Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

63 страницы

418.00 ₽

Купить РД 153-34.1-35.104-2001 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методические указания определяют объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования, необходимый для эксплуатации во всех режимах основного и вспомогательного оборудования вновь проектируемых ПГУ и ГТУ различного типа, за исключением надстроечных ПГУ

 Скачать PDF

Исключен из Реестра действующих в электроэнергетике НТД приказом НП "ИНВЭЛ" № 99 от 25.12.09 г. Действует СТО 70238424.27.100.010-2009 "Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) ТЭС. Условия создания. Нормы и требования".

Восстановлен в Реестре действующих в электроэнергетике НТД, утвержденного приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 422 от 14.08.2003 г. (приказ НП "ИНВЭЛ" № 55 от 02.06.2011 г.)

Оглавление

Введение

Приложение А Технические требования к составлению Методических указаний

Приложение Б Перечень контролируемых параметров

1 Газотурбинный двигатель многовальный конверсионный

2 Газотурбинный двигатель одновальный энергетический

3 Комплексная воздухоочистительная установка

4 Паровые котлы-утилизаторы

5 Турбина паровая

6 Общеблочная часть

7 Электрическая часть

8 Топливное хозяйство

9 Водоподготовительные установки и водно-химический режим

10 Защита окружающей среды

Приложение В Перечень автоматических регуляторов

 
Дата введения01.01.2003
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

18.12.2001УтвержденРАО ЕЭС России
ИзданСПО ОРГРЭС2002 г.
РазработанОАО Фирма ОРГРЭС

Procedural Guidelines for Scope of Process Measurement, Signaling, and Automatic Control at Thermal Power Stations with Steam-Gas Turbine Units Equipped with Automated Process Control Systems

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ОРГРЭС - ЭНЕРГЕТИКАМ

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОБЪЕМУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ, АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С ПГУ, ОСНАЩЕННЫХ АСУТП

РД 153-34.1-35.104-2001


ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОБЪЕМУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ, АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С ПГУ, ОСНАЩЕННЫХ АСУ ТП

РД 153-34.1-35.104-2001

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

Москва


2002


тепломеханическим оборудованием ПГУ или ГТУ — с БЩУ, управление электротехническим оборудованием — с БЩУ и ЦЩУ.

В случае другого расположения рабочих мест операторов решение о размещении информации принимается в конкретном проекте.

1.7.    В документе указывается минимально необходимое с точки зрения эксплуатации количество измерений и при этом не делается различий между датчиками и приборами, поставляемыми заводами-изготовителями оборудования, и датчиками и приборами, поставляемыми по заказу проектной организации. (При повышении уровня автоматизации возможна организация дополнительных измерений в соответствии с принятыми в проекте алгоритмами контроля и управления с учетом требований п. 3 раздела "Введение" настоящего документа).

1.8.    Материал по объему технологических измерений, предупредительной сигнализации, автоматического регулирования ПГУ, оснащенных АСУ ТП, представлен в виде приложений Б и В.

2. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ТАБЛИЦ ПРИЛОЖЕНИЙ

2.1. По приложению Б:

Таблица А.1

Наименование

параметра

Способ и место представления информации

Примечание

По

месту

Микропроцессорная техника

На БЩУ

На других щитах

Индикация

Индикация

Архивация

Сигнализация

Расчет

ТЭП

j Индикация

Сигнализация

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

2.1.1. В графу 1 вносятся параметры и основные дискрет ные сигналы, необходимые при эксплуатации теплоэнерге тического и электротехнического оборудования во всех ре жимах работы для разных типов ПГУ и ГТУ.

2.1.2.    В графе 2 приводятся параметры, для которых необходима индикация по месту.

2.1.3.    В графах 3-8 дается информация, используемая на БЩУ; в графах 9 — 12 — информация, используемая на ЦЩУ или щитах управления автономным тепломеханическим или электротехническим оборудованием.

2.1.4.    В графах 3 и 9 вносятся параметры и события, которые должны выводиться на экран дисплея, установленного на соответствующем щите управления.

2.1.5.    В графе 4 приводятся параметры и события, для которых обязательна архивация в режимах нормальной эксплуатации, а не только в аварийных режимах.

2.1.6.    В графах 5 —7 и 10—12 даются параметры, для которых сигнализируются граничные значения:

—    в графах 5 и 6, а также 10 и И — предупредительная сигнализация о повышении или понижении параметра;

—    в графах 7 и 12 — групповая сигнализация, требующая дополнительной расшифровки при отклонении данного параметра за заданные пределы.

2.1.7.    В графе 8 приводятся параметры, которые входят в алгоритм расчета ТЭП.

2.1.8.    Графа 13 предназначается для пояснений.

2.2. По приложению В:

Таблица А.2

Наименование

регулятора

Назначение

регулятора

Объект

воздействия

Примечание

1

2

3

4

2.2.1.    В графу 1 вносятся принятые при проектировании наименования регуляторов.

2.2.2.    В графе 2 указывается, что регулирует данный регулятор: параметр, соотношение и т.д.

2.2.3.    В графе 3 указывается, на что действует данный регулятор: наименование регулирующего устройства (устройств), другого регулятора.

2.2.4.    В графу 4 заносятся пояснения.

02-51

11

(обязательное) ПЕРЕЧЕНЬ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ

Наименование параметра

Способ и место представления информации

Примечание

По | месту

Микропроцессорная техника

НаБЩУ

На других щитах

Индикация

Индикация

1 Архивация

Сигнализация

Расчет

ТЭП

Индикация

Сигнализа

ция

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1. Газотурбинный двигатель многовальный конве

эсионный

1-1. Частота вращения роторов компрессоров

+

+

+

1.2. Частота вращения ротора свободной турбины

+

+

+

1.3. Виброскоростъ опор ГТД

+

+

+

1.4. Давление топливного газа на входе в ГТД (перед форсунками)

+

+

+

+

+

1.5. Температура топливного газа на входе в ГТД

+

+

+

1.6. Расход топливного газа на ГТД

+

+

+

1.7. Перепад давления топливного газа на форсунках камеры сгорания (утечка топлива через стоп-клапан)

+

+

1.8. Давление жидкого топлива на входе в ГТД

+

+

+

+

1.9. Температура жидкого топлива на входе в ГТД

+

+

+

1.10. Расход жидкого топлива на ГТД

+

+

+

1.11. Давление жидкого топлива до фильтра

+

1.12. Давление жидкого топлива после фильтра

+

1.13. Перепад давления жидкого топлива на фильтре

+

+

Расчетное

значение

1.14. Температура газов перед свободной турбиной

+

+

+

Количество измерений-по условиям завода

1.15. Температура газов перед свободной турбиной (усредненная)

+

+

+

Расчетное

значение

1.16. Температура газов за свободной турбиной

+

+

Количество измерений-по условиям завода

1.17. Температура газов за свободной турбиной (усредненная)

+

+

+

+

Расчетное

значение

1.18. Температура масла на входе в ГТД

+

+

+

1.19. Давление масла на входе в ГТД

+

+

+

1.20. Давление масла на выходе из ГТД

+

+

1.21. Температура масла на выходе из опоры свободной турбины

+

+

+

1.22. Температура масла в основном маслобаке

+

+

+

+

1.23. Уровень масла в основном маслобаке

+

+

+

+

1.24. Уровень масла в расходном маслобаке

+

+

+

1.25. Давление масла в системе автоматического регулирования ГТД

+

+

+

Продолжение приложения Б

Наименование параметра

Способ и место представления информации

Примечание

По

месту

Микропроцессорная техника

На БЩУ

На других щитах

Индикация

Индикация

о;

S

гг

го

со

S

X

о.

<

Сигнализация

Расчет

тэп

Индикация

Сигнализа

ция

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1.26. Перепад давления на фильтре очистки масла

+

+

+

1.27. Температура баббита подшипников ГТД

+

+

+

1.28. Давление воздуха на входе в компрессор

+

+

1.29. Температура воздуха перед компрессором

+

+

1.30. Давление воздуха за компрессором высокого давления

+

+

1.31. Давление воздуха в разгрузочных полостях и полостях опор ГТД

+

+

1.32. Температура воздуха в отсеках ГТД

+

+

+

1.33. Давление воздуха на охлаждение и продувку опор ГТД

+

+

1.34. Температура охлаждающей воды на входе в маслоохладитель ГТД

+

+

1.35, Температура охлаждающей воды за маслоохладителем ГТД

+

+

1.36. Давление охлаждающей воды на входе в маслоохладитель ГТД

+

+

1.37. Наличие стружки на линиях слива масла

+

1.38. Предельная концентрация газа в отсеках ГТД и в машинном зале

+

2. Газотурбинный двигатель одновальный энергетический

2.1. Частота вращения вала турбины

+

+

+

2.2. Относительное расширение турбины

+

+

+

+

2.3. Расширение турбины

+

+

2.4. Осевое смещение ротора турбины

+

+

2.5. Виброскорость подшипников турбины, компрессора, редуктора

+

+

+

2.6. Вибросмещение вала турбины

+

+

2.7. Температура баббита подшипников, компрессора турбины, редуктора

+

+

+

2.8. Перепад давления воздуха во всасывающем патрубке компрессора

+

+

+

2.9. Давление воздуха на входе в компрессор

+

+

2.10. Температура воздуха перед компрессором

+

+

Количество измерений -по условиям завода

2.11. Температура воздуха перед компрессором (усредненная)

+

+

Расчетное

значение

2.12. Давление воздуха после компрессора

+

+

Количество измерений-по условиям завода

Наименование параметра

Способ и место представления информации

Примечание

1 По месту

Микропроцессорная техника

На БЩУ

На других щитах

Индикация

Индикация

Архивация

Сигнализация

Расчет1

тэп ]

Индикация

Сигнализа

ция

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

2.13. Давление воздуха после компрессора (усредненное)

+

+

Расчетное

значение

2.14. Температура воздуха после компрессора

+

+

Количество измерений -по условиям завода

2.15. Температура воздуха после компрессора (усредненная)

+

+

Расчетное

значение

2.16. Давление воздуха до воздухоохладителя турбины

+

+

2.17. Давление воздуха после воздухоохладителя турбины

+

+

2.18. Давление воздуха на охлаждение узлов проточной части турбины

+

+

2.19. Температура воздуха на охлаждение узлов проточной части турбины

+

+

2.20. Давление топливного газа перед автоматическим затвором

+

+

+

+

+

2.21. Давление жидкого топлива перед автоматическим затвором

+

+

+

+

2.22. Температура топливного газа (жидкого топлива) перед автоматическим затвором

+

+

+

2.23. Давление топливного газа (жидкого топлива) за регулирующим клапаном

+

+

+

+

2.24. Давление топливного газа (жидкого топлива) в каждом коллекторе к камере сгорания

+

+

2.25. Давление газов за турбиной

+

+

2.26. Температура газов за турбиной

+

+

+

Количество измерений -по условиям завода

2.27. Температура газов за турбиной (усредненная)

+

+

+

+

Расчетное

значение

2.28. Уровень масла в маслобаке системы смазки

+

+

2.29. Перепад давления на сетке маслобака

+

+

+

2.30. Уровень масла в аварийном маслобаке

+

+

2.31. Давление масла после насосов смазки

+

+

+

2.32. Давление масла после маслоохладителей

+

+

2.33. Температура масла после маслоохладителей

+

+

+

+

2.34. Температура масла на линии слива из подшипников компрессора, турбины и редуктора

+

+

+

2.35. Расход масла на редуктор

+

+

2.36. Давление масла к редуктору

+

+

2.37. Температура масла в редукторе

+

+

Наименование параметра

Способ и место представления информации

Примечание

По

месту

Микропроцессорная техника

На БЩУ

На других щитах

Индикация

Индикация

Архивация

Сигнализация

| Расчет 1 ТЭП

Индикация

Сигнализа

ция

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

2.38. Давление масла на регулирование

+

+

+

2.39. Температура масла на регулирование

+

+

2.40. Давление масла под сервомотором автоматического затвора

+

+

2.41. Давление охлаждающей воды к маслоохладителям

+

+

2.42. Температура охлаждающей воды к маслоохладителям

+

+

2.43. Температура воздуха под кожухом ГТД

4-

+

2.44. Предельная концентрация газа в ГТД и в машинном зале

+

2.45. Перепад давления жидкого топлива на фильтре тонкой очистки

+

+

+

3. Комплексная воздухоочистительная установка

3.1. Давление барометрическое

+

+

+

3.2. Температура наружного воздуха

+

+

+

3.3. Влажность наружного воздуха

+

+

+

3.4. Температура воздуха перед блоком фильтров КВОУ

+

3.5. Температура воздуха за блоком фильтров КВОУ

+

3.6. Перепад давления на блоке воздушных фильтров

+

+

3.7. Давление воздуха за КВОУ

+

3.8. Сигнализатор обледенения

+

4. Паровые котлы-утилизаторы

4.1. Водопаровой тракт котла

4.1.1. Температура питательной воды

+

+

+

4.1.2. Температура среды за экономайзером

+

+

+

+

К графе 3 -для узла питания за экономайзером

4.1.3. Температура среды после чистого и соленого отсеков

+

+

4.1.4. Температура металла барабана, выходной камеры пароперегревателя и паропроводов

f

Кроме камер и паропроводов низкого давления при двухконтурной схеме

4.1.5. Температура пара по отводящим и подводящим трубам барабана

+

+

4.1.6. Температура металла на выходе отдельных змеевиков в необогреваемой зоне пароперегревателя высокого давления

+

+

4.1.7. Температура пара за пароперегревателем

+

+

4.1.8. Температура свежего пара за байпасом пароперегревателя или за впрыском

+

+

+

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнители Н.И. ЧУЧКИНА, Г.Я. ШТАНЬ, Е.Е. ГОВЕРДОВСКИЙ, В .С. ГОНЧАРОВА, А.Ю. БУЛАВ-КО, В.С. НЕВЗГОДИН, Ю.Б. ПОВОЛОЦКИЙ

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 18.12.2001 г.

Первый заместитель начальника А.П. ЛИВИНСКИЙ

Срок первой проверки настоящего РД - 2007 г.г периодичность проверки — один раз в 5 лет.

Ключевые слова:    измерения,    сигнализация,    автоматическое

регулирование.

© СПО ОРГРЭС, 2002

о    Продолжение    приложения    Б

Наименование параметра

Способ и место представления информации

Примечание

По | месту

Микропроцессорная техника

НаБЩУ

На других щитах

Индикация1

Индикация

Архивация

Сигнализация

Расчет

ТЭП

Индикация

Сигнализа

ция

+

-

Гр.

+

-

Гр.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

4.1.9. Температура конденсата на входе газового подогревателя

+

+

+

4.1.10. Температура конденсата на выходе газового подогревателя

+

+

+

4.1.11. Температура конденсата после ввода байпаса газового подогревателя

+

+

+

4.1.12. Температура конденсата на выходе водяного теплообменника

+

+

+

4.1.13. Давление питательной воды перед узлом питания

+

+

+

+

4.1.14. Давление среды за экономайзером

+

+

+

К графе 3 -для узла питания за экономайзером

4.1.15. Давление в барабане котла

+

+

+

+

4.1.16. Давление пара за котлом

+

+

+

+

+

4.1.17. Давление конденсата до газового подогревателя

+

+

+

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОБЪЕМУ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ,    РД 153-34.1-35.104-2001

АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ    Введено впервые

НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С ПГУ,

ОСНАЩЕННЫХ АСУТП

2003 - 01 - 01

год — месяц — число


Дата введения


ВВЕДЕНИЕ

1    Настоящие Методические указания определяют объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования, необходимый для эксплуатации во всех режимах основного и вспомогательного оборудования вновь проектируемых ПГУ и ГТУ различного типа, за исключением надстроечных ПГУ.

2    На действующих ПГУ и ГТУ объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования может быть приведен полностью или частично в соответствие с настоящим документом решением главного инженера электростанции.

3    Методические указания являются типовым документом, в них указано минимально необходимое для эксплуатации количество авторегуляторов, контролируемых и сигнализируемых параметров и событий.

Уменьшение объема контроля по сравнению с требованиями настоящего документа возможно только по согласованию с утвердившими его инстанциями и по требованию заводов-изготовителей оборудования.

Издание официальное

Настоящий РД не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения организации-разработчика

Организация контроля дополнительных по сравнению с указанным в документе объемом величин допускается по требованию заводов-изготовителей оборудования или решению проектной организации, согласованному с Заказчиком.

4    Методические указания распространяются на ПГУ и ГТУ, система управления и контроля которых выполнена на базе отечественной или зарубежной микропроцессорной техники.

При полном отказе ПТК АСУ ТП производится автоматический останов оборудования по команде, сформированной в ПТК. Критерий полного отказа устанавливается разработчиком ПТК. Работа оборудования при отказах отдельных функций (отказ всех мониторов, отказ всех магистральных сетей и т.д.) не рассматривается, так как вероятность таких отказов чрезвычайно мала.

Дублирования микропроцессорных средств представления информации традиционными техническими средствами не требуется.

При наличии требований завода-изготовителя по дублированию ПТК объем дублирования определяется этими требованиями.

5    Вся входная, выходная и расчетная информация АСУ ТП, а также команды и запросы оперативного персонала могут быть архивированы в ПТК.

6    В Методических указаниях не регламентируются следующие вопросы, которые должны решаться при разработке конкретной АСУ ТП:

—    тип и количество датчиков одного параметра;

—    максимальная степень автоматизации управления;

—    структура АСУ ТП и степень резервирования в ней;

—    организация связи АСУ ТП с локальными системами контроля и управления, выполненными на микропроцессорной технике;

—    алгоритмы подсистем АСУ ТП.

7    Информация о состоянии запорной и регулирующей арматуры, механизмов, электротехнического оборудования и коммутационных аппаратов, управляемых дистанционно, вводится в ПТК и используется в алгоритмах управления и сигнализации, а ее изменения регистрируются.

4

Количество входных сигналов, характеризующих состояние каждого аппарата, механизма или арматуры, определяется количеством возможных состояний.

В приложениях к Методическим указаниям данная информация не отражена.

Перечни арматуры, механизмов, коммутационных аппаратов и оборудования, управляемых с каждого рабочего места оператора-технолога, и алгоритмы представления информации об их состоянии определяются при разработке конкретной АСУ ТП.

8    Управление запорной и регулирующей арматурой, двигателями СН осуществляется с блочного щита управления. Управление генератором, основными элементами электрической схемы осуществляется частично с блочного щита, частично — с центрального щита.

При другой организации щитов управления вопросы распределения между ними информации решаются при конкретном проектировании с учетом п. 3 настоящего раздела.

9    Щиты, поставляемые заводами-изготовителями оборудования для проведения наладочных работ, выполняются по условиям завода. Информация, выводимая на эти щиты, в данном документе не рассматривается.

10    В Методических указаниях не рассмотрены подсистемы, вопросы реализации которых должны регламентироваться другими нормативными документами:

—    технологическая защита и аварийная сигнализация;

—    релейная защита и противоаварийная автоматика;

—    автоматические устройства, применяемые в электрической части электростанции (АПВ, АВР, АЧР и т.д.);

—    телемеханика.

11    В настоящем документе не приводятся сведения об оборудовании, одинаковом на ТЭС с ПГУ и ТЭС без ПГУ. Информация по этому оборудованию дана в документе для ТЭС без ПГУ.

12    В приложении А приведены технические требования к составлению Методических указаний.

5

13    В приложении Б дан перечень контролируемых параметров, в приложении В — перечень автоматических регуляторов.

02-51

14    Методические указания разработаны при отсутствии опыта эксплуатации ПГУ и ГТУ в России и странах СНГ. После получения соответствующих данных документ будет пересмотрен.

15    В настоящих Методических указаниях приняты следующие сокращения:

АВР — автоматическое включение резерва;

АПВ — автоматическое повторное включение;

АСР — автоматическая система регулирования;

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

БВУГ — бесщеточное возбудительное устройство генератора;

БЗК — быстрозапорный клапан;

БРОУ — быстродействующая редукционно-охладительная установка;

БЩУ — блочный щит управления;

ВВТ — водо-водяной теплообменник;

ВД — высокое давление;

ВГГУ — водоподготовительная установка;

ГВП — газоводяной подогреватель;

ГрЩУ — групповой щит управления;

ГПЗ — главная паровая задвижка;

ГГ — газовая турбина;

ГТД — газотурбинный двигатель;

ГТУ — газотурбинная установка;

ГЩУ — главный щит управления;

ЗЗУ — запально-защитное устройство;

КВОУ — комплексная воздухоочистительная установка; КПУ — конденсатор пара уплотнений;

КСН — коллектор собственных нужд;

КУ — котел-утилизатор;

КЭН — конденсатный электронасос;

МУТ — механизм управления турбиной;

НД — низкое давление;

ОК — обратный клапан;

ПГУ — парогазовая установка;

6

пнд — подогреватель низкого давления;

ППГ — пункт подачи газа;

ПСГ — подогреватель сетевой горизонтальный; ПТ — паровая турбина;

ПТК — программно-технический комплекс; ПЭН — питательный электронасос;

РК — регулирующий клапан;

РОУ — редукционно-охладительная установка; РПК — регулирующий питательный клапан;

СК — стопорный клапан;

СН — собственные нужды;

ТПУ — тиристорное пусковое устройство; тэп — технико-экономические показатели; УСА — узел стабилизации давления;

ХОВ — химически очищенная вода;

ЦВД — цилиндр высокого давления;

ЦНД — цилиндр низкого давления;

ЦСД — цилиндр среднего давления; цщу — центральный щит управления; чвд — часть высокого давления; чнд — часть низкого давления;

ЩУ — щит управления.

7


02-51


Приложение А

{рекомендуемое)

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВЛЕНИЮ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Автоматизированная система управления технологическим процессом, выполненная на базе микропроцессорной техники, предназначается для оперативного и неоперативного управления пусками из любого состояния, работой под нагрузкой, нормальными и аварийными остановами теплоэнергетического и электротехнического оборудования, для расчета ТЭП и других показателей работы оборудования.

1.2.    Комплекс АСУ ТП, выполненный на базе микропроцессорной техники, позволяет:

а)    принимать следующие сигналы:

—    дискретные;

—    аналоговые нормированные;

—    натуральные от термометров сопротивления и термопар;

—    цифровые сигналы от ПТК, поставляемых комплектно с технологическим оборудованием;

б)    отображать на экранах мониторов и/или на экранах коллективного пользования:

“ значения параметров в разной форме (в цифровом виде, в виде графика, гистограммы), текущие значения и "ретро";

—    состояние запорной арматуры;

—    степень открытия регулирующей арматуры;

—    состояние электродвигателей механизмов собственных нужд;

—    состояние устройств автоматического управления, регулирования, технологических защит и электротехнического оборудования (“Включено", "Отключено", "Введено", "Выведено" и т.д.);

в)    сигнализировать о (об):

—    отклонении параметров за заданные пределы;

—    аварийном изменении состояния электродвигателей механизмов собственных нужд;

8

—    возникновении неисправностей в теплотехнических и электротехнических устройствах;

—    срабатывании технологических и электрических защит и блокировок;

—    возникновении неисправности технических средств (ПТК) с указанием места отказа;

г)    архивировать:

—    заданные параметры с заданной периодичностью;

—    заданный класс событий с заданной разрешающей способностью и указанием времени возникновения;

д)    хранить в памяти в течение заданного времени всю информацию или определенный ее вид;

е)    формировать управляющие воздействия на:

—    арматуру ("Открыть", "Закрыть", "Стоп");

—    коммутационные аппараты ("Включить", "Отключить");

—    автоматические устройства ("Включить", " Отключить", "Ввести", "Вывести" и т.д.);

ж)    реализовывать заданные алгоритмы функционирования всех подсистем АСУ ТП.

1.3.    Одна и та же информация, используемая для разных функций АСУ ТП, формируется в АСУ ТП, как правило, один раз.

1.4.    Микропроцессорные средства представления информации традиционными техническими средствами не дублируются.

1.5.    Управление арматурой и механизмами может быть организовано с БЩУ или ГрЩУ, а также со щитов управления оборудованием вспомогательных сооружений.

Управление электротехническим оборудованием может быть организовано либо с БЩУ и ЦЩУ, либо с ГЩУ, а также по месту.

Местные щиты управления, как правило, не организуются.

Щиты управления оборудованием вспомогательных сооружений организуются, как правило, на базе микропроцессорной техники. В этом случае связь этих щитов с БЩУ (ГрЩУ) и ЦЩУ (ГЩУ), если она предусмотрена проектом, — по цифровой магистрали, возможно, дублированной.

9

1.6.    В документе рассмотрен следующий способ размещения рабочих мест оперативного персонала: управление

02-51