Автоматична система регулювання продуктивності живильного турбонасоса

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВСТУП

Без джерел енергії неможливе виробництво товарів, що забезпечують життєдіяльність людини в умовах інтенсивного науково-технічного прогресу. Найважливішим фактором цього прогресу є стан і ступінь розвитку енергетики, що лежить в основі будь-якого виробництва. Основним джерелом енергії у світовій енергетиці є органічне паливо (кам'яне вугілля, нафта, природний газ), запаси якого обмежені. Тому, усе більш широке застосування знаходить ядерне паливо, базовим елементом якого є уран. Уран відноситься до досить розповсюджених елементів, що і визначає перспективність АЕС.

Задачею атомних електричних станцій є перетворення енергії, що виділяється в результаті розподілу атомних ядер в електричну. Для здійснення цих перетворень енергії на АЕС існують основні (реактори, парогенератори, турбогенератори) і допоміжні агрегати, з'єднані між собою трубопроводами та іншими технологічними лініями.

Автоматизація ділянки живлення парогенераторів двоконтурних енергоблоків АЕС із реакторами ВВЕР є найважливішим елементом реалізації програми підвищення безпечної експлуатації АЕС і поліпшення техніко-економічних показників роботи станції. Від її надійної й економічної роботи залежить надійність і економічність роботи всього енергоблоку.

Керування ділянкою живлення здійснюється двома основними системами автоматичного регулювання - автоматичною системою регулювання живлення парогенератора, задачею якої є підтримка матеріального балансу між відводом пари, продувкою і подачею живильної води, і автоматичною системою регулювання продуктивності ТЖН, що змінює витрату живильної води шляхом зміни його оборотів. Призначення АСР продуктивності ТЖН у тім, щоб при зміні витрати живильної води регулятором живлення ПГ при зміні навантаження енергоблоку регулюючий живильний клапан зберігав незмінну ступінь відкриття.

У дійсний час на АЕС України здійснюється модернізація систем контролю та управління технологічними процесами, однак вона зводиться, як правило, до заміни застарілих технічних засобів з обмеженими функціональними можливостями на мікропроцесорні засоби зі збереженням колишніх алгоритмів керування. Цей недолік відноситься і до систем керування живленням парогенераторів.

Поява мікропроцесорної техніки, що має високу надійність і універсальність у функціональному відношенні, дозволяє удосконалювати системи контролю і управління. З'являється можливість побудови більш надійних розподілених систем керування й обробки інформації на основі принципу децентралізації, що дає переваги перед централізованими системами. Мікропроцесорна техніка дозволяє реалізовувати більш складні алгоритми керування, здійснювати функціональне перетворення сигналів, їхню первинну і статичну обробку і перейти безпосередньо до цифрового управління.

Розглянута автоматична система регулювання продуктивності живильних турбонасосів і рівня в ПГ покликана забезпечити строге виконання технологічних вимог автоматизируемої ділянки, тому що ділянка живлення парогенераторів відноситься до найважливіших ділянок енергоблоку АЕС. Тому в наступних розділах даної роботи приведені і розглянуті матеріали, необхідні для розробки і впровадження удосконаленої автоматизації ділянки живлення у виді системи керування живильною водою на базі програмно-технічного комплексу „Вулкан”.

1. ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ ЕНЕРГОБЛОКУ АЕС З РЕАКТОРОМ ВВЕР-1000

Задачею атомних електричних станцій є перетворення теплової енергії, що виділяється в результаті розподілу атомних ядер в електричну. Цей технологічний процес відбувається по наступному ланцюзі перетворення енергії: енергія розподілу ядер палива > теплова енергія теплоносія і, як наслідок, робочого тіла (пари) > механічна енергія ротора турбіни > електрична енергія, вироблена генератором.

Технологічна схема енергоблоку АЕС:

1. Реактор;

2. Головна запорна засувка;

3. Компенсатор тиску;

4. Запобіжний клапан компенсатора тиску;

5. Головний циркуляційний насос;

6. Система охолоджування активної зони;

7. Парогенератор;

8. Стопорно-регулюючий клапан турбіни;

9. Циліндр високого тиску;

10. Сепаратор-пароперегрівач;

11. Відсічний клапан СПП;

12. Циліндр середнього тиску;

13. Циліндри низького тиску;

14. Генератор;

15. Конденсатор головної турбіни ;

16. Конденсатний насос 1 ступіню;

17. Електро-магнітний філтр;

18. Блочна обесолююча установка;

19. Конденсатний насос 2 ступіню;

20. Підігрівачі низького тиску;

21. Сливні насоси ПНТ;

22. Деаератор;

23. ТЖН;

24. Турбіна ТЖН;

25. Регулюючий клапан ТЖН;

26. Конденсатор ТЖН;

27. КЕН ТЖН;

28. Підігрівачі високого тиску.

1.1 Призначення та склад систем й обладнання першого контуру

Основні системи першого контуру містять у собі: головний циркуляційний контур, систему підтримки тиску в І контурі, систему захисту першого контуру від перевищення тиску.

До складу головного циркуляційного контуру входять ядерний енергети-чний реактор ВВЕР-1000, чотири циркуляційні петлі, кожна з яких складається з парогенератора ПГВ-1000М, головного циркуляційного насоса ГЦН-195М, головних запірних засувок ГЗЗ Dy850 і головних циркуляційних трубопроводів умовним діаметром 850 мм (Dу850), що з'єднують устаткування петель з реактором.

Основні характеристики першого контуру приведені в таблиці 1.

Таблиця 1. Характеристики першого контуру

Найменування	Величина
1. Теплова потужність Теплова потужність, МВт	3000
2. Робочий тиск (на виході з активної зони), кг/см2	160,02,0
3. Тиск гідроіспиту на міцність, кг/см2	250
4 . Температура теплоносителя: на входе на выходе	3203,5 289,72
5. Обсяг першого контуру загальний, м3	394,0

1.1.1 Реактор

Реактор призначений для здійснення керованої ланцюгової ядерної реакції з метою використання тепла, що виділяється, для виробництва електроенергії.

Регулювання потужності реактора і переведення його у підкритичний стан здійснюється двома системами впливу на реактивність, використовуючих різні принципи:

а) системою механічного переміщення регулюючих стрижнів в активній зоні (система керування і захисту). За допомогою цієї системи здійснується швидка зміна реактивності при роботі на потужності і останов реактора при нормальних умовах експлуатації та аваріях;

б) системою зміни концентрації борної кислоти в теплоносії. За допомогою цієї системи виробляються повільні зміни реактивності;

При проходженні через ТВЗ теплоносія нагрівається за рахунок реакції розподілу ядерного палива.

Теплоносієм і сповільнювачем у реакторі є хімічно обесолена вода з борною кислотою, концентрація якої змінюється в процесі експлуатації.

1.1.2 Головні запірні засувки (ГЗЗ)

Головні запірні засувки Dу850 призначені для відключення циркуляційних петель першого контуру від реактора при:

- несправності устаткування ГЦК;

- виявленні течії теплоносія.

1.1.3 Головний циркуляційний насос (ГЦН)

Головний циркуляційний насос ГЦН-195М призначений для:

- створення циркуляції теплоносія І контуру через циркуляційну петлю по замкнутому контурі:

реактор > парогенератор > головний циркуляційний насос > реактор;

1.1.4 Парогенератор ПГВ-1000М

Парогенератор ПГВ-1000М призначений для відводу тепла від теплоносія першого контуру і генерації сухої насиченої пари тиском 64,0 кг/см² з вологістю менш 0,2% при температурі живильної води від 164 до 220 С.

Парогенератор являє собою горизонтальний, однокорпусний, із зануреною поверхнею теплообміну з горизонтально расташованих труб, теплообмінний апарат.

1.1.5 Головний циркуляційний трубопровід Dy850

Головний циркуляційний трубопровід (ГЦТ) з'єднує між собою основне устаткування РУ, і призначений для здійснення циркуляції. ГЦТ складається з чотирьох петель.

1.1.6 Система компенсації тиску

Система компенсації тиску першого контуру призначена:

- для обмеження тиску в першому контурі, викликаного зміною темпе ратурного режиму під час роботи РУ;

- для захисту першого контуру від підвищення тиску;

До складу системи компенсації тиску в першому контурі входять :

- компенсатор тиску, предназначеный для підтримки заданного тиску в першому контурі за рахунок парової подушки;

- барботажний бак, предназначеный для конденсації пари, надходячої з компенсатора тиску;

- запобіжні клапани, призначені для запобігання підвищення тиску в І контурі вище припустимих величин.

1.2 Призначення і склад систем та обладнання другого контуру

1.2.1 Турбіна парова конденсаційна

Турбіна являє собою одновальний пятицилиндровый агрегат з бічним вихлопом пари в конденсатор і складається з циліндра високого тиску (ЦВТ), циліндра середнього тиску (ЦСТ), трьох циліндрів низького тиску (ЦНТ-І, ЦНТ-ІІ, ЦНТ-ІІІ), шести опор підшипників, двох конденсаторів і ресивера.

Турбіна призначена для роботи в блоці з реактором типу ВВЕР - 1000. Турбіна розрахована для роботи свіжою парою з тиском 60 кг/ см², температурою 274,3 С і ступенем сухості Х = 0,995.

Свіжа пара подається до чотирьох комбінованих клапанів, які є стопорно-регулюючими. Після регулюючих клапанів пар надходить у двухпоточный ЦВТ. З ЦВТ пар надходить по чотирьох паропроводах Ду1200 мм у сепаратори-пароперегрівачі (CПП), а потім по двох паропроводах Ду1600 мм у циліндр середнього тиску.

Чотирма нитками ресиверів Ду2000 мм, що переходять далі у два ресивери перемінного діаметра, пара направляється з ЦСТ до трьох циліндрів низького тиску. Відпрацьована пара з циліндрів низького тиску направляється в конденсатори.

Турбіна має сімох нерегульованих доборів пари, призначених для підігріву живильної води в підігрівачах низького тиску деаераторі і підігрівачах високого тиску до температури 223 °С.

1.2.2 Ежектори

Ежектор основний типу ЕПО-3-150 призначений для відсосу парогазоповітряної суміші з конденсаторів турбіни. На одну турбоустановку встановлюється три ежектори (два робочих, третій - резервний).

Пусковий пароструминний ежектор типу ЕП-1-150 одноступінчатого стиску середовища, що відсмоктується, призначений для швидкого створення вакууму в конденсаторах турбін під час пуску конденсаційної установки.

На одну турбіну K-1000-60/І500 установлюється три пускових ежектори.

1.2.3 Конденсатный насос І ступіню

Конденсатный насос І ступіню призначений для подачі конденсату пари, що відробила, з температурою до 70 С з конденсатора турбіни на обесолюючі фільтри турбоустановки. На блок установлюється три насосних агрегати (два - робочих, один - резервний).

1.2.4 Конденсатный насос ІІ ступіню

Насосний агрегат типу ЦН-1500-240а призначений для подачі конденсату в деаератори через підігрівачі низького тиску. У тепловій схемі турбоустановки встановлено три конденсатных насоси ІІ ступіні, два з яких є робочими, а один - резервним.

1.2.5 Циркуляційні насоси

Циркуляційні насоси призначені для подачі охолоджувальної води для конденсаторів турбіни К-1000-60/1500, конденсаторів приводних турбін живильних насосів та інш. На блок передбачена установка чотирьох насосів типу 170ДПВ-12/22ЕГ1. Витрата охолоджувальної води на конденсатори турбіни складає близько 164000 м/год.

1.2.6 Сепаратори-пароперегрівачі

На турбіну K-1000-60/1500 установлюється чотири СПП-1000, що включені паралельно по парі що перегрівається і парі, що гріє.

Волога пара з ЦВТ турбіни надходить на плівковий сепаратор горизонтального типу, розташований за вихлопом ЦВТ. Осушена у сепараторі пара надходить у міжтрубний простір І ступіні пароперегрівника, де відбувається його остаточна сушка і частковий перегрів.

З ІІ ступіні перегріта пара через центральну трубу Ду1200, що переходить у вихідний патрубок Ду2500 видаляється зі СПП-1000 і направляється в ЦСТ.

1.2.7 Регенеративна установка

Регенеративна установка призначена для підігріву конденсату і живильної води, що надходить у парогенератори паром нерегульованих відборів.

Після конденсатних насосів І ступіні (KЕH-І) конденсат турбіни надходить фільтри БОУ на всас конденсатных насосів ІІ ступіні (КЕН-П). Основний конденсат, послідовно проходячи через ПНТ і охолоджувачі дренажу, нагрівається і надходить у деаератор. З деаератора живильна вода надходить на всас ТЖН проходячи через ПВТ, нагрівається до температури 223 °С и надходить у парогенератори.

1.2.8 Живильно-деаераційна установка

Живильно-деаераційна установка призначена для:

- видалення корозійно-активних газів

- створення запасу живильної води в баках-акумуляторах деаераторів,

- підігріву живильної води в регенеративній схемі турбоустановки;

- подачі живильної води з деаераторів у ПГ (через ПВТ або крім них).

До складу живильно-деаераційної установки входять:

- колектор РТТ, призначений для парозабеспечення споживачів машзала в пуско-зупиночних і аварійних режимах;

- два паралельно підключених деаератора типу ДП-3200 (2х1600)/185;

- два ТЖН, призначені для подачі живильної води з деаераторних баків , а також два ДЖЕН, призначені для подачі живильної води з деаэраторних баків у ПГ у пуско-зупиночних режимах роботи енергоблоку, а також при зниженні рівня в ПГ або відключенні обох ТЖН;

- чотири основних і чотири байпасні регулюючі клапани живлення ПГ, установлених на трубопроводах подачі живильної води в ПГ.

2. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ОПИС ДІЛЯНКИ ЖИВЛЕННЯ ПАРОГЕНЕРАТОРІВ ЕНЕРГОБЛОКУ АЕС

2.1 Призначення ділянки живлення парогенераторів енергоблоку

Ділянка живлення призначена для безперервного поповнення витрати води в парогенеруючої установці, зв'язаної, насамперед з витратою пари на турбіну, а також з витратою пари іншими споживачами, витоками та ін.

Регулювання живлення парогенератора зводиться до підтримки матеріального балансу між відводом пари, продувкою і подачею живильної води. Параметром, що характеризує матеріальний баланс, є рівень води в парогенераторі.

Для керування ділянкою живлення барабанних парогенераторів енергоблоку потужністю 1000 МВТ із реактором ВВЕР-1000 і турбіною К-1000-60/1500-2 використовуються регулятори живлення парогенераторів і регулятори турбоживильних насосів, які входять до складу системи управління живильною водою (СУЖВ).

АСР рівня в парогенераторах і АСР продуктивності ТЖН керують найбільш важливими технологічними вузлами другого контуру енергоблоку. Подача живильної води в парогенератори здійснюється двома турбоживильними насосами типу ПТ-3750-75 із приводними турбінами ОК-12А. При навантаженнях енергоблоку 75 - 100 % номінальної потужності пара тиском 0.75 - 0.95 МПа подається на ТЖН від третього відбору турбіни за СПП, при більш низьких навантаженнях ТЖН живиться парою постійного тиску 0.95 МПа від коллектора РТТ. Пара після СПП або від колектора РТТ по двох трубопроводах Ду400 підводиться до стопорного клапана приводної турбіни, перед стопорним клапаном установлена запірна засувка (ГПЗ) з байпасом Ду50. Після стопорного клапана пар двома трубопроводами Ду300 пара підводиться до регулювальних клапанів, після яких надходить у турбіну. Пара, що відробила у приводній турбіні, через вихлопний патрубок направляється в конденсатор. Конденсат робочої пари відкачивается з конденсатора конденсатними насосами в конденсатор головної турбіни або в дренажний бак.

Живильна вода з деаераторів через два паралельно включених фільтри з параметрами 0,88 МПа і 164С по трубопроводу Ду600 надходить на всас бустерного насоса. Після бустерного насоса живильна вода з параметрами 2,65 МПа і 164 С по пропускному трубопроводі Ду400 надходить на всас головного живильного насоса, що подає її через ПВТ і вузол живлення в парогенератори.

До напірного трубопроводу головного живильного насоса до запірної засувки підключена лінія рециркуляції на деаератор. Лінія рециркуляції автоматично включається в роботу при зниженні витрати живильної води до 800 м/год і автоматично відключається після збільшення витрати живильної води до 1400 м/год.

Розподіл живильної води між чотирма ПГ здійснюється по окремих лініях , установленими на них регулюючими живильними клапанами (РЖК) типу FISHER пропускною здатністю 1400 м/год з часом ходи штока 100 с і байпасними РЖК пропускною здатністю 150 м/год і часом ходу 60 с кожний. Вироблена у ПГ пара номінальним тиском 6.4 МПа по чотирьох магістральних паропроводах надходить у турбіну. Від магістральних паропроводів відходять трубопроводи, що утворюють кільце високого тиску - головний паровий колектор (ГПК).

При зниженні навантаження на ПГ регулятор рівня в ПГ установлює знижену витрату живильної води на парогенератор. При цьому, у випадку незмінної швидкості обертання ТЖН, на клапані установлюється великий перепад тиску, що і приводить до підвищеного зносу РЖК і дроселюванню (малюнок 2.1).



Рисунок 2.1 - Залежність перепаду тиску на РЖК при зниженні навантаження ПГ при незмінній швидкості обертання ТЖН.

У той же час необхідна знижена продуктивність по живильній воді забезпечується шляхом зменшення швидкості обертання ТЖН, причому перепад тиску на клапані в цьому випадку буде істотно менше, ніж при колишній швидкості обертання.

2.2 Призначення, склад і технічні характеристики живильного турбоагрегату ПТ-3750-75

2.2.1 Призначення живильного турбоагрегату

Живильний турбонасосний агрегат ПТ-3750-75 призначений для подачі живильної води в парогенератори енергоблоку потужністю 1000 МВт АЕС з реактором ВВЕР-1000.

На блок установлюються два агрегати, що забезпечують 100-процентне навантаження блоку. Приводом є конденсаційна парова турбіна ОК-12А, подача пари на яку може здійснюватися з "гарячої нитки" промперегріву, а також від колектора РТТ. Турбина призначена для приводу головного і передвключеного живильних насосів і розрахована на роботу з перемінною частотою обертання в діапазоні від 2645 до 3500 об/хв.

Автоматичним блокуванням при зниженні тиску в трубопроводі відбору пари від СПП до ТЖН до 0,7 МПа відривається засувка від коллектора РТТ до ТЖН. З початком її відкриття закривається засувка на трубопроводі підведення пари з СПП.

Живильна вода на всас головного живильного насоса подається з напірного патрубка передвключеного (бустерного) насоса, що приводиться в обертання привідною турбіною ОК-12А через редуктор. На всас передвключеного насоса живильна вода подається з деаераторних баків під тиском 0,7 МПа.

2.2.2 Склад живильного турбоагрегату

Живильний турбонасосний агрегат (ТЖН) складається з конденсаційної парової турбіни ОК-12А з редуктором Р-2, живильного насоса ПТ-3750-50 і бустерного насоса ПД-3750-20.

До складу ТЖН також входять:

- редуктор, призначений для передачі моменту, що крутить, від вала приводної турбіни до вала предвключенного (бустерного) насоса зі зниженим числом обертів;

- конденсатор, призначений для конденсації пари, що відробила в приводній турбіні;

- головний ежектор, призначений для відсосу повітря з конденсатора з метою створення і підтримки в ньому розрахункового вакууму;

- конденсатні насоси, призначені для відкачки конденсату з конденсатора привідної турбіни в конденсатор головної турбіни або дренажний бак машзала в залежності від якості конденсату.

2.2.3 Технічні характеристики живильного турбоагрегату

Привідна турбіна:

1. Тип - ОК-12А;

2. Номінальна потужність - 11600 кВт;

3. Номінальна частота обертання ротора турбіни - 3500 об/хв;

4. Ном. частота обертання вихідного вала редуктора - 1800 об/хв;

5. Ном. тиск пари перед стопорним клапаном - 0,99 МПа;

6. Ном. температура пари перед стопорним клапаном - 248 С;

7. Ном. температура охолоджувальної води - 22С;

8. Витрата пари через стопорний клапан при роботі на номінальній потужності - 59,5 т/ч;

Головний живильний насос:

1. Тип - ПТ-3750-75;

2. Подача - 3750 м/год;

3. Натиск - 808 м;

4. Температура води, що перекачується - 165 С;

5. Тиск на вході в насос - 2,7 МПа;

6. Тиск на виході з насоса - 10 МПа;

7. Граничний тиск на вході в насос - 3,7 МПа;

8. Граничний тиск на виході з насоса - 15,5 МПа;

9. Потужність насоса - 9130 кВт;

10. ККД насоса - не менш 82 %;

11. Частота обертання - 3500 об/хв;

Передвключений насос:

1. Тип - ПД-3750-20;

2. Подача - 3815 м/год;

3. Натиск при номінальній подачі - 214 м;

4. Тиск на вході в насос - 0,77 МПа;

5. Тиск на виході з насоса - 2,7 МПа;

6. Граничний тиск насоса - 3,7 МПа;

7. Припустимий кавитационный запас - 17 м;

8. Температура води, що перекачується - 165С;

9. Частота обертання - 1800 об/хв;

10. Потужність насоса - 2435 кВт;

2.3 Перевірочний технологічний розрахунок витрати пари на турбопривод ТЖН

На енергоблоках АЕС потужністю 1000 МВт із реактором ВВЕР-1000 у якості турбопривода ТЖН використовується приводна турбіна ОК-12А с живленням від СПП при навантаженні енергоблоку більш 700 МВт (тиск пари за СПП більше 0,7 МПа) і від колектора РТТ при навантаженні менше 700 МВт або при роботі одного ТЖН.

Витрата пари на приводну турбіну визначається по формулі:

де Н_О - ізоентропійний перепад, що приходиться на приводну турбіну, (кДж/кг);

з_oi , з_м - відносний внутрішній і механічний к.к.д. відповідно;

N_п.н - потужність живильного насоса, (кВт);

У свою чергу потужність живильного насоса дорівнює:

де G_п.в. - кількість води, що проходить через живильний насос, (кг/с);

V - питомий об`єм води, (м³/ кг);

Р_Н і Р_В - тиск води на виході і на вході в насос відповідно;

з_н - к.к.д. живильного насоса, (з_н не менш 0,82).

По довідкових кривих залежності коефіцієнтів з_м (механічний к.к.д. турбіни) і з_оэ (відносний ефективний к.к.д. турбіни) від потужності турбіни знаходимо: з_м = 0,98; з_оэ =0,84.

Таким чином:

Ізоентропійий перепад, що приходиться на приводну турбіну дорівнює:

де: i_o - ентальпія, що відповідає початковим параметрам пари;

i_2t - ентальпія пари наприкінці ізоентропійнного процесу розширення.

Втрату тиску в стопорних і регулюючих клапанах турбіни звичайно приймають рівної 5% тиску пари перед стопорними клапанами:

Цим початковим параметрам відповідає ентальпія i_o = 2316 кДж/кг.

По параметрах відпрацьованої пари наприкінці процесу розширення визначаємо його энтальпию: i_2t = 1641 кДж/кг.

Таким чином, загальний ізотермічний теплоперепад, що приходиться на приводну турбіну:

H_o = i_o - i_2t = 2316 - 1641 = 675 кДж/кг.

Знаходимо потужність живильного насоса:

Тоді витрата пари на турбіну:

Отримане значення є величиною необхідної витрати пари на турбопривод живильного насоса.

3. СТРУКТУРА І ПРИЗНАЧЕННЯ КОМПЛЕКСУ ТЕХНІЧНИХ ЗАСОБІВ СУЖВ

3.1 Програмно-технічний комплекс „Вулкан”

Система управління живильною водою (СУЖВ) реалізована на базі програмно-технічного комплексу „Вулкан”.

ПТК "Вулкан" реалізований на компонентах програмно-технічних засобів WDPF-ІІ / Westіnghouse Dіstrіbuted Processіng Famіly (сімейство розподіленої обробки даних корпорації Westіnghouse). ПТК являє собою інтегрований субкомплекс збору, обробки даних і формування керуючих впливів, що включає обчислювальні засоби, об'єднані мережами, спеціалізованими відповідно до виконуваних функцій, що працюють у режимі реального часу.

Зв'язок між вузлами ПТК забезпечується мережними програмними і технічними засобами:

- дубльованою магістраллю даних WestnetІІ+, що забезпечує передачу інформації між вузлами устаткування в реальному масштабі часу зі швидкістю не гірше 2 Мбит/с;

- інформаційною магістраллю Ethernet, використовуваною для передачі великих обсягів інформації (файлів) поза реальним часом за допомогою функцій, реалізованих мережною файловою системою.

Вузли розподіленої обробки даних шафи DPU виконані в резервній конфігурації: кожний із двох основних вузлів має один резервний. Джерела електроживлення вузлів розподіленої обробки даних резервовані. Вузли розподіленої обробки даних реалізують наступні функції:

- збір і первинна обробка аналогових і дискретних сигналів;

- діагностика вхідної інформації;

- вторинна обробка і розрахунки;

- формування керуючих впливів;

- контроль вихідних керуючих впливів.

Складовими частинами комплексу є:

- субкомплекс робочої станції (СКРС);

- субкомплекс збору й обробки даних (СКЗО);

- блок модулів зв'язку з магістралями (БЗМ);

- стійка перетворювачів сигналів (СПР);

- комплект кольорового мережного принтера;

- комплект лазерного мережного принтера.

Субкомплекси робочих станцій "Вулкан" можуть виконувати різноманітні функції. У прив'язці до функцій розрізняють:

- операторську станцію (MMІ);

- сервер зв'язку із системою єдиного астрономічного часу(CІ);

- інженерну станцію (EWS);

- сервер програмного забезпечення(SS);

- сервер документування (LS);

- сервер обчислювальний (CS);

- сервери зв'язку (DLS).

Виконуючі ними функції наступні:

· Операторська станція (MMІ) реалізує людино-машинний інтерфейс і являє собою удосконалену систему відображення і видачі інформації.

Вузол операторської станції MMІ/HSR/LS реалізує функції представлення оперативної інформації, підсистеми архивування, підсистеми документування, у тому числі:

- сигналізацію по параметрах процесу;

- відображення поточних трендів;

- нагромадження (запис), перегляд параметрів процесу;

- відображення архівних трендів;

- створення копій екранної області з наступним друком.

· Сервер зв'язку із системою єдиного астрономічного часу (CІ) реалізує:

- зв'язок із супутниковою системою GPS;

- автоматичну плавну корекцію часу у вузлах комплексу у випадках неузгодженості поточного часу магістралі даних з точним астрономічним часом, одержуваним від GPS;

- передачу по магістралі даних точного астрономічного часу по запиту від будь-якого вузла комплексу;

· Інженерна станція (EWS) забезпечує середовище для :

- розробки/модифікації прикладного програмного забезпечення й обслуговування програмного забезпечення усіх функціональних вузлів комплексу. Вузол інженерної станції EWS/SS (сервер програмного забезпечення) реалізує функції інженерної підсистеми, у тому числі:

- створення і модифікації програмного забезпечення;

- перевірка адекватності штатного і завантаженого програмного забезпечення;

- завдання режиму завантаження програмного забезпечення і тестових перевірок технічних засобів СУЖВ;

- корекція інформації (коефіцієнтів, констант, програмних ключів та іш.);

- керування режимами роботи СУЖВ - уведення /виводу накладок блокувань, знімання пам'яті несправностей;

- відображення вхідної аналогової і дискретної інформації;

- діагностика стану технічних засобів ПТК.

· Сервер програмного забезпечення (SS) призначений для збереження і розподілу програмного забезпечення в усі вузли комплексу. Крім цього він забезпечує контроль за вихідними файлами.

· Сервер документування (LS) реалізує:

- керований доступ до принтерів від інших вузлів;

- запуск звітів, включення взвіт параметрів процесу, створення звітів відповідно до файлів визначення звітів. - контроль умов сигналізації параметрів процесу і формування відповідних повідомлень;

· Сервер обчислювальний (CS) призначений для виконання обчислень, вимагаючих великих обсягів вхідної інформації і/або складних розрахунків. Обчислювальний сервер характеризується наступними функційними можливостями:

- дає можливість створювати користувальницькі меню для запуску і керування прикладними задачами, використовуючи убудовану систему побудови меню; надає ресурси підтримки обчислень, що дає можливість програмістові визначати вхід і вихід прикладних програм;

- дозволяє контролювати виконання найбільш важливих процесів.

· Сервер зв'язку (DLS). Основною функцією сервера каналу зв'язку є організація зв'язку з процесом клієнта на комп'ютерному пристрої. Клієнт використовує цей зв'язок для:

- передачі масивів даних у сервер зв'язку;

- прийому масивів даних із сервера зв'язку;

- одержання архівних даних.

Вузли розподіленої обробки даних шафи DPU виконані в резервній конфігурації: кожний із двох основних вузлів має один резервний. Вузли розподіленої обробки даних реалізують наступні функції:

- збір і первинна обробка аналогових і дискретних сигналів;

- діагностика вхідної інформації;

- вторинна обробка і розрахунки;

- формування керуючих впливів;

- контроль вихідних керуючих впливів.

Модулі обробки вхідних сигналів і видачі вихідних сигналів виконані загальними для основного і резервного вузлів.

Для виключення в системі відмовлень при розподілі сигналів по модулях уведення - виводу, реалізовані принципи:

- резервовані сигнали, що відносяться до різних каналів резервування, розподіляються по різним модулях уведення;

- сигнали, що відносяться до різних технологічних груп (циркуляційна петля, ПГ, ТЖН, ГЦН) групуються в різні модулі уведення - виводу;

- сигнали температури теплоносія гарячих і холодних ниток циркуляційної петлі одного каналу резервування згруповані для всіх ПГ в один модуль;

- в одному модулі уведення групуються сигнали по двох ПГ і двох ГЦН, що відносяться до одного каналу токових вимірювальних перетворювачів;

- сигнали положення РПК і сигнали по контролю заданого положення РЖК вводяться в ті самі модулі по кожному ПГ.

3.2 Вимірювальні перетворювачі "Сапфір-22М"

3.2.1 Призначення вимірювальних перетворювачів "Сапфір-22М"

Вимірювальні перетворювачі "Сапфір-22М" призначені для безперервного перетворення значення вимірюваного параметра в уніфікований токовий вихідний сигнал дистанційної передачі 0 - 5mА , 4 - 20mА, 0 - 20 mА постійного струму.

Межі основної похибки, що допускається (+0,25%...- 0,25%, +0,5%...-0,5%, +1,0%...-1,0%)

Зона нечутливості перетворювачів не перевищує 0,05% від діапазону вимірів.

Споживана потужність перетворювача при напрузі живлення 36 (±0,72)В не більш 0,5 - 1,2 ВА.

3.2.2 Склад і робота вимірювального перетворювача "Сапфір-22М"

Перетворювач складається з вимірювального блоку та електронного пристрою. Вимірюваний параметр подається в камеру вимірювального блоку і лінійно перетворюється в деформацію чуттєвого елемента і зміну електричного опору тензорезисторів тензоперетворювача, розташованого у вимірювальному блоці. Електронний пристрій перетворювача перетворює цю зміну опору в токовий вихідний сигнал.

Чуттєвим елементом тензоперетворювача є пластина з монокристалевого сапфіра з кремнієвими плівковими тензорезисторами, міцно з'єднана з металевою мембраною тензоперетворювача. Склад вимірювального перетворювача абсолютного тиску "Сапфір-22М-ДА" представлен на рисунку 3.1.

Рисунок 3.1 - Вимірювальний перетворювач „Сапфір-22М-ДА”

Тензоперетворювач (4) мембранно-важільного типу розміщений у середині корпусу (9) і відділений від вимірюваного середовища металевою гофрованою мембраною (8).

Мембрани (8), (14) і кришка (11) по зовнішньому контурі приварені до корпусу (9) і з'єднані між собою центральним штоком (6), що зв'язаний з кінцем важеля тензоперетворювача (5) за допомогою тяги (13). Вимірюваний тиск подається в камеру (7), порожнина (12) вакуумувана і герметизована. Фланець (10) ущільнений за допомогою прокладки (3).

Вплив вимірюваного тиску викликає прогин мембрани (8), вигин мембрани тензоперетворювача (4) і, у свою чергу, зміну опору тензоперетворювача. Електричний сигнал від тензоперетворювача передається з вимірювального блоку в електронний пристрій (1) по проводах через гермоввод (2).

3.2.3 Залежність між вихідним сигналом і вимірюваним параметром вимірювального перетворювача"Сапфір-22М"

Для перетворювачів тиску Сапфір-22М залежність між вихідним сигналом і вимірюваним параметром виражена формулою:

де I_Р - розрахункове значення вихідного сигналу, що відповідає вимірюваному тискові або перепадові, (mа);

I_мах - найбільше значення вихідного сигналу, (mа);

I_о - найменше значення вихідного сигналу, (mа);

Р - значення вимірюваного тиску (кПа,МПа);

Р_мах - верхня межа вимірів вимірюваного тиску, (кПа,МПа);

3.2.4 Статичні характеристики вимірювальних перетворювачів

Рисунок 3.3 Статична характеристика вимірювального перетворювача тиску в колекторі живильної води

Р_мах. = 160 кгс/см² = 16МПа = ;

Квп =.

Рисунок 3.4 - Статична характеристика вимірювального перетворювача тиску пари в ГПК.

;

3.3 Засоби пристроїв логічного управління та комутаційна апаратура

· Блок блокувань ББ-І (ББ-1М)

Блок ББ-1 виконує функцію розмноження дискретної інформації. У схемах АСР використовується для реалізації алгоритмів захистів і блокувань при впливі на елементи схем авторегулювання, а також сигналізації стану цих елементів.

Блок ББ-1 являє собою набір проміжних реле з обмотками, що живляться напругою постійного струму 24В. Вхідними сигналами блоку є сигнали напруги постійного струму +24В і +48В с допуском по відхиленню напруги від +10% до -15%. Вихідними сигналами блоку є "сухі" контакти вихідних реле.

· Блок управління релейного регулятора БУ-21.

Блок управління БУ-21 забезпечує ручне переключення управління навантаженням релейного регулюючого блоку з "автоматичного" на "ручне" і назад.

· Блок ввімкнення регулятора БВР-І.

Блок БВР-1 здійснює комутацію ланцюгів управління виконавчим механізмом регулюючого органу з ланцюгами авторегулювання. Включення режимів роботи регулятора за допомогою БВР-І відбувається сигналами від індивідуального пристрою управління (БУ-21).

· Блок ввімкнення регулятора БВР-2М.

Блок БВР-2М здійснює комутацію ланцюгів керування виконавчим механізмом регулюючого органу разом із блоком БВР-1М.

Пускач безконтактний реверсивний ПБР-3.

Пускач призначений для безконтактного керування електричним виконавчим механізмом із трифазним електродвигуном малої потужності, в основному - МЕО. Електричне живлення пускача - трифазна мережа перемінного струму з номінальною напругою 220/380В частотою 50Гц.

Максимальний струм, що комутується - 3А.

Пускач ПБР-3АА містить схему захисту електродвигуна від перевантаження. Схема захисту забезпечує відключення електродвигуна механізму при виході вихідного штоку механізму на упор або при заклинюванні його в проміжному положенні. Вхідний сигнал схеми захисту - струм електродвигуна.

· Механізми електричні однооборотні МЕО.

Механізми типу МЕО призначені для переміщення регулюючих органів відповідно до сигналів "відкрити-закрити" від регулюючих приладів.

У МЕО встановлений однофазний асинхронний конденсаторний двигун типу ДАУ. Гальмовий пристрій МЕО має електромагнітний привід у виді соленоїда, що впливає на гальмову колодку вала електродвигуна, що дозволяє утримувати вихідний вал редуктора при відсутності сигналів управління. Датчик положення БСПТ-10 (токовий) і чотири мікровимикачі служать для одержання сигналу положення виконавчого механізму і обмеження положень вихідного вала редуктора при управлінні.

У механізмах можуть також застосовуватися блоки сигналізації положення індуктивного (БСПИ-10) і реостатного (БСПР-10) типу.

Електроживлення механізмів МЕО здійснюється від однофазної мережі перемінного струму напругою 220...240В з частотою 50Гц.

· Блок покажчиків В-12.

Блок В-12 призначений для застосування як пристрій, здійснюючий візуальний контроль уніфікованого токового сигналу (положення регулюючого органу) і сигналу неузгодженості на вході регулюючих приладів.

· Блок сигналізації положення токовий БСПТ-10.

Блок сигналізації призначений для установки в електричні виконавчі механізми з метою перетворення положення вихідного органу виконавчого механізму (МЕО) у пропорційний сигнал постійного струму 0...5мА. Складається з блоку датчика БСПТ/1 і блоку живлення БП-10.

Електроживлення - однофазна мережа перемінного струму напругою 220...240В частотою 50 Гц.

Потужність, споживана від мережі, не більш 9ВА.

4. ОПИС ФУНКЦІОНУВАННЯ СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ ЖИВИЛЬНОЮ ВОДОЮ

4.1 Призначення та склад СУЖВ

До складу СУЖВ (рисунок 4.1) входять шафа DPU, що є вузлом розподіленої обробки даних і системи, реалізуючої автоматичного управління і регулювання, і шафа WESTATІON, яка забезпечує зв'язок комплексу з периферійним устаткуванням.

Вузли розподіленої обробки даних шафи DPU виконані в резервованій конфігурації: кожний із двох основних вузлів має один резервний. Джерела електроживлення вузлів розподіленої обробки даних також резервовані. Вузли розподіленої обробки даних реалізують наступні функції:

- збір і первинна обробка аналогових і дискретних сигналів;

- діагностика вхідної інформації;

- вторинна обробка і розрахунки;

- формування керуючих впливів;

- контроль вихідних керуючих впливів.

Модулі обробки вхідних сигналів і видачі вихідних сигналів виконані загальними для основного і резервного вузлів.

Для виключення в системі відмовлень при розподілі сигналів по модулях уведення - виводу, реалізовані принципи:

- резервовані сигнали, що відносяться до різних каналів резервування, розподіляються по різним крейтам і модулях уведення;

- сигнали, що відносяться до різних технологічних груп (циркуляційна петля, ПГ, ТЖН, ГЦН) групуються в різні модулі уведення - виводу;

- сигнали температури теплоносія гарячих і холодних ниток циркуляційної петлі одного каналу резервування згруповані для всіх ПГ в один модуль;

- сигнали положення РЖК і сигнали по контролю заданого положення РЖК вводяться в ті самі модулі по кожному ПГ;

Інформація про технологічні параметри і події приймається від датчиків вхідних сигналів інформаційного обчислювального комплексу субкомплексами збору й обробки даних (СКЗО). У СКЗО за допомогою модулів уведення та виводу сигнали перетворюються в цифровий код, що передається по шині уведення/виводу DІOB у блоки (вузли) розподіленої обробки даних DPU.

Після обробки даних спеціальним програмним забезпеченням вихідні сигнали у виді керуючих імпульсів по шині DIOB через вихідні ланки модулів уведення/виводу передаються у відповідні системи регулювання.

При нормальній роботі видача інформації на магістраль даних здійснюється контролером магістралі тільки основного DPU.

Візуальне відображення інформації здійснюється на операторських і інженерних станціях.

У резервованих DPU відмовлення одного з блоків електроживлення процесорних модулів не приводить до відмовлення СКЗО. Перехід видачі параметрів від основного в сучасний момент DPU до резервного відбувається автоматично. Резервний DPU контролює працездатність основного DPU. При відмовленні основного в сучасний момент DPU резервний DPU бере на себе функції основного, при цьому видача інформації на магістраль даних основним DPU припиняється, видача інформації на магістраль даних виконується контролером магістралі резервного DPU.

4.2 Периферійне устаткування СУЖВ

Вимір параметрів технологічного процесув СУЖВ здійснюється:

- тиск, перепад тиску (витрата і рівень) - ВП типу "Сапфір-22М" з вихідним токовим сигналом 4...20 mА. Для визначення витрати в ПТК „Вулкан” виробляється витяг квадратного кореня з перепаду тиску;

- температура теплоносія в нитках циркуляційних петель - термопарами типу ТХА встановленими на гарячій і холодній нитках циркуляційних петель реакторної установки. Сигнал термопари перетворюється в токовий сигнал 4...20 mА перетворювачем ЕП4700-03АС;

- температура живильної води до ПГ - термометрами-опору типу ТСП (сигнали вводяться в СУЖВ без додаткового перетворення).

Для основних параметрів (рівень у ПГ, витрата живильної води в ПГ, температура теплоносія, витрата живильної води за ТЖН, тиск у колекторі живильної води, тиску ГПК) реалізоване трехканальне резервування вимірів. При несправності одного вимірювального перетворювача (виході сигналу за припустимі межі 4 або 20 mА або відхиленні його більше припустимого від двох інших каналів виміру) дійсне значення визначається як среднеарифметичне значення справних вимірювальних перетворювачів. При несправності двох вимірів (виході сигналів за припустимі межі 4 або 20 mА) дійсне значення визначається по третьому справному вимірі. Вимір температури живильної води, положення регулюючого клапана, частоти обертання ТЖН, тиску пари до ТЖН і тиску пари в третьому відборі турбіни реалізовано одноканальним нерезервованим виміром.

Вхідні дискретні сигнали стану регулюючих клапанів, засувок і стопорних клапанів ТЖН надходять у СУЖВ від панелей технологічних захистів ТГ у виді "сухих контактів" без резервування. Обтікання контактів струмом здійснюється від джерел електроживленя ПТК „Вулкан”. Контроль вірогідності сигналів здійснюється шляхом зіставлення сигналів "невідкрите" і "незакрито".

Вхідні дискретні сигнали відключеного стану ГЦН надходять у СУЖВ із резервуванням ,"сухими контактами" від трьох незалежних каналів:

Вихідні дискретні сигнали для керування засувками, МУТ ТЖН -А,Б і клапанами регуляторів рівня в ПГ формуються у виді "сухих контактів", обтікання яких відбувається від джерел електроживлення пристроїв логічного керування і схем сигналізації. Вихідні аналогові сигнали керування РЖК формуються у виді уніфікованих токових сигналів заданого положення від 4 до 20 mА і контролюються шляхом порівняння з цим же сигналом, що надходить на вхід.

4.3 Автоматизовані функції СУЖВ

Система управління живильною водою ПГ реалізує функції регулювання і управління вузлом живлення парогенераторів. СУЖВ передбачає підтримку рівнів у ПГ у межах, що виключають спрацьовування захистів і блокувань за рівнем у ПГ у стаціонарних і динамічних режимах роботи енергоблоку:

Система реалізує наступні керуючі та інформаційні функції:

- контроль і первинна обробка вхідної аналогової і дискретної інформації;

- автоматичне регулювання;

- блокування і логічне керування;

- формування світлової сигналізації;

- підготовка і передача інформації в суміжні системи керування.

Дистанційне управління виконавчими механізмами здійснюється на штатних засобах.

4.4 Функціональна структура СУЖВ

Функціональна структура СУЖВ включає в себе наступні режими:

- регулятор продуктивності ТЖН "режим перепаду"(?Р);

- регулятор продуктивності ТЖН "режим мінімального дроселювання" (МД);

- регулятор продуктивності ТЖН "режим максимальної витрати "(РМВ);

- діагностику, переключення режимів роботи регулятора продуктивності;

- блокування рециркуляції ТЖН;

- діагностику і випробування засувок;

- сигналізацію відхилень параметрів;

- калібрування вимірів температур теплоносія циркуляційних петель;

- людино-машиний інтерфейс.

До складу СУЖВ входять дві системи автоматичного регулювання: система регулювання рівня в ПГ і система регулювання продуктивності ТЖН (РПР ТЖН), робота яких поєднана.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.2 - Функціональна структура СУЖВ

4.4.1 Режим регулювання перепаду (РПР ТПН "режим ? Р")

"Режим ?Р" (рисунок 4.3) є базовим режимом роботи регулятора продуктивності ТЖН. "Режим ?Р" включається вручну оператором при перекладі блоку управління БУ-21 на автоматичне керування. РПР "режим ?Р" призначений для регулювання постійного перепаду тисків між колектором живильної води і головним паровим колектором, рівного 5 кгс/см² при середній витраті пари двох найбільш навантажених ПГ менше 885т/год (навантаження блоку менш 60%), і підтримка перепаду від 5 до 12 кгс/см² відповідно до навантаження блоку при витраті більше 885 т/год (навантаження блоку від 60 до 100%).

При зміні потужності блоку від 60 до 100% регулятори підтримують перепад між тиском у колекторі живильної води і ГПК від 5 до 12 кгс/см² для забезпечення діапазону регулювання РЖК від 70 до 80%.

Регулятор РПР у "режимі ?Р" працює по наступних сигналах:

- співвідношення перепаду тиску живильної води в колекторі за ПВТ і пари в ГПК на квадрат середнього значення розрахункової витрати пари двох найбільш навантажених ПГ (?Р )- регульований параметр;

- розрахункова витрата пари з ПГ (FSi) - задаючий параметр;



Рисунок 4.3 - РПР ТЖН „режим ?Р”

- похідна по максимальній помилці регулювання РЖ "високе навантаження" - додатковий параметр для підвищення динамічної стійкості спільної роботи (при відключенні РЖ помилка регулювання відключеного регулятора не враховується);

- позитивна похідна з зоною нечутливості по сумарній витраті за ТЖН;

- тиск пари до ТЖН - для автопідстроювання динамічних параметрів настроювання.

4.4.2 Режим мінімального дроселювання (РПР ТПН "режим МД")

"Режим МД" (рисунок 4.4) включається при неможливості роботи РПР ТЖН у базовому "режимі ?Р". РПР ТЖН у режимі мінімального дроселювання (МД) призначений для регулювання продуктивності ТЖН на мінімально можливому перепаді між тиском у колекторі живильної води і ГПК.

ТЖН забезпечує подачу необхідної витрати живильної води в парогенератор із цілком відкритим одним РЖК. Рівень в інших ПГ підтримується їхніми регуляторами рівня.

Размещено на http://www.allbest.ru/

"Режим МД" включається оператором при включенні всіх РЖ у "режим високе навантаження" і підвищенні навантаження блоку до 50%.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Відключення "режиму МД" виконується вручну оператором або автоматично при зниженні навантаження блоку до 40%.

В "режимі МД" РПР працює по наступних сигналах:

- похідна гідравлічного опору тракту від колектора живильної води до ГПК (співвідношення перепаду тиску живильної води в колекторі за ПВТ і пари в ГПК на квадрат середнього значення розрахункової витрати пари двох найбільш навантажених ПГ) - для забезпечення динамічної стійкості регуляторів;

- неузгодженість відповідного регулятора живлення "високе навантаження" - регульований параметр для "режиму МД";

- тиск пари до ТЖН - для автопідстроювання динамічних параметрів настроювання;

У режимі мінімального дроселювання з втратою управління "режимі МДВУ" регулятор продуктивності одержує сигнали, аналогічні сигналам "режиму МД" з тією різницею, що замість максимальної помилки регулювання РЖ використовується помилка регулювання по тому ПГ, у якому відмовив (відключений) РЖК.

У випадку відмовлення (відключення) двох РЖК регулятор продуктивності відключається автоматично.

4.4.3 Режим максимальної витрати

Регулятор продуктивності ТЖН у "режимі максимальної витрати" (РМВ) здійснює підтримку максимально припустимої витрати живильної води за відповідним ТЖН при відключенні сусіднього ТЖН і призначений для виключення спрацьовування захисту та відключення працюючого ТЖН. Цей регулятор включається в роботу короткочасно, під час розвантаження блоку, при подачі живильної води в ПГ менше, ніж продуктивність ПГ.

В "режимі максимальної витрати" РПР працює по сигналу витрати живильної води за своїм ТЖН.

"РМВ" включається автоматично з підсвічуванням табло "ТЖН-А(Б) режим максимальної витрати" на панелі сигналізації при збільшенні витрати води за відповідним ТЖН до 3900 м/год. або при підвищенні частоти обертання ТЖН до 3500 об/хв, якщо РПР був на автоматичному керуванні. У "режимі РМВ" регулятор підтримує витрату води 4100 м/год.

В "режимі максимальної витрати" РПР при збільшенні витрати живильної води ТЖН до 4500 м/год. включається сигналізація "Висока витрата за ТЖН" і накладається заборона відкриття регулюючого клапана на “більше”.

4.4.4 Схема синхронізації, і діагностики РПР ТЖН

Схема синхронізації здійснює вирівнювання продуктивності ТЖН при автоматичному управлінні обома ТЖН і забезпечує також послідовний перехід їх на рециркуляцію при розвантаженні блоку.

Схема синхронізації продуктивності ТЖН працює по витраті живильної води. При рівності витрат води команди від регуляторів продуктивності надходять синхронно на обидва ТЖН, а при неузгодженості витрат більше 150 м/год. (у динамічному режимі 300 м/год.) блокується проходження команд на навантаження випереджаючого ТЖН, і на розвантаження відстаючого. При переході ТЖН на рециркуляцію або при відключенні автоматичного управління одного з ТЖН робота схеми синхронізації ТЖН блокується.

В регуляторі продуктивності здійснюється контроль справності механізму керування турбіною ТЖН по кількості спрацьовувань. У стаціонарному режимі, при роботі двох регуляторів продуктивності, при однобічному спрацьовуванні (або тільки на „більше” або тільки на „менше”) одного з регуляторів більш 27 разів відповідний РПР відключається. Якщо один регулятор відключений, уставка контролю робочого РПР збільшується до 36 разів.

5. МЕТРОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ЗАСОБІВ КОНТРОЛЮ ТИСКУ В КОЛЕКТОРІ ЖИВИЛЬНОЇ ВОДИ

5.1 Загальні питання теорії похибок приладів і вимірів

Виміри - це єдиний спосіб одержання кількісної інформації про величини, що характеризують ті або інші явища і процеси. Якість засобів і результатів вимірів прийнято характеризувати вказівкою їхніх погрішностей. Але тому що характер прояву і причини виникнення погрішностей як засобів, так і результатів вимірів досить різноманітні, тому в практиці установився розподіл похибок на ряд різновидів, за кожною з яких закріплене визначене найменування.

Для визначення похибки вимірювання використовуються наступні формули:

а) для визначення абсолютної похибки

Д = x - X (5.1)

де: х - результат виміру,

Х- істинне значення вимірюваної величини.

б) для визначення відносної погрішності

(5.2)

При аналізі похибок велике значення має поділ похибок по їхній залежності від значень Х вимірюваної величини. Якщо абсолютна похибка виміру Д_о при всіх значеннях вимірюваної величини Х постійна, тоді така похибка називається аддитивною.

Якщо абсолютна похибка виміру пропорційна поточному значенню вимірюванної величини Х, тоді така похибка називається мультиплікативної.

Вимірювальний перетворювач - це засіб вимірів, призначений для перетворення сигналів вимірювальної інформації у форму, доцільну для передачі, обробки або збереженню.

Вимірювальний прилад - засіб вимірів, призначений для перетворення сигналів вимірювальної інформації у форму, доступну для безпосереднього сприйняття спостерігачем.

Первинний прилад - засіб вимірів, до якого підведена вимірювана величина. Вторинним приладом називають пристрій вимірів, призначений для роботи в комплекті з первинним або проміжним приладом.

Сумарні похибки засобів вимірів та їх окремі складові (варіація та ін.) нормуються державними стандартами. Причому похибки нормуються окремо для нормальних умов застосування засобів вимірів і при відхиленні від цих умов. Похибки засобу виміру, властива йому в нормальних умовах застосування, називають основною похибкою.

Якщо похибка засобів виміру нормується одночленною формулою й межа припустимої основної похибки виражається у виді приведеної похибки, тоді

(5.3)

де: Х_н - значення, що нормує;

Д_о - основна припустима похибка, тоді клас точності позначається одним числом г_о і вибирається з ряду г = (0,5; 1; 1,5; 2; 2,5; 3…).

Якщо в якості норміруючого значення прийнята довжина шкали, тоді клас точності позначається числом у відсотках, поміщеним між двома лініями, розташованими під кутом.

Для засобів виміру, у яких переважає мультиплікативна складова похибка, межу основної похибки виражають у виді відносної похибки по формулі:

(5.4)

Клас точності в цьому випадку позначається одним числом і міститься в кружок. У таких приладах відносна похибка залишається постійною у всьому діапазоні виміру (наприклад, що інтегрують прилади).

...