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

Матеріальний і тепловий баланс барабанного парогенератора. Розрахунок системи автоматичного регулювання температури перегрітої пари на виході з котла. Визначання її надійності. Вибір щитів, пультів та засобів контролю і керування процесом пароутворення.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык украинский
Дата добавления 02.12.2014
Размер файла 360,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Завданням на дипломний проект було розробити автоматизовану систему керування технологічним процесом пароутворення в котлоагрегаті енергоблоку потужністю 225 мВт. Метою даної роботи є аналіз технологічного процесу як об'єкта керування на цьому підприємстві, вибір і обґрунтування функціональної схеми автоматизованої системи керування.

В ході виконання дипломного проекту був розроблений вприскуючий пароохолоджувач, проведено перевірку системи на стійкість і надійність, підібрані давачі і мікропроцесорна система. Впровадження розробленої системи автоматизації на РАЕС не потребує значних матеріальних затрат. Завдяки цьому термін окупності даних систем є невеликим, тому застосування виконаних розробок є доцільним та ефективним в умовах даного виробництва.

Вступ

Сучасне промислове виробництво неможливе без автоматизації. Особливе значення має автоматизація виробничих процесів. Велике значення в теперішній час одержала автоматизація в сучасній енергетиці, основу якої складають великі теплові електричні станції.

Процеси виробництва на сучасних електричних теплових станціях повністю механізовані і автоматизовані.

Темою дипломного проекту є розробка автоматизованої системи керування технологічним процесом пароутворення в котлоагрегаті енергоблоку 225Вт на базі програмно-технічного комплексу “Серія-200”.

Станція запроектована і побудована в період з 1952 до 1965рр. з потужністю 700 МВт у три черги:

I черга - в даний час обладнання демонтоване;

II черга - 1 турбіна К-50-90 (демонтована); 3 турбіни типу К-100-30 та 7 котлів типу ТП-10;

III черга - 2 турбіни типу К-160-130 та 2 котли типу ТП-92.

Основним паливом для ДДРЕС є Львівсько-Волинське вугілля марки ДГР, ДГРСШ, ГЖОКОН, а також вугілля із Польщі (шахта “Богданка”). Крім того використовують як паливо сезонні надлишки природного газу та мазут (для розпалу).

Для потреб технічного водопостачання створено водосховище з водозливною греблею. Площа активної зони водосховища складає біля 500га, а середня глибина 4м. ДДРЕС має свої газове та мазутне господарство.

Сучасна парогенераторна установка є складним агрегатом, який складається із великої кількості різноманітного обладнання та будівельних конструкцій, зв'язаних в єдине ціле загальною технологічною схемою утворення пари. Обладнання парогенератора умовно поділяють на основне - парогенератор (котлоагрегат) та допоміжне - пристрої для подачі палива, живильної води, повітря, для видалення продуктів згорання, димових газів, трубопроводи, паропроводи та інше.

В дипломному проекті розроблена АСУ ТП пароутворення в котлоагрегаті типу ТПЕ_214А. Проект включає в себе такі основні розділи: технологічна частина; розробка системи автоматизації процесу пароутворення; обґрунтування вибору технічних засобів автоматизації; розрахунок системи автоматичного вимірювання витрати пари; економічна частина; питання охорони праці та навколишнього середовища.

1. Технологічна частина

Принципова технологічна схема барабанного парогенератора зображена на рис. 1.

Парогенератор можна представити у вигляді двох послідовно з'єднаних елементів - топки та випарної частини. Випарні поверхні та екранні труби під'єднанні до барабану і разом з напускними трубами, які з'єднують барабан із нижніми колекторами екранів, утворюють циркуляційний контур. Поверхні нагріву, які знаходяться під тиском, об'єднані барабаном та сполучені між собою трубопроводами.

Рис. 1.1 Принципова технологічна схема барабанного парогенератора: 1 - камерна топка; 2 - пальники; 3 - екранні (підйомні) труби циркуляційного контура; 5 - барабан; 6 - пароперегрівник; 7 - пароохолоджувач; 8 - водяний економайзер; 9 - повітропідігрівник; 10 - дуттєвий вентилятор; 11 - димосос; 12 - головна парова засувка; 13 - регулюючий живильний клапан; 14 - клапан вприску; 15 - колектори.

Процес пароутворення проходить в підйомних трубах з циркуляційного контура, що екранують камерну топку 1, в якій згоряє паливо B. Для підтримання процесу горіння з визначеними коефіцієнтом надлишку повітря в топку подається за допомогою дуттєвого вентилятора 10 попередньо нагріте в повітропідігрівнику 9 повітря QB . Продукти згорання (димові гази), що утворилися в процесі горіння, відсмоктуються з таким димососом 11, проходять чергу поверхні нагріву водяного економайзера 8 і повітропідігрівника 9 і викидаються в атмосферу через димову трубу.

Насичена пара D , вироблена в підйомних трубах циркуляційного контура, перегрівається до необхідної температури tп.п. в пароперегрівачі 6 за рахунок радіації факела і колективного обігріву топочними газами.

1.1 Пароводяний тракт та його обладнання. Котлоагрегат ТПЕ_214А

Котел паровий ТПЕ_214А ДДРЕС призначений для роботи з конденсаційною турбіною з номінальною потужністю 225МВт.

Тип котла - барабанний, з природною циркуляцією, П_подібної компоновки, газощільний, працює на врівноваженій тязі.

Технічні характеристики парогенератора:

1. номінальна продуктивність - 670 т/год;

2. тиск пари після первинного перегріву - 13,8МПа;

3. витрата пари через проміжний перегрівач - 570 т/год;

4. температура пари після первинного перегріву - 545 С;

5. температура пари після промперегріву - 545 С;

6. температура живильної води - 244 С.

Основним паливом є Львівсько-Волинське кам'яне вугілля марки ДГР, ДГРСШ, ГЖОКОН, а також вугілля польське із шахти “Богданка”.

Вугілля має такі нормативні характеристики на робочу масу:

1. нижча теплота згорання - QHP = 4630 ккал/кг;

2. зола - AP = 32,2%;

3. волога - WP = 8%;

4. сірка загальна - SP = 2,9%;

5. вихід летких речовин на горючу масу - VГ = 36%.

Максимальна годинна витрата вугілля на котел 108,5 т/год. Передбачається також можливість роботи котла на природному газі з QPН = 8550 ккал/кг (енергоблоки 225МВт будуть працювати переважно на газі).

Розтопочним паливом може бути або мазут марки 100с з QPH = 9300 ккал/кг і SP до 3% (якщо основне паливо вугілля), або газ (якщо основне паливо - газ і вугілля).

Котел розрахований на тверде шлаковидалення. Для вловлювання золи застосовують електрофільтри. Також передбачено 2 димососи та систему очищення газів.

Система пилеприготування прийнята по схемі прямого вдування з установкою середньохідних мельниць нового типу МТС_195 з максимальною розрахунковою продуктивністю до 35 т/год, кожна з яких оснащена індивідуальним вентилятором гарячого дуття (ВГД).

Камера топки - прямокутна, з восьми поточними пальниками. Пальники розміщені в кутках топки в два яруси, відстань між центрами яких 5,5м. Кожний пилегазовий пальник виконаний у вигляді блоку із соплами, розміщеними на різній висоті. Зверху і знизу блоків пальників розміщені мазутні форсунки. Над пальниками верхнього яруса встановлені сопла подачі повітря.

Тракт перегріву пари виконується із двох самостійних потоків. Для регулювання температури пари по паровому тракту і за котлом парогенератор оснащений чотирма вприскуючи ми паро охолоджувачами в первинному тракті і двома - в тракті вторинної пари.

Вприски в тракті первинної пари розміщені:

1. за радіаційним пароперегрівачем (РПП) - вприск I;

2. в розсічці ширмового пароперегрівача I ступеня (ШПП I ст.) - вприск II;

3. перед ширмовим пароперегрівачем II ступеня (ШПП II ст.) - вприск III;

4. в головних паропроводах від котла до турбіни - вприск IV.

При пуску котла температура пари на виході з котла регулюється вприском живильної води в головні паропроводи (по одному на кожен потік).

1.2 Турбіна К_225_130

Турбіна К_225_130 представляє собою одновальний трициліндровий конденсаційний агрегат з промперегрівом пари, без регулюючих відборів з частотою обертання 3000 об/хв.

Складається турбіна з одно поточних ЦВТ і ЦСТ та двох поточного двох-вихлопного ЦНТ.

Має 7 нерегулюючих відборів пари, призначених для регенеративного підігріву основного конденсату і живильної води.

Технічні характеристики турбіни:

1. номінальна потужність - 225Мвт;

2. номінальна витрата свіжої пари - 640 т/год;

3. тиск свіжої пари перед стопорними клапанами - 12,8 МПа;

4. тиск пари на виході з ЦВТ (при номінальному навантаженні) - 2,6 МПа;

5. номінальна витрата тиску від вихлопу ЦВТ до стопорних клапанів ЦСТ (віднесена до тиску перед клапанами) - 9%;

6. температура свіжої пари перед стопорними клапанами ЦВТ - 540С;

7. температура пари на виході з ЦВТ (при номінальному навантаженні) - 321 С;

8. температура пари після промперегріву перед стопорним клапаном ЦСТ - 540 С;

9. номінальна температура охолодженої води - 15 С;

10. номінальна витрата охолоджуючої води, що проходить через конденсатор - 27500 м3/год;

11. розрахунковий абсолютний тиск в конденсаторі - 3,6 кПа.

Насоси.

Параметри живильної та котлової води мають значний вплив на конструкцію живильного насоса та його роботу. Живильний насос створює напір Н, необхідний для переборення тиску в парогенераторі та опору живильної лінії. Величина цього напору визначається гідравлічною характеристикою поверхонь нагріву: в барабані парогенератора напір перевищує тиск в барабані парогенератора на величину гідравлічного опору економайзера Рек=3?5бар.

Насос виготовляють багатоступінчастим. Він подає воду при t=200?270C. Невелике пониження тиску на всосі насосу приводить до утворення пари-кавітації і до розриву водяного потоку, у зв'язку з чим порушується подача води. Пульсуючі потоки викликають гідравлічні удари, а кисень, що виділяється в місцях утворення пари, приводить до корозії деталей насоса. Умови запобігання кавітації є підтримування тиску води Рвх на вході в насос вище тиску насичення Рн при даній температурі води t на величину Р:

Рвхн+Р.

1.3 Арматура

Арматура - це пристрої, які служать для управління парогенератором та знаходяться під тиском робочого тіла (пара, вода). Є такі види арматури:

12. запірна - для періодичного відключення або включення одної ділянки трубопроводу від іншої;

13. регулююча - для підтримання або зміни витрати робочого середовища;

14. розподілююча - для відключення одних та одночасно включення інших ділянок трубопровода або для зміни витрати в них;

15. запобіжна - для запобігання можливості підвищення тиску в середовищі;

16. зворотної дії - для передбачення можливості руху середовища в напрямку, протилежному до робочого.

До арматури також відноситься водопоказуючі прилади, що забезпечують надійну та безпечну роботу парогенератора.

Запірний та регулюючий вентилі - служать для створення вузької щілини при відключені ділянки трубопровода. Запірний вентиль має два крайніх положення: повністю відкритий та повністю закритий. Це забезпечується відповідною конструкцією затвора, який виконують у вигляді плоскої тарілки, яка щільно затискує сідло. В запірному вентилі робоче середовище подається під тарілку, що полегшує відкриття вентиля.

Запірна засувка - служить для включення та відключення ділянок трубопроводу, у зв'язку з чим вона має два крайніх положення: повне відкриття та повне закриття. Засувку не можна застосовувати для вимірювання витрати. Основні переваги засувки перед запірним вентилем в тому, що вона має невеликий гідравлічний опір, менше зусилля відкриття або закриття затвору. Недоліки засувки: наявність двох ущільнюючих поверхонь, тертя, ковзання в з'єднаннях сідел та затвору, що викликає зношення.

Зворотній клапан - встановлюють на живильній лінії парогенератора, на напірній стороні насосів. В зворотному клапані всіх регенеративних відборах турбіни функцію приводу виконує затвор.

Живильний клапан - служить для регулювання подачі живильної води в парогенератор. Широке застосування мають регулюючі клапани шиберного типу. Витрата води регулюється положенням шибера, в нижній частині якого є профільний отвір.

Запобіжний клапан - при експлуатації парогенератора можливі різні порушення режиму, наприклад, при аварійному відключені котла. Для швидкого зниження тиску при цьому встановлюють запобіжні клапани, які автоматично викидають пару в атмосферу. На кожному парогенераторі встановлюють не менше двох запобіжних клапанів - на барабані та відкидному колекторі пароперегрівача.

Водопоказуючі прилади. В барабанному парогенераторі рівень контролюють тільки в барабані, тобто всі поверхні нагріву, що містять воду (економайзер та випарні труби) знаходяться нижче барабана.

В барабані парогенератора розрізняють:

1. нормальний рівень води, який вище по умовах одержання чистої пари та попередження гідравлічних ударів;

2. низький - по умовах надійності роботи випарних труб.

Максимальне відхилення рівня від нормального допускають в межах ±50мм.

1.4 Матеріальний баланс барабанного парогенератора.

Рис. 1.2 Матеріальний баланс парогенератора: 1 - топка; 2 - випарні поверхні нагріву; 3 - водяний економайзер; 4 - пароперегрівник; 5 - повітропідігрівник; 6 - шлаковловлювач; 7 - барабан.

При складані матеріального балансу в парогенераторі передбачається продувка води із системи для видаленя солей, що потрапляють з живильною водою. У зв'язку з цим маємо в лівій частині балансу - витрата живильної води Dжи , кг/с, а в правій - вихід перегрітої пари D, кг/с та величина продувки Dпр , кг/с. Тобто

Dжи = Dпари + Dпр.

Витрата живильної води до парогенератора становить 670 т/год (або 11266,7 кг/с). Витрата на неперервну продувку становить 100 кг/с, а витрата пари на виході з котлоагрегату 11166,7 кг/с.

Підставивши ці значення в рівняння матеріального балансу, отримаємо:

11266,7 кг/с = 11166,7 кг/с + 100 кг/с

Таблиця 1.1

Прихід

Одиниця, кг/с

Витрата

Одиниця кг/с

Живильна вода Dжи , кг/с

11266,7

Перегріта пара D, кг/с

11166,7

Продувка Dпр , кг/с

100

Тепловий баланс барабанного парогенератора

Загальне рівняння балансу парогенератора.

Тепловий баланс парогенератора характеризує рівність між приходом і витратою тепла:

Qприходу = Qвитрати (1.1)

Тепловий баланс складається на 1 кг твердого палива або рідкого, чи на 1 м3 газу при температурі 0С та тиску 0,098 МПа

Розглянемо ліву частину рівняння (1).

Qприходу = Qрр = Qрн + Qф.т. + Qф.п. + Qпар + (Qекз - Qенд) + Qел (1.2)

де Qнр - нижча робоча теплота згорання одиниці палива, яка не враховує теплоту, необхідну для створення водяної пари;

Qф.т. - величина, що враховує фізичне тепло палива, МДж/кг (МДж/м3);

Qф.т. = Ст · tт ,

де Ст - теплоємність робочого палива, МДж/(кг·К);

tт - температура палива, С,

Qф.п. - враховує фізичне тепло повітря, МДж/кг (МДж/м3):

Qф.п. = ? (Iг.оп. - Iх.оп.),

де ? - коефіцієнт, що враховує відношення кількості повітря на вході в парогенератор до теоретично можливого;

Iг.оп , Iх.оп - ентальпія теоретично необхідної кількості підігрітого та холодного повітря.

Qпар - враховує теплоту, яку вносять до агрегату при паровому розпилені мазути або при подачі пари під решітку для покращення її роботи:

Qпар = Gн (in - 2,51),

Де Gн - питома витрата дуттєвої води, кг/кг;

in - ентальпія дуттєвої пари, МДж/кг;

2,51 - величина ентальпії водяної пари в продуктах згорання, що викидаються в атмосферу.

Qекз - враховує затрати на можливі екзотермічні реакції;

Qенд - враховує затрати на можливі ендотермічні реакції;

Qел - величина, яку враховують при виробництві пари з використанням її в якості джерела теплоти електроенергії.

Таким чином, в загальному виразі лівої частини теплового балансу парогенератора ряд членів можуть бути відсутніми.

Розглянемо праву частину рівняння (1):

Qвитрати = Qпол. + Iв.г.. + Qх.н + Qм.н. + Qн.о. + Qф.ш. + Qохол. (1.3)

де Qпол - теплота, корисно використана на виробництво пари, МДж/кг,

Qпол = (іп.п - і'ж.в.),

де D - вихід пари, кг/с;

В - витрата палива, кг/с;

- теплові втрати:

Iв.г.. - ентальпія вихідних газів, МДж/кг;

Qх.н, Qм.н. - втрати тепла від хімічної та механічної неповноти згорання палива, МДж/кг;

Qн.о - втрати теплоти від навколишнього охолодження зовнішніх поверхонь парогенератора, МДж/кг;

Qф.ш - втрати тепла з фізичною теплотою шлаків, МДж/кг;

Qохол. - втрати тепла від охолодження балок, панелей, які не входять до циркуляційної системи парогенератора.

1.5 Теплота, корисно використана на виробництво пари

При виробництві пари в парогенераторі живильна вода послідовно проходить через водонагрівні, випарні та пароперегрівні поверхні.

Теплота, яку сприймає вода в водяному економайзері, МДж/кг:

Qв.с.= (і?ж.в. - і?ж.в.), (1.4)

де і?ж.в., і?ж.в. - ентальпії живильної води на вході та виході водяного економайзера, МДж/кг.

Теплосприйняття випарювальних поверхонь:

Qвіп.= ( ін.п.- і?ж.в) (1.5)

Теплосприйняття пароперегрівника:

Qп.п.= ( іп.п - ін.п) (1.6)

Сумарна кількість теплоти на виробництво пари, МДж/кг:

Q?= Qв.с.+ Qвип+ Qп.п=( іп.п- і?ж.в)

Із врахуванням неперервної продувки частини води для підтримання визначеного солевмісту корисно витрачена теплота визначається так:

Q?=( іп.п- і?ж.в) + ( ік.в - і?ж.в) + ( ін.п. - і?ж.в), (1.7)

де , - витрата води на продувку і витрата насиченої пари, кг/с;

ік.в - ентальпія продуктивної води, МДж/кг, на лінії насичення при тиску в барабані;

і?ж.в - ентальпія живильної води, що іде векономайзер котла, МДж/кг;

іп.п - ентальпія перегрітої пари, МДж/кг;

В - витрата палива, м3/с або кг/с;

- витрата свіжої пари, кг/с.

Таблиця 1.2 Технічні характеристики

Прихід

Витрата

1.

Нижча робоча теплота згоряння одиниці палива, яка не враховує теплоти створеня теплової пари, Qнр (МДж/кг)

1.

Теплота, корисно витрачена на виробництво пари, Qпов (МДж/кг)

2.

Ентальпія вихідних газів, МДж/кг

2.

Величина, що враховує фізичну теплоту палива, Qф.т. (МДж/кг)

3.

Втрати тепла від хімічної та механічної неповноти згоряння палива, Qх.н., Qм.н. (МДж/кг)

3.

Величина, що враховує фізичну теплоту повітря, Qф.в., (МДж/кг)

4.

Втрати теплоти від навколишнього середовища зовнішніх поверхонь парогенератора, Qн.о., (МДж/кг)

4.

Величина, що враховує теплоту, яку вносить до парогенератора при паровому розпилені мазуту або при подачі пари під решітку для покращення її роботи, Qпар.(МДж/кг)

5.

Втрати тепла з фізичною теплотою шлаків, Qф.ш. (МДж/кг)

6.

Втрати теплоти від охолодження балок, панелей, які не входять до циркуляційної системи парогенератора, Qохол. (МДж/кг)

5.

Величина, що враховує затрати на можливі екзотермічні реакції, Qекз., (МДж/кг)

6.

Величина, що враховує затрати на можливі ендотермічні реакції, Qенд., (МДж/кг)

7.

Qел. - величина, яку враховують при виробництві пари з використанням її в якості джерела теплоти електроенергії, (МДж/кг)

Таблиця 1.3 Норми технологічного режиму

Вимірювальний параметр

Кількість точок вимірювання

Діапазон вимірювання

Одиниця вимірювання

Допустима похибка вимірювання

Канали для вимірювання температури

Температура металу барабану

Вода за водяним економайзером

Метал паро охолоджувача №1

Пара за I ст. ШПП

Пара за пароохолоджувачем

6

4

4

2

1

0?400

0?400

0?600

0?600

0?600

С

С

С

С

С

?

±3С

-

-

-

Канали для вимірювання тиску

В барабані котла

Живильна вода перед котлом

Свіжа пара на виході з котла

Пара в регулюючій ступені

2

1

2

1

0?25

0?40

0?25

0?16

МПа

МПа

МПа

МПа

-

±1%

-

±0,6%

Канали для вимірювання рівня

Вода в барабані котла

2

±315

мм

±10%

Клапани для вимірювання витрати

Котлова вода в розширювачі неперервної продувки

Свіжа пара

Вода на вприск

1

4

2

0?8

0?800

0?16

т/год

т/год

т/год

±2,5%

-

±2,5%

Клапани вимірювання температури

Живильна вода за економайзером

Метал екранних труб

Метал ширми

Метал ШПП

Свіжа пара в колекторі

Метал пароперегрівача

Метал пароохолоджувача

Метал РПП

4

2

8

4

2

2

2

4

296

348

498

527

545

545

382

409

С

С

С

С

С

С

С

С

1,01%

1,44%

1%

0,95%

0,95%

0,92%

1,31%

1,22%

Таблиця 1.4 Характеристика технологічного обладнання

№ п/п

Назва

Кіл-ть

Технічна характеристика

1.

Барабан парогенератора

Матеріал барабану: сталь 16ГНК

1

Метал днища барабану: температура 0?400С

Метал барабану: температура 0?400С

Тиск в барабані котла: 25 МПа

Рівень води в барабані: ±315 мм

Температура свіжої пари в котлоагрегаті: 545С

2.

Водяний економайзер

1

Температура води за водяним економайзером: 296С

Температура води перед водяним економайзером: 110С

3.

Радіаційний пароперегрівач

1

Витрата водяної пари: 670 т/год

Температура металу пароперегрівача: 445С

Температура перегрітої пари: 545С

Тиск пари після первинного перегріву: 13,8 МПа

Температура перепускних труб до радіаційного пароперегрівача: 355С

4.

Ширмовий пароперегрівач

1

Температура металу ширмового пароперегрівача: 527С

Температура пари в ширмовому пароперегрівачі: 491С

5.

Пароохолоджувач

3

Температура металу паро охолоджувача: 382С

Температура свіжої пари після пароохолоджувача №1: 435С

Температура свіжої пари після пароохолоджувача №2: 456С

Температура свіжої пари до пароохолоджувача №3: 521С

Температура свіжої пари за пароохолоджувачем №3: 511С

Температура металу пароохолоджувача №2: 440С

Температура металу пароохолоджувача №3 після виприску: 511С

6.

Трубопроводи води та пари. Матеріал трубопроводів: Ст 10

Температура металу труб поверхонь нагріву: до 500С

Температура металу паропроводів: до 150С

Вимоги до системи автоматизації:

1. Регулювання витрати водяної пари.

2. Регулювання температури металу пароперегрівача.

3. Регулювання температури перегрітої пари.

4. Керування тиску пари після первинного перегріву.

5. Регулювання температури води водяного економайзера.

6. Регулювання температури в пароохолоджувачі.

2. Аналіз технологічного процесу як об'єкту керування

Основними регульованими величинами є витрата перегрітої пари Dп.п., її тиск Рп.п і температура перегріву tп.п. При цьому витрата пари являється змінною величиною, а її тиск і температура підтримуються в зоні допустимих відхилень, що обумовлюється вимогами заданого режиму роботи турбіни.

Задане значення температури перегріву пари може підтримуватися, наприклад, шляхом зміни витрати охолоджуючої води Dвпр. на пароохолоджувач. Тиск пари Рп.п відхиляється від розрахункового значення у всіх випадках небалансу між кількістю спожитої пари Dп.п і генерованої (виробленої) в екранних трубах Dб і може регулюватися шляхом зміни тепловиділення в точці, тобто зміною подачі палива.

Крім підтримування виробітку необхідної кількості пари Dп.п із заданими параметрами Рп.п і tп.п, слід підтримувати в межах допустимих відхилень слідчі величини (рис. 2.1):

1. рівень води в барабані Нб - регулюється зміною подачі живильної води Dж.в.;

2. розрідження у верхній частині точки Sт - регулюється зміною продуктивності димососів, що відсмоктують димові з топки, Qг;

3. оптимальний надлишок повітря за пароперегрівачем ? (% О2) - регулюється зміною продуктивності дуттєвих вентиляторів, що нагнітають повітря в точку;

4. солевміст котлової води NaCl - регулюється зміною кількості води, що випускається із барабана в сепаратор неперервної продувки, Dпр.

Таким чином, парогенератор являє собою складну динамічну ланку із взаємозв'язаними вхідними та вихідними величинами.

Регулююча дія тої чи іншої ділянки (суцільні лінії) служить основним засобом стабілізації її регулюючої величини, а інші вхідні дії (пунктирні лінії) являються по відношенню до цієї ділянки внутрішніми або зовнішніми збуреннями.

Рис. 2.1 Схема взаємозв'язків між вхідними і вихідними величинами БПГ.

Крім зміни вище згаданих регульованих величин в результаті регулюючих збурень, вони можуть змінюватися і під дією внутрішніх збурень, які мають випадковий або періодичний характер. Не всі ділянки парогенератора є ланками направленої дії, наприклад, вихідні регулюючі величини одних ділянок є одночасно вхідними діями по відношенню до інших. Витрата перегрітої пари Dп.п є вихідною величиною по відношенню до витрати палива Вт і одночасно вхідною дією по відношенню до тиску і температури пари; тиск пари в барабані Рб є вхідною величиною по відношенню до витрати палива і одночасно однією із вхідних дій ділянки регулювання рівня води в барабані Нб.

Явно виражений напрям ділянок регулювання по таких каналах регулюючих дій, як „витрата живильної води Dж.в. - рівень Нб”, „витрата води на вприск Dвпр. - температура перегріву tп.п”, „витрата палива Вт - тиск Рп п” та ряд інших, дозволяє здійснювати стабілізацію регулюючих величин за допомогою незалежних одноконтурних систем, зв'язаних лише через об'єкт регулювання.

3. Обгрунтування вибору функціональної схеми автоматизації

Однією із основних частин АСК ТП парогенератора є технічні засоби інформаційно-командного комплексу і пристроїв управління, до складу яких входять блочний щит управління (БЩУ) та апаратура I рівня управління, призначені для забезпечення безпеки роботи та захисту обладнання від пошкодження та можливості ефективного управління котлоагрегатом оператору-технологу при виникненні нерегламентованих режимів роботи обладнання, а також при відмові засобів автоматичного регулювання та управління. При цьому технічні засоби, що використовуються для функцій управління, сигналізації та контролю, розміщені на БЩУ, мають бути погоджені по своїх параметрах із пристроями I рівня управління, а конструктивні характеристики щитових пристроїв - допускати будування сучасних АСК ТП, орієнтованих на широке використання засобів обчислювальної техніки в якості основного засобу представлення інформації оператору.

Все це знайшло своє відображення в тому, що передові зарубіжні фірми та підприємства, що поставляють відповідні технічні засоби для енергоблоків, до складу яких входять котлоагрегат ТПЕ-214/А, передбачають виконання блочних щитів управління на базі мозаїчних конструктивів, що комплектуються різними засобами управління, сигналізації та контролю, з'єднаними з прийнятою конструкцією щитів, а в якості пристроїв I рівня управління використовують системи , основані на застосуванні функціональних модулів із „жорстко” запрограмованою логікою, що встановлюються в уніфікованих шафах.

Застосування щитів управління мозаїчної конструкції і призначеної для них апаратури дозволяє створити БЩУ, що враховують різні вимоги без індивідуальної розробки та виготовлення щитів для кожного типу енергоблоку та котлоагрегату.

Важливою особливістю мозаїчних щитів та широкого застосування на них апаратури із електричним з'єднанням на роз'ємах є скорочення строків монтажу, суттєве зменшення витрати праці на обслуговування та заміну несправної апаратури, а також простота внесення змін в компоновку апаратури на щиті та реконструкції БЩУ по мірі розвитку та вдосконалення АСК ТП енергоблоку.

У вітчизняній практиці щити управління мозаїчної конструкції не виготовляються. Підприємствами Мінелектротехпрома виготовляються БЩУ, металоконструкції яких передбачають виконання отворів для встановлення приладів згідно із індивідуальними проектами. При цьому у комплекті зі щитами поставляється дуже обмежена кількість апаратури, погано узгоджена із конструкцією та характеристиками виробів, виготовлених підприємствами Мінприладу - постачальника технічних засобів I рівня управління та вимірювальної техніки. Конструкцій пультів для БЩУ не передбачає встановлення на них дисплейних модулів, що приводить до необхідності створення допоміжних конструкцій, збільшує строки монтажу та погіршує якість обслуговування та ергономічні характеристики БЩУ. Прийняті на вітчизняних щитах способи установлення апаратури електричних з'єднань потребують значно більших затрат праці на обслуговування та заміну апаратури порівняно із мозаїчними щитами, а реконструкція щитів, зв'язана із модернізацією та розвитком систем управління, потребує практично повної заміни щитових виробів.

Аналіз щитів мозаїчної конструкції показує, що найбільш прийнятим є застосування щитів типу „Мозаїка” виробництва ЗПА Чаковіце (Чехія). Ці щити, порівняно із аналогічними виробами Німеччини та Угорщини мають дуже зручний мозаїчний модуль (20х20 мм), широкий вибір вітчизняної апаратури (кнопки, табло, прилади та ін.), допускають встановлення дисплеїв ІОК та узгоджуються із розвинутою системою I рівня управління типу „Діамо-К” виробництва ВЗУП (Словаччина).

Апаратура I рівня управління „Діамо-К” по своєму призначенню та функціональних можливостях аналогічна вітчизняній апаратурі УКТС виробництва Мінприладу, але вона має ряд суттєвих переваг порівняно із апаратурою УКТС. По-перше, паспортне значення показників надійності апаратури „Діамо-К” в 3 роки вища, ніж в УКТС, при практично однаковому часі відновлення. Висока надійність „Діамо-К” підтверджена довгим строком експлуатації в різних галузях промисловості. По-друге, принципи побудови апаратури „Діамо-К” дозволять здійснити діагностику працездатності елементів системи на працюючому обладнані за рахунок періодичного випробування як оперативним персоналом, так і автоматично, за допомогою засобів обчислювальної техніки. Апаратура „Діамо-К” має більш високий захист від перешкод, ніж апаратура УКТС. Важливою особливістю „Діамо-К” є можливість вводу до функціональних модулів інформації пор положення об'єктів управління. Із пристроїв І рівня управління виключаються використовувані в УКТС кросові шафи з подільниками напруги 220/24 В, що підвищує надійність системи, скорочує кількість шаф і тепловипромінювання в приміщення БЩУ.

Економічна ефективність застосування апаратури „Діамо-К” та щитових виробів „Мозаїка” обумовлена суттєвим (в 20-30 разів) зниженням коефіцієнту непідготовленості блоку до заданого навантаження.

Підсистема збору інформації про хід технологічного процесу виключає технічні засоби вимірювання технологічних параметрів, що характеризують ці процеси. Контроль технологічних параметрів в сучасних елементах збору інформації здійснюються з використанням первинних вимірювальних перетворювачів та нормуючих перетворювачів з уніфікованим вихідним сигналам постійного струму 0?5 мА, 0?20 мА, 4?20 мА.

Як засоби для впровадження такого перетворення були розглянуті первинні перетворювачі „Сапфір-22” вітчизняного виробництва, перетворювачі підприємства ММГ АМ (Угорщина) та серія первинних перетворювачів фірми „Енергоінвест” (Сербія). Досвід експлуатації вітчизняних датчиків „Сапфір-22” виявляє їх непридатність, тобто нестабільність показів, великі додаткові похибки, низьку ремонтоздатність. Серія первинних перетворювачів „П'єзо-тран”, „Кап-тран”, „?Р-тран” виробництва Угорщини відрізняється високою точністю, стабільністю роботи в широкому діапазоні температур та високою надійністю.

Використання в комплекті з ІОК (виробництва ММГ АМ) первинних перетворювачів (того ж підприємства) добре погоджені із засобами сприйняття інформації, визначають застосування як технічних засобів збору інформації первинні перетворювачі тиску, перепаду тисків, витрати (виробництва Угорщини).

Вибір інформаційно-обчислювального комплексу (ІОК), який є складовою частиною створюваної АСК ТП, був здійснений на основі аналізу пропорцій зарубіжних країн. Були розглянуті можливості побудови ІОК на базі технічних засобів Угорщини; на базі системи „Аудатех”; на базі мікропроцесорної техніки Румунії (SPOT 85, KORAI 4030); на базі мікропроцесорної системи „Дасор-600” (Словаччина); набазі ЕОМ PDP-11-TREND та AWSRO (Боснія) та на основі комплексу „Титан-2” (Росія). Але перевагу отримали спеціалісти Угорщини (ММГ АМ), тому що даний варіант ІОК - розподілена мікропроцесорна система, яка має високу готовність, виконання технічних засобів - на високонадійній елементній базі і з високою точністю і якістю, сумісність з мікропроцесорними контролерами „Ламіконт” та „Реміконт” по типу елементної бази, наявність розвинутої самодіагностики, яка підвищує надійність та готовність ІОК.

4. Обгрунтування вибору технічних засобів автоматизації

Розвиток енергетики, хімічної технології (а також інших галузей промисловості, де найбільш поширенні технологічні процеси - нафтопереробні, енергетичні та інші) вимагає створення більш досконалих систем управління, ніж локальні системи автоматизації. Ці принципово нові системи одержали назву автоматизовані системи управління технологічними процесами (АСУ ТП). Створення АСУ ТП, необхідність в яких була викликана об'єктивними потребами розвитку промисловості, стало можливим завдяки впровадженню нових ЕОМ. Збільшення обчислювальних ресурсів і підвищення надійності ЕОМ дозволило використовувати їх для управління технологічними процесами в „реальному” часі, тобто в одному темпі з розвитком керуючого процесу.

АСУ ТП енергоблоку 225 МВт ст. №9 ДГЕС реалізована на базі програмно-технічного комплексу (ПТК) „Серія-200”.

ПТК „Серія-200” забезпечує виконання всіх функцій АСУ ТП як інформаційних, так і управляючих (керуючих). Автоматичне регулювання є однією із основних управляючих (керуючих) функцій.

Технічна структура ПТК „Серія-200” (лист №1) складається із трьох основних компонентів:

1) управляючого комплексу;

2) інформаційно-обчислювального комплексу;

3) мережевого комплексу.

До складу управляючого комплексу входять мікропроцесорні контролери (реміконти) і силові перетворювачі, які зв'язують реміконти (РМК) із дискретними датчиками та виконавчими пристроями, що працюють на напрузі 220 В.

До складу інформаційно-обчислювального комплексу входять три типи станцій:

1) Операторська станція. Розрахована на оператора-технолога і призначена для контролю за технологічним процесом, за станом обладнання та роботою автоматичних пристроїв. З цієї станції здійснюється дистанційне управління арматурою, механізмами та автоматичними пристроями;

2) Інженерна станція. Розрахована на спеціаліста з КВП та автоматики і призначена для технологічного програмування і настроювання контролерів, а також контролю справності ПТК;

3) Обчислювальна станція. Призначена для виконання розрахунків, архівування, документування.

Всі станції реалізовано на базі персонального комп'ютера, який оснащений дисплеєм, функціональною (для операторської) чи стандартною (для інших) клавіатурою та вузлом зв'язку із системною шиною.

До складу мережевого комплексу входять:

1) Котролерна мережа. Інформаційно зв'язує між собою реміконти, що дозволяє організувати між ними зв'язок цифровим послідовним каналом;

2) Системна мережа. Об'єднує операторську, інженерну та обчислювальну станцію між собою і з мікропроцесорними контролерами;

3) Шлюз. Призначений для зв'язку контролерної та системної локальної мереж.

Всі технічні засоби, що входять до складу названих комплексів, інформаційно та програмно сумісні. Управління всіма виконавчими механізмами („вкл/відкл”, „відкр/закр”) і регуляторами („авт/дист”, установлення заданого значення регульованого параметра) виконується з операторської дисплейної станції за допомогою функціональної клавіатури, або спеціального пристрою - «миші» (трекболу). Крім того для найбільш відповідальних виконавчих механізмів і регуляторів застосовується керування також з індивідуальних кнопочних постів, які розміщені на пульті оперативного управління.

Команди управління від операторської станції поступають у відповідний реміконт через мережевий комплекс, тобто наступним шляхом: операторська станція - системна шина - шлюз - контролерна шина - реміконт.

Команди від індивідуальних органів керування поступають безпосередньо на вхід реміконта, обминаючи мережевий комплекс. Це значно підвищує надійність управління відповідними виконавчими механізмами і регуляторами, враховуючи той факт, що функція управління зберігається навіть при відмовах в роботі операторської станції або мережевого комплексу.

По технологічному принципу АСУ ТП розподіляється на системні модулі. В системному модулі, який створюється групою реміконтів, об'єднаних однією контролерною шиною, здійснюється весь обсяг управляючих і інформаційних функцій щодо однієї із значних технологічних підсистем енергоблоку. АСУ ТП блоків 225 МВт ДРЕС складається із п'яти системних модулів (СМ):

01СМ - «Пилесистема»;

02СМ - «Котел»;

03СМ - «Турбіна»;

04СМ - «Конденсатно-живильний тракт»;

05СМ - «Пальники».

АСР пароводяного тракту котла належать до системного модуля 02СМ «Котел». Ці АСР реалізується за допомогою реміконтів, які розміщені у 3-ох шафах (додаток №1,2,3).

1) Шафа живильного вузла CC02.04R з такими контролерами:

- реміконт CR02.11.R10.D - керуючий основний;

- реміконт CR02.12.R10.D - керуючий резервний;

- реміконт CR02.13.R10.N - інформаційний.

2) Шафа температур первинної пари CC02.01R з контролерами:

- реміконт CR02.01.R10.D - керуючий основний;

- реміконт CR02.02.R10.D - керуючий резервний;

- реміконт CR02.03.R10.N - інформаційний.

3) Шафа температур вторинної пари CC02.02R з контролерами:

- реміконт CR02.05.R10.D - керуючий основний;

- реміконт CR02.06.R10.D - керуючий резервний;

- реміконт CR02.07.R10.N - інформаційний.

Для даного технічнологічного вузла використовується одна силова шафа CC02.C1P. Компоновка шаф реміконтів (РМК) пароводяного тракту котла зображена в додатках 1,2,3 і 4.

В шафах РМК розташовуються блоки живлення і до трьох блочних каркасів з модулями. На зворотній стороні шафи встановлені клемні колодки для під'єднання польових кабелів «під гвинт». Шафи розраховані на двостороннє обслуговування - в них є передні і задні двері.

Кожен ПМК може бути розміщений в одному, двох або трьох блочних каркасах. Це залежить від кількості модулів пристроїв зв'язку з об'єктом (ПЗО), що входять до складу одного контролера. Кожен каркас живиться від автономного блока силового живлення БП-51, розміщеного в верхній частині шафи, і від автономного стабілізатора, розміщеного в самому каркасі.

Всі шафи РМК пароводяного тракту котла скомпоновані однокаркасними. В кожному блочному каркасі розташовується набір модулів для реалізації конкретних функцій управління.

В кожному реміконті є базовий комплект модулів, склад якого постійний, і проектно-компонований комплект модулів ПЗО, склад яких залежить від функціональних завдань, що вирішуються контролером.

До базового комплекту належать:

1) стабілізатор для живлення модулів СТБ-50;

2) модуль центрального процесора ПРЦ-50;

3) модуль управління та сигналізації МУС-50;

4) модуль магістрального інтерфейсу МИС-50;

Цей набір необхідний для вирішення будь-яких функціональних завдань.

До проектно-компонованого комплекту належать модулі ПЗО, які дозволяють під'єднувати до контролера різні типи датчиків і виконавчі пристрої.

В контролерах пароводяного тракту котла (додатки 1,2,3,4) використані такі модулі ПЗО:

1) аналого-дискретний перетворювач уніфікованих сигналів постійного струму АЦП-50 (А50);

2) аналого-дискретний перетворювач сигналів термопар АЦП-51 (А51);

3) дискретно-цифровий перетворювач ДЦП-50 (ДСР);

4) цифро-дискретний перетворювач ЦДП-50 (СДП);

5) цифро-дискретний перетворювач з контролером ЦДП-50 (СДК);

6) цифро-імпульсний перетворювач ЦИП-50 (СІР)

В силових шафах встановлюються до чотирьох каркасів з силовими перетворювачами і блоками живлення. Компоновка силової шафи пароводяного тракту котла зображена в додатку 4.

В цій шафі розміщені:

1) вхідні силові перетворювачі СПР-51 (С1);

2) вихідні силові перетворювачі СПР-52 (С2);

3) блоки живлення основні БП-53 (S3);

4) блоки живлення резервні БП-53.

СПР-51 призначені для прийому дискретних сигналів 220В змінного, або постійного струму і перетворення їх у напругу постійного струму 24В, яка приймається дискретними входами контролерів. Ці пристрої використовуються для підключення дискретних датчиків, що працюють під напругою 220В (наприклад, кінцевих вимикачів).

СПР-52 призначені для перетворення дискретних сигналів напруги постійного струму 24В, що надходять з дискретних виходів контролерів, у релейні вихідні сигнали типу „сухий” контакт зі здатністю комутувати змінний та постійний струми 1А напругою 220В.

Ці контакти задіяні в силових колах зборок РТ30, або зборок власних потреб і застосовуються для керування виконавчими пристроями (засувками, клапанами, двигунами та інше).

Блок живлення БП-53 призначений живлення кіл дискретних вхідних і вихідних сигналів напругою 24В постійного струму.

Всі взаємозв'язки всередині АСК ТП представляють собою різні форми інформаційного обміну, тобто передачу чи прийом інформації в вигляді різних сигналів, даних, повідомлень, тестів та інше.

Для того, щоб раціонально здійснювати такий обмін, необхідна детальна регламентація цього процесу, наприклад, системна класифікація та керування технологічної і техніко-економічної інформації, прийнятих форм масивів даних і документів, що забезпечується при експлуатації АСК ТП можливість виконання всіх її функцій.

Організаційне забезпечення АСК ТП представляє собою сукупність описів функціональної, технічної та організаційної структур системи, інструкцій та регламентів для оперативного персоналу, що забезпечує задане функціонування АСК ТП. Оперативний персонал АСК ТП складається із технологів-операторів, що здійснюють управління технологічним об'єктом керування, і експлуатаційного персоналу, що забезпечує функціонування АСК ТП.

Якщо оперативний персонал працює поза контуром управління, він задає автоматизованій системі керування режим роботи і здійснює контроль за його виконанням. В цьому випадку, в залежності від складу комплексу технічних засобів, АСК ТП може функціонувати в комбінованому (супервізорному) режимі, при якому проводиться автоматична заміна уставок і параметрів конструювання локальних автоматичних систем регулювання.

В супервізорному режимі управління здійснюють локальні регулятори, а їх завдання змінюється безпосередньо від обчислювального комплексу з метою настройки їх на оптимальний технологічний режим. Така структура систем регулювання дозволяє забезпечити їх високу надійність і живучість: система залишається працездатною і при відмовах обчислювального комплексу, хоча її ефективність в цьому випадку знижується. Практична реалізація систем супервізорного управління потребує значного апаратурного парку. В системі зберігаються локальні регулятори, додаються їх зв'язки із керуючим обчислювальним комплексом (КОК) і відповідна апаратура для забезпечення цього зв'язку.

Вбір давачів та виконуючих пристроїв

Для забезпечення технологічного процесу пароутворення в котлоагрегаті енергоблоку 225Вт згідно функціональній схеми вибираємо наступні засоби контролю і керування.

Таблиця 4.1 Специфікація засобів контролю і керування

№ п\п

№ позиції на ФСА

Вимірювальний параметр

Вимірювальне середовище

Місце встановлення

Назва та коротка хара-ка

Тип

Кіл-ть

Назва

Параметр

1.

3-1

Температура

Метал

348°С

Корпус барабана

Перетворювач термоелектричний. Градуювання ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм

ТХА- 0188 5Ц2.822.039-09

4

2.

4-1

Температура

Метал

348°С

Днище барабана

Перетворювач термоелектричний. Градуювання ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм

ТХА- 01885Ц2.822.039-09

4

3.

6-1

Температура

Пара

330°С

Паровідвідна труба від барабана. Dу=125

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 160 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-19

1

4.

5-1

Температура

Метал

330°С

Паровідвідна труба від барабана

Перетворювач термоелектричний. Градуювання ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм

ТХА-01885Ц2.822.039-09

1

5.

2-1

Температура

Вода на продувку

348°С 15МПа,

Dу 65

Трубопровід неперервної продуки

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 100 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-17

1

6.

9-1

18-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика

360°С

Стеля, задня стіна конвективної шахти Попік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Градуювання ХА(К) Монтажна довжина 20000 мм

ТХА-0188 5Ц2.822.039-21

2

7.

13-1 16-1

Температура

Пара за фрон. стійкою конв. шахти

347°С Dу 300

Паровивід між фронт. стінкою конв. шахти і бічною стінокою перех. Газоходу. Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

2

8.

16-2

13-2

Температура

Пара за фрон. стійкою конв. шахти

347°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

9.

12-1 15-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні поблизу вхідного колектора

348°С

Підстамені труби екрона. Потік 2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

2

10.

17-1 19-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні поблизу вхідного колектора

348°С

Підстамені труби екрона. Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

2

11.

11-1 14-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні. Термоелектрична вставка

450°С

Екран точки. Потік 2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

2

12.

17-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні. Термоелектрична вставка

450°С

Екран точки. Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА- 0188 5Ц2. 822. 039-09

1

13.

21-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика

351°С

Бічні екани перех. Газоходу і конв. шахти. Потік 1.

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

1

14.

21-2

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика. Конв. шахта

351°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

1

15.

10-1

Температура

Пара за бічними стійкам конв. шахти

351°С

Dу 100

Пароперепускачі траси між стелею і біч. Стінками конв. шахти Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 120 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА- 13875Ц2.821.962-18

1

16.

27-2 22-2

Температура

Пара в пароперепусних трубах до РПП. Потік 1,2

355°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

17.

73-2 76-2

Температура

Свіжа пара

545°С

БЩУ

Прилад показуючий реєструющий. Гр. ХА(К). Шкала 0-600°С

РП160

2

18.

25-1 30-1

Температура

Метал вхідного колектора

350°С

Радіаційний пароперегрівник. Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

2

19.

26-1

Температура

Метал продувної лінії

410°С

Радіаційний пароперегрівник. Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

20.

31-1 36-1

Температура

Пара

409°С Dу300

Паропровід до вприску в n/o №1 Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

2

21.

31-2 36-2

Температура

Пара до пароохолоджувача №1

409°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

22.

32-1

Температура

Метал пароохолоджувача

498°С

Пароохолоджувач №1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА- 01885Ц2.822.039-09

23.

22-1 27-1

Температура

Пара перед РПП

355°С Dу300

Перепускна труба до РПП. Потік 1,2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

2

24.

23-1 24-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика РПП

409°С

РПП Потік 2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

2

25.

24-2 29-2

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика РПП

409°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

26.

28-1 29-1

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика РПП

409°С

РПП Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА- 0188 5Ц2. 822. 039-09

2

27.

34-2 39-2

Температура

Метал в не обігрівній зоні змійовика ШПП Тем. Потік 1,2

498°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

28.

44-1 45-1 49-1 99-1

Температура

Пара

498°С Dу300

Потік 1,2 до n/o №2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА- 1387 5Ц2. 821. 962-20

4

29.

45-2 49-2

Температура

Пара до n/o №2

498°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

30.

46-1

Температура

Метал пароохолоджувача

498°С

Пароохолоджувач №2 Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

1

31.

47-1 48-1 51-1 52-1

Температура

Пара

498°С

Dу300

Потік 1,2 до n/o №2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

4

32.

47-2 51-2

Температура

Пара після n/o №2. Потік 1,2

498°С

Приміщення ПЗО

Перетворювач вимірювальний Гр. ХА(К). Гр.. вим: 0-600°С. вих. сигнал 4-20 мА

Ш-705-М1-14

2

33.

53-1 60-1

Температура

Пара за перший ст. ШПП Потік 1,2

498°С Dу300

Колектор ШПП

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

2

34.

37-1

Температура

Метал n/o

498°С

Пароохолоджувач №1 Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.

ТХА-01885Ц2.822.039-09

1

35.

33-1

Температура

Пара

409°С Dу300

Після вприску в n/o №1 Потік 2

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2821.962-20

1

36.

38-1

Температура

Пара

409°С Dу300

Після вприску в n/o №1 Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 200 мм. Матеріал захисної арматури 12Х1МФ

ТХА-13875Ц2.821.962-20

1

37.

34-1 35-1

Температура

Метал в обігрівній зоні змійовика

498°С

ШПП перший ст.. Потік 1

Перетворювач термоелектричний. Гр. ХА(К) Монтажна довжина 5000 мм.


Подобные документы

  • Вибір електрообладнання та розрахунок характеристик розімкненої системи привода технологічного механізму. Вибір структури системи керування електропривода та складання передаточних функцій. Моделювання замкненої системи і аналіз якісних показників.

    дипломная работа [857,3 K], добавлен 11.07.2014

  • Способи побудови на базі мікропроцесорного контролера TREI-5B-04 автоматизованої системи керування газоповітряного тракту котлоагрегату енергоблоку Криворізької теплової електростанції. Автоматизація як одна з головних проблем промислового виробництва.

    дипломная работа [5,5 M], добавлен 07.09.2013

  • Особливості проектування систем автоматичного керування. Вихідні дані та функціональна схема електроприводу системи підпорядкованого тиристорного електроприводу постійного струму з двигуном незалежного збудження. Синтез системи регулювання швидкості.

    курсовая работа [680,2 K], добавлен 22.11.2014

  • Технічні характеристики парогенератора. Розрахунок палива. Тепловий баланс парогенератора. Основні конструктивні характеристики топки. Розрахунок теплообміну в топці, фестону, перегрівника пари та хвостових поверхонь. Уточнення теплового балансу.

    курсовая работа [283,3 K], добавлен 09.03.2012

  • Шляхи пароутворення як виду фазових переходів, процес перетворення речовини з рідкого стану в газоподібний. Особливості випаровування й кипіння. Властивості пари, критична температура. Пристрої для вимірювання вологості повітря (психрометри, гігрометри).

    реферат [28,6 K], добавлен 26.08.2013

  • Функціональна схема та вибір тиристорного електроприводу. Параметри об'єкта регулювання. Розрахунок активного опору якоря двигуна та індуктивності кола. Визначення електромеханічної сталої часу. Синтез двозонної залежної системи регулювання швидкості.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 07.05.2014

  • Визначення параметрів пари і води турбоустановки. Побудова процесу розширення пари. Дослідження основних енергетичних показників енергоблоку. Вибір обладнання паросилової електростанції. Розрахунок потужності турбіни, енергетичного балансу турбоустановки.

    курсовая работа [202,9 K], добавлен 02.04.2015

  • Огляд електронної системи керування. Конструктивний опис двигуна. Розрахунок робочого процесу: наповнення, стиснення, згорання, розширення. Енергетичний баланс системи надуву. Розрахунок теплового балансу дизеля. Вимоги регістру до утилізаційного котла.

    дипломная работа [1,9 M], добавлен 15.03.2014

  • Застосування терморезисторів для визначення температури і швидкості газового потоку. Вимоги до електропроводок щитів (пультів) управляння. Планування праці заробітної плати при автоматизації процесу вентиляції. Регулювання температури приточного повітря.

    дипломная работа [2,1 M], добавлен 28.08.2014

  • Електропривод вентиляційних установок. Класифікація вентиляторів, розрахунок та регулювання основних параметрів. Вибір вентилятора та електропривода до нього. Комплекти обладнання для автоматичного керування. Особливості автоматичного електропривода.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 22.02.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.