % номинальной или ПТ не в положении «Пыль»

26 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов

2.48

То же

То же

27 Невоспламенение первой горелки или погасание факела всех горелок при растопке котла

2.53, 2.54

Для всех котлов, кроме пылеугольных АО ПМЗ:

Давление топлива перед котлом выше уставки защиты по понижению давления этого топлива и прошло заданное время (транспортного запаздывания) от начала открытия второго запорного устройства на линии подвода этого топлива к любой горелке

Закрыта задвижка на топливе к котлу или введена защита «Погасание общего факела в топке»

Для пылеугольных котлов АО ПМЗ:

Возвратный ключ ввода защиты в положении «Защита введена»

Возвратный ключ ввода защиты в положении «Защита выведена»

28 Невоспламенение или погасание факела горелки

2.55

Давление топлива перед котлом выше уставки защиты по понижению давления этого топлива и прошло заданное время (транспортного запаздывания) от начала открытия второго запорного устройства на линии подвода этого топлива к данной горелке

Закрыто наименее быстроходное запорное устройство на линии подвода топлива к данной горелке или введена защита «Погасание общего факела в топке»

Приложение Р
(обязательное)

Объем и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования блоков с барабанными котлами

Р.1 Общая часть

Р.1.1 Настоящий «Объем и технические условия» распространяется на энергоблоки с барабанными котлами, работающими на твердом, жидком и газообразном топливах и их смесях, моноблоки и дубль-блоки с конденсационными и теплофикационными турбинами.

Документ обязателен для применения на вновь проектируемых и реконструируемых энергоблоках.

Р.1.2 Защиты, не вошедшие в настоящий документ, выполняются по техническим условиям заводов-изготовителей оборудования или в соответствии с требованиями руководящих документов.

Р.1.3 Значения параметров, при которых срабатывают защиты (значения уставок срабатывания), а также значения выдержек времени срабатывания защит устанавливаются заводами-поставщиками оборудования и изменяются только по согласованию с ними. Значения выдержек времени указаны ориентировочно и уточняются по опыту эксплуатации.

Значения уставок, не оговоренные в заводской документации, определяются при наладке защищаемого оборудования.

Р.1.4 Объем и технические условия приняты с учетом следующего:

Р.1.4.1 Два котла, входящие в состав дубль-блока, идентичны по объему и действию технологических защит.

Р.1.4.2 Перед каждой газовой горелкой котла установлен предохранительно-запорный клапан (ПЗК) и запорное устройство с электроприводом или ПЗК. Каждая горелка оснащена запально-защитным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла. Растопка котла на газе может начинаться с розжига любой горелки.

Перед каждой мазутной горелкой котла установлено хотя бы одно запорное устройство с электроприводом. Другое запорное устройство (первое по ходу мазута к горелке) может иметь ручной привод или электропривод. Каждая горелка, с которой, согласно инструкции по пуКИПиА котла, может начинаться растопка, оснащена ЗЗУ, обеспечивающим селективный контроль факела горелки до ввода защиты по погасанию общего факела в топке котла. Растопка котла на мазуте может начинаться с розжига любой горелки, оснащенной ЗЗУ.

Р.1.4.3 В технических условиях на выполнение защит указано минимально необходимое количество датчиков. В конкретном проекте оно может быть увеличено.

Р.1.4.4 Комплект каждой защиты состоит из необходимого количества максимально независимых каналов контроля измеряемой величины (ее измерения и сравнения с уставкой срабатывания), логической схемы получения сигнала защиты, схемы формирования команд на исполнительные устройства, устройства сигнализации и фиксации срабатывания.

- Защита, имеющая два датчика, выполняется либо по схеме «два из двух», либо по схеме «один из двух» и имеет два независимых канала контроля измеряемой величины.

Срабатывание защиты, выполненной по схеме «два из двух», происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела (уставки срабатывания) в обоих каналах контроля.

Срабатывание защиты, выполненной по схеме «один из двух», происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела хотя бы в одном канале контроля.

- Защита, имеющая три датчика, выполняется по схеме «два из трех» и имеет три независимых канала контроля измеряемой величины.

Срабатывание защиты происходит при достижении контролируемой величиной установленного предела в любых двух каналах контроля.

Р.1.4.5 Защиты, производящие снижение нагрузки котла и блока, вводят в эксплуатацию при условии, что отработаны статические режимы работы оборудования при соответствующих пониженных нагрузках и динамические режимы разгрузки, а также необходимые для реализации этих режимов средства автоматизации.

Приведенные в данном документе перечни операций, выполняемых при срабатывании этих защит, могут быть расширены.

Р.1.4.6 Снижение нагрузки блока с теплофикационной турбиной до холостого хода или нагрузки собственных нужд может выполняться только при наличии специального обоснования необходимости этих режимов и обеспечения их схемными решениями.

Р.1.5 Технические условия на автоматический ввод и вывод защит изложены в разделе Р5.

Р.2 Перечень технологических защит

Защиты, действующие на останов блока

Р.2.1 Останов котла моноблока или обоих котлов дубль-блока.

Р.2.2 Осевое смещение ротора турбины.

Р.2.3 Понижение давления в системе смазки турбины.

Р.2.4 Повышение давления в конденсаторе турбины.

Р.2.5 Повышение уровня в ПВД.

Р.2.6 Срабатывание защиты генератора при внутренних повреждениях блока генератор-трансформатор.

Р.2.7 Отключение всех питательных насосов.

Р.2.8 Возникновение асинхронного режима или гашение поля генератора (кроме блоков, в состав которых входит конденсационная турбина и котел (котлы), сжигающий газ и/или мазут).

P.2.9 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (кроме блоков с конденсационной турбиной).

Р.2.10 Закрытие стопорных клапанов турбины (кроме блоков, в состав которых входит конденсационная турбина и котел (котлы), сжигающий газ и/или мазут).

Р.2.11 Повышение уровня в деаэраторе.

Защиты, действующие на останов котла

Р.2.12 Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель.

Р.2.13 Повышение уровня в барабане.

Р.2.14 Понижение уровня в барабане.

Р.2.15 Понижение температуры свежего пара за котлом дубль-блока.

Р.2.16 Погасание общего факела в топке.

Р.2.17 Понижение давления газа.

Р.2.18 Понижение давления мазута.

Р.2.19 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

Р.2.20 Отключение всех дымососов.

Р.2.21 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

Р.2.22 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей.

Р.2.23 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

Р.2.24 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защиты, действующие на останов турбины

Р.2.25 Осевое смещение ротора.

Р.2.26 Понижение давления в системе смазки.

Р.2.27 Повышение давления в конденсаторе.

Р.2.28 Повышение частоты вращения ротора.

Р.2.29 Повышение виброскорости корпусов подшипников турбоагрегата.

Р.2.30 Понижение температуры свежего пара перед турбиной.

Р.2.31 Понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора.

Р.2.32 Отключение всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора (при отсутствии инжектора).

Р.2.33 Понижение расхода воды через обмотку ротора или статора генератора (при наличии водяного охлаждения).

Р.2.34 Понижение расхода воды на газоохладители генератора (при наличии промконтура охлаждения или градирен).

Р.2.35 Отключение всех насосов газоохладителей генератора, если вода на охладители подается только от этих насосов (при отсутствии промконтура охлаждения и градирен).

P.2.36 Повышение давления пара в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Р.2.37 Повышение температуры масла за маслоохладителями турбины ТМЗ при пониженном давлении воды перед маслоохладителями.

Р.2.38 Понижение до нижней уставки температуры свежего пара перед конденсационной турбиной блока с пылеугольным или пылегазовым котлом (котлами).

Защиты, действующие на останов питательного электронасоса

Р.2.39 Понижение давления в системе смазки.

Р.2.40 Неоткрытие вентиля рециркуляции при достижении минимально допустимого расхода через насос.

Р.2.41 Понижение давления на стороне нагнетания.

Защиты, действующие на снижение нагрузки блока до 50 % номинальной

Р.2.42 Отключение одного из двух питательных насосов.

Р.2.43 Отключение от турбины одного из котлов дубль-блока.

Р.2.44 Снижение до 50 % номинальной нагрузки котла моноблока или обоих котлов дубль-блока.

Защиты, действующие на снижение нагрузки блока до 30 % номинальной или до собственных нужд (холостого хода)

Р.2.45 Возникновение асинхронного режима или гашение поля генератора энергоблока с конденсационной турбиной и котлом (котлами), сжигающим газ и/или мазут.

Р.2.46 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений на энергоблоке с конденсационной турбиной.

Защиты, действующие на снижение нагрузки котла до 50 % или 30 % номинальной

Р.2.47 Отключение одного из двух дымососов.

Р.2.48 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов.

Р.2.49 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

Р.2.50 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха.

Р.2.51 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Примечания:

- Величина нагрузки, до которой разгружается котел при отключении одного из двух механизмов, уточняется при наладке по производительности наименее мощного механизма, остающегося в работе.

- При наличии на котле более двух одноименных механизмов необходимость и глубина разгрузки при отключении одного из них определяются в конкретном проекте.

Р.2.52 Повышение температуры свежего пара за котлом

P.2.53 Повышение температуры пара промперегрева за котлом

Р.2.54 Закрытие стопорных клапанов конденсационной турбины в блоке с газо-мазутным, газовым или мазутным котлом (котлами).

Защиты, производящие локальные операции

Общеблочные защиты

Р.2.55 Повышение давления свежего пара до уставки включения ПСБУ энергоблоков с конденсационной турбиной.

Р.2.56 Повышение давления свежего пара до уставки открытия предохранительных клапанов.

Р.2.57 Повышение давления пара промперегрева (если установлено дистанционно управляемое импульсное предохранительное устройство).

Р.2.58 Повышение температуры пара, сбрасываемого в конденсатор турбины.

Р.2.59 Повышение давления в конденсаторе турбины.

Защиты котла

Р.2.60 Повышение уровня в барабане.

Р.2.61 Потускнение общего пылеугольного факела в топке.

Р.2.62 Невоспламенение первой или погасание факела всех горелок при растопке котла.

Р.2.63 Невоспламенение или погасание факела газовой горелки или мазутной горелки, оснащенной ЗЗУ.

Р.2.64 Понижение давления в топке газоплотного котла.

Р.2.65 Повышение давления в сепараторе непрерывной продувки котла.

Защиты турбины

Р.2.66 Понижение давления в системе смазки до уставки АВР маслонасосов.

Р.2.67 Понижение давления в системе смазки до уставки отключения валоповоротного устройства.

Р.2.68 Повышение уровня в ПВД.

Р.2.69 Понижение давления греющего пара в ПВД.

Р.2.70 Повышение уровня в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Защиты питательного насоса

Р.2.71 Понижение расхода воды через насос.

Р.3 Технические условия на выполнение технологических защит

Защиты, действующие на останов блока.

Р.3.1 Останов котла моноблока или обоих котлов дубль-блока.

Защита срабатывает при формировании команды на останов котла моноблока или обоих котлов дубль-блока, а также при формировании команды на останов одного котла дубль-блока, если второй котел отключен от турбины: закрыты ГПЗ и задвижки на горячих паропроводах промежуточного пароперегревателя.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.2 Осевое смещение ротора турбины.

Защита реализуется комплектом аппаратуры, поставляемым совместно с турбиной.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1 и на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.3 Понижение давления в системе смазки турбины.

Количество и тип датчиков, а также схема их включения определяются заводом.

Защита с выдержкой времени до 3 с. действует на останов блока согласно п. Р4.1 и на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.4 Повышение давления в конденсаторе турбины.

Количество и тип датчиков, а также схема их включения определяются заводом.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1 и на останов турбины согласно п. Р4.3, а также на закрытие всех сбросов пара и горячей воды в конденсатор. Допускается действие защиты только на те сбросы, поступление среды в которые не прекращается после закрытия стопорных клапанов.

Р.3.5 Повышение уровня в ПВД.

Уровень в каждом ПВД контролируется тремя датчиками. Защита срабатывает при достижении аварийного уровня.

Допускается выполнение защиты с двумя датчиками. Защита срабатывает при повышению уровня в любом ПВД до максимально допустимого значения при наличии подтверждающего сигнала о повышении уровня в том же ПВД до уставки срабатывания локальной защиты. Каждый уровень контролируется одним датчиком.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1 и на отключение группы ПВД согласно п. Р3.69.

Р.3.6 Срабатывание защиты генератора при внутренних повреждениях блока генератор-трансформатор.

Защита срабатывает при отключении генератора электрическими защитами от внутренних повреждений блока генератор-трансформатор.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.7 Отключение всех питательных насосов.

Отключение насоса характеризуется отключением выключателя его электродвигателя.

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.8 Возникновение асинхронного режима или гашение поля генератора (кроме блоков, в состав которых входит конденсационная турбина и котел (котлы), сжигающий газ и/или мазут).

Защита срабатывает от реле-выявителя асинхронного режима или реле, фиксирующего гашение поля генератора, и действует на останов блока согласно п. Р4.1.

На дубль-блоке защита срабатывает, если оба котла подключены к турбине: открыты ГПЗ и задвижки на горячих паропроводах промежуточного пароперегревателя каждого котла.

Р.3.9 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (кроме блоков с конденсационной турбиной).

Защита срабатывает при отключении генератора от сети любым выключателем или при срабатывании электрических защит, отключающих генератор, и действует на останов блока согласно п. Р4.1, на закрытие обратных клапанов на линиях отборов турбины и на включение блока релейной форсировки системы регулирования турбины.

Р.3.10 Закрытие стопорных клапанов турбины (кроме блоков, в состав которых входит конденсационная турбина и котел (котлы), сжигающий газ и/или мазут).

Защита срабатывает при закрытии любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД - для турбин с промежуточным перегревом пара, или при закрытии всех стопорных клапанов - для турбин без промежуточного перегрева, и действует на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.11 Повышение уровня в деаэраторе.

Уровень контролируется тремя датчиками.

Защита действует на останов блока согласно п. Р4.1, а также с выдержкой времени 3 с. действует на останов всех конденсатных насосов последней ступени. На блоках с турбиной Т или ПТ защита действует дополнительно - на отключение всех насосов, подающих воду в деаэратор.

Защиты, действующие на останов котла.

Р.3.12 Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель.

Защита выполняется на каждом потоке с использованием трех датчиков

Расход пара контролируется по перепаду давлений между точками на «холодных» паропроводах (за отводом на предохранительные клапаны) и «горячих» паропроводах (на одном из отводов к стопорному клапану ЦСД). Точки отборов располагаются на близких нивелирных отметках.

Защита с выдержкой времени до 20 с. действует на останов котла согласно п. Р4.2.

Р.3.13 Повышение уровня в барабане.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, устанавливаются два комплекта защит - по одному с каждой стороны барабана.

Защита действует на останов котла согласно п. Р.4.2 и на закрытие запорных задвижек и регулирующих питательных клапанов на подводе питательной воды к котлу.

Р.3.14 Понижение уровня в барабане.

В защите используются те же датчики, что и в защите по п. Р.3.13.

Защита действует на останов котла согласно п. Р.4.2. и на закрытие запорных задвижек и регулирующих питательных клапанов на подводе питательной воды к котлу.

Р.3.15 Понижение температуры свежего пара за котлом дубль-блока.

Защита выполняется на каждом паропроводе за котлом. Температура контролируется тремя датчиками.

Защита действует на останов котла согласно п. Р4.2.

Р.3.16 Погасание общего факела в топке.

Факел в топке (секции топки) контролируется не менее чем двумя комплектами приборов. На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, защита выполняется отдельно для каждой секции топки.

Защита срабатывает, если все приборы, контролирующие общий факел в топке (секции топки), зафиксировали его погасание, и действует на останов котла согласно п. Р4.2.

При погасании пылеугольного факела защита действует с выдержкой времени до 9 с.

На котлах со всережимными датчиками факела горелок допускается выполнение защиты с контролем факела каждой горелки. Защита срабатывает при погасании в топке (секции топки) факела всех горелок. При этом защита «Невоспламенение при растопке» (п. Р2.62) не выполняется.

Р.3.17 Понижение давления газа.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Давление контролируется за регулирующим клапаном на общем подводе газа к котлу.

На газовых котлах защита действует на останов котла согласно п. Р4.2.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи газа согласно п. Р4.2.1 - (при этом команды на закрытие задвижки и отсечного клапана на линии подвода газа к котлу - импульсные), кроме того, если газ является преобладающим топливом (таблица Р1 8), защита действует на останов котла согласно п. Р4.2.

Р.3.18 Понижение давления мазута.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Давление контролируется за регулирующим клапаном на общем подводе мазута к котлу.

Защита действует с выдержкой времени до 20 с.

На мазутных котлах защита действует на останов котла согласно п. Р4.2.

На котлах, сжигающих несколько видов топлива, защита действует на отключение подачи мазута согласно п. Р4.2.1 (при этом команды на закрытие задвижек и отсечных клапанов на линии подвода мазута к котлу и линии рециркуляции - импульсные), кроме того, если мазут является преобладающим топливом (таблица Р1.9), защита действует на останов котла согласно п. Р4.2.

P.3.19 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла.

Давление контролируется тремя датчиками.

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на останов котла согласно п. Р4.2. при положении «Пыль» переключателя топлива.

Р.3.20 Отключение всех дымососов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей дымососов и действует на останов котла согласно п. Р4.2, отключение регулятора разряжения и отключение всех дутьевых вентиляторов (выполняется в схемах управления электродвигателей).

Р.3.21 Отключение всех дутьевых вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей дутьевых вентиляторов и действует на останов котла согласно п. Р4.2.

Р.3.22 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателей регенеративных воздухоподогревателей и действует на останов котла согласно п. Р.4.2.

Р.3.23 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех вентиляторов первичного воздуха и действует на останов котла согласно п. Р4.2. при положении «Пыль» переключателя топлива.

Р.3.24 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателей электродвигателей всех мельничных вентиляторов и действует на останов котла согласно п. Р.4.2 при положении «Пыль» переключателя топлива.

Защиты, действующие на останов турбины

Р.3.25 Осевое смещение ротора.

Технические условия на выполнение защиты изложены в п. Р3.2.

Защита действует на останов турбины согласно п. Р4.3 и на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.26 Понижение давления в системе смазки.

Технические условия на выполнение защиты изложены в п. Р3.3. Защита с выдержкой времени до 3 с. действует на останов турбины согласно п. Р4.3 и останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.27 Повышение давления в конденсаторе.

Технические условия на выполнение защиты изложены в п. Р.3.4. Защита действует на останов турбины согласно п. Р4.3, на останов блока согласно п. Р4.1, а также на закрытие всех сбросов пара и горячей воды в конденсатор. Допускается действие защиты только на те сбросы, поступление среды в которые не прекращается после закрытия стопорных клапанов.

P.3.28 Повышение частоты вращения ротора.

Контроль частоты вращения и останов турбины при аварийной частоте вращения обеспечивается системой регулирования турбины.

Р.3.29 Повышение виброскорости корпусов подшипников турбоагрегата.

Защита срабатывает при аварийном повышении среднеквадратического значения виброскорости двух соседних опор по поперечной или вертикальной компоненте вибрации или по их сочетанию. Под соседними понимаются подшипники одного ротора или смежные подшипники разных роторов.

Защита с выдержкой времени 2 с действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.30 Понижение температуры свежего пара перед турбиной.

Защита выполняется отдельно для каждого подвода свежего пара к турбине.

Защита срабатывает при понижении температуры в стопорном клапане (или в непосредственной близости к нему) и за котлом, в паропроводе свежего пара, подключенном к этому клапану. Каждая температура контролируется одной термопарой.

Защита действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.31 Понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.32 Отключение всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора (при отсутствии инжектора).

Защита срабатывает при отключении электродвигателей всех насосов и с выдержкой времени до 9 с. действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.33 Понижение расхода воды через обмотку ротора или статора генератора (при наличии водяного охлаждения).

Каждый расход контролируется не менее чем двумя датчиками.

Защита выполняется для каждого расхода (на традиционных средствах - по схеме «два из двух») и с выдержкой времени до 2 мин. действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.34 Понижение расхода воды на газоохладители генератора (при наличии промконтура охлаждения или градирен).

Расход контролируется не менее чем двумя датчиками. На традиционных средствах защита выполняется по схеме «два из двух».

Защита с выдержкой времени до 3 мин. действует на останов турбины согласно п. Р.4.3.

Р.3.35 Отключение всех насосов газоохладителей генератора, если вода на охладители подается только от этих насосов (при отсутствии промконтура охлаждения и градирен).

Защита с выдержкой времени до 3 мин. действует на останов турбины согласно п. Р.4.3.

Р.3.36 Повышение давления пара в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Защита действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.37 Повышение температуры масла за маслоохладителями турбины ТМЗ при понижении давления воды перед маслоохладителями.

Каждый параметр контролируется одним датчиком.

Защита действует при достижении уставки обоими параметрами на останов турбины согласно п. Р4.3.

Р.3.38 Понижение до нижней уставки температуры свежего пара перед конденсационной турбиной блока с пылеугольным или пылегазовым котлом (котлами).

Защита выполняется аналогично защите по п. Р3.30. Допускается использование тех же термопар.

Защита действует на останов турбины согласно п. Р4.3.

Защиты, действующие на останов питательного электронасоса.

Р.3.39 Понижение давления в системе смазки насоса.

Давление контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени 3 с. действует на останов ПЭН согласно п. Р4.4.

Р.3.40 Неоткрытие вентиля рециркуляции при достижении минимально допустимого расхода через насос.

Защита срабатывает при закрытом вентиле рециркуляции, если понизился расход воды через насос. Расход контролируется одним датчиком.

Защита с выдержкой времени до 15 с. действует на останов ПЭН согласно п. Р4.4.

Р.3.41 Понижение давления на стороне нагнетания насоса.

Давление контролируется в напорном патрубке до обратного клапана одним датчиком.

Защита действует на останов ПЭН согласно п. Р4.4. При действии защиты минимального напряжения останов ПЭН при понижении давления производится с выдержкой времени до 20 с.

Защиты, действующие на снижение нагрузки блока до 50 % номинальной.

Р.3.42 Отключение одного из двух питательных насосов.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного питательного насоса, если выключатель электродвигателя другого насоса включен.

Защита с выдержкой времени до 9 с. действует на снижение нагрузки блока до 50 % согласно п. Р4.5.

Р.3.43 Отключение от турбины одного из котлов дубль-блока.

Защита срабатывает при формировании команды на останов одного котла, если второй котел подключен к турбине.

Защита действует на снижение нагрузки блока согласно п. Р4.5.

Р.3.44 Снижение до 50 % номинальной нагрузки котла моноблока или обоих котлов дубль-блока.

Защита срабатывает:

- на моноблоках - при срабатывании любой защиты, переводящей котел на нагрузку 50 % номинальной,

- на дубль-блоках - при срабатывании на обоих котлах защит, переводящих котел на нагрузку 50 % номинальной.

Защита действует на снижение нагрузки блока согласно п. Р4.5.

Защиты, действующие на снижение нагрузки блока до 30 % номинальной или до собственных нужд (холостого хода)

Р.3.45 Возникновение асинхронного режима или гашение поля генератора энергоблока с конденсационной турбиной и котлом (котлами), сжигающими газ и/или мазут.

Защита срабатывает от реле-выявителя асинхронного режима или реле, фиксирующего гашение поля генератора.

При наличии признаков ввода по таблице Р1 33 защита действует на снижение нагрузки блока до 30 % согласно п. Р4.6. При наличии признаков ввода по таблице Р.1 32 защита действует на останов блока согласно п. Р4.1.

Р.3.46 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений на энергоблоке с конденсационной турбиной.

Защита срабатывает при отключении генератора от сети любым выключателем или при срабатывании электрических защит, отключающих генератор, и действует на закрытие обратных клапанов на линиях отборов турбины и на включение блока релейной форсировки системы регулирования турбины.

При наличии признаков ввода по таблице Р1 31 защита с выдержкой времени до 1 с. действует на снижение нагрузки блока до собственных нужд (холостого хода) согласно п. Р4.7. При наличии признаков ввода по таблице Р.1 30 защита без выдержки времени действует на останов блока согласно п. Р.4.1.

Защиты, действующие на снижение нагрузки котла до 50 % или 30 % номинальной

Р.3.47 Отключение одного из двух дымососов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателя одного дымососа при любом включенном выключателе электродвигателя второго дымососа.

Защита с выдержкой времени до 1 с. действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. Р4.8. Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося дымососа и на переключение воздействия регулятора разрежения на направляющий аппарат дымососа, оставшегося в работе.

P.3.48 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении всех выключателей электродвигателя одного дутьевого вентилятора при любом включенном выключателе электродвигателя второго дутьевого вентилятора.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. Р4.8. Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося дутьевого вентилятора и на переключение воздействия регулятора общего воздуха на направляющий аппарат дутьевого вентилятора, оставшегося в работе.

Р.3.49 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

Защита срабатывает при отключении выключателей всех электродвигателей одного РВП при включенном выключателе любого электродвигателя второго РВП и с выдержкой времени до 1 с. действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. Р4.8.

Р.3.50 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного вентилятора при включенном выключателе электродвигателя второго вентилятора и положении «Пыль» переключателя топлива.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. Р4.8 (операции по отключению топливоподающих устройств согласно п. Р4.8.2 - при включенном регуляторе топлива - не выполняются). Независимо от наличия условий ввода защиты, если были включены оба механизма, защита действует на закрытие направляющего аппарата остановившегося вентилятора и на переключение воздействия регулятора на направляющий аппарат вентилятора, оставшегося в работе.

Р.3.51 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов.

Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя одного вентилятора при включенном выключателе электродвигателя второго вентилятора и положении «Пыль» переключателя топлива.

Защита с выдержкой времени до 1 с действует на снижение нагрузки котла до 50 % согласно п. Р4.8 (операции по отключению топливоподающих устройств согласно п. Р4.8.2 - при включенном регуляторе топлива - не выполняются).

Примечание - отключение топливоподающих устройств при срабатывании защит по п. Р3.51 и Р3.52 выполняется схемой технологических блокировок пылесистемы.

Р.3.52 Повышение температуры свежего пара за котлом.

Температура в каждом паропроводе контролируется не менее, чем двумя датчиками.

Защита выполняется для каждого паропровода (на традиционных средствах - по схеме «два из двух») и с выдержкой времени до 5 мин. действует на снижение нагрузки котла до 50 % номинальной согласно п. Р4.8.

Р.3.53 Повышение температуры пара промперегрева за котлом.

Температура в каждом паропроводе контролируется не менее чем двумя датчиками.

Защита выполняется для каждого паропровода (на традиционных средствах - по схеме «два из двух») и с выдержкой времени до 5 мин. действует на снижение нагрузки котла до 50 % номинальной согласно п. Р4.8.

Р.3.54 Закрытие стопорных клапанов конденсационной турбины в блоке с газо-мазутным, газовым или мазутным котлом (котлами).

Защита срабатывает при закрытии всех стопорных клапанов (для турбин без промперегрева) или любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД (для турбин с промперегревом).

При наличии признаков ввода по таблице Р.1 35 защита действует:

- на моноблоках - на снижение нагрузки котла до 30 % согласно п. Р4.10,

- на дубль-блоках - либо на снижение нагрузки обоих котлов до 30 % согласно п. Р4.9, либо на останов одного котла согласно п. Р4.2 и снижение нагрузки второго котла до заданной величины аналогично п. Р4.9.

Кроме того, защита действует на включение ПСБУ согласно п. Р4.11.1.

При наличии признаков ввода по таблице Р.1 34. защита действует на останов котла моноблока или обоих котлов дубль-блока согласно п. Р4.2.

Операции по останову турбоагрегата выполняются согласно п. Р4.3.

Защиты, производящие локальные операции.

Общеблочные защиты

Р.3.55 Повышение давления свежего пара до уставки включения ПСБУ энергоблоков с конденсационной турбиной.

Давление контролируется перед ПСБУ котла одним датчиком.

Защита действует на включение ПСБУ согласно п. Р4.11.2.

Р.3.56 Повышение давления свежего пара до уставки открытия предохранительных клапанов.

Защита выполняется на напряжении аккумуляторной батареи.

Давление контролируется двумя датчиками в барабане котла и двумя датчиками за пароперегревателем.

Каждая пара датчиков управляет соответствующей группой импульсных предохранительных клапанов.

Команда на принудительное открытие группы предохранительных клапанов формируется при повышении давления по схеме «один из двух». Команда на принудительное закрытие клапанов формируется при понижении давления по схеме «два из двух».

Через 5 - 10 с после подачи команды на закрытие напряжение, подаваемое на электромагниты закрытия, автоматически понижается до 50 % номинального.

Р.3.57 Повышение давления пара промперегрева (если установлено дистанционно управляемое импульсное предохранительное устройство).

Защита выполняется на напряжении аккумуляторной батареи.

Давление пара перед пароперегревателем контролируется четырьмя датчиками.

Предохранительные клапаны промперегрева котла делят на две группы, каждая из которых управляется двумя датчиками, контролирующими давление в разных паропроводах.

Команда на принудительное открытие группы предохранительных клапанов при повышении давления формируется по схеме «один из двух». Команда на принудительное закрытие клапанов формируется при понижении давления по схеме «два из двух».

Через 5 - 10 с. после подачи команды на закрытие напряжение, подаваемое на электромагниты закрытия, автоматически понижается до 50 % номинального.

Р.3.58 Повышение температуры пара, сбрасываемого в конденсатор турбины.

Температура пара контролируется в каждом общем паросбросе перед конденсатором. Количество и схема включения датчиков определяются заводом.

Защита действует на закрытие всех сбросных устройств, подающих пар в этот паросброс (кроме сброса из растопочного расширителя), и налагает запрет на их открытие.

Р.3.59 Повышение давления в конденсаторе турбины.

Давление контролируется одним датчиком.

Защита действует на закрытие всех источников подачи среды в конденсатор и налагает запрет на их открытие.

Защиты котла

Р.3.60 Повышение уровня в барабане.

Уровень контролируется либо одним датчиком, либо датчиками защит по п.п. Р3.13 и Р3.14.

Защита действует на открытие двух последовательно установленных задвижек на линии аварийного сброса воды из барабана.

После понижения уровня до значения, примерно соответствующего половине уставки открытия, обе задвижки автоматически закрываются.

Р.3.61 Потускнение общего пылеугольного факела в топке.

Яркость факела контролируется одним комплектом приборов. На котлах с топкой, разделенной двухсветным экраном, защита выполняется отдельно для каждой секции топки.

Защита действует на включение мазутных форсунок подхвата факела

Р.3.62 Невоспламенение первой или погасание факела всех горелок при растопке котла.

Защита срабатывает при отсутствии факела всех горелок в топке (секции топки).

Защита действует на отключение подачи всех видов топлива к котлу и горелкам, согласно п. Р4.2.1. и Р4.2.2.

Р.3.63 Невоспламенение или погасание факела газовой горелки или мазутной горелки, оснащенной ЗЗУ.

Защита срабатывает при погасании факела горелки или невоспламенении топлива в процессе розжига горелки.

Защита действует на отключение запального устройства данной горелки, закрытие запорных устройств на подводе топлива к данной горелке.

Р.3.64 Понижение давления в топке газоплотного котла.

Давление контролируется не менее, чем двумя датчиками. На традиционных средствах защита выполняется по схеме «два из двух». Защита действует на отключение всех дымососов.

Р.3.65 Повышение давления в сепараторе непрерывной продувки котла.

Давление контролируется одним датчиком. При двухступенчатой схеме включения сепараторов давление контролируется в сепараторе второй ступени.

Защита действует на закрытие запорного устройства на линии непрерывной продувки перед сепаратором котла.

Защита турбины

Р.3.66 Понижение давления в системе смазки до уставки АВР маслонасосов.

Давление масла контролируется на уровне оси турбины датчиками, поставляемыми совместно с турбиной.

Для турбин с маслонасосами, имеющими электропривод, защита выполняется следующим образом.

При понижении давления масла или при отключении работающего маслонасоса включается резервный маслонасос с электродвигателем переменного тока.

При последующем понижении давления включается аварийный маслонасос с электродвигателем постоянного тока и отключается валоповоротное устройство.

Для турбин, у которых главный маслонасос установлен на валу, защита выполняется следующим образом.

При понижении давления масла включается резервный маслонасос с электродвигателем переменного тока.

При последующем понижении давления включается аварийный маслонасос с электродвигателем постоянного тока и отключается валоповоротное устройство.

Р.3.67 Понижение давления в системе смазки до уставки отключения валоповоротного устройства

Давление контролируется одним датчиком.

Защита организуется в цепях управления электродвигателя валоповоротного устройства.

Р.3.68 Повышение уровня в ПВД.

Уровень в каждом ПВД контролируется одним датчиком.

Защита действует при повышении уровня в любом ПВД на открытие двух параллельно включенных импульсных запорных устройств, управляющих гидроприводом впускного клапана ПВД, на открытие задвижки на байпасной линии ПВД, закрытие задвижек на входе и выходе воды из группы ПВД и задвижек на подводе пара к каждому ПВД.

Р.3.69 Понижение давления греющего пара в ПВД.

Давление контролируется в корпусе первого по ходу питательной воды ПВД одним датчиком.

Защита действует на открытие задвижки на линии дренажа конденсата из этого ПВД в конденсатор и на закрытие задвижки на линии дренажа конденсата из первого ПВД в деаэратор. При наличии сброса конденсата из второго ПВД в деаэратор, если не сработали защиты по п.п. Р2.45, Р2.46, Р2.54, защита действует также на открытие задвижки на сбросе из второго ПВД в деаэратор и закрытие задвижки на сбросе из второго ПВД в первый.

При восстановлении давления в первом ПВД с выдержкой времени до 15 с. производят обратные переключения.

Р.3.70 Повышение уровня в сетевом подогревателе теплофикационной турбины.

Турбина ТМЗ

Уровень в каждом сетевом подогревателе контролируется двумя датчиками, один из которых контролирует уровень в корпусе, второй - в конденсатосборнике подогревателя.

При повышении уровня в корпусе или конденсатосборнике ПСГ-2 защита действует на отключение этого подогревателя: закрытие обратных клапанов и задвижек на подаче пара к подогревателю и открытие задвижки на байпасной линии подогревателя. После начала открытия этой задвижки закрываются задвижки на линиях сетевой воды до и после подогревателя.

При повышении уровня в корпусе или конденсатосборнике ПСГ-1 защита действует на отключение группы подогревателей: закрытие обратных клапанов и задвижек на подаче пара к ПСГ-2, открытие задвижки на общей байпасной линии. После начала открытия этой задвижки закрываются задвижки на сетевой воде до и после группы подогревателей.

Турбина ЛМЗ

Количество уровнемеров указывается в технических условиях завода.

При повышении уровня во втором по ходу сетевой воды подогревателе защита действует на отключение этого подогревателя: закрытие задвижек на линиях сетевой воды до и после подогревателя, а также на открытие задвижки на байпасной линии подогревателя.

При повышении уровня в первом по ходу сетевой воды подогревателе защита действует на отключение группы подогревателей: закрытие задвижек на линиях сетевой воды до и после группы подогревателей, а также на открытие задвижек на общей байпасной линии.

Защиты питательного насоса

Р.3.71 Понижение расхода воды через насос.

Расход контролируется датчиком, используемым в защите по п. Р3.40.

Защита срабатывает при понижении расхода воды через насос.

Защита действует на открытие вентиля рециркуляции насоса.

Закрытие вентиля производится автоматически при увеличении расхода через насос с выдержкой времени до 3 мин.

Р.4 Действия, выполняемые технологической защитой

Р.4.1 Останов блока

Останов блока производится путем выполнения следующих операций:

Р.4.1.1 Останов котла моноблока или обоих котлов дубль-блока (п. Р4.2).

Р.4.1.2 Останов турбины (п. Р4.3).

При останове блока ключом ручного останова котла останов турбины производится после того, как давление пара в камере регулирующей ступени понизилось до заданного значения. Давление контролируется одним датчиком.

Р.4.2 Останов котла

Останов котла производится путем выполнения следующих операций:

Р.4.2.1 Отключение подачи всех видов топлива к котлу и горелкам.

Отключение подачи газа:

- закрытие отсечного клапана и задвижки на линии подвода газа к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода газа к каждой горелке,

- открытие запорных устройств на трубопроводах безопасности.

Отключение подачи мазута:

- закрытие отсечного клапана и задвижек на лини подвода мазута к котлу,

- закрытие запорных устройств на линии подвода мазута к каждой горелке,

- закрытие запорных устройств на линии рециркуляции мазута.

Прекращение подачи твердого топлива: отключение всех механизмов, подающих твердое топливо в котел.

Р.4.2.2 Отключение всех запальных устройств:

- закрытие запорных устройств на общей линии подвода газа к запальным устройствам,

- отключение напряжения питания,

- закрытие клапана на линии подвода газа к каждому запальному устройству.

Р.4.2.3 Закрытие задвижек на линиях всех впрысков в контур свежего пара и пара промперегрева.

Р.4.2.4 Отключение действия регулятора на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции газов и прикрытие до заданного значения направляющих аппаратов дутьевых вентиляторов.

Р.4.2.5 Наложение запрета на закрытие клапанов подачи вторичного воздуха к горелкам.

Р.4.2.6 Открытие задвижек на линии продувки пароперегревателя, если есть требование котельного завода.

Р.4.2.7 Закрытие главных парозапорных задвижек перед турбиной и их байпасов, а также задвижки на перемычке по свежему пару между котлами - для дубль-блоков.

Р.4.2.8 Закрытие задвижек на «холодных» и «горячих» линиях промперегрева (за ЦВД и перед ЦСД) - для дубль-блоков.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

Р.4.3 Останов турбины

Р.4.3.1 Останов турбины производится путем выполнения следующих операций: закрытие стопорных и регулирующих клапанов турбины и других клапанов, управляемых системой регулирования, а также задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине.

Сигнал о закрытии стопорных клапанов турбины формируется:

- при закрытии всех стопорных клапанов - для турбин без промперегрева,

- при закрытии любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД - для турбин с промперегревом.

Р.4.3.2 После закрытия стопорных клапанов выполняются следующие операции:

- закрытие задвижек и их байпасов на линиях подвода пара к турбине (повторная команда),

- закрытие обратных клапанов на линиях отбора пара,

- закрытие задвижек на холодных и горячих линиях промперегрева - для дубль-блоков,

- закрытие задвижек на линиях отборов пара к деаэратору, ПВД, ПНД, на собственные нужды и к посторонним потребителям,

- подача резервного пара на деаэратор, паровые эжекторы турбины, уплотнения турбины, калориферы котла,

- открытие задвижек на линиях обеспаривания промперегрева (на турбинах, где нет механического открытия линии обеспаривания),

- отключение рабочего трансформатора собственных нужд (при отсутствии выключателя в цепи генераторного напряжения),

Примечания:

- При наличии выключателя в цепи генераторного напряжения трансформатор собственных нужд отключается только при отключенных турбине и выключателе блока.

- Отключение генератора от сети и гашение его поля.

Р.4.3.3 Для турбин без промперегрева операции по отключению генератора от сети и гашению его поля выполняются после закрытия всех стопорных клапанов при наличии подтверждения от реле обратной мощности.

При срабатывании защит по п.п. Р2.25, Р2.26, Р2.27, Р2.29, Р2.31, Р2.32, Р2.33, Р2.34, Р2.35 генератор отключается после закрытия всех стопорных клапанов без контроля наличия обратной мощности или так же, как при срабатывании остальных защит.

Р.4.3.4 Для турбин с промперегревом операции по отключению генератора от сети и гашению его поля выполняются после закрытия любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД, при наличии подтверждения от реле обратной мощности, после понижения давления в линии «холодного» промперегрева. Давление контролируется одним датчиком.

При срабатывании защит по п.п. Р2.25, Р2.26, Р2.27, Р2.29, Р2.31, Р2.32, Р2.33, Р2.34, Р.2.35 генератор отключается либо сразу после закрытия всех стопорных клапанов ЦВД и ЦСД, либо по сигналу о закрытии любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД при наличии подтверждении от реле обратной мощности, либо так же, как при срабатывании остальных защит.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

Р.4.4 Останов питательного электронасоса

Останов ПЭН производится путем отключения выключателя электродвигателя. После отключения выключателя:

- закрывается задвижка на стороне нагнетания насоса,

- закрывается задвижка на трубопроводе питательной воды из промступени,

- открывается вентиль рециркуляции.

Примечание - Команды из схемы защит на исполнительные устройства сохраняются в течение времени, достаточного для выполнения наиболее продолжительной операции.

Р.4.5 Снижение нагрузки блока до 50 % номинальной.

Снижение нагрузки блока производится следующим образом:

Р.4.5.1 Снижается нагрузка турбины регулятором «до себя».

Р.4.5.2 Снижается нагрузка котла моноблока или обоих котлов дубль-блока согласно п. Р4.8.

Р.4.6 Снижение нагрузки блока до 30 % номинальной.

Снижение нагрузки блока производится следующим образом:

- снижается нагрузка котла моноблока или обоих котлов дубль-блока согласно п. Р4.9, на дубль-блоке возможно отключение одного котла согласно п. Р4.2 и снижение нагрузки второго котла до 50 % согласно п. Р4.8,

- подается резервный пар на деаэратор, паровые эжекторы турбины, уплотнения турбины, калориферы котла,

- снижается нагрузка турбины по команде из схемы электрических защит генератора одновременным воздействием на электродвигатель МУТ до понижения давления в камере регулирующей ступени до значения, соответствующего нагрузке 30 % номинальной, и на ЭГП. Давление в камере регулирующей ступени контролируется одним датчиком.

Р.4.7 Снижение нагрузки блока до собственных нужд (холостого хода генератора).

Снижение нагрузки блока производится следующим образом:

- отключается воздействие на МУТ всех регуляторов (нагрузка турбины снижается ее системой регулирования),

- снижается нагрузка котла (котлов) следующим образом.

На газомазутном, газовом или мазутном котле снижение нагрузки производится согласно п. Р4.9 с включением ПСБУ согласно п. Р4.11.1.

На пылевом или пылегазовом котле снижение нагрузки производится путем его погашения на время до 15 мин. с использованием аккумулированного тепла согласно п. Р4.10.

Кроме того, на блоке производится:

- перевод деаэратора, паровых эжекторов турбины, уплотнений турбины и калориферов котла на питание от резервного источника пара,

- переключение сброса конденсата из первого на ходу питательной воды ПВД в конденсатор.

Примечание - На дубль-блоке допускается снижение нагрузки путем отключения одного из котлов и снижения нагрузки второго котла до 50 % согласно п. Р4.8.

Р.4.8 Снижение нагрузки котла до 50 % номинальной.

Снижение нагрузки котла производится путем снижения расхода топлива.

P.4.8.1 Для котлов, работающих на газе или мазуте:

- При включенном регуляторе топлива - отключением от него задающего воздействия и установлением ему фиксированного задания на поддержание нагрузки 50 %,

- При отключенном регуляторе топлива - дискретным воздействия на регулирующий орган расхода топлива до достижения соответствующего расхода, контролируемого одним прибором.

Р.4.8.2 Для котлов, работающих на твердом топливе:

При включенном регуляторе топлива - отключением от него и от регулятора воздуха задающего воздействия и установлением им фиксированного задания на поддержание нагрузки 50 %,

При отключенном регуляторе топлива - дискретным изменением расхода топлива путем подключения задающего воздействия к СБР.

Кроме того, независимо от состояния регулятора топлива:

- отключением части топливоподающих устройств следующим образом:

- при числе горелок не более 8 отключается такое количество топливоподающих устройств, чтобы в работе осталось 70 % их общего количества (по специальной программе, учитывающей количество включенных топливоподающих устройств),

- при числе горелок более 8 - отключается 30 % топливоподающих устройств по жесткой программе.

- включением мазутных форсунок подхвата факела.

Примечания:

- При отключении одного из двух вентиляторов первичного воздуха (п. Р2.50) или одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов (п. Р2.51) операции по п. Р4.8.2 не выполняются. Отключение топливоподающих устройств выполняется системой технологических блокировок.

- Алгоритм отключения топливоподающих устройств при сжигании твердого топлива задается котельным заводом.

Р.4.9 Снижение нагрузки газомазутного, газового или мазутного котла до 30 % номинальной.

Снижение нагрузки котла производится, путем выполнения следующих операций:

Р.4.9.1 Снижение расхода топлива:

При включенном регуляторе топлива - отключением задающего воздействия от регулятора нагрузки и установления ему фиксированного задания на поддержание нагрузки 30 %,

При отключенном регуляторе топлива - дискретным воздействия на регулирующий орган расхода топлива до достижения соответствующего расхода, контролируемого одним прибором.

Р.4.9.2 Отключение воздействия регулятора общего воздуха и прикрытие до заданного значения направляющих аппаратов дутьевых вентиляторов.

Р.4.9.3 Отключение регулятора температуры пара промперегрева рециркуляцией газов и прикрытие до заданного значения направляющих аппаратов дымососов рециркуляции газов.

P.4.9.4 Закрытие и введение запрета на открытие задвижки на линии впрыска в промежуточный пароперегреватель.

Р.4.9.5 Введение запрета на срабатывание защиты «Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель» (п. Р2.12).

Р.4.10 Погашение пылеугольного, пылегазового котла.

Погашение котла производится, путем выполнения следующих операций:

Р.4.10.1 Отключение подачи всех видов топлива, подведенного к котлу, согласно п. Р.4.2.1.

Р.4.10.2 Отключение запальных устройств согласно п. Р4.2.2.

Р.4.10.3 Закрытие запорных устройств на линиях всех впрысков в контур свежего пара и пара промперегрева (п. Р4.2.5).

Р.4.10.4 Закрытие запорных устройств на байпасе РПК.

Р.4.10.5 Автоматический вывод защит:

«Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель» (п. Р2.12).

«Понижение уровня в барабане котла» (п. Р2.14) - на время до 2,5 мин.

«Понижение температуры свежего пара за котлом дубль-блока» (п. Р2.15).

«Погасание общего факела в топке» (п. Р2.16).

«Понижение давления газа» (п. Р2.17).

«Понижение давления мазута» (п. Р2.18).

«Отключение всех вентиляторов первичного воздуха» (п. Р2.23).

«Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов» (п. Р2.24).

«Понижение температуры свежего пара перед турбиной» (п. Р2.30).

«Потускнение общего пылеугольного факела в топке» (п. Р2.61).

Примечание: Автоматический ввод защит производится во время растопки котла при появлении условий ввода (таблица Р1).

Р.4.10.6 Автоматический ввод защиты «Понижение до нижней уставки температуры свежего пара перед турбиной» (п. Р2.38).

Р.4.10.7 Отключение воздействия регулятора общего воздуха на исполнительный механизм.

Р.4.11 Включение ПСБУ

Включение ПСБУ производится по одной из следующих программ:

Р.4.11.1 Полное открытие дроссельных клапанов ПСБУ с последующим включением регулятора давления при действии защит по п.п. Р3.47 и Р3.55.

Р.4.11.2 Открытие дроссельных клапанов таким образом, что команда на открытие снимается либо после полного открытия клапана, либо после понижения давления свежего пара до заданного значения, если давление понизилось раньше, чем открылся клапан - при действии защиты по п. Р.3.56. После снятия команды на открытие включается регулятор давления ПСБУ.

Р.4.11.3 Независимо от программы включения ПСБУ, при начале открытия дроссельного клапана открывается задвижка на подводе конденсата к соответствующему пароприемному устройству конденсатора.

Р.5 Технические условия на выполнение устройств автоматического ввода и вывода технологических защит

P.5.1 Автоматический ввод-вывод предусматривается для предотвращения действия ряда технологических защит, в то время, когда возникновение условий их срабатывания не опасно для защищаемого оборудования, а также для последующего ввода защит при работе защищаемого оборудования.

Если признаки ввода какой-либо из защит этой группы не могут быть однозначно сформулированы или надежно сформированы, ввод ее осуществляется специальным ручным возвратным ключом, устанавливаемым в оперативном контуре щита управления. Вывод защиты осуществляется автоматически.

Защиты, не вводимые автоматически или с помощью специальных ключей, вступают в работу при запуске логической части подсистемы ТЗ и подаче напряжения электропитания на датчики защит.

Р.5.2 Настоящие технические условия разработаны для автоматического ввода и вывода защит во всех режимах работы защищаемого технологического оборудования за исключением режима расхолаживания, когда параметры пара снижаются раньше, чем отключается оборудование. В последнем случае вывод защит осуществляется с помощью специальных неоперативных коммутационных устройств (накладок, испытательных клемм и т.п.).

Р.5.3 Алгоритмы автоматического ввода-вывода защит должны удовлетворять следующим требованиям:

Р.5.3.1 Защита автоматически вводится в работу при появлении признака ввода независимо от состояния датчиков и остается включенной до появления признака вывода, после чего защита автоматически выводится.

Аварийная сигнализация вводится и выводится вместе с защитой.

Р.5.3.2 При появлении признака вывода и наличии признака ввода приоритет отдается признаку вывода.

Р.5.3.3 В оперативном контуре выполняется сигнализация о введенном (выведенном) состоянии защит (группы защит).

Р.5.3.4 Каждый из параметров, участвующих в формировании признаков ввода-вывода, может контролироваться одним датчиком.

Р.5.4 При формировании признаков ввода-вывода принято:

Р.5.4.1 Признак «Закрыты стопорные клапаны турбины» формируется при закрытии любого стопорного клапана ЦВД и любого стопорного клапана ЦСД - на турбинах с промперегревом и при закрытии всех стопорных клапанов - на остальных турбинах.

Р.5.4.2 Признак «Открыт любой стопорный клапан турбины» формируется как инверсия признака «Закрыты стопорные клапаны турбины».

Р.5.4.3 Нагрузка котла моноблока и нагрузка блока контролируется по давлению в камере регулирующей ступени, нагрузка котла дубль-блока контролируется по расходу свежего пара за котлом.

Р.5.4.4 Признак «Начало растопки» формируется следующим образом: не закрыта задвижка на подводе топлива к котлу и начало открываться второе запорное устройство на подводе этого топлива к любой горелке.

Если котел рассчитан на растопку на жидком и газообразном топливе, такой признак формируется для каждого топлива и защита вводится по любому из этих признаков.

Р.5.4.5 Признак «Останов котла» формируется при начале выполнения программы автоматического останова котла.

Р.5.4.6 Признак «Сработала защита «Невоспламенение при растопке» формируется при срабатывании защиты по п. Р2.62.

Р.5.4.7 Время транспортного запаздывания защит «Невоспламенение» на 1 с больше времени, необходимого для появления факела горелки после открытия второго запорного устройства на подводе топлива к этой горелке.

Р.5.4.8 На котлах, рассчитанных на сжигание нескольких видов топлива, включая растопочный мазут, определение преобладающего вида топлива для каждого режима осуществляется:

- на газомазутных котлах - по величине расхода топлива,

- на остальных котлах - переключателем топлива, имеющим по одному положению на каждый вид сжигаемого топлива.

Расход мазута определяется с учетом его рециркуляции в обратную магистраль.

Р.5.5 Признаки ввода и вывода защит

Таблица Р1

Наименование защиты

Пункт Р.

Признаки

ввода

вывода

1 Повышение давления в конденсаторе турбины

2.4, 2.27

Давление ниже уставки защиты или частота вращения ротора выше заданной

Закрыты СК турбины

2 Отключение всех питательных насосов

2.7

Начало растопки и генератор включен в сеть

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

3 Останов обоих котлов дубль-блока

2.1

Открыт любой СК турбины

Закрыты СК турбины

4 Повышение уровня в барабане

2.13, 2.60

Дана команда на ввод защиты специальным возвратным ключом. Если измерение уровня производится с коррекцией по параметрам среды - «Начало растопки»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

5 Понижение уровня в барабане

2.14

То же

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или действие защиты на погашение котла (п. Р4.10) - на время до 2,5 мин

6 Погасание общего факела в топке (при контроле общего факела)

2.16

Все приборы контроля общего факела показали его наличие и:

Останов котла или действие защиты на погашение котла (п. Р4.10)

- при растопке на газе - расход газа более 35 % номинального;

- при растопке на мазуте всех пылеугольных котлов, кроме котлов «Сибэнергомаш» и ТКЗ, - расход мазута более 90 % растопочного;

- при растопке на мазуте пылеугольных котлов «Сибэнергомаш» и ТКЗ - включена одна мельница или один питатель пыли и прошло время до 5 мин, достаточное для транспорта пыли в топку;

- при растопке на мазуте мазутных и газомазутных котлов - расход мазута более 35 % номинального

7 Понижение давления газа (действие на останов котла)

2.17

Для газовых котлов»

Начало растопки на газе

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке

Для газомазутгных котлов:

Начало растопки на газе и расход мазута менее 35 %

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или расход мазута более 35 %

Для пылегазовых котлов:

Начало растопки на газе и переключатель топлива (ПТ) - в положении «Газ»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или ПТ - не в положении «Газ», или действие защиты на погашение котла (п. Р.4.10)

7а Понижение давления газа (действие на отключение подачи газа)

2.17

Начало растопки на газе

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке» или закрыта задвижка на газе к котлу

8 Понижение давления мазута (действие на останов котла)

2.18

Для мазутных котлов:

Начало растопки на мазуте

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке»

Для газомазутных котлов:

Начало растопки на мазуте и расход газа менее 35 %

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или расход газа более 35 %

Для пылеугольных и пылегазовых котлов, где мазут - растопочное топливо:

Начало растопки на мазуте и ПТ - в положении «Растопка на мазуте»

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке», или ПТ - не в положении «Растопка на мазуте», или действие защиты на погашение котла (п. Р4.10)

8а Понижение давления мазута (действие на отключение подачи мазута)

2.18

Начало растопки на мазуте

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке» или закрыта задвижка на мазуте к котлу

9 Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель

2.12

Нагрузка котла выше 40 % номинальной

Нагрузка котла ниже 30 % номинальной или есть команда на автоматический

перевод котла на нагрузку 30 % номинальной, или действие защиты на погашение котла (п. Р4.10)

10 Понижение давления в системе смазки мельниц с прямым вдуванием при централизованной подаче масла

2.19

Возвратный ключ ввода защит в положении «Защиты введены» и ПТ в положении «Пыль»

Останов котла или ПТ не в положении «Пыль»

11 Отключение всех вентиляторов первичного воздуха

2.23

То же

Останов котла или ПТ не в положении «Пыль», или действие защиты на погашение котла (п. Р4.10)

12 Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов

2.24

-»-

То же

13 Потускнение общего пылеугольного факела в топке

2.61

-»-

То же

14 Отключение всех дымососов

2.20

Начало растопки

Останов котла или сработала защита «Невоспламенение при растопке» (п. Р2.8.9)

15 Отключение всех дутьевых вентиляторов

2.21

То же

То же

16 Отключение всех регенеративных воздухоподогревателей

2.22

-»-

-»-

17 Понижение температуры свежего пара за котлом дубль-блока

2.15

Котел подключен к турбине: открыты ГПЗ или их байпасы и температура пара перед турбиной выше уставки сигнализации

Останов котла или котел отключен от турбины, или действие защиты на погашение котла (п. Р.4.10)

18 Понижение температуры свежего пара перед турбиной

2.30

Для моноблока

Открыт любой СК и температура перед ним выше уставки сигнализации

Закрыты СК турбины или действие защиты на погашение котла

Для дубль-блока:

Открыт любой СК и температура перед ним выше уставки сигнализации, и паропровод подключен к турбине

Закрыты СК турбины или действие защиты на погашение котла, или паропровод отключен от турбины

19 Понижение расхода воды на газоохладители генератора

2.34

Открыт любой СК турбины и включен любой насос НТО

Закрыты СК турбины

20 Отключение всех насосов газоохладителей генератора

2.35

То же

То же

21 Понижение до нижней уставки температуры свежего пара перед конденсационной турбиной блока с пылеугольным или пылегазовым котлом (котлами)

2.38

Действие защиты на погашение котла

Закрыты СК турбины или введена защита «Понижение температуры свежего пара перед турбиной» п. Р2.30

22 Понижение давления в системе смазки ПЭН

2.39

Выключатель электродвигателя ПЭН включен

Выключатель электродвигателя ПЭН отключен

23 Понижение давления на стороне нагнетания ПЭН

2.41

Выключатель электродвигателя ПЭН включен и прошло до 20 с

То же

24 Отключение одного из двух питательных насосов

2.42

Нагрузка блока более 60 % номинальной

Нагрузка блока менее 50 % номинальной

25 Отключение от турбины одного из котлов дубль-блока

2.43

То же

То же

26 Отключение одного из двух дымососов

2.47

Нагрузка котла более 60 % номинальной

Нагрузка котла менее 50 % номинальной

27 Отключение одного из двух дутьевых вентиляторов

2.48

То же

То же

28 Отключение одного из двух регенеративных воздухоподогревателей

2.49

-»-

-»-

29 Отключение одного из двух вентиляторов первичного воздуха

2.50

Нагрузка котла более 60 % номинальной и ПТ в положении «Пыль»

Нагрузка котла менее 50 % номинальной или ПТ не в положении «Пыль»

30 Отключение одного из двух мельничных вентиляторов при транспортировке пыли сушильным агентом от этих вентиляторов

2.51

То же

То же

31 Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (действие на останов)

2.9, 2.46

Генератор включен в сеть и открыт любой СК

Закрыты СК турбины

Для конденсационных турбин:

Генератор включен в сеть и открыт любой СК, и накладка защиты в положении «Останов»

Либо закрыты СК турбины, либо накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

32. Отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений (действие на снижение нагрузки конденсационных турбин)

2.46

Генератор включен в сеть и открыт любой СК, и накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

Либо закрыты СК турбины, либо накладка защиты в положении «Останов»

33 Возникновение асинхронного режима (действие на останов блоков с конденсационной турбиной и котлами, сжигающими газ или мазут)

2.45

Накладка защиты в положении «Останов»

Накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

Кроме того, на дубль-блоках, где оба котла остаются в работе при снижении нагрузки:

или один котел отключен от турбины

и оба котла подключены к турбине

34 Возникновение асинхронного режима (действие на снижение нагрузки блоков с конденсационной турбиной и котлами, сжигающими газ или мазут)

2.45

Накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

Накладка защиты в положении «Останов»

Кроме того, на дубль-блоках, где оба котла остаются в работе при снижении нагрузки:

и оба котла подключены к турбине

или один котел отключен от турбины

35 Закрытие стопорных клапанов (действие на останов)

2.38, 2.52

Генератор включен в сеть и открыт любой СК

Прошло заданное время после закрытия СК турбины

Для конденсационных турбин с котлами, сжигающими газ или мазут:

Генератор включен в сеть и открыт любой СК, и накладка защиты в положении «Останов»

Либо прошло заданное время после закрытия СК турбины, либо накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

36. Закрытие стопорных клапанов (действие на снижение нагрузки блоков с конденсационной турбиной и котлами, сжигающими газ или мазут)

2.52

Генератор включен в сеть и открыт любой СК, и накладка защиты в положении «Снижение нагрузки»

Прошло заданное время после закрытия СК турбины либо накладка защиты в положении «Останов»

37 Невоспламенение первой горелки или погасание факела всех горелок при растопке котла

2.62

Для всех котлов, кроме пылеугольных ПМЗ:

Давление топлива перед котлом выше уставки защиты по понижению давления этого топлива и прошло заданное время (транспортного запаздывания) от начала открытия второго запорного устройства на линии подвода этого топлива к любой горелке

Закрыта задвижка на топливе к котлу или введена защита «Погасание общего факела в топке»

Для пылеугольных котлов ПМЗ:

Возвратный ключ ввода защиты в положении «Защита введена»

Возвратный ключ ввода защиты в положении «Защита выведена»

38 Невоспламенение или погасание факела горелки

2.63

Давление топлива перед котлом выше уставки защиты по понижению давления этого топлива и прошло заданное время (транспортного запаздывания) от начала открытия второго запорного устройства на линии подвода этого топлива к данной горелке

Закрыто наименее быстроходное запорное устройство на линии подвода топлива к данной горелке или введена защита 6 «Погасание общего факела в топке» п. Р2.16

Приложение С
(Обязательное)

Объем и технические условия на выполнение технологических защит и блокировок систем пылеприготовления котельных установок

С.1 Общая часть

С.1.1 Требования настоящего документа распространяются на:

- системы пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топку котла, оснащённые мельницами молотковыми, среднеходными типа МВС или МПС-2650, мельницами-вентиляторами;

- системы пылеприготовления с промежуточным бункером пыли, оснащённые шаровыми барабанными и молотковыми мельницами.

Принято, что система пылеприготовления с прямым вдуванием состоит из следующего оборудования: бункера сырого топлива, питателя сырого топлива, одной мельницы, индивидуального вентилятора сушильно-вентилирующего агента, установленного перед или за мельницей, сепаратора пыли, пыледелителя, пылеконцентратора, пылегазовоздухопроводов со встроенными клапанами (шиберами), систем смазки и пожаротушения.

Система пылеприготовления с промежуточным бункером пыли дополнительно оснащена циклоном с мигалками и сетками в течке пыли под ним, коробами первичного и/или сбросного воздуха, смесителями пыли, встроенными в основные пылепроводы. К одному промежуточному бункеру с питателями пыли подключается одна или несколько мельниц с относящимися к ним бункерами и питателями сырого топлива, сепараторами, циклонами и индивидуальными вентиляторами.

С.1.2 Настоящий документ является типовым, соответствует Федеральным законам «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «О техническом регулировании», «Об электроэнергетике» и составлен на основании технической документации заводов-изготовителей оборудования систем пылеприготовления. При пересмотре указанных документов или внесения в них изменений настоящий документ должен быть также пересмотрен и в него должны быть внесены соответствующие изменения. Внесение изменений без согласования с инстанцией, утвердившей настоящий документ, не допускается. Документ обязателен для применения на действующем и вновь проектируемом оборудовании.

С.1.3 Защиты и блокировки, не вошедшие в настоящий документ (некоторые защиты и блокировки собственно электродвигателей, некоторые внутренние защиты и блокировки маслостанций систем принудительного жидкого маслоснабжения узлов смазки мельниц, защиты и блокировки опытных образцов мельниц, не поставленных на серийное производство, например МВС-225), выполняются по техническим условиям заводов-изготовителей оборудования, согласованным с котельными заводами, генеральным проектировщиком ТЭС.

С.1.4 Значения параметров, при которых срабатывают защиты и блокировки (значения уставок срабатывания), а также точные значения выдержек времени срабатывания защит и блокировок устанавливаются заводами-изготовителями оборудования систем пылеприготовления и изменяются по согласованию с ними. Заводы-изготовители устанавливают также конкретные места контроля параметров датчиками защит и блокировок.

Исключение составляют защиты, действующие при повышении температуры и давления пылегазовоздушной смеси в тракте пылеприготовительной установки, для которых значения уставок и места размещения датчиков устанавливаются разрабатываемым стандартом. Уставка срабатывания для локальной защиты, действующей при повышении температуры пылегазовоздушной смеси за мельницей (сепаратором) до первого предела, соответствует максимально допустимому для данной марки топлива значению температуры. Для защиты, действующей на отключение пылеприготовительной установки при повышении температуры до второго предела, уставка срабатывания устанавливается на 10 °С выше уставки локальной защиты.

Для систем пылеприготовления со среднеходными мельницами по требованию завода-изготовителя мельницы максимально допустимая температура пылевоздушной смеси, как правило, определяется по условию обеспечения надёжной работы элементов мельницы.

Измерение температуры пылегазовоздушной смеси должно производиться малоинерционными комплектами измерения (датчик - вторичный прибор). Постоянная времени измерительного комплекта не должна превышать 20 с.

Защита, действующая на отключение системы пылеприготовления при повышении давления в её тракте, выполняется только для систем пылеприготовления, оборудованных взрывными предохранительными клапанами. Значения уставки срабатывания этой защиты должно соответствовать установленному значению давления раскрытия мембран предохранительных клапанов при взрыве в системе пылеприготовления.

С.1.5 Объём технологических защит и блокировок, технические условия на их выполнение определены с учётом следующих положений:

С.1.5.1 При выполнении защит на традиционных технических средствах комплект защиты состоит из необходимого количества каналов контроля измеряемого параметра, логической схемы получения сигнала защиты, схемы формирования команд, действующих на исполнительные механизмы, устройств сигнализации и фиксации срабатывания защит.

Защита, выполненная по схеме «два из двух», или «один из двух», имеет два независимых канала контроля значения измеряемого параметра. Срабатывание защиты, выполненной по схеме «два из двух», происходит при достижении установленного предела (уставки срабатывания) значения контролируемого параметра в обоих каналах контроля. Срабатывание защиты, выполненной по схеме «один из двух», происходит при достижении установленного предела значения контролируемого параметра в любом канале контроля.

С.1.5.2 Для каждой защиты, отключающей систему пылеприготовления при изменении параметра, как правило, устанавливаются два или три датчика.

Для локальных защит и блокировок, как правило, используется один датчик.

С.1.5.3 Для исключения ложной работы защиты по понижению параметра или отключению механизмов автоматически вводят в работу и выводят при появлении соответствующих условий (раздел С5). Защиты, не вводимые автоматически, вводят в действие при подаче напряжения электропитания в их схемы, в том числе и в схемы питания датчиков.

С.1.5.4 Действие защит имеет приоритет перед действием всех других подсистем КИПиА и сохраняется в течение времени, достаточного для выполнения самой длительной защитной операции.

С.1.5.5 При срабатывании любой защиты, действующей на останов системы пылеприготовления, формируется команда на отключение электродвигателя мельницы. Остальные оперативные переключения по останову системы пылеприготовления, за исключением специально упомянутых в технических условиях защит, выполняются соответствующими технологическими блокировками, действующими после отключения электродвигателя мельницы.

С.1.5.6 Команда на отключение системы пылеприготовления при аварийных останове и разгрузке котла формируется в схеме защит котла.

При останове котла отключаются все системы пылеприготовления и подачи пыли к горелкам котла.

При разгрузке котла отключаются заранее выбранные системы пылеприготовления с прямым вдуванием или системы подачи пыли в топку котла в пылеприготовительных установках с бункером пыли.

Выбор отключаемых систем пылеприготовления осуществляется в схеме защит котла

С.1.5.7 Отключённые действием защит и блокировок автоматические регуляторы, кроме регуляторов температуры пылегазовоздушной смеси за мельницей (сепаратором) и регуляторов расхода сушильно-вентилирующего агента, подаваемого в мельницу, вновь включаются в работу оперативным персоналом после устранения причин срабатывания защиты или блокировки. Регуляторы температуры и расхода включаются автоматически после снятия запрета на их включение, налагаемого блокировками.

С.1.5.8 В цепях управления механизмами и арматурой системы пылеприготовления запрещается устанавливать ключи ввода технологических защит и блокировок. Команды на ИУ по отключённому положению выключателя электродвигателя главного привода мельницы снимаются через промежуток времени, достаточный для выполнения самой длительной операции по останову системы пылеприготовления.

С.1.5.9 В приложении применяются следующие сокращения:

АШ - антрацитовый штыб;

ВГД - вентилятор горячего дутья;

ВМ - вентилятор мельничный;

ВПК - взрывной предохранительный клапан;

ВСА - вентилятор сушильного агента;

MB - мельница-вентилятор;

МВС - мельница валковая среднеходная;

ММ - молотковая мельница;

МПС - среднеходная мельница, изготовленная по лицензии Фирмы «Дойче Бабкок АГ» (Германия);

ПВК - пыль высокой концентрации;

ПСУ - питатель сырого угля;

СМ - среднеходная мельница;

ШБМ - шаровая барабанная мельница.

С.2 Перечень технологических защит

С.2.1 Защиты в системе пылеприготовления с прямым вдуванием и молотковой мельницей

Защиты, действующие на останов системы пылеприготовления

С.2.1.1 Повышение до II предела температуры пылевоздушной (пылегазовоздушной) смеси за сепаратором.

С.2.1.2 Повышение давления в системе пылеприготовления, оборудованной взрывными предохранительными клапанами.

С.2.1.3 Повышение вибрации мельницы (выполняется по согласованию между заводом-изготовителем мельницы и Заказчиком).

С.2.1.4 Уменьшение протока масла через любой подшипник мельницы или её электродвигателя, имеющий принудительную жидкую смазку.

С.2.1.5 Отключение ВСА.

С.2.1.6 При аварийном останове котла.

С.2.1.7 При аварийной разгрузке котла.

Защиты, выполняющие локальные операции

С.2.1.8 Повышение до I предела температуры пылевоздушной (пылегазовоздушной) смеси за сепаратором.

С.2.1.9 Прекращение выхода сырого топлива из бункера.

С.2.1.10 Понижение уровня сырого топлива в бункере системы пылеприготовления с питателями сырого топлива в газоплотном корпусе.

С.2.1.11