мг-экв/кг)

0,36 5 мг-экв / кг

На электростанциях с прямоточными котлами применяют трёхступенчатое обессоливание.

Водоподготовительные установки включают предочистку и ионитную часть. Предочистка состоит из осветлителей и осветлительных фильтров и служит для удаления из обрабатываемой воды грубодисперсных, коллоидных и частично молекулярнодисперсных веществ. Ионитная часть схемы служит для полного удаления молекулярнодисперсных веществ.

Т.к. Жк исходной воды Жк=3,0 2 мг-экв/ кг, то предочистка включает коагуляцию сернокислым железом FeSO₄ +Ca(OH)₂ c известкованием в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных фильтрах.

Коагуляция при известковании является процессом, улучшающим формирование осадка и протекания процесса удаления примесей. В качестве коагулянта используется железный купорос FeSO₄7H₂O. При введении в воду, наряду с известью, железного купороса происходит его гидролиз, т.е. окисление растворенным в воде кислородом и образование гидроокиси железа.



Коагулянт образует нерастворимый осадок, имеющий пористую поверхность. Если вместе с коллоидными веществами в воде имеются взвешенные грубодисперсные частицы (глина, ил, песок), то образовавшиеся хлопья окоагулированных коллоидов обволакивают эти взвешенные частицы и вместе с ними выпадают в осадок.

Обработанная в осветлителе вода даже при нормальной работе осветлителя содержит какое-то количество механических примесей, находящихся в форме взвешенных, различной степени дисперсности, остатков процесса коагуляции и известкования. Для улавливания этих примесей служат механические фильтры.

Принцип работы фильтров основан на механическом улавливании засыпанным в фильтр материалом нерастворимых примесей фильтруемой воды. В механических фильтрах в качестве фильтрующего материала применяется дробленый антрацит.

a) Жесткость остаточная: Карбонатная Ж_Кост=0,7 мгэкв/кг; Некарбонатная Ж_НКост=Ж_НКисх+К_Fe=0,2+0,5=0,7 мгэкв/кг; К_Fe=0,5 мгэкв/кг - доза коагулянта Общая Ж_Оост=0,7+Ж_НКост+К_Fe=0,7+0,2+0,5=1,4 мгэкв/кг

b) Щелочная остаточная: Щ_ост=0,7+а_изв=0,7+0,35=1,05 мгэкв/кг, где а_изв-избыток извести при известковании исходной воды. Принимаем а_изв=0,35 мгэкв/кг.

c) Концентрация сульфат-ионов: SO₄^2-_ост= SO₄^2-_исх + К_Fe=0,26+0,5=0,76 мгэкв/кг

d) Концентрация Cl^- не изменится

e) Концентрация SiO₃^2-_ост=0,6 SiO₃^2-_исх=0,60,34=0,2 мгэкв/кг.

Далее вода проходит осветлительные фильтры, где её показатели качества не изменяются.

Дальнейшая обработка воды проводится на ионитной части ВПУ. На проектируемой ТЭЦ планируется установка прямоточных котлов, таким образом, обработку воды нужно проводить по схеме трехступенчатого обессоливания, которая включает в себя первую ступень Н-катионирования, слабоосновное анионирование, декарбонизацию, вторую ступень Н-катионирования, сильноосновное анионирование, и третья ступень - ФСД. ( Н1-А1-Д-Н2-А2-ФСД).

Н-катионирование воды.

В процессе Н-катионирования вода умягчается за счет удаления из нее катионов, в том числе и катионов жесткости. Фильтрат представляет собой смесь сильных и слабых кислот. Анионный состав воды изменится за счет распада бикарбонатных анионов с выделением свободной угольной кислоты . За счет этого солесодержение воды снизится.

Na-катионирование воды.

В процессе Na-катионирования вода также умягчается. Фильтрат содержит только натриевые соли, которые не являются накипеобразователями. Однако к недостатком данного процесса можно отнести то, что анионный состав воды остается без изменения. Кроме того, происходит увеличение солесодержания обработанной воды.

OH-анионирование воды.

При OH-анионировании воды обменный анион хорошо поглощает анионы в кислой среде. При анионировании воды необходимо учитывать такое свойство анионитов как основность.

В данной схеме на фильтре А₁, загруженным низкоосновным анионитом, происходит удаление анионов сильных кислот.

Фильтр А₂ , загруженный высокоосновным анионитом, задерживает проскоки сильных анионов, но служит, главным образом, для удаления анионов слабых кислот.

Выделившаяся из бикарбонатов свободная углекислота удаляется в декарбонизаторе.

ФСД предназначен для глубокого обессоливания и обескремнивания добавочной воды.

a. На ионитной части начальным является фильтр H₁. В этом фильтре удаляются катионы Ca²⁺, Mg²+ и Na⁺ в количестве:

мг-экв/кг.

Жесткость воды после Н₁ составляет 0,2-0,3 мг-экв/кг.

Кислотность воды составляет:

мг-экв/кг.

b. Первая ступень анионирования А₁ (слабоосновное анионирование):

Фильтр А₁ предназначен для удаления анионов сильных кислот в количестве

Щелочность воды после А₁ равна 0,2 мг-экв/кг.

c. После декарбонизатора содержание углекислого газа - 0,14 мг-экв/кг.

d. На фильтре Н₂ удаляются катионы в количестве 0,3 мг-экв/кг и кислотность после него не выше 0,05 мг-экв/кг.

e. На фильтра А₂ удаляются анионы сильных и слабых кислот в количестве:

Количество обессоленной воды после А₂ в схеме:

Солесодержание не более 0,2 мг/кг, кремнесодержание не более 0,04 мг/кг.

f. ФСД глубоко удаляет из воды катионы и анионы. Качесво воды после ФСД: cолесодержание не более 0,1 мг/кг, кремнесодержание не более 0,03 мг/кг.

Схема водоподготовительной установки ТЭЦ (рис 7.1.)



7.3 Расчет производительности ВПУ

Общая производительность установки состоит из двух потоков воды: на прямоточные КА и на подпитку теплосети:

Q_ВПУ=Q_ПК+Q_подп т/ч,

где расход обессоленной воды на прямоточные котлы:

Q_ПК=0,02+50=0,02^.3^.1050+50=110 т/ч;

расход умягченной воды на подпитку теплосети:

Q_подп=0,02=0,02^.3^.800=48 т/ч.

7.4 Расчет схемы ВПУ

7.4.1 Расчет и выбор фильтров ионитной части ВПУ

Расчёт схемы ВПУ начинают с конца технологического процесса, то есть, в нашем случае с фильтра ФСД. Для определения числа и размеров фильтров необходимо знать расход воды на данную группу фильтров и качество этой воды.

В данном случае расход воды на фильтре ФСД будет равен количеству воды на подпитку прямоточных котлов, а на Na-фильтр - Q_подп - подпитка теплосети .

На последующие группы фильтров количество воды будет определяться производительностью установки плюс расход воды на собственные нужды рассчитанной группы фильтров.

Необходимая площадь фильтрования:

,м²,

где Q - производительность фильтров без учета расхода воды на их собственные нужды, м³/ч;

w - скорость фильтрования, м/ч.

Число установленных фильтров одинакового диаметра принимается не менее трех.

Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

f=F/m=2,2/3=0,73 , м²,

По вычисленной площади определяем диаметр фильтра и по справочным данным принимаем ближайший больший стандартный.

1,01 м,

Из таблицы 7[5] выбираем больший стандартный фильтр ФИСДВР-2,0-0,6 (высота фильтрующей загрузки h=1,95м, диаметр фильтра d_ст=2,0м), тогда площадь фильтра пересчитывается с учетом изменения диаметра:

f_cm=d_cm²/4=3,142²/4=3,14, м²

Продолжительность фильтроцикла каждого фильтра для (m-1) фильтров, т.е. при при одном резервном или ремонтном, определяем:

Для ФСД:

Т_и=10^4. f_cm^.(m-1)h/Q?=10⁴ 3,14 2 1,95/110=1113? ч,

Где Т_u - полезная продолжительность фильтроцикла, ч;

- суммарное содержание катионов или анионов в воде, поступающей на фильтр, мг-экв/кг;

Q - производительность фильтров, м/ч;

h - высота слоя ионита, м;

f_cm - сечение фильтра, м²(стандартного);

m - число фильтров;

Количество регенераций в сутки:

n=24/(T+t)=24/(1113+4)=0,0215

где t - продолжительность операций, связанных с регенерацией t=4ч для ФСД,

Объем ионитных материалов КУ-2 и АВ-17-8:

Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:

g_cнА=? P_u^.n/24=9,8130,0215/24=0,11 , м³/ч,

где P_u - удельный расход на собственные нужды фильтров, м³/м³ ионита(P_u=13 м³/м³ из табл.11[5]).

g_cнК=? P_u^.n/24=9,814,50,0215/24=0,12 , м³/ч,

Расход Н₂SO₄ на регенерацию одного фильтра:

G_p¹⁰⁰=b^._вл =703,06=214,2 кг,

G_p^техн= G_p^100.100/с =214,2100/75=285,6 кг,

Где b - удельный расход химреагентов , кг/м³

с - содержание активно действующего вещества в техническом продукте, % (С_NaOH=42%, С_H2SO4=75%, C_NaCl=95%).

Суточный расход химических реагентов на регенерацию группы одноименных фильтров:

G_p^сут= G_p¹⁰⁰ mn=214,2 3 0,0215=13,8 кг,

G_{p сут}^техн =G_p^техн mn=285,6 3 0,0215=18,4 кг.

Расход NaOH на регенерацию анионита:

G_p¹⁰⁰=b^._вл =1003,06=306 кг,

G_p^техн= G_p^100.100/с =306100/42=728 кг,

G_p^сут= G_p¹⁰⁰ mn=306 3 0,0215=19,7 кг,

G_{p сут}^техн =G_p^техн mn=728 3 0,0215=47 кг.

Часовой расход воды, который должен быть подан на следующую раcсчитываемую группу фильтров:Q_бр=Q+q_сн=110+0,11+0,12=110,23, м³/ч.

Результаты дальнейшего расчета приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3. - Результаты расчета фильтров ФСД, H1, H2, A1, A2, Na.

Показатель и его размерность	ФСД	А2	Н2	А1	Н1	Na
Производительность Q, м3/ч	110	110,23	112,87	114,43	118,53	48
Скорость фильтрования w, м/с	50	20	50	15	30	30
Необх. площадь фильтрования каждого фильтра, , м2/м2
Диаметр каждого фильтра, , м/м
Необх. площадь фильтрования F, м2	2,2	5,5	2,26	7,63	4	1,6
Число фильтров m, шт	3	3	3	3	3	3
Тип фильтра	ФИСДВР-2,0-0,6	ФИПаII-2,0-0,6	ФИПаII-1,0-0,6	ФИП-I-2,0-0,6	ФИП-I-1,5-0,6	ФИП-I-1,0-0,6
Высота фильтра h, м	1,95	1,5	1,5	2,5	2,0	1,0
Продолжит. фильтро-цикла Tu, ч	1113	75,4	18,5	127	22	32,7
Кол-во регенераций в сутки n, раз	0,0215	0,31	1,2	0,19	1,02	0,7
Тип ионита	AB-17-8 и КУ-2	АВ-17-8	КУ-2	АН-31	КУ-2	КУ-2
Рабочая обменная ёмкость ep, м3/м3	-	300	400	800	650	700
Сумма ионов, удаляемых на фильтре , мгэкв/кг	-	0,34	0,3	0,865	1,77	1,4
Суммарный объем ионита во влажном состоянии, м3	9,18 9,18	14,1	2,4	23,55	10,6	4,71
Расход воды на собственные нужды , м3/ч	0,12 0,11	2,64	1,56	4,1	4,73	1,06
Удельный расход воды на собственные нужды фильтров, Pu, м3/м3	14,5 13	14,5	13	21,8	10,5	7,7
Расход 100%-го реагента на одну регенерацию , кг	214,2 306	565	35,3	392,5	212,4	175,84
Удельный расход реагентов b, кг/м3	70 100	120	45	50	60	112
Содержание активно действующего вещества в техническом продукте С	42 75	42	75	42	75	95
Расход технического реагента на одну регенерацию , кг	728 285,6	1345,7	47,1	934,5	283,2	185,1
Суточный расход 100%-го реагента на одну регенерацию , кг	19,7 13,8	525,6	127	223,7	650	369,3
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию , кг	47 18,4	1251,5	169,6	532,7	866,6	388,7
Часовой расход воды, подаваемый на группу Qбр, м3/ч	110,23	112,87	114,43	118,53	123,26	49,06

7.4.2 Расчет и выбор осветлительных фильтров

Производительность осветлительных фильтров:

=123,26+49,06=164,32 м³/час.

Определим необходимую площадь фильтрования:

-количество фильтров.

Для осветительных фильтров w=5-10м/ч, принимаем w=7м/ч.

Выбираем 1 фильтр трехкамерный типа ФОВ-3к-3,4-0,6 с d_ст=3,4 м

Пересчетная площадь с учетом изменения диаметра:

Расход воды на взрыхление, промывку и отмывку ОФ:

где f_ост-сечение осветлительного фильтра, м;

i - интенсивность взрыхления фильтра, загруженного антрацитом, 12м/см²;



t_отм - продолжительность отмывки , 10 мин;

n₀-число промывок каждого фильтра в сутки (1-3), принимаем n₀=2.

Производительность брутто:

Q₀^бр=Q₀+=164,32+14,075=178,395 м³/ч.

Действительная скорость фильтрования:

w_0m-1<w_0доп=10 м/ч

Нет необходимости в установке резервного фильтра.

7.4.3 Расчет и выбор осветлителей

Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110% расчетного расхода осветленной воды, при этом устанавливается не менее двух осветлителей.

Емкость каждого осветлителя:

где Q₀-полная производительность всей установки, м³/ч;

- продолжительность пребывания воды в осветлителе 1-1,5ч, принимаем-- =1,2ч.

Выбираем осветлители типа ВТИ-160 (V=160 м³, геометрический объем 236 м², диаметр 7000 мм, высота 12247 мм).

Необходимое количество реагентов при коагуляции и известковании:

Расход коагулянта FeSO₄7H₂O в сутки:

гдеЭ_к - эквивалент безводного коагулянта (FeSO₄ - 75,16)

К_к - доза коагулянта , мг-экв/кг (К_fe=0,5) ;

Расход технического коагулянта:

G_К^техн=G_K100/c=160,9^.100/45=357,6 кг/сут

Где с-процентное содержание коагулянта в техническом продукте, с=47-53%, принимаем с=45%.

Расход ПАА в сутки:

.

гдеd_ПАА - доза полиакриламида , равная 0.2-1.8 мг/кг, принимаем d_ПАА=1,5мг/кг

Расход извести Са(ОН)₂ в сутки:

где 37,05 - эквивалент Ca(OH)₂ ;

d_и - доза извести , мг-экв/кг ;

d_и=Ж_к^исх+Ж_mg^исх+К_к+_изв=3,0+1,1+0,5+0,35=4,95 , мг-экв/кг;

где _изв-избыток извести, _изв=0,35мгэкв/кг.

7.4.4 Выбор декарбонизатора

Т.к. в схеме ВПУ декарбонизатор расположен после фильтра Н₂, то его выбор производим по расходу воды на этот фильтр - 112,87 м³/ч. Следовательно выбираем декарбонизатор: Q=125 м³/ч, d=1,63 м (табл. 1.2[5]).

7.5 Описание компоновки оборудования

Т.к. мощность рассчитанной ВПУ составляет 123,26 м³/ч, что меньше 400 м³/ч, то целесообразно выбрать коллекторную схему компоновки оборудования.

Исходная вода подается из общего коллектора каждому фильтру данной ступени. Фильтрат собирается также в общий коллектор и отводится на следующую ступень обработки воды. Такая схема универсальна, обладает высокой гибкостью и адаптивностью, надежна, экономична с точки зрения капитальных затрат металла и ионитов, имеет более простые алгоритмы управления при автоматизации работы фильтров, но такая схема требует большого количества датчиков истощения, не приспособлена для проведения совместных регенераций, что повышает эксплуатационные расходы за счет реагентов.

Предусматривается возможность дальнейшего расширения ВПУ. Вне здания устанавливаются осветлители, промежуточные баки, декарбонизаторы. Эти установки имеют тепловую изоляцию, баки имеют дополнительный подогрев обратной водой тепловой сети. Вся запорная и регулирующая арматура этих установок размещается внутри здания.

В помещении ВПУ предусмотрена комната площадью 85 м³ для ремонтных работ и восстановления химических покрытий.

Для хранения химреагентов и материалов на ТЭЦ имеется склад, оборудованный устройствами для механизированной выгрузки, транспортировки и приготовления реагентов и их растворов. Предусматриваются специальные помещения и ёмкости для хранения реагентов. Для хранения кислот и щелочей установлено по два бака для каждого реагента, для остальных - по одному. Склад обеспечивает запас химреагентов на 15 суток.

7.6 Водно-химический режим прямоточных котлоагрегатов

Водно-химический режим электростанции должен обеспечивать работу теплосилового оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных образованием накипи, отложений на поверхностях нагрева, шлама в котлах и тракте питательной воды, коррозии внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования, отложений в проточной части паровых турбин.

Для обеспечения надежной работы на ТЭЦ применяется нейтрально-окислительный водно-химический режим.

К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей ВХР энергоблоков ТЭС относятся: предпусковые промывки оборудования; проведение эксплуатационных промывок оборудования; консервация оборудования во время простоя обессоливание и обескремнивание добавочной воды; обезжелезивание и обессоливание основного конденсата турбин; обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды; тщательное уплотнение конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, находящихся под разрежением; антикоррозионное покрытие оборудования и применение коррозионностойких материалов; введение в пароводяной цикл корректирующих химических реагентов; автоматическая дозировка добавок, корректирующих водный режим.

7.7 Нормы качества воды и пара

Нормы качества пара приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4.Нормы качества пара прямоточных котлов сверхкритического давления

Нормируемый показатель	Значение
Соединение натрия, мкг/кг, не более	5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более	15
Удельная электропроводимость H-катионированной пробы, мкСм/см, не более	0,3
Значение pH , не менее	7,5

Нормы качества питательной воды приведены в таблице 7.5.

Таблица 7.5. Нормы качества питательной воды прямоточных котлов сверхкритических параметров

Нормируемый показатель	Значение
Общая жесткость, мкг-экв/кг, не более	0,2
Соединения натрия, мкг/кг, не более	5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более	15
Соединения железа, мкг/кг, не более	10
Соединения меди, мкг/кг, не более	5
Удельная электрическая проводимость H-катионированной пробы воды, мкСм/см, не более	0,3
Вещества, экстрагируемые эфиром, мкг/кг, не более	0,1

7.8 Характеристика конденсатов и схемы их очистки

7.8.1 Виды конденсатов

Конденсаты являются основной и наиболее ценной составной частью питательной воды котлов. Это связано, в первую очередь, с отсутствием в них солей, кремнекислоты и высокой температурой некоторых потоков.

На данной ТЭЦ присутствуют следующие виды конденсатов:

· Турбинный конденсат.

Поток чистый, t = (25-45), Возможно лишь содержание аммиака, СО₂, следы О₂, незначительное количество продуктов коррозии. При нарушении гидравлической плотности конденсаторных трубок, в конденсате может резко возрасти солесодержание и жесткость.

· Конденсат регенеративных подогревателей.

T=(50-100)и более. Данный поток более загрязнен, чем турбинный продуктами коррозии, однако солей жесткости здесь быть не может.

· Конденсат пара сетевых подогревателей.

T=80и выше, коррозионно агрессивен из-за высокой температуры и содержания газов СО₂ и О₂, имеет высокое содержание продуктов коррозии. При нарушении плотности трубок сетевых подогревателей, возможно загрязнение конденсата солями.

7.8.2 Очистка конденсатов

Очистка замазученного конденсата.

Наличие на ТЭЦ мазутного хозяйства обуславливает необходимость очистки замазученного конденсата. Схема состоит из отстойников с нефтеловушками, где конденсат предварительно отстаивается не менее трёх часов, и сорбционных фильтров, загруженных малозольным древесным углём марок БАУ или ДАК. Конструктивно сорбционные фильтры практически не отличаются от ионитных или механических. Высота загрузки - около двух метров, скорость фильтрования - 8 м/ч. В последнее время в качестве загрузки используют полукокс.

Очистка зажелезенного конденсата.

Практически каждый поток конденсата содержит оксиды Fe, Cu, Zn и другие продукты коррозии конструкционных материалов. Для их удаления используем электромагнитные фильтры, способные работать при любой температуре конденсата.

Очистка турбинного конденсата на БОУ

Схема БОУ должна осуществлять очистку всего потока конденсата от взвешенных и растворенных примесей, иметь высокую единичную производительнсть, оптимальные скорости фильтрования на фильтрах.

Очистка конденсата сводится к двум стадиям: очистка от грубодисперсных примесей, очистка от ионных примесей.

Очистка от грубодисперсных примесей осуществляется в H-катионитных фильтрах, загруженных катионитом КУ-2. Эффективность очистки от продуктов коррозии составляет 50-70% , кроме того, такие фильтры практически полностью удаляют катионы жесткости из конденсата.

Для очистки от ионных примесей используют фильтры смешанного действия с выносной регенерацией, позволяющие выдерживать высокие скорости фильтрования. Поэтому в состав БОУ входят также фильтры регенераторы. Размещается БОУ на нулевой отметке рядом с конденсатором, между конденсатными насосами первого и второго подъема.

8. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Описание основного электрооборудования

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения. В исходном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 330 кВ и 110 кВ.

Так как при установке мощных генераторов возрастает значение токов короткого замыкания, то целесообразно присоединение генераторов непосредственно к РУ ВН в виде блоков генератор-трансформатор.

При выборе генераторов руководствуемся следующими соображениями:

все генераторы принимаются одинаковой мощности;

число генераторов должно быть не менее 2 и не более 8;

единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы, включая проектируемую ТЭЦ.

Исходя из этого, выбираем на ТЭЦ три одинаковых генератора типа:

ТЗВ-320-2УЗ с параметрами - S_ном = 385 МВА; cos_н=0,85; . Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их назначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на каждом из напряжений. Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора в МВА.

Таким образом, для двух генераторов выбираем трансформаторы типа:

ТДЦ-400000/330-У1 с параметрами: Sном=400 МВА, Uвн=347 кВ, Uнн=20 кВ, Рх=300 кВт, Ркз=790 кВт, Uк=11,5 %.

А для третьего генератора выбираем трансформатор ТДЦ-400000/110-У1 с параметрами: Sном=400 МВА, Uвн=121 кВ, Uнн=20 кВ, Uк=11,5 %.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из условия 7% потребления от мощности генератора. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. На блочной станции с тремя блоками устанавливается два пускорезервных трансформатора собственных нужд. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяется исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов собственных нужд и одновременного обеспечения запуска блока. В общем случае мощность пускорезервных трансформаторов собственных нужд в 1,4 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора собственных нужд.

Таким образом, Sтсн=Sблока*0,07=320*0,07=22,4 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд типа:

ТРДНС-32000/35-У1 с параметрами: Sном=32 МВА, Uвн=20 кВ, Uнн=6,3 кВ, Рх=29 кВт, Ркз=145 кВт, Uк=11,5 %.

Устанавливаем по одному трансформатору на блок.

Sпртсн=Sтсн*1,5=22,4*1,5=24 МВА.

Выбираем пускорезервный трансформатор собственных нужд типа:

ТРДН - 25000 / 35 с параметрами: Sном=25 МВА, Uвн=15,75 кВ, Uнн₁-нн₂=6,3- 6,3 кВ, Рх=25 кВт, Ркз=115 кВт, Uкв-н=10,5 %, Iхх=0,65 %, Uнн₁-нн₂=30 %.

Система охлаждения генераторов

Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются. Допустимые температуры нагрева обмоток статора и ротора зависят в первую очередь от применяемых изоляционных материалов и температуры охлаждающей среды. По ГОСТ 533-76 для изоляции класса В допустимая температура нагрева обмотки статора должна находится в пределах 105⁰С, а ротора 130⁰С. При более теплостойкой изоляции обмоток статора и ротора, например, классов F и H, пределы допустимой температуры увеличиваются. Для того чтобы температура нагрева не превышала допустимых значений, все генераторы выполняют с искусственным охлаждением. По способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение. В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмотки ротора.

Описание систем защиты

Назначение и предъявляемые требования

Релейная защита представляет собой комплекс автоматических устройств, предназначенных для выявления повреждения электрооборудования (преимущественно К.З.) и ликвидации повреждения путём отделения (отключения) этого оборудования от остальной части электроустановки. Кроме того, назначением релейной защиты является выявление ненормальных режимов работы, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для их ликвидации (перегрузка, однофазное замыкание в сетях с малым током замыкания на землю и др.). В этом случае защита действует на сигнал. Помимо общих требований надёжности, т.е. постоянной готовности к выполнению своих функций, к релейной защите предъявляется ряд специфических требований:

- селективность или избирательность действия (обеспечивает отключение минимального участка цепи с поврежденным элементом ближайшим к месту повреждения выключателя)

- быстродействие защиты (снижает разрушающее действие тока К.З., сокращает длительность аварийного режима и способствует сохранению устойчивости параллельной работы генераторов системы)

- чувствительность защиты (характеризует её способность устойчиво срабатывать при повреждениях или отклонениях от нормального режима в защищаемой зоне).

Основные виды защит

Нарушения нормального режима работы электрической установки приводят к изменению электрических параметров: тока и напряжения, фазы, направление мощности и т.д. Измерительным элементом релейной защиты является пусковой орган (датчик), реагирующий на отклонение соответствующего параметра. Датчик передаёт импульс исполнительным реле, которые преобразуют его в отключающий импульс, передающийся на исполнительный механизм выключателя, или в сигнальный импульс, приводящий в действие сигнализацию. При К.З. проявляется изменение тока в сторону его увеличения. Поэтому наиболее распространенными являются защиты, у которых в качестве пускового органа используются реле, реагирующие на увеличение тока, -реле максимального тока. Такими защитами являются: максимальная токовая защита, токовая отсечка, дифференциальная токовая защита. Аналогично реле, реагирующие на снижение напряжения, получили название реле минимального напряжения; реле, реагирующие на повышение напряжения, - реле максимального напряжения. Аналогичные названия получили защиты, использующие данные реле: защиты максимального и минимального напряжения.

Защита генераторов

Поскольку генератор является основным активным элементом электрической системы и по устройству сложнее остальных элементов системы, к его защите предъявляются более высокие требования в отношении надёжности, чувствительности и быстродействия. На генераторах устанавливаются следующие защиты: защита от междуфазных К.З. в обмотке статора и на её выводах; защита от однофазных замыканий в обмотке статора; защита от витковых замыканий в обмотке статора; защита от замыканий на землю в цепи возбуждения; защита обмотки статора от внешних К.З.; защита обмоток статора и ротора от токов перегрузки; защита от асинхронного режима (для генераторов с непосредственным охлаждением).

Защита трансформаторов

На трансформаторах устанавливают защиты от междуфазовых и однофазных К.З. в обмотках трансформатора и на его выводах, от витковых замыканий, внешних К.З. и перегрузки. Различие в выполнении защиты трансформаторов определяют: значение мощности, режим нейтрали, число обмоток.

8.2 Расчёт токов короткого замыкания

Определение расчётных токов короткого замыкания необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость.

При проверке аппаратов и токопроводов на электродинамическую и термическую стойкость следует ориентироваться на трёхфазное КЗ. Случай однофазного КЗ может быть исключён из рассмотрения, так как электродинамические силы при этом малы и расстояние от повреждённого проводника до проводника заземляющей системы велико.

Для выбора электрических аппаратов расчёт производят с допущениями , которые существенно упрощают вычисления, но дают на 10-15 % завышенный результат. Составляем эквивалентную схему замещения, в которой все источники питания вводятся своими номинальными мощностями () и сверхпереходными реактивностями () (Рис 8.1).

Расчёт проведём с помощью программы «TKZ»,разработанной на кафедре «Электрические станции и подстанции». Для расчёта необходимо пронумеровать все узлы на схеме замещениям и представить каждый элемент схемы численным значением.



Рис 8.1. Схема замещения (исходная схема для программы «ТКZ»)

Определим сопротивления схемы замещения, задавшись базисными значениями:

МВА,

Сопротивление трансформаторов вычисляется по формуле:

Сопротивление генераторов вычисляется по формуле:

Файл результатов расчёта по программе ТКZ

Прызнак разлiку каэфiцыентау размеркавання токау кароткага

замыкання па галiнах схемы: 2

Прызнак схемы нулявой паслядоунасцi: 0

Н У М А Р В У З Л А К З: 1

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 340.000000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 1.698089

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 3.571428E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 4.754650

- двухфазнае 4.117647

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 4.7546

- двухфазнае 2.3773 2.3773

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3810 .3810

2 1 .3810 -.3810

1 3 .3810 -.3810

3 0 -.3810 .3810

1 4 .2381 -.2381

4 5 .2381 -.2381

5 0 -.2381 .2381

Каэфiцыенты размеркавання поунага току КЗ у пашкоджаных фазах па галiнах схемы пры розных вiдах КЗ у бягучым вузле КЗ (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Трохфазнае Двухфазнае Аднафазнае Двухф.на зямлю

0 2 -.3810 .3810

2 1 .3810 -.3810

1 3 .3810 -.3810

3 0 -.3810 .3810

1 4 .2381 -.2381

4 5 .2381 -.2381

5 0 -.2381 .2381

8.3 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным параметрам).

Выключатели выбираются по:

По напряжению установки (U_уст U_ном).

По длительному току (I_норм I_ном ; I_max I_ном).

По отключающей способности.

Проверяются:

На симметричный ток отключения (I_п, I_{отк.ном})

На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ (i_a. i_a.ном=I_{отк.ном} (1+_ном), нормированное относительное значение апериодической составляющей _ном определяем).

На электродинамическую стойкость (I_п.о I_пр.с ; i_у i_пр.с , где I_пр.с и i_пр.с - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу соответственно).

На термическую стойкость (В_к I²_T t_T, где I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу, t_T - длительность протекания тока термической стойкости, с).

Разъединители в отличие от выключателей выбираются по первому и второму пункту и проверяются только по электродинамической и термической стойкости.

Таблица 8.1 Выключатель и разъединитель в распредустройстве 330кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВНВ-330А-40/3150У1	Разъединитель РП-330-1/3150УХП1
Uн=330 кВ	Uн=330 кВ	Uн=330 кВ
Iрmax=0,7 кА	Iн=3150 А	Iн=3150 А
Iп,= Iп.о ==4,75=4,04 кА	Iн.обкл=45 кА	-
Iп.о==4,75 кА	Iпс=40 кА	-
iу=Iп.о= 4,75=13 кА	iс.пр=128 кА	iс.пр=125 кА
Вк=6,8 кА2с	Вк=3200 кА2с	Вк=3200 кА2с

8.4 Выбор измерительных трансформаторов

8.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

- по напряжению установки:

,

- по току:

,

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности:

- по электродинамической стойкости:

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

к_д - кратность электродинамической стойкости;

Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

- по термической стойкости:

,

где Вк- тепловой импульс по расчету;

к_{т -} кратность термической стойкости,

t _т - время термической стойкости.

- по вторичной нагрузке:

Z₂ Z₂ном,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z₂ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Таблица 8.3. Выбор трансформаторов тока.

Место установки тр-ра в цепи	Тип трансформатора	Данные по каталогу
генератор	ТВГ-24-1 ТШЛО-20-1500	Uн=24 кВ, Iн=6 кА Uн=20 кВ, Iн=1,5 кА
генератор-трансформатор	ТШ20-10/Р(0,2)	Uн=20 кВ, Iн=12 кА
трансформатор- ОРУ-330	ТВТ-330	Uн=330 кВ, Iн=2 кА
ОРУ 330 кВ	ТФРМ-330Б-IIУ1	Uн=330 кВ, Iн=2 кА
трансформатор собственных нужд	ТПОЛ-20-1/10Р ТВТ-35М	Uн=20 кВ, Iн=0,4 кА Uн=35 кВ, Iн=3 кА
ОРУ-110 кВ	ТФЗМ-110Б	Uн=110 кВ, Iн=2 кА
автотрансформатор-ОРУ-110 кВ	ТВТ-110	Uн=110 кВ, Iн=2 кА

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки

,

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

,

где -- номинальная мощность в выбранном классе точности.

Таблица 8.4. Выбор трансформаторов напряжения.

Место установки тр-ра в цепи	Тип трансформатора	Данные по каталогу
ОРУ 330 кВ	НКФ-330-83У1-1	Uн=330 кВ
генератор	ЗНОЛ-06-20У3	Uн=18 кВ
автотрансформатор	ЗНОМ-35-65У1	Uн=18 кВ
ОРУ 110 кВ	НКФ-110-63-УХЛТ1 НКФ-110-83-У1	Uн=110 кВ Uн=110 кВ

8.5 Описание конструкции ОРУ-330кВ

Для схемы с полутора выключателями применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек(157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7.5-8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами, баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. ОРУ ограждаются.

Сборные шины выполнены жесткими, что облегчает их монтаж. Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4.6 м. Шинные разъеденители ниже сборных шин, причем все три полюса под средней фазой. Разъеденители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2.5 м. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками. в местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

9. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И АСУ

9.1 Назначение и штатные АСР ТЭЦ

Особенность технологического процесса на станции состоит в том, что невозможно складировать готовую продукцию - электроэнергию при ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты - паровых котлов. Поэтому количество пара выработанного котлоагрегатом, мощность, развиваемая турбогенератором и электрическая нагрузка, задаваемая потребителями, должны соответствовать между собой во времени. Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара, вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной, регулирование его расхода ведется по косвенному показателю баланса - давлению перегретого пара перед турбиной P₀ - с помощью АСР парогенератора (АСРП). Исходя из условия баланса тепла и электроэнергии, регулирование мощности турбины производится по косвенному показателю этого баланса - частоте вращения ротора n - с помощью АСР турбоагрегата (АСРТ).

К качеству вырабатываемой электроэнергии предъявляются высокие требования. Допускается лишь незначительное отклонение колебаний промышленной частоты. Стабилизировать частоту позволяет электрический генератор и его автоматическая система регулирования (АСРГ), действующая по изменению напряжения на шинах генератора.

Установленное на станции вспомогательное тепломеханическое оборудование также предусматривает оснащение автоматическими устройствами регулирования и защиты. Это автоматизация установки подачи мазута, дистанционное управление насосами I и II подъемов с местного щита управления (МЩУ) мазутонасосной, автоматическое включение резервных насосов, автоматическое регулирование температуры мазута на выходе из подогревателей, давление пара на подогрев мазута, давление мазута в магистрали горячей рециркуляции (на всас насосов II-го подъема).

Автоматизация установки химического обессоливания воды предусматривает регулирование непрерывных процессов - это регулирование температуры исходной воды, производительности, дозирования реагентов в осветлители; а также регулирование периодических процессов ХВО - это управление приготовлением регенерационных растворов для ионитных фильтров, автоматическое отключение фильтров на промывку и регенерацию, автоматизация самого процесса промывки и восстановление фильтров. На ТЭЦ предусматривается автоматический ввод аммиака и гидразина с помощью насосов-дозаторов по расходу питательной воды с коррекцией по электропроводности, а также - автоматизация установки очистки конденсата.

Деаэраторная установка имеет автоматическое регулирования уровня воды в аккумуляторном баке и избыточного давления пара в деаэраторной головке (П и ПИ-регуляторы).

В редукционно-охладительных установках предусматривается автоматическое регулирование параметров редуцированного пара - расхода, давления и температуры. Входными сигналами для регуляторов являются расход первичного пара и впрыска воды.

Подогреватель сетевой воды оснащен проборами автоматического регулирования температуры прямой сетевой воды с помощью АСРТ и специального задатчика температуры, действующих в зависимости от электрической нагрузки турбогенератора и , уровня конденсата греющего пара (открытая и закрытая линии слива конденсата), расхода подпиточной воды - регулятор, работающий по принципу регулирования давления "после себя". Регулирование температуры сетевой воды в диапазоне 104150^оС осуществляется пиковыми водогрейными котлами автоматически в зависимости от , включением и отключением рабочих горелок.

Вспомогательные установки паровых турбин автоматизированы. Лабиринтные уплотнения турбины имеют автоматические регуляторы подачи пара по сигналу давления "до себя", поддерживающие необходимое избыточное давление в коллекторе уплотнений путем воздействия на регулирующую заслонку на трубопроводе отсоса пара из переднего уплотнения.

Уровень воды в конденсаторах турбин поддерживается заданным с помощью регулятора путем изменения производительности конденсаторных насосов и воздействия на клапана трубопровода рециркуляции конденсата.

9.2 Организация управления теплоэнергетическими установками на ТЭЦ

В целях облегчения управления оборудованием станции энергоблоки и их вспомогательные установки разделены на функциональные группы, которые представляют собой часть основного оборудования, выполняющего определенные операции. По паровому котлу: от подачи и сжигания топлива, перегрева пара, питания котла и т. д. По турбине: маслоснабжения, уплотнения, КЭН и т. д. По генератору: ФГ охлаждения генератора, возбуждения и т.д. Отдельные ФГ разделены на несколько подгрупп: (ФПГ).

Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля, регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой, автоматического регулирования и защиты, теплового состояния и сигнализации, расчета ТЭП.

Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами на ТЭЦ осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля, регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой, автоматического регулирования и защиты, теплового состояния и сигнализации, расчета ТЭП.

Показывающие и реагирующие измерительные приборы, ключи и переключатели управления, указатели положения реагирующих органов всех перечисленных систем размещаются на блочном щите управления. Однако часть второстепенных технологических параметров контролируется с помощью приборов установленных на местных щитах управления вблизи действующих агрегатов. Их обслуживают обходчики. Связь между обходчиками, операторами блочного щита и ДИСом осуществляется по телефону и радио.

9.3 Функции, выполняемые АСУ ТП ТЭЦ

9.3.1 Оперативный контроль

а) контроль на индивидуальных постоянно включенных приборах охватывает минимальное число наиболее важных технологических параметров, позволяющих оценить общее положение на энергоблоке.

б) контроль по вызову на аналоговых приборах предназначен для обеспечения повышенной надежности измерений ограниченной группы технологических параметров.

в) графическая регистрация на аналоговых приборах, принимаемая для важных точек контроля в целях представления оператору предыстории и направления изменения параметров.

г) предупредительная световая и звуковая сигнализация технологических параметров, вышедших за пределы установленных значений.

д) сигнализация состояний оборудования, осуществляемая на оперативном контуре БЩУ.

9.3.2 Регистрация аварийных положений

Предназначена для регистрации событий и параметров в аварийных режимах работы энергоблоков с последующей отработкой и представлении информации персоналу для анализа причин возникновения и характера развития аварий.

9.3.3 Автоматический расчет ТЭП

В состав вычисляемых ТЭП входят: показатели парогенераторов и турбин, тепловых и электрических собственных нужд по отдельным составляющим и по блокам в целом.

9.3.4 Коррекция регуляторов

Предназначена для автоматической подстройки регуляторов при изменении режимов работы энергоблока (изменении нагрузки, состава работающего оборудования и его характеристик)

9.3.5 Оптимизация процесса горения в топке парогенератора

Предназначена для поддержания максимального значения КПД парогенератора в разных режимах его работы, путем воздействия на расход воздуха, подаваемого в топку с помощью регулятора подачи воздуха и экстремального регулятора КПД, реализуемого УВК.

9.3.6 Оптимизация вакуума в конденсаторах турбин

Предназначена для выбора оптимального расхода циркуляционной воды на турбину. В качестве критерия используется КПД нетто турбины

9.3.7 Функциями управления АСУ ТП ТЭЦ являются следующие

- оптимальное распределение нагрузок между блоками с помощью УВК;

- выбор состава оборудования энергоблоков в зависимости от заданного графика электрической нагрузки ТЭЦ с учетом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и электроэнергии на его последующий пуск;

- дискретное и дикретно-непрерывное управление оборудованием, образующим функциональные группы и подгруппы общеблочного и общестанционного назначения.

9.4 Прямоточный паровой котел как объект управления

Принципиальная технологическая схема циркуляционного контура прямоточного парового котла изображена на рис. 9.1. В прямоточном паровом котле в отличие от барабанного расход питательной воды оказывает непосредственное воздействие на расход, температуру и давление пара на выходе. Это оказывает существенное влияние на выбор способов и схем регулирования парового котла.

Рис. 9.1. Принципиальная схема пароводяного тракта прямоточного котла: 1 - экономайзер; 2 - испарительная часть; 3 - переходная зона; 4 - средняя радиационная часть; 5, 6 - ступени пароперегревателя; 7 - пароохладитель

Регулирование температурного режима по соотношению вода - теплота.

Сигнал по теплоте в промежуточной точке водопарового тракта образуют суммированием трех сигналов:

1) «видимый» расход пара в промежуточном сечении тракта до первого впрыска. Отличие видимого расхода от действительного связано с отклонениями плотности пара в месте установки сужающего устройства от принятого расчетного значения:

2) скорость изменения давления в том же месте (для компенсации отклонения расхода пара, связанного с изменением аккумулированной теплоты при внешних возмущениях нагрузкой);

3) давление пара в месте установки сужающего устройства (для компенсации влияния отклонения этого давления от расчетного значения на «видимый» расход).

Видимый расход пара зависит не только от действительного расхода, но и от параметров пара, вследствие чего соотношение расхода воды и промежуточной теплоты можно использовать в системах регулирования температурного режима первичного тракта. Временные характеристики прямоточного котла по промежуточной теплоте имеют монотонный характер при возмущении топливом и слабо реагируют на изменения расхода питательной воды.

На рис. 9.2. представлены два основных варианта схем регулирования питания и топлива с контролем температурного режима первичного тракта по соотношению расход воды - промежуточная теплота. В первом варианте регулятор питания, действующий по сигналам задание - вода, поддерживает нагрузку котла в соответствии с заданием, а регулятор топлива, действующий по соотношению вода - промежуточное тепло, стабилизирует температурный режим первичного тракта; во втором - регуляторы меняются местами: тепловую нагрузку поддерживает регулятор топлива, а температурный режим - регулятор питания.

Рис 9.2. Схемы регулирования тепловой нагрузки и температурного режима по соотношению вода - теплота:

а - первый вариант; б - второй вариант; Д - дифференциатор; РП - регулятор питания; РТ - регулятор топлива

Регулирование температуры первичного перегрева пара прямоточного котла.

Температура на выходе каждого участка стабилизируется отдельными автоматическими регуляторами, действующими на впрыскивающие устройства, устанавливаемые между поверхностями нагрева.

Регулирование температуры перегрева пара последовательно включенных перегревательных участков осуществляется с помощью впрысков по двухимпульсной схеме.

Рис. 9.3. Регулирование температуры первичного пара:

1 - 3 - ступени пароперегревателя; 4 - сужающее устройство; 5, 6 - пароохладитель; 7 - дифференциатор; 8 - регулятор температуры перегрева первичного пара на выходе котла; 9 - предвключенный регулятор температуры перегрева пара; 10 - вспомогательный корректирующий регулятор; 11 - регулирующий клапан.

На рис. 9.3 изображена принципиальная схема автоматической системы регулирования температуры первичного перегрева пара одного из контуров прямоточного парового котла с двумя впрысками. Введение дополнительного входного сигнала по заданию (расходу пара - вариант а) для регулятора 9 - первого по ходу пара впрыска - позволяет поддерживать температуру пара на выходе промежуточной ступени пароперегревателя в соответствии с тепловой нагрузкой агрегата. Переменный сигнал по заданию может быть сформирован и по положению регулирующего органа регулятора - второго по ходу пара впрыска (вариант б). В этом случае сигнал от датчика положения исполнительного механизма поступает на вход вспомогательного корректирующего регулятора, а с его выхода - на ход регулятора первого впрыска 9.