Теплоэнергетика, 1991 №09 - Доброхотов В.И.

Автор: Доброхотов В.И.

Теги: журнал теплоэнергетика

ISBN: 0040-3636

Год: 1991

Похожие

Современная теплоэнергетика. Том 1

АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность

Теплоэнергетика и теплотехника. Книга третья. Тепловые и атомные электростанции. Справочник

Основы современной теплоэнергетики. Часть 1. Современная теплоэнергетика.

Текст

Коммунизм — это есть Советская власть
плюс электрификация всей страны. Ленин
тепло
энергетика
Ежемесячный теоретический и научно-практический журнал
ОРГАН АКАДЕМИИ НАУК СССР, ГОСУДАРСТВЕННОГО КОМИТЕТА СССР
ПО НАУКЕ И ТЕХНОЛОГИИ И ЦЕНТРАЛЬНОГО ПРАВЛЕНИЯ ВСЕСОЮЗНОГО
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЩЕСТВА ЭНЕРГЕТИКОВ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ
имени академика Г. М. КРИЖАНОВСКОГО
Издается с января 1954 года
МОСКВА
9
Сентябрь 1991
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
содержание
Ротач В. Я. Инженерные методы теории
автоматического управления технологическими процессами 2
Бойнов А. Н., Козицына Н. И., Ткачев В. П.,
Мебель Д. М., Шапиро Ю. М. Серия
программируемых регулирующих микропроцессорных приборов
ПРОТАР 5
Жидков А. А., Баловнев В. С, Куманенков Н. Н., Са-
дыков В. С. Микропроцессорный регулирующий
прибор ПРОТАР — прогрессивная замена
традиционной аппаратуры Ю
Цейтлин Р. А., Шапиро В. И., Мавренкова М. И.
Экономическая и экологическая эффективность
информационно-вычислительной системы мощного
энергоблока 12
Соболев О. С, Чеховской С. А. К расчету
автоматических систем регулирования на заданный показатель
колебательности 15
Охотин В. В., Плютинский В. И., Балашов А. И.
Методика проверки точности моделей тренажеров
энергоблоков , . . . , 19
Калашников А. А. Влияние дискретности цифрового
регулятора на качество регулирования турбин . . 24
Литинский Г. И. О функции сейсмозащиты
энергоблоков АЭС 28
Кондрашин А. В. Автоматизация проектирования
систем управления тепловых процессов на
электростанциях 32
Богданова Е. В., Пижанков В. И., Евстратов Г. В.,
Пономарев А. С, Чайка Э. Г. Исследование
переходных процессов в системе управления уровнем
питательной воды в парогенераторе энергоблока
с реактором ВВЭР-1000 36
Высоцкий В. Г., Давиденко Н. Н. Некоторые вопросы
повышения надежности работы регулятора уровня
котловой воды в парогенераторах АЭС с ВВЭР-1000 38
Живилова Л. М., Максимов В. В., Мураховская Е. И.
Автоматизация контроля управления установками
водоприготовления и воднохимическим режимом
ТЭС 42
Дик Э. П., Ягунина Л. А., Романова Н. П.
Исследование свойств золошлаковых отходов ТЭС,
возможности и перспективы использования этих материалов
в народном хозяйстве - 47
Авруцкий Г. Д., Дон Э. А., Калошин Б. А., Сенин В. С,
Речкин Г. П., Тихонов С. Е. Исследование
напряжений и усилий в паропроводах турбоустановки
К-800-240-3 51
Федосеенко А. В. Исследование ползучести и
длительной прочности коллекторов паровых котлов . . 55
© «Теплоэнергетика», Энергоатомиздат, 1991 г.
Балабан-Ирменин Ю. В., Рубашов А. М., Бритви-
на О. В., Суханов В. К. Влияние углекислоты на
развитие процессов локальной внутренней коррозии
трубопроводов теплосети 59
Крейдин Б. Л., Крейдин И. Л. Определение
гидравлического сопротивления при конденсации опускного
потока пара в вертикальной трубе ..... 63
КРАТКИЕ СООБЩЕНИЯ
Махнин А. А., Галустов В. С, Белороссов Е. Л.
Расчет и использование прямоточных распылительных
декарбонизаторов при высоких начальных
концентрациях в воде диоксида углерода . . . .65
Валунов Б. Ф., Говядко Д. Г., Прохоров В. А., Пу-
стыльник П. Н. Аксиальный перенос тепла в
заглушённых сверху каналах с однофазным
теплоносителем . . . , ....,,.. 66
К ЗАЩИТЕ ДИССЕРТАЦИИ
Чурюмов В. И., Гребенников В. Н., Замятин С. А., Фа-
рафонов В. А. Особенности процессов теплообмена
в змеевиковых высокотемпературных
парогенераторах 69
Абдуллаева Г. К., Исаев Г. И., Мамедов Ф. X., Ара-
бова И. Т. Исследование теплоотдачи от
вертикальной и горизонтальной поверхностей к
органическим теплоносителям при естественной конвекции
в условиях сверхкритических давлений . . .70
ДИСКУССИИ
Ринкус Э. К. Сколько можно платить за АСУ? . , 73
ЗА РУБЕЖОМ
Сергиевская Е. Н. Модернизация систем управления
ТЭС за рубежом . . . » . .... 75
КРИТИКА И БИБЛИОГРАФИЯ
Перечень журнальных статей по атомной энергетике,
опубликованных в 1990 г ,78
Стандарты и качество 80
РЕКЛАМА
Журнал «Теплоэнергетика» 2-я стр. обл.
Применение в промышленности процесса с
интенсификацией теплоотдачи при конденсации и кипении 3-я стр.
обл.

УДК 621.3.06:621.18:681.511
Инженерные методы теории автоматического
управления технологическими процессами
РОТАЧ В. Я., доктор техн. наук
Московский энергетический институт
Под инженерными методами теории
автоматического управления (ТАУ) будем понимать
методы, позволяющие выполнять разработку и
сдачу в эксплуатацию «под ключ» систем
автоматического управления (САУ),
удовлетворяющих всем существенным для практики
требованиям. Предметом дальнейшего рассмотрения
будут САУ непрерывными технологическими
процессами, в частности, САУ
теплоэнергетическими процессами.
Сразу же оговоримся, что речь идет не об
упрощении методов расчета, как это
наблюдается, например, в «инженерных» методах расчета
параметров настройки ПИД регуляторов по
переходной характеристике объекта, проведением
касательной в точке ее перегиба и последующим
использованием простейших формул или
номограмм (естественно, в ущерб точности
результата). К настоящему времени проблема
сложности расчетов в подобного рода задачах может
считаться снятой — проектировщики систем, как
правило, снабжены достаточно мощной
вычислительной техникой, в том числе персональными
ЭВМ, а пусконаладочный и эксплуатационный
персонал АСУТП при работе в цехах может
воспользоваться программируемыми
микрокалькуляторами. С нашей точки зрения главной
особенностью инженерных методов должна быть
возможность получать с их помощью
окончательный результат, практически исключающий
необходимость в неформализованной доводке
«вручную» полученной системы..
Теория автоматического управления
зародилась во второй половине прошлого столетия как
инженерная дисциплина в ответ на запросы
техники автоматического регулирования паровых
двигателей. Резкий скачок в ее развитии
произошел во время второй мировой войны;
соответственно центр тяжести разработок ТАУ
переместился в сферу аэронавтики и космонавтики,
следящих систем наведения и т. п. Это не могло не
повлиять на специфику постановки и выбор
методов решения задач, сформировавшихся в
общей теории автоматического управления.
Середина 50-х годов характеризуется интенсивной
математизацией ТАУ. Профессиональные
математики нашли в задачах автоматического
управления техническими объектами обширную
область приложения своих сил. К сожалению, это
привело не только к получению выдающихся
результатов, таких например, как принцип
максимума Понтрягина, метод динамического
программирования Беллмана, но и к появлению
слишком абстрактных методов, для которых не
всегда удается найти область практического
использования.
В последнее время, особенно после
появления на международном рынке
микропроцессорных средств автоматического управления
возникло стремление к внедрению методов
современной теории автоматического управления в
практику проектирования систем управления
технологическими процессами; появилось
множество статей и монографий, где рассматривается
эта проблематика (например, [1, 2]).
Достаточно подробную библиографию по этому вопросу
можно найти в| [3], а также в [4]. Конкретно в
этих работах предлагается вместо
традиционных ПИД алгоритмов регулирования применять
так называемые «алгоритмы повышенного
уровня» (в немецких работах «hohere Regelalgorith-
men», в английских «advanced Control»), к
которым обычно относят алгоритмы с
компенсацией запаздывания (упредитель Смита),
регуляторы состояния (функционирующие на основе
информации о переменных состояния объекта),
регуляторы с внутренней моделью объекта,
автономные регуляторы для многосвязных объектов,
регуляторы минимальной дисперсии, адаптивные
регуляторы и т. п. К сожалению, рекомендации
по использованию подобных регуляторов в
области управления технологическими процессами
редко сопровождаются анализом соответствия
условий, в которых они будут здесь работать,
условиям, для которых они были собственно
получены.
В результате даже в последних моделях
рыночных микропроцессорных систем
автоматического управления технологическими процессами
подобные принципы управления, по-видимому, не
получили сколько-нибудь заметного применения.
Практически здесь по-прежнему господствуют
ПИД алгоритмы, в лучшем случае снабженные
сервисными модулями адаптации (например, в
контроллерах фирмы Foxboro). Однако в этих
модулях используются не алгоритмы «высокого
уровня», а экспертные и эмпирические алгорит-

мы (например, полувековой давности алгоритм
Зиглера — Никольса).
В связи со сказанным представляется
необходимым рассмотреть характерные особенности
технологических объектов управления, причем
для определенности возьмем достаточно
типичный пример такого вида объектов — котел
тепловой электростанции в части управления
давлением перегретого пара, если управляющее
воздействие осуществляется изменением подачи
топлива в топку. На основании анализа
конструкции и работы этого участка можно сделать
вывод, что технологические объекты должны
быть отнесены:
к динамическим системам, поскольку котел
содержит емкости, в которых аккумулируются
вода, пар и тепло;
к нелинейным системам, поскольку
динамические свойства котла зависят от нагрузки;
к недетерминированным системам, поскольку
давление пара подвержено действию ряда не
поддающихся контролю случайных возмущений
(случайного изменения качества топлива,
неравномерности работы топливоподающих устройств
и т. п.)-,
к нестационарным системам, поскольку
свойства котла дрейфуют во времени из-за
зашлаковки поверхностей нагрева, засоления
трубопроводов и т. п.;
к системам с запаздыванием;
к системам с распределенными
параметрами, что обусловлено распределенным
характером емкостей; соответственно, такой объект не
имеет четко выраженных переменных состояния,
а если бы они и существовали, то крайне
проблематичной выглядит попытка осуществить их
непосредственный контроль (его следовало бы
организовать внутри топочного пространства);
к системам, не способным сколько-нибудь
длительное время функционировать без
принудительного регулирования; при отсутствии
автоматического регулирования эти функции должен
взять на себя обслуживающий персонал.
Соответственно такие объекты предъявляют
относительно высокие требования к точности
регулирования— допустимые отклонения давления
пара оказываются намного меньше того
гипотетического значения, которого они достигли бы
при отсутствии регулирования.
Перечисленные особенности технологических
объектов управления свидетельствуют о том, что
принятый в общей теории автоматического
управления путь построения систем управления
для таких объектов сопряжен с
непредсказуемыми погрешностями. Обусловлено это тем, что
для получения хоть какого-нибудь решения
здесь приходится пренебрегать большим числом
указанных особенностей — чаще всего объект
полагается линейным, детерминированным,
стационарным. При этом приходится предполагать,
что пусконаладочный персонал сможет каким-то
ему известным способом довести систему до
приемлемых кондиций во время ввода ее в
эксплуатацию.
Для того чтобы формализованные методы
позволили разрабатывать системы управления с
гарантией, что будет действительно достигнут
желаемый результат, т. е. для того, чтобы эти
методы стали инженерными в принятом в начале
статьи смысле, необходимо модифицировать
процесс разработки в следующих направлениях:
осуществить декомпозицию системы на
соподчиненные подсистемы, для которых упрощение
моделей объекта оказалось бы более
приемлемым;
перейти от разомкнутой процедуры
разработки системы управления к замкнутой процедуре,
включив в сферу действия теории, на основании
которой выполняются расчеты, и стадию ввода
системы в действие.
Рассмотрим некоторые возможные способы
реализации такого подхода [5].
Наиболее естественный путь декомпозиции
системы управления состоит в выделении из
общей задачи управления задачи регулирования,
цель которого заключается в устранении
недетерминизма объекта. Практически это
достигается формированием в составе системы
управления подсистемы регулирования, расчленением
управляющего устройства (контроллера) на два
соподчиненных блока: регулирующий
(регулятор) и командный. В такой структуре командный
блок выводится за пределы замкнутого контура,
и объектом управления для него становится
подсистема регулирования, которая должна
обеспечить подавление эффекта действия на
управляемую величину случайных возмущений.
Это обстоятельство позволяет использовать в
командном блоке как линейные, так и
нелинейные алгоритмы управления, основанные,
например, на принципе максимума Понтрягина.
Изменение цели регулирования заставляет
изменить некоторые привычные для общей
теории автоматического управления представления.
В частности, теряет смысл деление систем
автоматического регулирования на системы,
находящиеся под воздействием детерминированных
возмущений, и системы, находящиеся под
воздействием случайных возмущений [2] —
расчетные детерминированные возмущения должны
рассматриваться лишь как возможные
реализации в действительности существующих
случайных процессов, и это обстоятельство должно
строго учитываться при выборе алгоритмов
функционирования регуляторов, особенно
нелинейных. Расчеты, ориентированные на
ступенчатые детерминированные возмущения, сохраняют
свою значимость для выяснения величины
возможных случайных выбросов в системах с
линейными регуляторами, поскольку в
соответствии с принципом накопления возмущений
Булгакова такое возмущение является наиболее
тяжелым для линейных слабоколебательных
систем.
Требование относительно высокой точности
регулирования технологических объектов по
существу снимает проблему синтеза оптимальных
регуляторов — ключевую для общей теории
автоматического управления, поскольку при
выполнении этого требования оптимальные
регуляторы обычно приближаются к ПИД
регуляторам. Соответственно задача синтеза алгоритма
превращается в задачу определения оптималь-
3

ных параметров настройки этого регулятора.
Нестабильность свойств объектов и неточность
моделей требует вводить при выполнении расчетов
ограничения на нечувствительность системы к
вариациям параметров (робастность).
По-видимому наиболее удобными методами расчета, на
основании которых могут быть затем
сформулированы и критерии оптимальной настройки при
вводе системы в действие, являются частотные
методы. В рамках этих методов имеется
возможность сконструировать и аппарат частотных
функций чувствительности, позволяющий в
обобщенном виде учитывать вариации всех
параметров системы.
Нелинейность объекта, проявляющаяся при
глубоких изменениях нагрузки, может быть как
обычно учтена введением автоматического
изменения параметров регулятора в зависимости от
нагрузки. Здесь однако целесообразно не
ограничиваться только коррекцией в статике, но
вводить динамические преобразования [6].
Вместо проблемы синтеза оптимальных
регуляторов при разработке систем автоматического
регулирования технологических объектов
обычно возникает проблема синтеза оптимальных
информационных структур. Это значит, что в
случае, когда ПИД регулятор при его
оптимальной настройке не удовлетворяет поставленным
требованиям к точности регулирования, следует
пытаться вводить в регулятор добавочные
сигналы от вспомогательных регулируемых величин
и от контролируемых возмущений.
Для определения потенциальной ценности
передаваемой по добавочному каналу
информации можно оперировать с понятием
прагматической ценности информации, определяемой
логарифмической функцией от повышения точности
регулирования после ввода рассматриваемого
канала, если регулирование осуществляется
наилучшим из физически возможных алгоритмом
[7]. Заметим, что это понятие отличается от
шенноновского определения количества
информации.
Переход к замкнутой процедуре разработки
систем управления предполагает, как уже
указывалось выше, выполнение определенной части
работ и на завершающей стадии ввода систем в
действие. С этой целью современные средства
управления технологическими процессами
должны содержать блоки (алгоритмы)
автоматической или автоматизированной настройки
(самонастройки). Выше уже отмечалось, что такими
модулями располагают наиболее совершенные
микропроцессорные контроллеры ведущих
зарубежных фирм; они имеются (правда, в
относительно очень простых модификациях) и в
отечественных микропроцессорных регулирующих
приборах РЕМИКОНТ-130 и ПРОТАР.
Алгоритмы настройки здесь должны в
конечном счете ориентироваться на те же критерии
качества, что и на стадии проектирования
систем, однако необходимость использования
активных экспериментов и связанное с этим
стремление в минимальной степени вмешиваться в
нормальный ход технологического процесса
заставляет определенным образом
модифицировать как эти критерии, так и методы расчета,
применяемые на стадиях проектирования [5, 8].
Эти алгоритмы, но только в упрощенном виде
остаются в контроллере и после включения
системы в работу — с их помощью может
выполняться диагностика состояния системы во время
эксплуатации, а при обнаружении отклонения
настройки от оптимума осуществляться ее
корректировка.
В нелинейных системах регулирования с
меняющимися от нагрузки параметрами
настройки регулятора с помощью алгоритмов
автоматизированной настройки уточняется оптимальная
зависимость параметров от нагрузки. Следует
также отметить, что для применения алгоритмов
автоматизированной настройки не является
препятствием наличие в регулирующей аппаратуре
нелинеаризуемых нелинейностей типа зоны
нечувствительности, люфта и т. п. [9].
В заключение заметим, что рассмотренные
методы автоматизированной настройки
оказываются особенно эффективными при разработке
сложных многомерных систем; более того,
практика свидетельствует о том, что без применения
таких методов зачастую вообще не удается
ввести подобные системы в действие. По-видимому
наиболее рациональный путь разработки
методологии построения сложных многомерных систем
состоит в ее конкретизации для каждого
типового, а возможно и индивидуального процесса с
организацией соответствующей базы знаний.
Список литературы
1. Рей У. Методы управления технологическими
процессами. Пер. с англ. М.: Мир, 1983.
2. . Изерман Р. Цифровые системы управления. Пер.
с англ. М.: Мир, 1984.
3. Соболев О. С. Развитие функций контроля и
управления в АСУ непрерывными технологическими
процессами. М.: Информприбор, 1990.
4. Ротач В. Я. О методологии построения адаптивных
систем автоматического управления технологическими
процессами// Теплоэнергетика, 1989, № 10. С. 2—8.
5. Ротач В. Я. Теория автоматического управления
теплоэнергетическими процессами. М.: Энергоатомиздат,
1985.
6. Костилов В. В., Ротач В. Я. Приближенная
реализация оптимального управления теплоэнергетическими
объектами в широком диапазоне нагрузок// Теплоэнергетика.
1984. № 4. С. 60—62.
7. Ротач В. Я. Расчет динамики промышленных
автоматических систем регулирования. М.: Энергия, 1973.
8. Автоматизация настройки систем управления/
В. Я. Ротач, В. Ф. Кузищин, А. С. Клюев и др.. Под ред.
В. Я. Ротача. М.: Энергоатомиздат, 1984.
9. Ротач В. Я., Кузищин В. Ф., Коцемир И. А.
О влиянии зоны нечувствительности релейно-импульсных
регуляторов на расчет и автоматизированную настройку
их параметров// Теплоэнергетика. 1987. № 10. С. 17—22.
О

УДК 681.2.621.311.22.62-5
Серия программируемых регулирующих
микропроцессорных приборов ПРОТАР
БОЙНОВ А. Н., КОЗИЦЫНА Н. И., ТКАЧЕВ В. П., инженеры,
МЕБЕЛЬ Д. М., ШАПИРО Ю. М., кандидаты техн. наук
Московский завод тепловой автоматики
Программируемые регулирующие
микропроцессорные приборы ПРОТАР 100, ПРОТАРПО
[1], которые серийно выпускаются Московским
заводом тепловой автоматики с 1987 г., широко
используются на объектах регулирования в раз
личных отраслях народного хозяйства. В
настоящее время серия приборов ПРОТАР получила
дальнейшее развитие. Разработаны и начинается
серийное производство ПРОТАР модификаций
101, 111, 102, 112, 120, 130.
Функциональная схема приборов серии
ПРОТАР показана на рис. 1. Приборы содержат
аппаратные устройства ввода и вывода
информации, программируемое цифровое
вычислительное устройство, источник питания.
Аппаратное устройство ввода информации
воспринимает до шести аналоговых входных
сигналов (из них четыре вводятся с гальваническим
разделением) и до 11 дискретных (логических)
входных сигналов (два с гальваническим
разделением).
Аппаратное устройство вывода информации
содержит аналоговые выходы уи у2 (последний
только у ПРОТАР модификаций 102, 112, 120,
130), два импульсных выхода zjze и zMi/z6i, три
дискретных выхода zB, zH, z0TK, источники
опорного напряжения U0n и источник U для питания
выходных цепей, подключаемых к прибору.
Параметры и назначение входных и выходных
сигналов приведены в [1].
Показанные на рис. 1 функциональные узлы
программируемого цифрового вычислительного
устройства реализованы программно. Устройство
обеспечивает работу прибора в режиме одной
из двух структур: жесткой и свободно
программируемой (кроме ПРОТАР120, ПРОТАР130, где
режим жесткой структуры отсутствует).
Переключение структур осуществляется ди-
'Программируемое цифровое вычисли- ~~[ Аппаратное устройство
0-5 мА
0-20 мА.й-
f-20 мА
0-10 В
тельное устройство
вывода информации.
У
I
Переменные
параметры
настройки,
константы
Ж
Функции
для
^Ыпрограмми-
^"^ рования
Жесткая
структура
>2U
3k
sz

Программируемая
структура
£>
ШИМ
£> ЦАП
'/
пз^
Программирование,
просмотр структуры,
Запрет) ^*«Щ «острой-*
и переменных
А
W
♦
5Z
Пульт оператора
(встроенный или
выносной)
У1
0-10В
у2 0-5мА
—*-0-.?ОмА
4-20 мА
А.
Контроль,
внешняя
батарея
'220 В
Рис. 1. Функциональная схема приборов ПРОТАР.
5

Таблица 1
Характеристика
Количество свободно программируемых
функций
Однократно используемых
Многократно используемых
Вид аналогового выходного сигнала
Соединение модулей в приборе
Пульт оператора
Особенности применения
Начало серийного производства
ПРОТАР
100
110
38
13
25
ПРОТАР
101
111
ПРОТАР
102
112
60
20
40
0-10 В
Пайка
Встро- Выносной
енный 1
Наличие жесткой
структуры
1987 г.

Встроенный
Выносной
ПРОТАР
120
130
47
14
33
0—10 В, 0—5 мА, 0—20 мА. 4—20 мА
Разъемы

Встроенный
Выносной
Расширенные функциональные
возможности; наличие жесткой структуры; наличие
режима настройки регулятора
1990 г.
1991
"

Встроенный
Рыносной
Автоматизированная
настройка параметров
ПИД-регулятора
199
г.
Примечание. Приборы со встроенным пультом оператора содержат дистанционный переключатель режимов управления, а при-
ооры с выносным пультом — по два герконных реле с контактом на переключение.
скретным входным сигналом qs- Жесткая
структура не требует программирования и реализует
широко применяемый ПИД-регулятор с
дополнительными функциями.
В режиме свободно программируемой
структуры используется широкий набор функций Fu
среди которых имеются как сложные
однократно используемые алгоритмические блоки, так и
многократно используемые функции. Пользуясь
указанными функциями, а также набором
переменных параметров настройки и констант,
потребитель с помощью пульта оператора по
достаточно простой процедуре вводит необходимую
программу функционирования прибора объемом
до 100 шагов. Введенная программа и
установленные параметры настройки защищены от
отключения питания с помощью внутренней
батареи сухих элементов, которые могут быть
продублированы внешней батареей.
При любой введенной программе в
функциональной структуре задействованы широтно-им-
пульсный модулятор (ШИМ), компараторы 1 и
2, программный блок диагностики отказов.
Новые модификации ПРОТАР 101 A11),
ПРОТАР102 A12), ПРОТАР120 A30) имеют
следующие особенности по сравнению с
приборами ПРОТАР100 (ПО):
существенно больший набор
программируемых функций;
наличие алгоритма автоматизированной
настройки основных параметров ПИД-регулятора;
совместимость габаритно-присоединительных
размеров, схемы подключения и разработанных
программ функционирования с приборами ПРО-
ТАР100 (ПО), что позволяет осуществлять
замену последних простой перестановкой.
Отличительные особенности приборов серии
ПРОТАР показаны в табл. 1.
Перечень функций, имеющихся в
программном обеспечении приборов ПРОТАР различных
модификаций, приведен в табл. 2 (однократно
используемые функции) и в табл. 3
(многократно используемые функции).
Из табл. 2 и 3 видно, что новые
функциональные возможности в виде расширения
набора программируемых функций наиболее полно
реализованы в приборах ПРОТАР101 A11),
102A12). К ним относятся: введение одним
шагом программы алгоритма второго канала ПИД-
регулирования, корректирующего регулятора,
программного задатчика, дополнительного
интегратора с управлением дискретными
сигналами, импульсатора. К многократно используемым
при программировании новым функциям
относятся: двухпозиционное преобразование, вызов
результата вычисления из предыдущего цикла,
переключение сигналов при изменении выходных
сигналов компараторов, интегрирование, широт-
но-импульсное преобразование, таймер,
безусловный и условные переходы.
Таблица 2
Шифр
функции
F0O
fOl
/■02
F03*
f04*
F05*
F№*
FUT
F08**
F09*
F10
Fl\
F\2
F13
F14
Л5
Л6
FIT
FIH
Fig
Алгоритм
Ввод/вывод информации, конец программы
Регулирование ПИД импульсное с формированием
рассогласования (для приборов ПРОТАР120,
ПРОТАР 130 с автонастройкой параметров)
Регулирование ПИД непрерывное с формированием
рассогласования (для приборов ПРОТАР 120, ПРО-
ТАР130 с автонастройкой параметров)
Регулирование ПИД импульсное с формированием
рассогласования и с переводом регулятора в режим
настройки
Регулирование ПИД непрерывное с формированием
рассогласования и с переводом регулятора в режим
настройки
Регулирование ПИД импульсное (второй канал)
Регулирование ПИД непрерывное (второй канал)
Корректирующий регулятор для каскадного
регулирования совместно с подчиненным регулятором
F01 или F02.
Задатчик программный с пятью линейными участка,
ми и организацией останова, пуска и сброса в
начальное состояние
Интегратор с управлением дискретными входными
сигналами q6, },ic изменяемой постоянной времени
Интегратор задания с управлением дискретными
входными сигналами q+, q_ и с изменяемой
постоянной времени
Интегратор с управлением в ручном режиме
дискретными входными сигналами q6, qM и с фиксированным
значением постоянной интегрирования
Интегратор с управлением дискретными входными
сигналами q + , q_ и с изменяемой постоянной времени
Кусочно-линейное преобразование с пятью участками
Широтно-импульсное преобразование
двухпозиционное (импульсатор) с линейной зависимостью
скважности от значения входного сигнала
Широтно-импульсное преобразование трехпозиционное
с линейной зависимостью скважности от значения
модуля входного сигнала
Масштабирование и демпфирование сигнала А
Масштабирование и демпфирование сигнала Ь
Масштабирование, демпфирование и стробирование
(выборка/хранение) сигнала С
Дифференцирование и масштабирование сигнала й
* Функция отсутствует в приборах ПРОТАР модификаций
100, ПО, 120, 130.
** Функция отсутствует в приборах ПРОТАР100, ПРОТАР1Ю.

Перечисленные функции не только
упрощают процесс введения программы, но и заметно
повышают функциональную насыщенность
прибора. Например, введение второго канала ПИД-
регулирования в приборах ПРОТАР100 (ПО)
занимает до 40 шагов программы,
корректирующего регулятора — до 50 шагов, а
программного задатчика —до 10. В модификациях ПРО-
ТАР101 A11), ПРОТАР102 A12) те же
алгоритмы требуют до двух шагов программы при
значительном повышении качества
функционирования и удобства эксплуатации. Таким
образом, введение новых функций позволяет исполь-
Рис. 2. Автоматизированная настройка ПИД-регулятора.
Таблица 3
Шифр
функции
F20
F21
F22
F23
F24
F25
F26
F27
F2&
F29**
F30
FSi
F32
f33
F34-FZ9
F40
F41
F42*
/43*
F44, F45**
F46
F47
F48
F49
F50*
F5]*
F52*
F53*
F54**
F55—F57**
Fb&*
F59**
Исключение операции («пустая операция»)
Инверсия
Выделение модуля
Извлечение квадратного корня
Выделение знака числа
Сложение
Вычитание
Умножение
Деление
Для ПРОТАР102, ПРОТАР112 —двухпозиционное
преобразование с зоной возврата
Для ПРОТАР120, ПРОТАР130 — переключение при
изменении состояния дискретного входа qs
Двухпозиционное преобразование
Выделение положительных значений разности
Ограничение по минимуму (выделение наибольшего)
Ограничение по максимуму (выделение наименьшего)
Переключение при изменении состояния дискретных
сигналов qc, <?м, q6, q_, q + , состояния «автомат»/
«ручное»
Вызов переменной для последующего вычисления
Пересылка и запоминание результата текущего
вычисления
Запоминание результата текущего вычисления и
вызов результата предыдущего вычисления
Переключение при появлении программируемой
функции отказа вида Е.02 (см. F58)
Переключение при изменении выходных сигналов
компараторов / и 2
Апериодическое преобразование с управлением «авто-
мат»/«ручное»
Апериодическое преобразование
Дифференцирование с управлением «автомат»/«руч-
ное»
Дифференцирование
Апериодическое преобразование с управлением
дискретным сигналом <?<.
Интегрирование
Широтно-импульсное преобразование с линейной
зависимостью длительности импульса от значения
входного сигнала
Таймер. Импульс заданной длительности запускается
при переходе входа через нуль
Безусловный переход
Условные переходы при =0, ^0, <0
Условный переход при <0 с установкой отказа вида
Е.02 (программируемый отказ)
Условный переход при нормальном режиме работы
(не выполняется в одном цикле после включения
прибора в сеть, выхода из режима настройки или
снятия сигнала отказа)
* ?ункция отсУтствУет в приборах ПРОТАР модификаций
** функция отсутствует в приборах ПРОТАР модификаций
100, ПО.
Рис. 3. Изменение рассогласования в процессе настройки.
7

Пароперегреватель 1
Впрыск 2
Пароперегреватель 2
F4-0 F27 F46 F25 FJ2 Fit
F19 F25 F41
FfO F26 F22 F26 F30 F27 F41 F12
А
F00
4i ПП
с5 tS t8 tS t7~
F40 F48 F27 F41 F25 F,Z5 F2S F05
fj cS
Рис. 4. Функциональная схема и программа для регулирования температуры перегретого пара.
зовать более сложные алгоритмы, а при тех же
алгоритмах сократить объем вводимых
программ. В этих же модификациях предусмотрен
режим настройки регулятора, при котором
последовательно с сигналом рассогласования
включается двухпозиционный элемент и
апериодическое звено, что создает условия для
возникновения в замкнутом контуре автоколебаний с
ограниченной амплитудой и позволяет наладчику
рассчитать параметры настройки в соответствии
с рекомендациями, разработанными в [2].
В модификациях приборов ПРОТАР120 A30)
основным новым качеством является введение
алгоритма автоматизированной настройки,
разработанного МЗТА совместно с кафедрой АСУ
ТП МЭИ, в то время как другие новые
функциональные возможности для программирования
структуры заложены частично. К последним
относятся введение функции программного задат-
чика, переключение сигналов безусловного и
условных переходов. Приборы ПРОТАР120 A30)
обеспечивают полностью автоматизированный
процесс определения и установки оптимальных
8
значений основных параметров ПИД-регулятора
(рис. 2).
В замкнутом контуре регулятор — объект
организуются автоколебания с ограниченной
амплитудой путем включения последовательно с
сигналом рассогласования нелинейного элемента и
фильтра. В процессе анализа колебаний
выделяется в условиях шумов основная
гармоническая составляющая сигнала рассогласования.
При низких отношениях сигнал/шум
автоматически осуществляется воздействие на амплитуду
нелинейного элемента (в пределах заданных
ограничений) или коэффициент передачи
регулятора. Расчету и введению новых параметров
регулятора по отношению к исходным
предшествует проверка условий, обеспечивающих снижение
времени сходимости итерационного процесса
автоматизированной настройки. При достижении
заданной точности приближения обеспечивается
автоматический безударный выход из режима
настройки в режим регулирования. На рис. 3
иллюстрируются процесс настройки при
различных исходных параметрах и влияние шумов.

Участие наладчика предполагается лишь в
обеспечении начальных условий для запуска
алгоритма настройки, таких как отсутствие
больших возмущений во время настройки, работа
системы в линейной области (отсутствие работы
на упоре регулирующего органа), установка
допустимой исходной амплитуды колебаний.
Первые испытания автоматизированной
настройки были проведены на ТЭЦ-23 Мосэнерго,
где прибор выполнял функции регулятора
впрыска и дифференциатора сигнала по температуре
за впрыском, причем в режиме настройки были
определены параметры как регулятора, так и
дифференциатора. Время настройки в среднем
равно 8—10 периодам собственных колебаний.
Результаты испытаний прибора и первый опыт
эксплуатации позволяют рекомендовать прибор
для определения как параметров используемого
в его составе ПИД-регулятора, так и
параметров настройки других звеньев системы
регулирования.
Ниже рассмотрено несколько примеров.
Пример 1. Реализация типовой схемы регулирования
температуры перегретого пара парового котла с помощью
двух регуляторов на базе одного прибора ПРОТАР 112
(рис. 4). Каждый регулятор поддерживает температуру
пара на выходе соответствующего пароперегревателя.
Воздействие на исполнительные механизмы и переключение
режимов управления регуляторов осуществляется
соответствующим внешним блоком ручного управления (БРУ).
В ручном режиме БРУ второго регулятора замыкает вход
<7вн, БРУ первого регулятора — вход qc\ «— сигнал
датчика положения регулирующего органа впрыска 2. В
качестве такого датчика может быть использован реостатный
датчик. Для питания реостатного датчика использован
встроенный источник опорного напряжения С/оп.
Система регулирования каждого пароперегревателя
является двухконтурной и построена на ПИ-регуляторе и
дифференциаторе. Между системами регулирования
введена статическая коррекция.
Программа регулятора впрыска / построена на базе
функции F05. Импульсный выходной сигнал регулятора
снимается с выходов z„, z„. Переменная С/о прибора
ПРОТАР устанавливает сигнал задания регулятору.
Рассогласование, как видно из рис. 4, С/=Л18-|-6-|-г/и—С/0.
Параметры регулятора: д — зона нечувствительности, С,—
коэффициент передачи, t\ — постоянная времени
интегрирования, dt — минимальная длительность импульса.
Программа регулятора впрыска 2 построена на базе
функции F01. Импульсный выходной сигнал регулятора
снимается с выходов zt, zM. Переменная Р0 прибора
ПРОТАР устанавливается сигналом задания регулятору
впрыска 2. Переменная д0 — оперативное задание
(коррекция задания). Суммарное задание у0=Р0-\-да и
рассогласование Е=Р—г/о вычисляются функцией F01 регулятора.
Параметры регулятора: д0~ — предел изменения
оперативного задания, t0 — постоянная времени фильтра входного
сигнала Р, U ■— время компенсации при динамической
балансировке. Наименование остальных параметров
совпадает с описанными в регуляторе впрыска /, однако для
функции F05 перед символом параметра индицируется
символ «=».
Цифровые эквиваленты температур пара на входе
в каждый пароперегреватель (соответственно) С и d
преобразуются дифференциаторами с коэффициентами сЗ, с4
и постоянными времени t3, t4. Их выходы соответственно
П18, П19. В дифференциаторе второго регулятора
реализована автоподстройка постоянной времени
Дифференцирования в зависимости от расхода пара G„ по линейному
закону:
/4= е ( ) + г8
\ 1 + /J/5 ) т
с двусторонним ограничением (^6 и П).
Для введения статической связи между системами
регулирования импульсный выходной сигнал гъ\/гя\
регулятора впрыска 2 подается на дискретные входы q6, q„.
to
Суммарный сигнал <7i= I (?e—qu)dt, где То=0,32 с — вре-
о
мя цикла прибора ЦРОТАР, подается на вход нелинейного
элемента с выходом П13, который интегрируется
интегратором, реализованным на функции F12, с постоянной
времени tu и выходом (/ц:
t
</п = </„ + -^-|/7Ш/;
о
_ I Л14<7, при ft > (С/2 + С/1) или Л < (С/2 — G1);
Я13~\ 0 при (C/2-C/l)<ft< (U2 + UI),
где /714 — параметр, определяющий степень статической
связи; h — цифровой эквивалент сигнала датчика
положения регулирующего органа впрыска 2; С/1, U2 —
соответственно половина зоны нечувствительности и смещение.
Программа описанного выше регулятора температуры
перегретого пара: F40; <?; F27; c5; F46; t5; F25; /8; F32;
<6; F33; Л; F41; г4; F19; F25; A; F41; P; F01; F40; Л;
F26; С/2; F22; F26; С/1, F30; q,; F27; Я04; F41; Я13;
F12; F40; С; F48; «; F27; сЗ; F41; /718; F25; Ь; F25; уи\
F26; С/о; F05; F00.
В условных обозначениях эта программа показана на
рис. 4. Программа занимает 50 шагов. Программа
аналогичного регулятора, построенная на модификации
прибора ПРОТАР 110, занимает 98 шагов.
Пример 2. Формирование диапазона постоянной
времени интегрирования ПИД-регулятора 0,5—166 ч C0—
9998 мин).
Функция ПИД-регулятора F01 и F02 дополняется
блоком, в котором на 59 циклов из каждых 60
отключается интегральная составляющая (при г*1=9999), что
позволяет перевести масштаб постоянной времени
интегрирования из секунд в минуты. Для отключения
используется функция широтно-импульсного модулятора F52,
период которого #}=60то=19,2с (т0=0,32 с — время
цикла), а входное значение Я00= 100 % -59/60=98,4 %.
Программа: F40; /700; F52; <3; F27; /2; F25; /1;
F41, U.
Здесь И является уставкой постоянной времени
интегрирования регулятора в минутах, а значение t2
устанавливается равным 9999.
Пример 3. Вычисление интеграла переменной U:
м
о
Интегратор F12 управляется логической переменной
qn, разрешающей интегрирование, a qn формируется
функцией таймера F53 с дительностью импульса И,
запуск которого производится дискретным входным
сигналом <7с, который переключает отрицательную константу на
входе таймера /724 на положительную /723 (в списке
параметров прибора константы Я20=0; Я23=0,32 %; Я24=
= -0,32%).
Программа: F40; Я23; F34; Я24; F53; /1; F41; qn,
F40; U; Л2; F34; Я20; F41; у„.
В 1991 г. предполагается завершение разработки,
а с 1992 г. начало серийного производства нового
комплекса приборов серии ПРОТАР 200 со следующими
отличительными особенностями:
дальнейшее расширение функциональных
возможностей;
больший выбор аппаратных средств связи с объектом,
в том числе введение естественных сигналов датчиков;
наличие цифровой интерфейсной связи;
наличие в комплексе блоков, обеспечивающих
дополнительные каналы гальванического разделения входных и
выходных, аналоговых и дискретных сигналов;
сохранение габаритно-присоединительных размеров.
Возможен заказ и выпуск специальных модификаций
приборов с жесткой программой, разработанной по
техническим требованиям заказчика.
Список литературы
1. Шапиро Ю. М. Новые регулирующие
микропроцессорные приборы ПРОТАР// Теплоэнергетика. 1987. № 10
С. 5—11.
2. Автоматизация настройки систем управления/
В. Я- Ротач, В. Ф. Кузищин, А. С. Клюев и др.// Под
ред. В. Я. Ротача. М.: Энергоатомиздат, 1984.

УДК 681.2.621.311.22.62-5
Микропроцессорный регулирующий прибор ПРОТАР—
прогрессивная замена традиционной аппаратуры
ЖИДКОВ А. А., БАЛОВНЕВ В. С, КУМАНЕНКОВ Н. Н., САДЫКОВ В. С, инженеры
ВТИ — Ириклинская ГРЭС
Более 40 лет в отечественной энергетике
существует и повсеместно используется
электронная система автоматического регулирования,
которая, сменив несколько поколений (ЭР-ВТИ,
ЭР-Т, ЭР-С, ЭР-Ш, РПИК, РПИБ, КАСКАД,
АКЭСР, КАСКАД-2, РП-2, РП-4, АКЭСР-2),
давно заслужила статус «традиционной».
Основными достоинствами традиционного
подхода были и остаются:
использование децентрализованной
функциональной структуры, обеспечивающей полную
независимость контуров регулирования,
следовательно, высокую структурную надежность;
наличие набора аппаратных функциональных
модулей, достаточных для реализации
необходимых технологических алгоритмов
регулирования;
применение электродвигательных
исполнительных механизмов с постоянной скоростью,
позволяющих существенно упростить систему
регулирования;
использование бесконтактных
полупроводниковых элементов, обеспечивающих достаточно
высокую аппаратную надежность.
К числу недостатков традиционных
технических решений следует отнести «жесткую»
структуру функциональных реализаций,
затрудняющую ее перестройку, а также определенную
конструктивную громоздкость, быстро
возрастающую с усложнением технологических
алгоритмов.
Возможность дальнейшего развития системы
с сохранением ее положительных и устранением
отрицательных качеств возникла в связи с
появлением и быстрым развитием новых в этой
области цифровых и особенно микропроцессорных
технических средств, в том числе —
автоматического регулирования.
Одной из первых отечественных разработок
в данной области было создание
микропроцессорного регулирующего прибора ПРОТАР.
Основные параметры прибора
В 1988 г. Московский завод тепловой
автоматики (МЗТА) закончил разработку и начал
серийный выпуск нового микропроцессорного
регулирующего прибора ПРОТАР,
предназначенного для замены традиционной аппаратуры
КАСКАД-2 и АКЭСР-2 [1].
По внешним конструктивно-схемным
признакам ПРОТАР близок к упомянутым
традиционным прототипам, что создает преемственность
при проектировании, наладке, эксплуатации.
В частности, прибор рассчитан на реализацию
одного, максимум — двух независимых контуров
регулирования, что исключает возможность
одновременного отказа сразу нескольких контуров;
сохранены традиционные виды входных и
выходных сигналов; оставлены без изменения
общая структура построения регулятора и
внешние устройства (датчики с унифицированным
входным сигналом, тиристорные усилители
мощности, импульсные исполнительные механизмы
с постоянной скоростью, органы дистанционного
управления).
В то же время благодаря переходу к
цифровой технике хранения и обработки информации
обеспечена широкая многофункциональность
прибора ПРОТАР, вмещающего в свою память
весь объем функциональных модулей,
реализуемых в настоящее время во всем комплексе
десятка «аппаратных» блоков КАСКАД-2,
АКЭСР-2.
Используя библиотеку модулей из 38
наименований, можно в одном приборе ПРОТАР
разместить достаточно сложные схемы
регулирования, реализующие не только основные, но и
многие другие функции: двухконтурные схемы,
динамические связи, блокировки, диагностику
неисправностей и т. д.
При надлежащем использовании все это
может способствовать существенному повышению
общей надежности системы регулирования,
сокращению общей численности используемой
аппаратуры, снижению потребляемой аппаратурой
мощности и т. д. Ограничивающим условием в
процессе «уплотнения» прибора является
количество разрешенных шагов программирования
(не более 100).
Важными обстоятельствами,
способствующими улучшению общих качественных показателей
прибора ПРОТАР, являются:
высокая «аппаратная» надежность,
обеспечиваемая располагаемой технологией производства
(характеризуемая гарантированной наработкой
на отказ 50 000 ч);
высокая точность обработки информации;
широкие возможности самодиагностики,
предотвращающей наиболее опасные —ложные
действия регулятора;
широкий диапазон разрешенных
климатических условий;
высокая помехозащищенность в магнитных и
электростатических полях;
отсутствие необходимости применения
обычных для цифровой техники охлаждающих
вентиляторов;
малая потребляемая мощность;
наличие сменяемых раз в 2 года сухих
элементов, резервирующих питание оперативной
памяти в периоды отсутствия питания от сети.
Специфическим для прибора ПРОТАР
является программный способ формирования
заданной функциональной структуры и ввода надле-
10

Мазут к котлу
РМК
Г"
ног
11 f~
+
/•<?
отРП
0-5мА
/J
W
I Ш__
т
If
+
до
| ВТО 5/2
TZ
ПРОТАР
" *Л
т"
с/
г#+/
1 /7Й?
'~1
/75/
11 f~~
+
Li
LI
Г
LIT
Л7
«1
Ч>
/ш
1
1зд1м1м1 HUJJ] \Ш 1
X
/7&°-J-4
жащих констант: параметров настройки, уставок
срабатывания и пр. Этап программирования
выполняется после предварительной традиционной
процедуры — назначения необходимой для
данного контура регулирования информации,
вывода управляющих команд и информационных
сигналов, а также отображения имеющихся в
библиотеке ПРОТАР модулей и связей.
Сам процесс программирования близок к
процессу работы с несложным калькулятором и
представляет собой пошаговую процедуру
поочередного ввода необходимых модулей и
констант, не требующую от программиста
профессиональных знаний.Процедура программирования
дополнена визуальным контролем
фактически записанных структур и констант, что
позволяет наглядно контролировать режим работы
схемы в любой точке структуры.
Предусмотрена возможность оперативной замены констант
без вмешательства в технологический процесс.
На рисунке показана структура регулятора
расхода топлива, выполненного на одном
приборе ПРОТАР. Регулятор получает сигнал по
расходу мазута GM, а также сигнал-задание от
регулятора мощности энергоблока РМ.
Алгебраическая сумма (+) этих сигналов поступает к
ПД—ШИМ-преобразователю и далее, через
блок ручного управления (БРУ) — к тиристор-
ному усилителю (ПБР-ЗА) и приводу (МЭО)
регулирующего мазутного клапана (РМК).
Схема предусматривает автоматическую
диагностику отказа датчика Gu при выходе его
сигнала за пределы измерений с помощью
компаратора (аналого-дискретного
преобразователя) Кг с формированием запрета работы
регулятора через вход q0, а также формирования
аварийной команды 2отк по каналу Го при
исчезновении сигнала от регулятора мощности
энергоблока РМ.
Опыт работы с прибором ПРОТАР
показывает, что процесс программирования вполне
доступен персоналу, имеющему в настоящее время
дело с упомянутой традиционной аппаратурой
регулирования, и весь процесс обучения
занимает 1—2 нед.
Опыт применения
К настоящему времени приборы ПРОТАР
опробованы на многих энергоблоках и других
промышленных объектах. Из них наибольший
эксплуатационный интерес представляет оценка
результатов работы по модернизации системы
регулирования газомазутного энергоблока
300 МВт Ириклинской ГРЭС.
Энергоблок 300 МВт Ириклинской ГРЭС
содержит прямоточный котел ТГМП-314 и
турбину ЛМЗ К-300-240.
Во время проведения модернизации системы
контроля и управления была заменена
аппаратура автоматического регулирования серии
РПИБ на микропроцессорные приборы
ПРОТАР 110.
Демонтированы следующие приборы серии
РПИБ: регулирующие блоки D0 шт.),
измерительные блоки D0 шт.), дифференциаторы
A0 шт.), размножители D шт.), механические
интеграторы B шт.).
11

Установлено 40 приборов ПРОТАРПО, в том
числе на 19 выполнены «простые» регуляторы, в
которых реализована лишь незначительная
часть возможных функций. В остальных
(«сложных») регуляторах реализовано до 90%
функциональных возможностей.
Во всех регуляторах введена
автодиагностика входных сигналов с воздействием на сигнал
и автоматическим переводом канала
регулирования на дистанционное управление. Замена
аппаратуры проводилась в сентябре — октябре
1990 г., наладка регуляторов ,(«90%) была
закончена в ноябре 1990 г.
До установки на энергоблок аппаратура
была проверена и налажена в лабораторных
условиях, при этом выполнялись следующие работы:
ввод в каждый прибор надлежащей
программы;
установка расчетных статических и
динамических параметров настройки;
опробование на стенде в разомкнутом
режиме.
Основной объем работ выполнили четыре
человека: инженер, старший мастер и два
электрослесаря. Отказов приборов при проведении
лабораторных испытаний не было. Однако после
установки приборов на энергоблок и включения
их в работу на некоторых из них 1—2 раза в
сутки начали возникать ложные срабатывания
в виде кратковременных выходных импульсов.
Исследования показали, что причиной этих
явлений были наводки, поступающие со стороны
внешних кабельных жил на выходные цепи гъ,
2м, 2Н, 2В. Прекращение указанных срабатываний
было достигнуто при заземлении имеющихся в
кабелях резервных жил, а также шунтировании
выходных цепей конденсаторами емкостью
0,25—0,5 мкФ. Соответствующие рекомендации
переданы заводу.
После наладки системы регулирования
качество поддержания таких технологических
параметров, как температура острого и перегретого
пара, расход топлива (газ), содержание 02 в
уходящих газах заметно улучшилось, особенно
при интенсивной нагрузке и разгрузке
энергоблока. В то же время до модернизации
качественное поддержание названных
технологических параметров вообще не было возможным
из-за малых функциональных возможностей
аппаратуры РПИБ.
Перспективы
В процессе проектирования и наладки
системы регулирования на базе регулирующих
приборов ПРОТАР был высказан ряд пожеланий,
реализация которых могла бы дополнительно
расширить круг возможностей приборов.
Так, ощущается потребность в увеличении
численности гальванически разделенных
входных сигналов до 7—8 входов с одновременным
устранением имеющихся двух гальванически
связанных входов.
Полезно расширение функциональных
возможностей путем устранения имеющейся
программы с жесткой структурой, практически не
используемой на практике.
Удобно «симметрирование» прибора с
программной реализацией двух независимых
идентичных контуров регулирования.
В некоторых случаях может оказаться
полезной автоматизация вычисления и установка
оптимальных параметров настройки [2].
Наконец, при использовании приборов
ПРОТАР в составе АСУТП может существенно
расширить их возможности разработка
варианта прибора, предусматривающего возможность
цифровой интерфейсной связи с внешними
цифровыми устройствами.
Во всех модификациях, в том числе
исходных, применение приборов ПРОТАР на
электростанциях представляется достаточно
перспективным. Оно позволяет строить функционально
полные децентрализованные системы
регулирования, отличающиеся высокой надежностью,
умеренной стоимостью, малыми затратами на
проектирование, наладку и несложное
обслуживание. К сожалению, проектные организации в
настоящее время еще не проявляют к приборам
этой серии должного интереса.
Список литературы
1. Шапиро Ю. М. Новые регулирующие
микропроцессорные приборы ПРОТАР// Теплоэнергетика. 1987. № 10.
С 5—11. „ „ „
2. Ротач В. Я., Кузищин В. Ф., Лысенко С. Б.
Реализация функции автоматизированной настройки в
микропроцессорном контроллере ПРОТАР// Теплоэнергетика.
1988. № 10. С. 4—8.
vO
УДК 621.311.22.002.51.681.3.003.13
Экономическая и экологическая эффективность
информационно-вычислительной системы мощного энергоблока
ЦЕЙТЛИН Р. А., ШАПИРО В. И., МАВРЕНКОВА М„ И., инженеры
ЦНИИКА
Тенденции последних лет создали
существенно новые условия для разработчиков АСУТП.
Предприятия перешли на полный хозрасчет и
приобретают новые аппаратно-программные
средства только при условии их достаточной
экономической эффективности.
Проблема оценки экономической
эффективности АСУТП не только важная, но и весьма
сложная [1, 2]. Сложность эта носит вполне
объективный характер и связана с тем, что
АСУТП является человеко-машинной системой,
эффект которой проявляется в значительной
степени в результате взаимодействия человека с
аппаратно-программными средствами. Особенно
это характерно для
информационно-вычислительных систем (ИВС). Оценить их экономиче-
12

скую эффективность можно только путем
определения общего эффекта, достигаемого от
человеко-машинного решения задачи и условного
разнесения этого эффекта между персоналом и
аппаратно-программными средствами. На
основании такого подхода выполнен расчет
экономической эффективности ИВС энергоблока
мощностью 1200 МВт Костромской ГРЭС (КГРЭС),
построенной на базе информационной машины
М60 и двухмашинного вычислительного
комплекса СМ-2. В качестве основного средства
отображения оперативной информации
использованы цветные дисплеи типа ОРИОН-М [3].
Информационно-вычислительная система
выполняет следующие функции [4]:
оперативный контроль оборудования на
дисплеях (ОКО) [5, 6];
расчет и анализ технико-экономических
показателей и состояния технологического
оборудования (ТЭП) [7, 8];
регистрацию аварийных ситуаций (РАС)
[9];
анализ действия защит (АДЗ);
оптимизацию вакуума в конденсаторе (ОВ)
[10, И];
регистрацию переходных процессов (РПП)
[12].
По данным КГРЭС использование указанных
функций привело к повышению качества
эксплуатации энергоблока.
Функция ОКО обеспечила:
повышение оперативности контроля и
управления за счет значительного сокращения
площади оперативных панелей и пультов, ликвидации
местных щитов управления;
повышение точности ведения режимов
благодаря цифровому представлению значений
технологических параметров и контролю
непосредственно неизмеряемых (расчетных) параметров;
повышение быстроты анализа ситуаций
оператором и качества управления ввиду
концентрации информации по технологическому принципу
и наглядности ее представления, а также
формирования советов по управлению;
повышение экономичности режима горения с
уменьшением выбросов оксидов азота
посредством выравнивания распределения мазута между
форсунками;
гибкость системы, возможность оперативного
изменения видеокадров в соответствии с
изменениями технологических схем в ходе освоения
энергоблока;
рост квалификации операторов благодаря
использованию указанных выше факторов.
Функция расчета и анализа ТЭП:
выполнение оперативного расчета ТЭП
энергоблока в целом и отдельных его установок, где
потенциально возможны потери;
отображение результатов текущего анализа
ТЭП оперативному персоналу в наглядной
форме с интервалом 15 мин;
использование результатов расчета и
анализа ТЭП для совершенствования технологических
схем и режимов эксплуатации, своевременного
обнаружения и устранения дефектов
оборудования.
Функция РАС:
повышение оперативности выявления причин
аварийных остановов энергоблока и сокращение
времени простоя до повторного пуска;
повышение точности контроля режима
аварийного останова, что способствовало
исключению поломок оборудования и сохранению его
ТЭП при последующих пусках.
Функция АДЗ:
повышение надежности энергоблока за счет
своевременного выявления дефектов в системе
управления, что сократило вероятность поломок
оборудования.
Функция ОВ:
оптимизация режима работы
циркуляционной, конденсационной и эжекторной установок;
оперативное обнаружение неплотностей в
вакуумной системе, что привело к повышению
экономичности турбоустановки, сокращению забора
воды из Волги и расхода электроэнергии на
собственные нужды.
Функция РПП:
сокращение парка средств
экспериментального контроля;
автоматизация процессов проведения
испытаний и обработки результатов, что
способствовало ускорению разработки рекомендаций по
совершенствованию режимов эксплуатации;
анализ пусковых режимов энергоблока, что
способствовало повышению надежности
эксплуатации оборудования.
Экономическая эффективность
перечисленных факторов качественно очевидна, однако
количественная оценка многих из них затруднена
из-за параллельного воздействия других
факторов, не связанных с использованием ИВС.
Расчет экономической эффективности
выполнен на основе методики [13] с учетом
следующих положений.
1. По составляющим, для которых
технический эффект от использования ИВС доказан
экспериментально, вся достигаемая экономия
отнесена к системе.
2. По составляющим, для которых имеется
технический эффект, полученный как от
использования ИВС, так и от действия других
факторов, использована экспертная оценка доли ИВС
в достигнутом эффекте (экспертные оценки
давались руководящим инженерным персоналом
КГРЭС).
3. Экономический эффект от улучшения
экологических показателей эксплуатации рассчитан
только для тех составляющих, по которым име-
ются методики пересчета технического эффекта
в экономический.
4. Отдельно рассчитана единовременная
экономия, достигнутая при использовании ИВС в
период освоения энергоблока, и годовой
экономический эффект в период эксплуатации
освоенного оборудования. Единовременная экономия
учтена как уменьшение единовременных затрат
на создание ИВС.
5. Отечественный и мировой опыт
показывает, что эксплуатация мощного энергоблока
невозможна без системы централизованного
контроля (СЦК). В связи с этим при выборе базы
для сравнения простейшая СЦК отнесена к
базовому варианту, а расчет экономической эф-

фективности выполнен лишь для функций и
задач, дополняющих эту систему.
Ниже приведены основные результаты
расчета экономической эффективности ИВС.
Предпроизводственные затраты и
капитальные вложения1, приведенные с учетом фактора
врмени к году освоения энергоблока, достигли
2292 тыс. руб. Суммарные годовые затраты на
эксплуатацию ИВС составляют 192,5 тыс. руб.
Единовременная экономия вследствие
сокращения парка средств экспериментального
контроля составила 48,8 тыс. руб.
Расчет единовременной экономии от
ускорения освоения энергоблока выполнен путем
сравнения проектного и фактического изменений
технико-экономических показателей в период
освоения (см. таблицу). По экспертной оценке,
данной представителями КГРЭС, доля ИВС в
формировании этой экономии составила 25%. что
обеспечило снижение затрат на топливо на
2,8 млн. руб. за 3 года. Таким образом,
единовременные затраты на создание ИВС полностью
окупились еще в период освоения энергоблока.
Снижение затрат на топливо при ускоренном освоении
технико-экономических показателей энергоблока
Наименование показателя
Нормативный удельный расход
условного топлива,
г у.т/(кВт'Ч)
Фактический удельный расход
условного топлива,
г у. т/(кВт'Ч)
Отпуск электроэнергии, кВт-ч
Замыкающие затраты на
топливо, руб/т у. т.
Единовременная экономия,
тыс. руб.
Коэффициент приведения
Приведенная единовременная
экономия, тыс. руб.
Год освоения энергоблока
первый второй
347,6
331,7
4411 10'
64
4486,6
1,1
4937,5
335,6
320.5
6049-10»
64
5845,8
1,0
5845,8
третий
320,8
318.1
4318-10"
47,2
550,3
0,91
500.8
Экономия за период после освоения
энергоблока оценивалась по следующим факторам:
уменьшению расхода топлива за счет более
точного поддержания машинистами основных
параметров энергоблока;
оптимизации распределения расхода мазута
между форсунками;
оптимизации режима циркуляционной,
конденсационной и эжекторной установок.
Годовая экономия топлива, полученная за
счет более точного поддержания температур
пара, питательной воды и уходящих газов, а
также содержания кислорода в дымовых газах
составила 12 600 т у. т. По экспертной оценке 50%
этой экономии получено вследствие получения
персоналом информации о ТЭП энергоблока,
что дало экономический эффект в сумме
297,5 тыс. руб.
Выравнивание расходов мазута между
форсунками, позволив снизить избыток воздуха в
топке с 1,03 до 1,02, обеспечило дополнительную
экономию топлива на 130,6 тыс, руб. и снижение
1 Капитальые вложения рассчитаны для
двухмашинного вычислительного комплекса СМ-2, пяти устройств
отображения информации на дисплеях ОРИОН-М, каналов
измерения и устройств связи с объектом, необходимых для
дополнения функций СЦК другими функциями ИВС.
ущерба от выбросов оксидов азота на сумму в
126,8 тыс. руб. в год2.
В натуральном выражении снижение
выбросов оксидов азота составило примерно 640 т
в год.
Оптимизация режима работы
конденсационной и эжекторной установок обеспечила годовую
экономию электроэнергии примерно 10-Ю6 кВт-ч
и уменьшение забора воды из Волги на 54.4Х
Х106 м3. Общий годовой экономический эффект
от указанных факторов составил более
270 тыс. руб. [14].
В целом подтвержденный годовой
экономический эффект ИВС составил 734,6 тыс. руб.
(при ценах на топливо, действовавших до
1990 г.).
Экологический эффект, полученный от
реализации функций рассматриваемой ИВС,
является сопутствующим, достигнутым при решении
оптимизационных задач по экономическому
критерию, однако рассчитывать на получение всегда
положительных сопутствующих эффектов не
приходится. Поэтому при проектировании новых
систем необходимо специально предусматривать
природоохранные функции ИВС: обеспечивать
систему соответствующими датчиками и
алгоритмами расчета экологических показателей;
учитывать эти показатели при оптимизации
режима работы оборудования, индицировать их
на рабочем месте оператора и накапливать в
архиве.
Рассмотрим технические и организационные
меры, которые способствовали достижению
эффективности рассматриваемой ИВС.
В работе [2] в качестве одного из путей
повышения эффективности АСУТП предлагается
ее упрощение. В отношении ИВС с этим
согласиться нельзя. Каждая реализуемая функция
может быть эффективной лишь тогда, когда она
хорошо приспособлена к условиям конкретного
энергоблока. Хорошая приспосабливаемость
обеспечивается гибкостью алгоритмического и
программного обеспечения, что, как правило,
требует увеличения их сложности.
Наращивание функций также является
усложнением системы. В общем случае каждая
добавляемая функция повышает эффективность
ИВС, поскольку в значительной степени
использует уже имеющиеся в ИВС ресурсы: каналы
измерения, средства отображения,
общесистемные программные средства.
Принципиальным является поставленный в
работе [2] вопрос об ответственности за
эффективность ИВС. В последовательной цепи
достигаемый результат в равной степени зависит от
каждого звена. Ошибки в разработке системы
столь же губительны для конечного результата,
как и неспособность персонала обеспечить
культурную эксплуатацию системы или
воспользоваться выдаваемыми ею данными. Поэтому
равную ответственность за эффективность ИВС
несут как разработчик, так и пользователь систе-
2 Снижение ущерба рассчитано по методике
Украинского института газа. При этом для получения нижней
оценки эффекта использован удельный показатель ущерба
«для безлюдной местности».

мы. Практически же эффективность может быть
достигнута лишь тогда, когда заказчик
непосредственно сотрудничает с разработчиком как
соавтор системы, а не ограничивается лишь
приемкой готовой продукции. Это подтвердил опыт
сотрудничества ЦНИИКА, а также организа-
ций-соразработчиков ИВС (ВТИ, МНУ ЭЦМ и
др.) с КГРЭС.
В целом на КГРЭС отчетливо проявляется
положительная обратная связь между уровнем
эксплуатации и эффективностью ИВС.
Костромская ГРЭС всегда отличалась высоким уровнем
эксплуатации, что и позволило ей выделить
высококвалифицированных специалистов для
участия в создании и использовании ИВС. В свою
очередь квалифицированно используемые
результаты функционирования ИВС повышают
общую культуру производства, положительно
сказываясь на уровне эксплуатации, что
дополнительно повышает интерес к системе.
Видимо, создание организационных и
технических условий для проявления отмеченной
положительной обратной связи является одной из
главных предпосылок для обеспечения высокой
эффективности ИВС.
Выводы
1. На примере ИВС энергоблока мощностью
1200 МВт Костромской ГРЭС показана
возможность достижения высокой экономической и
экологической эффективности ИВС.
2. При анализе экономической эффективности
ИВС мощных энергоблоков затраты на
реализацию традиционных функций
централизованного контроля следует относить к базовой системе,
с которой сравнивается предлагаемая система.
3. Расчеты по техническим эффектам
позволяют определить лишь часть общей
экономической эффективности ИВС.
4. Сложные, функционально развитые ИВС
эффективны на электростанциях с высокой
культурой эксплуатации и способствуют ее
дополнительному повышению.
5. Эффективность ИВС может быть
обеспечена только при совместных усилиях
разработчика и заказчика.
6. При проектировании новых систем необхо-
Показатель колебательности как вполне
адекватный промышленной практике критерий запаса
устойчивости автоматических систем
регулирования нашел широкое применение в проектных
и наладочных работах на технологических
объектах энергетики, химии и смежных отраслей
промышленности. Методы расчета по этому
критерию основаны на геометрических
соотношениях между комплексными частотными характери-
димо специально предусматривать выполнение
ими природоохранных функций и учитывать
экологические показатели при оптимизации
режима работы оборудования.
Список литературы
1. Горнштейн М. Ю. Организационно-экономические
условия ускорения автоматизации// Вопросы экономики.
1987. № 2. С. 41—49.
2. Миронов В. Д., Ринкус Э. К. Экономика АСУТП
энергоблоков. Организационные проблемы//
Теплоэнергетика. 1987. № 10. С. 2—5.
3. Структура технических средств и программное
обеспечение ИВС в АСУТП энергоблока мощностью 1200 МВт
Костромской ГРЭС/ В. А. Дементьев, В. А. Байда,
Б. Ф. Даус и др.// Теплоэнергетика. 1985. № 8. С. 30—34.
4. Функции информационно-вычислительной системы
энергоблока 1200 МВт Костромской ГРЭС/ Е. В.
Борисова, В. И. Степанов, А. Я. Френкель и др.//
Теплоэнергетика. 1985. № 8. С. 35—38.
5. Обобщенный контроль на мощном энергоблоке/
Б. И. Эисканд, Т. Д. Радун, Р. А. Цейтлин и др.//
Теплоэнергетика. 1982. № 6. С. 36—40.
6. А. с. 1267118 СССР. Способ обнаружения
нарушений в работе мазутных форсунок/ Ю. Н. Богачко,
В. И. Шапиро, Б. А. Волков и др.// Открытия.
Изобретения. 1986. № 40.
7. Автоматизированный расчет и анализ
технико-экономических показателей энергоблока 1200 МВт
Костромской ГРЭС/ Н. Ф. Комаров, В. Н. Рузанков, П. А. Бере-
зинец и др.// Теплоэнергетика. 1985. № 8. С. 39—43.
8. А. с. 1054556 СССР. Способ контроля режимов
работы энергоблока/ В. И. Степанов, Р. А. Цейтлин,
П. А. Березинец и др.// Открытия. Изобретения. 1983.
№ 42.
9. Регистрация аварийных режимов работы
энергоблоков/ В. А. Байда, Р. А. Цейтлин, В. И. Шапиро и др.//
Теплоэнергетика. 1980. № 4. С. 36—40.
10. Борисова Е. В., Френкель А. Я., Мокин В. А.
Алгоритмы оптимизации работы конденсационной и воз-
духоудаляющей установок энергоблока мощностью
1200 МВт// Теплоэнергетика. 1985. № 8. С. 35—38.
11. А. с. 1354021 СССР. Способ управления
конденсационной установкой энергоблока/ Е. В. Борисова,
А. Я. Френкель, В. А. Мокин// Открытия. Изобретения.
1987. № 43.
12. Френкель А. Я., Максимова Л. Л. Комплекс
алгоритмов и программ для сбора и представления
информации о переходных процессах// Теплоэнергетика. 1984.
№ 8. С. 9—12.
13. Инструкция по определению экономической
эффективности использования новой техники, изобретений и
рационализаторских предложений в энергетике. М.: Ин-
формэнерго, 1986.
14. Борисова Е. В., Френкель А. Я., Мокин В. А.
Оценка экономической эффективности оптимизации режима
работы конденсационной и воздухоудаляющей установок
энергоблока// Теплоэнергетика. 1988. № 10. С. 32—35.
стиками (КЧХ) разомкнутой и замкнутой
одноконтурных систем и на соответствующих условиях
касания частотной характеристики
разомкнутой системы и окружности, ограничивающей
недопустимые значения характеристики '[1].
В настоящей статье предлагается
альтернативный метод расчета систем, основанный на
приеме отображения множества недопустимых
значений частотных характеристик разомкнутой
15
О
УДК 62-50
К расчету автоматических систем регулирования
на заданный показатель колебательности
СОБОЛЕВ О. С, ЧЕХОВСКОЙ С. А., кандидаты техн. наук
ЦНИИКА — Ивано-Франковский институт нефти и газа

*'■/ J*
Рис. 1. Отображение области недопустимых значений
отрицательной КЧХ регулятора на плоскость его параметров
на частоте оз.
а — область G(co) недопустимых значений КЧХ; б — ее образ —
область Г(ш) недопустимых значений параметров.
системы на множество недопустимых значений
параметров регулятора [2].
В тексте используются следующие
обозначения для основных переменных и элементов
описания контура регулирования: S(/co), S_1(/co)—
комплексная частотная характеристика (КЧХ) и
инверсная КЧХ объекта; R{ja>)—КЧХ
регулятора;
S-1 (/со) =р (со) -f-/<7 (со); R (/со) =и (со) +jv (to),
где р('Со), «(со)—соответствующие
вещественные, а <7(со), и (со)—мнимые частотные
характеристики;
А (со) = | S (/to) R (/со) | /11+S (/со)R (/со) |
— амплитудно-частотная характеристика
замкнутого контура по каналу задания;
М — макс—— > 1
«, А@)
— показатель колебательности устойчивой
одноконтурной системы с передаточной функцией
|S(/co)i/?(/co) | в разомкнутом состоянии.
Недопустимые значения КЧХ регулятора
Поскольку показатель колебательности М
должен быть не выше заданного М*, КЧХ
разомкнутой системы по каналу задания на
каждой частоте со должна удовлетворять
неравенству
М<А1*, A)
где М* — заданный допустимый показатель
колебательности. Поскольку для астатических
регуляторов Л@) = 1, а для статических это
условие выполняется с достаточной точностью,
показатель колебательности М мы будем
отождествлять с максимальным значением амплитудно-
частотной характеристики системы А (со).
Найдем условие, которому должны
удовлетворять частотные характеристики регулятора для
того, чтобы значение максимума модуля было не
выше заданного. Для этого подставим в A)
значения частотных характеристик:
| S (/©) J? (/со) | <М* 11+S (/со) R (/со) |.
После возведения обеих частей в квадрат,
подстановок вещественных и мнимых
характеристик, переноса характеристик регулятора в
левую часть и дополнения выражений в ней до
полных квадратов это неравенство приводится
к виду
[mp(co)-f«(co)P+[m<7(co) + y(co)]223
^«2[р2(со)-Н2(со)]
или иначе
| mS-i (/со) +R (/со) \>n\S~l (/со) |,
где
B)
т =
= пМ*; п =
(Л4*J— 1 ' (Ai*)a_i
Условие B) геометрически означает, что в
плоскости комплексной переменной на каждой
частоте со комплексная частотная
характеристика регулятора, взятая со знаком минус
[—^ (/*))]> не должна входить в круг G(co)
радиуса
P="|S-!(/co)|
с центром в точке L на продолжение радиуса-
вектора S"-1 (/со) (рис. 1,с):
L = mS-l(ja).
Окружность (границу круга) обозначим
g(«).
Разным значениям М* при конкретном
значении 5-1 (/со) соответствует семейство
вложенных (не пересекающихся) окружностей
(рис. 2,а), геометрически подобное известной
«диаграмме замыкания» в плоскости КЧХ
разомкнутой системы №(/со) [1, с. 106], с
коэффициентом подобия, равным |S-1(/co)|, и
поворотом относительно начала координат против
часовой стрелки на угол ср, равный л—
—arg[S_1(/co)]. В частности, касательная к
окружности, проведенная из начала координат,
составляет с вектором S-1(/co), как обычно [1],
угол p=arcsin(Al*)-!. При М*-+оо окружность
стягивается в точку инверсной характеристики
объекта 5~'(/со), которая, таким образом, всегда
принадлежит кругу G(co) при конечном М*\ при
М*->1 окружность вырождается в прямую,
перпендикулярную радиусу-вектору S-1 (/со) и
делящую его пополам (рис. 2,а).
Определение множества допустимых настроек
на плоскости параметров регулятора
Точка —#(/«) отрицательной КЧХ
регулятора, зависящая от пары параметров настройки
% и li, на частоте со не удовлетворяет условию
заданной колебательности B), если ПрИНаДЛе-
O^O^-CeU у
МрМ^М ,
/""" ^\W*
/ ^--—^* \
V 1 (SU4
Л£т
\ у
—*-
о)
Рис. 2. Деформация области недопустимых значений
отрицательной КЧХ регулятора.
а — при изменении заданного показателя колебательности АР; б —
при изменении частоты со.
V
16

D)
жит кругу G(co):
—Я (/со, X, n)eG(B). C)
Условие C) удобно представить в
декартовых координатах:
и (со, X, fi) = — л;
v (со, Я, (i) = — г/,
где х, у — координаты точки —R{j<o).
Соотношения C), D) представляют собой
неявную зависимость параметров регулятора X
и ц от координат х, у задаваемых точек из
области G(co) и тем самым определяют отображение
точек области недопустимых значений
отрицательной КЧХ регулятора R (/со) в плоскость его
параметров (X, ц). Если точка отрицательной
КЧХ регулятора пробегает все значения из
области G(co), то соответствующие его
параметры составляют некоторую замкнутую (т. е.
включающую границы) область Г.(со) в
плоскости параметров X и li— образ области G(co)
(рис. 1,6). Область G(co) при этом называется
прообразом области Г (со).
Пусть неявная функциональная зависимость
X и ц от координат х, у задаваемых точек
однозначна и непрерывна, а ее якобиан
I _ дк дц д\ дц
дх ди ду дх
ограничен и не обращается в нуль (за
исключением, возможно, отдельных точек) в области
G(co); эти условия выполняются в практически
важных случаях. Примем, что системы
координат х, у и к, li — правые, т. е. в каждой паре
первая переменная откладывается по оси
абсцисс, а вторая — по оси ординат при обычной их
ориентации на плоскости. При этих условиях
образ Г (со) есть односвязная область, а ее
границей является замкнутый контур у (со), образ
границы g(co) области G (со) [3]. При />0
положение образа Г (со) относительно его границы
у (со) сохраняется: при движении точки вдоль
контура g(co) по часовой стрелке движение
отображающей ее точки вдоль контура у (со) также
происходит по часовой стрелке, а внутренние
точки областей G(co) и Г (со) в обоих случаях
находятся справа по ходу движения. При /<0
пути обхода и ориентации внутренних частей
области G(co) и ее образа Г(о:>) относительно их
границ противоположны (направления обхода
показаны стрелками на рис. 1,а, б). В силу
условия D) якобиан отображения / удобно
представить в форме
т _ dl дц д\ дц
ди до ~ ди ди
При изменении со во всем диапазоне область
Г (со) непрерывно перемещается, деформируясь,
в плоскости параметров, «выметая» при этом
область Г недопустимых по условию B) значений.
Границы областей у (со) при этом представляют
собой семейство кривых, зависящих от
параметра со (рис. 2,6); его мы формально опишем
уравнением
у(со)=0. E)
Огибающая у состоит в обычных случаях из
двух ветвей: одна из них, у', расположена внуг-
2—6369 17
f
7
6
fS
1
3
К
г//
- У
-
\,<и<<
^о \
1,о Ь2
М°)
wy
^5N
kV>,2>
Чу'
1
\f(t,s}
1
Рис. 3. Разбиение плоскости параметров регулятора
методом отображения.
ри области устойчивости, другая, у", вне ее.
Границей области допустимых параметров, так
называемой М-кривой, является ветвь -у',
расположенная в области устойчивости (рис. 3).
При М->оо область Г вырождается в границу
области устойчивости, которая есть образ
кривой инверсной КЧХ объекта Sr1 (/со). На рис. 1,6
точка 2 — образ точки S-1(/co)—лежит на
границе устойчивости. Образом отрицательной КЧХ
регулятора является соответствующая точка в
плоскости параметров. При конечных М*
область Г содержит в себе границу устойчивости
(рис. 3, кривая со штриховкой — отрезок границы
области устойчивости).
Построение границы области допустимых
параметров регулятора может быть сведено к
построению огибающих семейства кривых у (со) в
плоскости параметров регулятора X и li. При
этом нет необходимости обращаться к
построениям в плоскости частотных характеристик, они
сразу могут осуществляться в плоскости
параметров. Поскольку целью построений является
М-кривая, т. е. ветвь у' огибающей, то нет
смысла проводить построения областей Г (со), весьма
громоздких при используемых на практике М*^.
^2,0: достаточно сосредоточить внимание на
построении участков кривых у (со), прилегающих
к огибающей. Эти участки могут быть выделены
на основе предварительных приближенных
вычислений, прикидок или опыта расчетов. При
построении могут быть использованы:
аналитический вывод уравнений огибающей; вывод
уравнений кривых g(co) в плоскости инверсной
КЧХ объекта с последующим отображением их
точек в плоскость параметров регулятора и т. д.
Аналитически уравнения огибающих к
семейству кривых у (со), заданному в форме E),
определяются неявно системой дифференциальных
уравнений [3]
т 0») - 0;
d"\ (co)/dco
= 0.)
F)

Соотношениями F), кроме огибающих, в
общем случае описываются так называемые
«особые кривые» семейства E)—геометрические
места точек их самопересечений [3]. Если
неявная зависимость C), D) параметров
регулятора Л, ц от координат х, у однозначна (как в
практически важных случаях), то с этой
возможностью можно не считаться. Очевидно,
непосредственное применение соотношений F) в
качестве уравнений огибающих достаточно
сложно. Отметим, что для построения огибающих в
последнее время развиты специальные средства
машинной графики, в частности, реализуемые
на персональных компьютерах линии IBM PC
[4]. Они основаны на методах построения
плоских проекций объемных объектов; в нашем
случае речь идет о проекции объема Г(Х, ц, со) в
пространстве (к, ц, оо) на плоскость (X, ц) и
определении границы у проекции Г.
Расчет ПИ-регулятора
Для ПИ-регулятора с КЧХ
/? (/©)=A!i+Ao (/©)-'
при
u(&) = k1; |
v («) = — ^оСй~1 I
отображение C) может быть представлено
в виде
ki = — x; \ (g)
К = а> у. j
Якобиан отображения
т dk1 dk0 dkx dk0
ди dv dv да
всегда отрицателен при положительных
частотах. Образом окружности в плоскости КЧХ на
рис. 1,а является эллипс в плоскости
параметров (&ь ko) на рис. 1,6:
[ki+mp (со) ] 2+[&осо-1—mq((a) ]2—р (со)
с центром в точке Л с координатами: [—/пр(оэ);
ют<7'(<о).], где р(ю) и о (со)—вещественная и
мнимая составляющие 5_1(/<в). Оси эллипса
параллельны осям координат, горизонтальная
полуось имеет величину р(ю), вертикальная —
величину <ар((о). Областью Г (со) является
внутренность эллипса. Огибающая к семейству
эллипсов у', расположенная внутри области
устойчивости, есть искомая М-кривая равных
значений показателя колебательности М=const в
плоскости параметров (рис. 3). В точках
касания конкретного эллипса Г (а) и огибающей у
параметр семейства и представляет собой
частоту экстремума амплитудно-частотной
характеристики замкнутой системы ир при
соответствующих параметрах; отметим, что при
традиционном расчете определение этой частоты
требовало дополнительной работы.
Общий порядок расчета таков.
1. Рассчитываются инверсные частотные
характеристики объекта р(ю), q(a>), |S-1(/co)|.
2. По значениям этих характеристик
определяются параметры эллипсов (центры, полуоси)
и строятся эллипсы.
3. Строится огибающая к эллипсам,
лежащая внутри области устойчивости,— искомая
М-кривая.
4. Определяется оптимальная настройка
регулятора в соответствии с обычными
рекомендациями [1]. При низкочастотных
воздействиях настройка должна выбираться так, чтобы
обеспечивалось максимально возможное
значение параметра интегральной составляющей в
законе регулирования ko, т. е. в точке максимума
гладкой М-кривой в плоскости параметров (йь
ко) [1]. В точке максимума горизонтальные
касательные к М-кривой (огибающей семейства
эллипсов) и к соответствующему эллипсу
совпадают (рис. 3). Поэтому достаточно определить
максимум функции ординат нижних точек
эллипсов в зависимости от частоты и затем
рассчитать параметры регулятора следующим
образом.
1. Определяется зависимость h (со) ординат
нижних точек эллипсов от частоты по формуле
/i((o) =шт<7(со)—coftlS-'O'w) |.
2. Определяются максимум функции Л(ш) и
по его координатам hu, <oM искомые параметры
настройки: &i=—/ир(сом); &о=Лм. Очевидно,
абсцисса шм максимума функции /i(co)
совпадает с резонансной частотой ооР замкнутого
контура: (йр = (йм.
Предложенный метод и расчетные формулы с
точностью до обозначений совпадают с
разработанными ранее в [5] на основании анализа
условий экстремума амплитудно-частотной
характеристики замкнутой системы. Использованный
здесь путь получения формул, который дан без
формальных соотношений, достаточно легко
воспроизводимых, представляется более простым и
ясным, что важно для грамотного и
эффективного применения метода.
Рассмотренный прием не может быть
применен в случае, если кривая М = const в
плоскости параметров имеет петлю, что
свидетельствует о наличии двух экстремумов
амплитудно-частотной характеристики Л((о), как это бывает
при больших предварениях в ПИД-регуляторе,
при расчете каскадных систем и т. д. В этих
случаях область допустимых параметров
настройки, как известно [1], имеет негладкую границу
(точки петли М-кривой и ограничиваемой ею
области удаляются из рассмотрения), и нужно
использовать обычную процедуру поиска
условного экстремума в области с негладкими
границами.
Рассмотрение в статье ограничено основной
схемой метода и его применением для расчета
ПИ-регуляторов. Расчетные процедуры могут
применяться и для ПИД-регулятора, если
используется один из известных способов
фиксации коэффициента при производной в законе
регулирования. Вообще же распространение
метода на стандартные ПИД-, ПД-, И-регуляторы
требует некоторой дополнительной технической
работы. Чтобы не перегружать статью, этому
вопросу предполагается посвятить отдельную
работу. Отметим также, что применение
метода не ограничивается рассмотренными в статье

схемами. Можно, например, проводить
построения в плоскости параметров ПИ-регулятора
(Ги, £Р) при Tu=ki{ko)-\ kp—ki. При этом,
конечно, необходимо соответственно преобразовать
расчетные формулы C), D), G), (8).
Пример. Рассмотрим систему регулирования
температуры пара после пароперегревателя котла воздействием
на расход охлаждающей воды [1, раздел 5.4].
Комплексная частотная характеристика объекта
S(/a))=e-°."J/@,9/co-H) @,38/o)-|-lJ;
постоянные времени в минутах. В иллюстрациях к статье
использованы данные этого примера: на рис. \,а показана
область недопустимых значений отрицательных КЧХ
регулятора для @=1,5, УИ* = 1,545, на рис. 1,6—
соответствующая область недопустимых параметров настройки в
плоскости параметров ПИ-регулятора—эллипс при X—ki,
H=k0. На рис. 2,а для той же частоты на плоскости КЧХ
показаны линии равных значений М* = 1,0; 1,545; 2,0; 3,0;
на рис. 2,6 — окружности g(co) для ш=1,4; 1,5; 1,6 при
М*=3. Разбиение плоскости параметров настройки ПИ-
регулятора для М*=Ъ показано на рис. 3.
Пусть, как и в расчете традиционным методом [1],
задано М* = 1,545. На рис. 4 показан график функции
Л(ш); по графику имеем координаты экстремума этой
функции: Ам=1,11 при <о„=1,23 рад/мин. Расчет
параметров настройки ПИ-регулятора дает: Ai = 1,13; йо=1,П
и, следовательно, Ги=1,04 мин, что с точностью до
погрешностей расчета совпадает с результатами в
приведенном примере [1] (йр=1,15, Г„=1,05 мин, щ= 1,25 рад/мин).
Предлагаемый метод может применяться
при решении различных задач расчета
автоматических систем по условиям частотных
неравенств [2]: например, одноконтурных систем
при задании «области неопределенности» для
неточно заданных частотных характеристик
объекта [1], при расчетах многосвязных систем по
условию диагональной доминантности («почти
автономных») [6], нелинейных (по условиям
критерия В. М. Попова и аналогичным); эти
возможности, однако, требуют специального
рассмотрения.
Метод найдет эффективное применение в
условиях, когда с распространением персональных
компьютеров изменяется содержание понятия
«инженерный метод расчета» и вместо
чертежных приспособлений и калькулятора или
логарифмической линейки в качестве
инструментария будут использоваться пакеты прикладных
программ, в том числе снабженные средствами
машинной графики (например, MATLAB) и
аналитических преобразований (REDUCE).
Метод применен при решении минимаксной
Создание тренажеров для подготовки
операторов энергоблоков требует применения
моделей, адекватных реальным процессам. Оценку
точности динамических моделей тренажеров в
работах [1—4] было предложено проводить на
основании присущих человеку-оператору
характеристик различимости переходных
процессов модели и процессов, полученных на
эталонной модели или реальном энергоблоке с учетом
2*
/'М
@5-
• i 1
1,1 1,2 1,3 Of
Рис. 4. К расчету ПИ-регулятора температуры перегрева
пара.
а — разбиение плоскости параметров регулятора; б — определение
экстремума функции й(ш).
задачи расчета многосвязной системы по
условиям диагональной доминантности и
«показателя колебательности не хуже заданного» в
пакете прикладных программ «Расчет многосвязных
систем» MVS, разработанном для персональных
компьютеров линий IBM [7].
Список литературы
1. Ротач В. Я. Теория автоматического управления
теплоэнергетическими процессами. М.: Энергоатомиздат,
1985.
2. Соболев О. С. Разбиение пространства параметров
при расчете автоматической системы по условиям
частотных неравенств/ Создание и внедрение систем
автоматического и автоматизированного управления
технологическими процессами// XI Всес. совещ. Тез докл. М.: ЦП
НТО Приборпром, 1986.
3. Бермант А. Ф. Отображения. Криволинейные
координаты. М.: Физматгиз, 1958.
4. Куценко Л. Н. Машинная графика в задачах
проекционной природы. М.: Знание, 1990.
5. Ротач В. Я., Бутырев В. Г., Шавров А. В. Синтез
алгоритмов машинного расчета оптимальных параметров
систем регулирования// Теплоэнергетика. 1977. № 12.
С. 72—76.
6. Соболев О. С. Методы исследования линейных
многосвязных систем. М.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Туркатов С. А. Система анализа и синтеза
многосвязных систем управления в частотной области/
Управление многосвязными системами// VI Всес. совещ. Тез. докл.
М.: НКАУ СССР, 1990.
всех способов представления информации,
встречающихся в АСУТП. При этом степень
адекватности динамической модели Ра представляется
в виде случайной величины, зависящей от меры
отклонения процессов v и выражающей
вероятность признания исследуемого процесса
эталонным. В свою очередь мера отклонения процессов
определяется изменениями коэффициента
усиления, масштаба времени и отклонением формы
19
О
УДК. 621.311.22.681.136.54
Методика проверки точности моделей тренажеров энергоблоков
ОХОТИН В. В., ПЛЮТИНСКИЙ В. И., кандидаты техн. наук, БАЛАШОВ А. И., инж.
Московский энергетический институт

Рис. 1. Пример эталона (изменение уровня) и его
возможных модельных реализаций, представлявшихся
экспертам в ходе экспериментов.
процесса от эталонной. Зависимости Ра от
указанных параметров получены в результате
экспериментальных исследований характеристик
различимости и приведены в работах [1—4].
Для обоснованного суждения о возможности
применения модели (отдельного программного
модуля) в тренажере необходимо определить
допустимое значение степени адекватности
модели (вероятности признания модели за
эталон), при котором еще возможно использование
модели в тренажере. Для этого были
предприняты экспериментальные исследования, в
которых в качестве экспертов принимали участие
инструкторы ведущих учебно-тренировочных
центров — Нововоронежского, Трипольского, учебно-
тренировочного центра при ТЭЦ-25 Мосэнерго и
учебно-тренировочного пункта Кольской АЭС
(всего 15 чел).
Экспертные оценки допустимой динамической
погрешности без учета разброса эталонов
Эксперименты по определению допустимых
динамических погрешностей заключались в
предъявлении экспертам графических
изображений эталонного процесса и десяти его модельных
реализаций, отличающихся друг от друга
значениями коэффициента изменения масштаба
времени процесса по отношению к эталону. При
этом каждому из испытуемых давалась
инструкция с просьбой отметить номера всех процессов,
которые с учетом допустимых (по мнению
эксперта) отклонений модели не могут быть
использованы для воспроизведения динамики
данного параметра в тренажере (рис. 1).
Рассматривались два типа технологических
параметров — критические и вспомогательные. К числу
критических были отнесены параметры,
требующие постоянного контроля со стороны оператора
при управлении энергоблоком, а также входные
параметры систем безопасности. Все другие
параметры считались вспомогательными.
В качестве эталонов использовались
реальные процессы, снятые на энергоблоках,
рассматривались также различные случаи упрощающих
аппроксимаций, используемых при создании
моделей тренажеров. В состав эталонов входили
все типы встречающихся на энергоблоке
переходных процессов — колебательные, монотонные
с самовыравниванием и без самовыравнивания
(всего рассматривалось 13 различных эталонов).
Аппроксимация результатов экспериментов
без учета разброса эталонов, выполненная
аналогично [2] с использованием выражения вида
дает значения г и а для критических
параметров 0,487 и 0,248, для вспомогательных
параметров—0,85 и 0,375. Здесь Рт — вероятность
положительного голосования экспертов по
вопросу возможности использования модели в
тренажере; Ф — нормальная функция
распределения; е, а — параметры аппроксимации.
Возможность использования полученных аппроксимаций
проверялась по критерию равенства двух долей
U [5] и дала положительные результаты при
уровне значимости <х=0,05. Результаты
экспериментов представлены в табл. 1 (среднее число
опытов в каждой экспериментальной точке 91).
Таблица 1. Результаты экспериментов и их аппроксимации
(в скобках) по формуле A) для критических (Ргк)
и вспомогательных (Ргв) параметров
Тип
тараметра
Ргк. %
РГВ. %
0..
100.0
(93,2)
100.0
(97,1)
0,2
87,3
(87.4)
96,1
(95.8)
0,3
74,5
G7,5)
93,1
(92,9)
V
0,4 | 0,5
64,7
F3,7)
86.3
(88,5)
45,1
D8,0)
75,5
(82,5)
0,6
39.1
C2,5)
66,7
G4,9)
0,7 | 0,8
20,5
A9,5)
60,3
F5,5)
14,3
(Ю.4)
61,9
E5,3)
Данные исследования отличались от
выполненных ранее [2—4] более высокой
вероятностью утвердительного ответа испытуемых, что
отразилось в увеличении значений Рг по
сравнению с Рг.ф при одинаковых значениях меры
отклонения процессов (рис. 2). Здесь Рг.ф —
вероятность признания человеком-оператором
переходного процесса эталонным при
использовании графической формы представления инфор-
20

Таблица 2. Проверка возможности описания результатов
экспериментов на примере различных случаев аппроксимации
(в скобках) апериодического звена
ft = 1 + е—'t/s—2 е~т/10
л пК лЗ о/
"n(i,"r>rr >'"
Вид аппроксимирующей
функции
А=1_е-т/17
ft = 1 + е—i/5_2e—1/10
ft = 1 — е— (t—2)/20
ft = 1 _е—A-31/14
ft= 1 _e-(t-2)/H
V
0,19
0
0,48
0,17
0,08
РгК-
%
60,0
(87,0)
93,3
(95,0)
зз,з
E4,0)
63,3
(88,2)
93,3
(83,6)
|UK|
1.67
.0,20
■ 1.14
1,04
0.03
Ргв.
%
100,00
(96,5)
100,0
A00,0)
80,0
G9,8)
100,0
(97,1)
100,0
(99,4)
\uB\
0,73
0
0,01
0,67
0,30
мации (определение оценок Рг также
проводилось с использованием графиков переходных
процессов). Диапазон возможных
утвердительных ответов при оценке Рг.ф устанавливался на
основании требования об исключении всех
процессов, отличающихся от эталонного, в то
время как при оценке Рг испытуемые должны были
указать допустимую границу уже замеченных
ими отклонений процессов от эталонных.
Возможность использования результатов в
виде A) была проверена в экспериментах для
различных случаев аппроксимации эталона
(апериодического звена второго порядка)
апериодическими звеньями первого порядка (табл. 2,
число опытов в каждой экспериментальной точке
15). Значения критерия £/-<1,96 подтвердили
допустимость применения зависимости A) при
уровне значимости <х=0,05.
Экспертные оценки допустимой динамической
погрешности при учете разброса эталонов
В рассмотренных выше экспериментах
эталон представлялся в виде единственной
реализации переходного процесса. Для учета
реального разброса различных реализаций эталона
были проведены эксперименты, в которых
эталонный процесс представлялся в виде
нескольких реализаций, определяющих границы
разброса. Рассматривались значения разброса
эталонов в 5, 25 и 45% (разброс задавался путем
соответствующего изменения масштаба времени
эталонного процесса).
Результаты экспериментов представлены в
табл. 3. Число опытов в каждой
экспериментальной точке составило 13—15. В табл. 3 даны
и результаты расчета, учитывающего влияние
разброса эталонов изменением значения
параметра е в соответствии с [2—4].
Таблица 3. Результаты экспериментов и их аппроксимации
(в скобках) при учете разброса эталонов
Тип
параметров
V. %
Ргв- %
Разброс
эталонов,
о/
/о
5
25
45
5
25
45
0,1
100,0
(83,8)
100,0
(99,5)
100,0
A00,0)
100,0
(97,3)
100,0
(99,3)
100,0
A00,0)
0,2
86,7
(88,5)
100,0
(98,5)
100,0
A00,0)
100,0
(96,0)
100,0
(98,5)
100.0
A00,0)
v
0,3
80,0
G9,0)
100,0
(96,2)
92,3
A00,0)
93,3
(93,2)
100,0
(97,2)
92,3
(99,7)
0,4
66,7
F5,6)
78,6
(91,5)
84,6
(99,8)
80,0
(88,9)
85,7
(95,1)
92,3
(99.3)
0,5
53,3
E0,0)
64,3
(83,4)
92,3
(99,4)
86,6
(82,9)
71,4
(91,6)
100,0
(98,5)
Рис. 2. Графики вероятностей положительного голосования
экспертов по вопросу допустимости использования модели
в тренажере для критических Ргк и вспомогательных Ргв
параметров, вероятности признания человеком-оператором
переходного процесса модели эталонным при использовании
графической формы представления информации Яг.ф.
Проверка гипотезы о возможности такого
учета влияния разброса эталонов дала
положительный результат на уровне значимости а=0,05.
На основании данных табл. 3 можно сделать
вывод, что при увеличении разброса эталонов
значения /У для критических и вспомогательных
параметров сближаются и при 45%-ном
разбросе эталонов принимают практически одинаковые
значения.
В табл. 4 представлены результаты
экспериментов с различными вариантами
аппроксимации набора эталонов в виде апериодических
звеньев второго и первого порядка с
запаздыванием (число экспериментов в каждой точке
составило 12—15). Возможность описания
полученных результатов при уточнении значения е
по [2—4] также была проверена по критерию
U (значения его приведены в таблице).
Утвердительный ответ был получен на уровне
значимости а = 0,05.
Таблица 4. Проверка возможности описания результатов
экспериментов на примере различных случаев аппроксимации
(в скобках) апериодического звена второго порядка
при учете разброса эталонов
Вид аппроксимирующей
функции
й _ 1 + е—1/6,5_2 «-1/8.5
ft = 1 + «-*/». 5_2е-т/Ю
= i _ e-V17
ft = 1 +e-i/4,5_2e-T/10,5
h = 1-е-(^-2)/20
V
0,41
0,09
0,49
0,09
0,58
v- %
58,3
(84,6)
83,3
(99,0)
75,0
G5,8)
100,0
(99,0)
58,3
F2,8)
WK\
1,43
1,36
0,06
0,35
0,23
Pr". %
86,7
B,2)
100,0
(98,7)
86,7
(89,6)
93,3
(98,6)
66,7
(84,6)
\uB\
0,56
0,44
0,25
0,74
1,14
Эталоны: ft=l+e~~/5—2e~T/10; ft=I — e~O1-3>/14 ;
ft=l_e-(*-2)/14. ft=l+e—t/5,5_2e-'c/9,5
На рис. З представлены графики зависимости
Рг/Ргэ от меры отклонения v (Ргэ — вероятность
положительного голосования экспертов по
вопросу допустимости использования модели в
составе тренажера, когда в качестве оцениваемо-
21

рЖ)*;р?/(р№*
i i i i
Q 0,2 0,4 0,S' v
Рис. З. Относительная вероятность положительного
голосования экспертов по вопросу допустимости использования
модели в тренажере без учета ( ) и с учетом
( ) разброса эталонов 7,5 % для критических и
вспомогательных параметров.
Рис. .4. Зависимость относительной вероятности
положительного голосования экспертов от значения относительной
степени адекватности модели (графическая форма
представления информации, я^7, разброс эталонов отсутствует).
го процесса выступает сам эталон).
Пунктирными линиями изображены те же зависимости с
учетом разброса эталонов в 7,5%. Как видно из
рисунка, влияние разброса эталонов приводит к
сдвигу графиков вправо и для небольших
значений разброса является незначительным.
Данные, полученные при обработке
проведенных экспериментов, позволяют построить
зависимости относительных вероятностей
положительного голосования экспертов по вопросу о
возможности применения модели в тренажере
для критических РГК/(РГК)Э и вспомогательных
Ртв/(Ргв)э параметров от значения относительной
степени адекватности модели Ра/Раэ при
использовании графической формы представления
информации (рис. 4). Если допустить, что
указанные зависимости (взятые без разброса
эталонов при числе одновременно контролируемых
параметров п^7) и- отношения (Ргк)э/Раэ
сохранятся и для других форм представления
информации, можно получить параметры
аппроксимации е и а, обеспечивающие возможность
расчета по формуле A) значений вероятности
положительного голосования Рт для основных
форм представления информации,
встречающихся в АСУТП энергоблоков (табл. 5). Принятые
допущения действуют в сторону ужесточения
оценки допустимой степени адекватности
модели ввиду наиболее высокой различимости
графической формы представления информации [4].
Методика проверки точности моделей
тренажеров энергоблоков
Процедура проверки точности моделей
тренажеров состоит в сравнении реакций
контролируемых параметров модели и энергоблока
(эталонной модели) в целом ряде режимов,
определенных техническим заданием на тренажер. При
этом различают статическую и динамическую
точность модели. Комиссия по приемке
тренажеров, включающая опытных экспертов, должна
дать заключение о допустимости использования
представленной к испытаниям модели в
тренажере.
Методика проверки динамической точности
моделей тренажеров, базирующаяся на
результатах описанных выше экспериментов,
заключается в следующем. На основании данных,
приведенных в табл. 5, для используемого типа
устройства отображения информации при учете по
[2—4] числа одновременно контролируемых
параметров и их разброса для эталонов строится
зависимость относительной вероятности
положительного голосования экспертов от меры
отклонения v (рис. 5). Для тех же условий
различения строится и зависимость относительной
степени адекватности модели от меры отклонения.
Задавшись требуемой вероятностью
положительного голосования экспертов, по графику
-PrK/(PrKK=f(v) определяют допустимое
значение меры отклонения удпп, которое с
использованием графика Ра/(Рлэ)=!(у) позволяет
определить соответствующее значение допустимой
для рассматриваемых условий степени
адекватности модели (рис. 5). Так, при относительной
вероятности положительного голосования 85%,
разбросе эталонов 7,5%, числе одновременно
контролируемых параметров п^7 допустимые
значения относительной степени адекватности
модели составят: для графической формы
представления информации 89%, для цифровой
формы 77%, для приборов с горизонтальной шкалой
78%, с круговой шкалой 76%. При отличии
модели от эталона только в виде изменения
масштаба времени эти данные говорят о
допустимости использования в тренажере модели,
постоянная времени которой для рассматриваемых
типов устройств отображения информации
отличается от реальной соответственно до 29, 38,5,
48,5 и 56%.
При оценке статической точности модели
тренажеров основное внимание обращают на точки
стационарности переходного процесса (начало,
конец, экстремумы), допустимая погрешность
Таблица 5. Параметры аппроксимации зависимостей РА,
р к р b=/.(v) для различных форм представления информации
Форма представления
информации
Цифровая
Прибор с горизонтальной
шкалой
Прибор с круговой шкалой
Графическая
РА, %
е 1 а
0,180
0,204
0,254
0,136
0,180
0,223
0,234
0,103
Ргк. %
е
0,252
0,296
0,368
0,184
а
0,153
0,257
0,262
0,094
Рга. %
£
0.483J
0,630
0,790
0, 21
а
0,276
0,525
0,535
0.Н2

PA/(PA)f% РЖK,%
юо
Рис. 5. Зависимости относительной вероятности положительного голосования экспертов (критические параметры) и степени
адекватности модели от меры отклонения v при различных способах представления: — графическая форма;
цифровая форма; прибор с горизонтальной шкалой; прибор с круговой шкалой.
моделирования в которых определяется
разбросом контролируемых значений анализируемых
параметров и погрешностью считывания
информации оператором. Анализ экспертных оценок
допустимых статических погрешностей
подтвердил возможность использования для
большинства критических и вспомогательных параметров
требований стандарта США на тренажеры ANS
3,5, устанавливающих погрешности в размерах 2
и 10% номинальных значений контролируемых
параметров [6]. Исключения составляют
параметры, при контроле которых используются
более точные средства измерения (например,
частота вращения ротора турбины). Необходимость
соблюдения наряду с этим материальных и
энергетических балансов, использующих значения
контролируемых параметров энергоблоков,
позволяет рекомендовать двухэтапную процедуру
проверки статической точности модели.
1. На первом этапе осуществляется проверка
того, что в точках стационарности
анализируемых переходных процессов (начале, конце,
экстремумах) отклонения относительных значений
контролируемых параметров не превышают 2 и
10% номинальных значений критических и
вспомогательных параметров соответственно. Для
параметров, при контроле которых используют
более точные средства измерений, допустимые
значения статических погрешностей должны быть
ужесточены.
2. В ходе второго этапа • осуществляется
оценка погрешностей определения материальных
и энергетических балансов в начальном и
конечном состояниях объекта моделирования на
основании набора контролируемых параметров,
используемых в качестве эталона
анализируемого режима работы энергоблока. Проверка
выполнения балансных соотношений модели и
эталона производится на основании уравнения
6^макс(б/, б,), B)
где б/ — относительная погрешность выполнения
балансного соотношения / модели и эталона; 8,-—
оценка погрешности определения балансного
соотношения / по данным начального и конечного
состояний эталона; бг— допустимая статическая
погрешность для критических и
вспомогательных параметров B и 10% номинальных
значений соответственно).
Невыполнение уравнений B) для каких-либо
балансных соотношений приводит к
необходимости ужесточения требований к статическим
погрешностям контролируемых параметров,
входящих в эти балансные соотношения и
определяемых на первом этапе проверки статической
точности модели.
Таким образом, на базе выполненных
экспериментальных исследований создана методика
проверки статической и динамической точности
моделей тренажеров энергоблоков,
позволяющая формализовать процедуру такой проверки
и осуществлять ее в отсутствие экспертов на
любой стадии разработки логико-динамической
модели тренажера, начиная со стадии создания
отдельных программных модулей.
Список литературы
1. Охотин В. В., Плютинский В. И. Разработка
технологического программного обеспечения тренажеров АЭС
с использованием принципа минимизации ресурсов//
Теплоэнергетика. 1990. № П. С. 25—29.
2. Плютинский В. И., Охотин В. В. Методика оценки
точности динамических моделей тренажеров
энергоблоков// Теплоэнергетика. 1985. № 10. С. 19—22.
23

3. Охотин В. В. Разработка моделей динамики энер- ции// Атомные электрические станции. 1991. Вып. 12.
гоблока АЭС ВВЭР для оптимизации управления с
использованием малого тренажера: Автореф. дис. ... канд. техн.
наук. М., 1985.
4. Плютинский В. И., Охотин В. В., Кузнецов Н. Д.
Оценка точности динамических моделей тренажеров при
использовании различных устройств отображения информа- р. 103, 104.
О
5. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование
эксперимента в технике и науке. Методы обработки
данных. М.: Мир, 1980.
6. Eliott N. S., Ferrell W. G. Nuclear plant get «hi-
fi» Simulators// Electrical Word. 1981. Vol. 195. № 9.
УДК 621.165.62-5
Влияние дискретности цифрового регулятора
на качество регулирования турбин
КАЛАШНИКОВ А. А., доктор техн. наук
Московский энергетический институт
Практически одновременно с началом
использования цифровых регуляторов возникла и
задача учета их особенностей при оценке
качества процесса регулирования [1, 2].
Применительно к управлению паровыми турбинами
эта задача рассмотрена, в частности, в
работах [3, 4]. Речь идет о влиянии
дискретности обработки входной информации и
формирования управляющих воздействий. Совместное
действие квантования по уровню и по времени
приводит к тому, что выходной сигнал
цифрового регулятора отличается от сигнала, который
был бы сформирован при прочих равных
условиях аналоговым регулятором (рис. 1).
Разность непрерывного сигнала г/а и его
дискретного представления ул можно рассматривать как
случайную функцию, характеристики которой
зависят от выбранных значений квантов по
уровню и по времени. Тогда анализ влияния
дискретности на качество регулирования сводится к
исследованию действия этой случайной помехи,
наложенной на непрерывный процесс.
В теории цифровых регуляторов разработаны
методы учета роли шумов квантования в
динамике регулирования и способы оценки
погрешностей воспроизведения дискретными
средствами заданных законов управления, получены
условия такого выбора параметров квантования,
чтобы упомянутые погрешности были
минимальными. Например, если анализ ведут по точности
воспроизведения дискретным регулятором
гармонического сигнала с частотой Q, указанные
условия обычно имеют вид
tQs=S/, A)
где т — шаг квантования по времени; I —
параметр, значение которого существенно зависит от
Рис. 1. Сопоставление сигналов аналогового и цифрового
регуляторов.
принятой меры точности. Так, при ограничении
доли суммарной мощности высших гармоник,
возникающих из-за квантования, по сравнению
с мощностью первой гармоники выходного
сигнала на уровне 0,15 (выбранном достаточно
произвольно) значение параметра I составляет л/6.
Если же возможность замены непрерывного
сигнала дискретным определяют по отсутствию
искажений, вызванных наложением смещенных из-
за дискретизации спектров непрерывного
сигнала, понимая под Q граничную частоту спектра
этого сигнала, то согласно теореме Котельнико-
ва: параметр / в условии A) равен я, т. е. шаг т
может быть допущен в 6 раз большим, чем в
предыдущем случае.
Эти и многие другие, иногда весьма сложные
методы не всегда удобны для предварительной
оценки роли дискретности. Поэтому мы
попытаемся далее использовать упрощенный подход,
основанный на раздельном рассмотрении
квантования по уровню и по времени, хотя эффект
их совместного действия в нелинейной системе
может оказаться весьма существенным. Будем
исходить из того, что преобразование
непрерывной входной информации об объекте
регулирования в дискретные величины, вводимые в
процессор, эквивалентно в статике появлению в
каналах измерения некоторой нечувствительности.
Ширина зоны нечувствительности, возникающей
при дискретизации, определяется числом
разрядов, отведенных для кодов соответствующих
величин. Чем разрядность меньше, тем проще и
дешевле элементы цифрового регулятора и
быстрее обработка информации, но и тем ниже
точность регулирования.
Пусть управляющее воздействие турбинного
регулятора соответствует наиболее простому
пропорциональному закону и, как это обычно
для электрогидравлических систем, в статике
равно нулю:
где л:3д, Хф — заданное и фактическое значения
регулируемого параметра (например, частоты
вращения ротора); z0.c — сигнал обратной связи
по координате исполнительного органа; £зд, &<р,
&о.с — коэффициенты усиления.
Примем, что минимальное отклонение регу-
24

лируемого параметра &фл:фн°меф,
соответствующее допустимой нечувствительности Еф
измерения его при номинальном значении Хфном, равно
уровню одного разряда аналого-цифрового пре-
образователя кфх.ом/2 ф:
vr^=vrv2"* C)
где Ыф— число двоичных разрядов
преобразования по каналу регулируемого параметра.
Из выражения C) следует соотношение для
выбора этого числа, обеспечивающего
нечувствительность измерения не более еф:
ЛГФ = — 1о§2еФ. D)
Если принять также, что указанное выше
отклонение регулируемого параметра на один
разряд k^x.0M/2 ф уравновешивается в статике
при неизменном сигнале задания приращением
на один разряд сигнала обратной связи
k0.cZ»°MJ2N°-c
кф *™"/2W* = kocz^/2N"-e E)
(го°с — приращение сигнала обратной связи на
степень неравномерности б регулятора, N0.c —
число двоичных разрядов преобразования по
каналу обратной связи), то можно получить
iVo.c = l0g26 + M}, = l0g2S—l0g28+. F)
Здесь использовано следующее из выражения
B) соотношение между коэффициентами
усиления Йф И &о.с
Г'
кфх1™Ь = к0Сг»°«
W3(P)
а-р^
г+ 2
G)
Например, если вф = 2-10^4 (т. е. 7з общей
нечувствительности регулирования турбин,
допустимой по правилам МЭК) и 6 = 0,04, то А^ф^=13
и N0.c^8. Малость шагов квантования по
уровню при такой разрядности свидетельствует о
допустимости в турбинных регуляторах
раздельного рассмотрения дискретизации по уровню и по
времени. Очевидно, что нечувствительность,
вызванная квантованием по уровню, сказывается на
качестве регулирования так же, как и другие
составляющие нечувствительности турбинных
регуляторов.
Влияние квантования по времени на
динамику регулирования турбин рассмотрим с
помощью математической модели, основанной на
использовании звена с чистым запаздыванием,
передаточная функция которого
(8)
Если время запаздывания т3 равно шагу
квантования т, выходная координата уъ такого звена,
имеющего на входе непрерывный сигнал уа,
совпадает с дискретным сигналом уя лишь в конце
каждого шага квантования (рис. 1), и
погрешность аппроксимации сигнала уд сигналом у3
велика. В [1] доказано, что для точного
описания процесса квантования по времени
в системе с пропорциональным
регулятором, каким обычно является регулятор турбины,
целесообразно использовать звено (8) с време-
п.
5
6
—»-
6 -
М
. 7
<Р
Рис. 2. Блок-схема цифровой системы регулирования.
/ — цифровое устройство; 2 — аналого-цифровой преобразователь;
3 — вычислитель; 4 — цифро-аналоговый преобразователь; 5 —
промежуточный усилитель; 6 — сервомотор регулирующих клапанов;
7 — эквивалентная паровая камера; 8 — ротор турбоагрегата.
нем запаздывания (сигнал у/ на рис. 1)
т3=т/2. (9)
На рис. 1 показано также, что при эквиваленти-
ровании квантования по времени звеном (8) с
учетом (9) запас устойчивости системы
сохраняется, если параметр / в условии A) имеет
значение /=л/B0-^-30), а под Q понимают
резонансную частоту Qp системы.
Устойчивость регулирования турбины с
учетом запаздывания, вносимого цифровым
регулятором, рассмотрим на примере системы,
показанной на рис. 2. Соответствующая
математическая модель в операторной форме имеет вид:
Ту рф = р; п
(трр4-1)р = 'к
ТцРг1 = о-;
}
A0)
(Твр+1)а = -т]-,»;
7] = Фе \ J
где ср, р, \i, о—отнесенные к приращению на
степень неравномерности изменения
соответственно частоты вращения ротора, давления пара
в эквивалентной камере перед проточной частью
турбины, координаты сервомотора и
промежуточного усилителя (включая ЭГП); Гф, Тр, Гц,
Та — постоянные времени.
Принято, что в цифровом устройстве / ведут
обработку отклонений регулируемого параметра
гр, относительно которого выходная координата г\
смещена во времени согласно модели (8) на
интервал т3, а обратная связь по координате ц.
реализована аналоговыми средствами.
Вслед за [5] влияние запаздывания на
устойчивость системы A0) будем изучать по
поведению обратной амплитудно-фазовой
характеристики G(/co) разомкнутой системы, которая
получается подстановкой р=]'(л в обратную
передаточную функцию разомкнутой системы
(^(р)Г = ~^=ПрG,РР+1)Х
Х(Т»р(Т,р+\) + \)еРТз. A1)
Эта характеристика в нашем случае имеет вид
С(/со) = 00(/<о)е/<этз =
=-, G„ «>2 (ТР Г„ Т, со2 - 7V - Т9) -
- / ТФ ю GV (Т9 +Т0)ш'-1) е/шЧ A2)
где G„(/co)—предельная обратная амплитудно-
фазовая характеристика, соответствующая
разомкнутой системе без запаздывания (т3=0).
На комплексной плоскости рис. 3 предельная
характеристика G0(/©) построена при следую-
25

kjlmG-
Рис. 3. Обратные амплитудно-фазовые характеристики
разомкнутой системы.
щих значениях постоянных: ^=0,4 с, Тп =
=0,4 с, Гр=0,2 с, Га=0,025 с. Указанные
значения удовлетворяют условию устойчивости
системы без запаздывания, и потому в
соответствии с критерием Найквиста характеристика
G0(/со), выходящая из начала координат
(разомкнутая система — астатическая), не пересекает
отрезок [—1, 0] вещественной оси.
Согласно A2) обратная характеристика
О (/со) системы с запаздыванием получается
умножением векторов предельной характеристики
G0(/co) на е'ш\ что означает поворот этих
векторов против часовой стрелки на угол сот3.
Условие устойчивости сохранится для системы с
запаздыванием, если та часть предельной
характеристики Go (/со), которая расположена внутри
круга единичного радиуса, при повороте не
достигнет отрезка [—1, 0] вещественной оси.
Иными словами, критический угол 0Кр между
вектором ОА, направленным из начала координат в
точку А пересечения характеристики Gn(/co) с
окружностью единичного радиуса, и
вещественной осью должен быть больше угла поворота
сокрТз, который соответствует критическому
значению сокр частоты в точке А характеристики
G0(/co) и интервалу запаздывания т3.
Предельное соотношение
0кр = СОкрТ3 A3)
является фактически уравнением границы
устойчивости.
Чтобы воспользоваться этим уравнением,
необходимо сначала найти критическую частоту
соКр из соотношения
I боОЧр) I =
= П»«рК^р(Тр 7VTa<p-7V-:rpJ-F • '
•• + (Г„(Гр+^)со2кр-1J=1.
A4)
Вводя относительные постоянные времени Тц=
= TJTq>, Тр = 7р/Гф, х„=Та/Тч, и безразмерный
параметр wKP=(oKpTq„ можно из соотношения
A4) получить
х1 х2 г2 ш,8 I U2 (т2 I ,2) _ 2т т2 % \ w6 I
цро^кр'^рЛр1 а> Ц Р а/ КР '
| (х2 _|_т2_2х х)ш4„4-ш2 — 1 ==0. A5)
Решив это уравнение четвертой степени
относительно wKP2 для данной совокупности
постоянных Тц, Тр, то, можно перейти к нахождению
критического угла 0кр при fi> = cuKp~ffi>Kp/7V
с „ i 1т°о(/°>кр)
«кр = п — arctg — —
= — arctg
ReG0(/coKp)
Im О0(/сйкр)
A6)
ReG0(/mKp)
Выразим вещественную часть ReG0(/coKP) и
мнимую часть ImGo(/coKp) значения предельной
характеристики из A2) при со = сокр и после
преобразований получим
"кр
- arctg -
-^(укКр +'
Т X X
р (I -
w3n-
кр
-(v+V'^p
A7)
Подставляя A7) в A3) с учетом сокр=а>кр/7\р
и принятого ранее соотношения (9), имеем
окончательное выражение для допустимого по
условиям устойчивости шага квантования,
отнесенного к постоянной времени ротора турбины:
-у(^+^)и»кР
• arctg-
"кр
к
\) г%р -
A8)
-тмЛтЛр
На основе уравнения A5) и выражения A8)
построена диаграмма рис. 4, кривые которой
ограничивают сверху область устойчивости
рассматриваемой системы регулирования турбины
с цифровым устройством (построение выполнено
для То-=0,0625). Диаграмма подтверждает
априорные соображения о том, что по мере
увеличения постоянных времени паровой камеры тр и
сервомотора т» все интенсивнее снижается
значение шага квантования т, допустимое без
нарушения устойчивости.
Приведенный алгоритм позволяет, конечно,
получить соотношения, аналогичные A5) и A8),
и зависимости, подобные диаграмме на рис. 4,
для самых различных структур системы
регулирования. Определяемые при этом допустимые
значения тдоп будут являться лишь оценками
сверху, так как уже приближение совокупности
параметров системы к границе устойчивости
может значительно ухудшить качество
регулирования. Попытаемся установить количественную
ГА°"
1,25
1,00
0,75
0,50
0,25
/Тер
\\
^
—~^5
^^
о,ч
0,8
1,2
1,В
Рис. 4. Диаграмма устойчивости системы с квантованием
по времени.
26

связь между этим ухудшением и шагом
квантования т с помощью показателя
колебательности М. Подобно предыдущему воспользуемся
обратной амплитудно-фазовой характеристикой
G(/co) разомкнутой системы и запишем
-JL- = (Re G (/со) + IJ + (Ira G (/со)J. A9)
Из выражения A9) следует, что в комплексной
плоскости, где построена характеристика G(/(o),
линии равных значений М являются
окружностями с центром в точке [—1; 0] на
вещественной оси и с радиусами, равными 1/М (см.
рис. 3). Система без запаздывания имеет
показатель колебательности М0, определяемый
радиусом окружности, касающейся предельной
характеристики G0(/со). Условие касания означает,
что радиус CD данной окружности является
одновременно отрезком нормали характеристики
G0(/co) между точкой касания D и
вещественной осью. Длину этого отрезка ' для кривой
G0(/co), определенной на комплексной плоскости
параметром со, можно найти по выражению
CD
мп
Im Gn (/to)
rfReG0(/co)
X
X
/
rfReG0(/to)
dia
V+(dlmGomy BQ)
при значении со, равном частоте сокас в точке
касания. Это выражение и соотношение A9) при
подстановке в него М = М0 и со = соКас образуют
систему двух уравнений для нахождения
значений М0 и сокас, соответствующих отсутствию
запаздывания. В частности, для рассматриваемой
нами модели A0) после некоторых
преобразований получаем следующее уравнение
относительно безразмерного параметра шкас=акгсТц,:
4т2 т2 х2 Ш>6 — 3t2 (i -г- т J Ш? —
ц р а кас ц v р I а' кас
- 6,|i \ \ (\ +" \) Ч'ас + 4тН (ТР + Х°) Шкас + '
+ 2B,(l.pxa + (x„+-PJ<ac-^„ac-2(v + ^)=0,
B1)
решив которое можно найти значения соКас и
затем Мо-
Поворот амплитудно-фазовой
характеристики на угол сотз, вызванный запаздыванием т3,
приводит к тому, что характеристика G(/co)
касается окружности равного значения
колебательности в точке В с радиусом 1/М, меньшим,
чем радиус 1/М0 (см. рис. 3), т. е.
колебательность системы возрастает. Количественную связь
изменения показателя колебательности и
значения времени запаздывания можно найти,
выражая радиусы 1/М о и 1/М из треугольников COD
и СОВ и определяя угол 0Кас для вектора OD по
формуле, аналогичной A6), с заменой соКр на
сокас После некоторых упрощающих
предположений с учетом выражения (9) получаем
зависимость приращения колебательности Am от
параметров системы и шага квантования в виде
Ат\
0,2
0,1
/
/
/г
?'
0,04 X, С
Рис. 5. Влияние квантования по времени на изменение
колебательности системы.
- I Gn (/Час) | COS 6Kac — COS
(Час-f-^)
• B2)
М*
Ма
Такая зависимость для одного из сочетаний
параметров рассматриваемой системы A0)
построена на рис. 5. Оценивая полученную
интенсивность изменения значения Am по мере
увеличения шага дискретности т, следует иметь в
виду, что в системах с хорошим исходным
качеством регулирования рост показателя М от 1,3
до уровня 1,5 обычно приводит к недопустимой
колебательности переходных процессов.
Приращение Дт=0,147, соответствующее такому
изменению М, достигается в данном случае при
шаге дискретности т=0,035 с, причем сокас
имеет значение 2,375 рад/с. Приняв, как и в [1], что
это значение приближенно равно резонансной
частоте Qp системы, можно убедиться в
выполнении здесь условия A) в указанном выше
виде т£2р<я/B0-^30), т. е. в допустимости
переноса оценки запаса устойчивости системы с
запаздыванием на систему с квантованием по
времени.
Конечно, изложенный подход к выбору
параметров квантования цифровой системы
регулирования пригоден лишь для предварительной
оценки. Окончательно эти параметры
определяют с помощью более сложных моделей на
основе компромисса между необходимостью
ограничить длительность интервала формирования
выходного воздействия и стремлением реализовать
по возможности простыми аппаратными
средствами возможно более широкие функции
управления агрегатом. В результате цифровые системы
регулирования турбин обычно имеют
дискретность обновления регулирующего воздействия
менее 0,005 с [6, 7].
Список литературы
1. Ротач В. ,Я. Расчет динамики промышленных
автоматических систем регулирования. М.: Энергия, 1973.
2. Баранов Л. А. Квантование по уровню и временная
дискретизация в цифровых системах управления. М.: Энер-
гоатомиздат, 1990.
3. Бурданов В. Н., Большаков В. В., Мячков Н. М.
Исследование системы прямого цифрового регулирования
судовой турбины// Тр. ЦНИИМФ. 1982. Вып. 271.
С. 74—81.
4. Фридштанд В. Д. К задаче оптимизации
импульсных систем автоматического регулирования при
переменном периоде квантования// В сб.: Системы и средства
автоматизации управления турбомашинными комплексами.
27

Киев: Техшка, 1975. С. 31—34.
5. Воронов А. А. Элементы теории автоматического
регулирования. М.: Воениздат, 1954.
6. Система управления мощностью турбоагрегата на
базе микроЭВМ/ Ю. Л. Горячева, Н. В. Колобродов,
В. С. Мельников и Ю. В. Чугунников// В сб.:
Автоматическое регулирование и управление, в энергосистеме. М.:
Энергоиздат, 1963. С. 12—20.
7. Gregory S., Simpson J. R. Control of industrial gas
turbine engines using dedicated microprocessor concepts//
Direct Digital Control Power Plant Conf., London, 28 Oct.,
1982. London, 1982. P. 11—18.
О
УДК 621.311.25:621.039.550.349.2.621.3
О функции сейсмозащиты энергоблоков АЭС
ЛИТИНСКИЙ Г. И., канд. техн. наук
МП ИВИКС
Живучесть автоматизированных
технологических комплексов (АТК) при землетрясениях
определяется, с одной стороны, прочностью и
жесткостью сооружения, в котором расположен
АТК, и находящегося в нем оборудования, с
дугой— работой системы управления (СУ), одной
из функций которой является сейсмозащита
объекта управления. Задачи сейсмозащиты объектов
управления заключаются в том, чтобы
обнаружить сейсмическое воздействие, оценить степень
его опасности для АТК и при превышении
некоторого уровня сейсмовоздействия перевести
объект управления в безопасный режим.
Для энергоблоков АЭС функция
сейсмозащиты традиционно реализуется следующим
образом. С датчика сейсмоускорения подается сигнал
на компаратор, и при превышении некоторого
порогового значения ускорения срабатывает
аварийная защита (A3) реактора —
электромагниты, удерживающие регулирующие стержни,
обесточиваются, и стержни начинают падать под
действием собственного веса. В нижнем
положении стержни останавливают цепную реакцию.
Измерительный канал для функции
сейсмозащиты троирован: A3 срабатывает при повышении
заданного уровня сеймоускорения в двух
каналах из трех [1].
Такой алгоритм работы функции
сейсмозащиты имеет недостатки, связанные с
возможностью несвоевременного обнаружения опасного
для объекта уровня сейсмовоздействия и с
недостаточностью набора действий, выполняемых
функцией сейсмозащиты при обнаружении
землетрясения, вызывающего срабатывание A3.
Настоящая работа посвящена описанию
недостатков существующей функции сейсмозащиты
и описанию способов ее усовершенствования.
Для АЭС различают обычно проектные
землетрясения (ПЗ), максимальные расчетные
землетрясения (МРЗ) и гипотетические
землетрясения. Гипотетическое землетрясение — это
землетрясение, интенсивность которого превышает
интенсивность МРЗ. При интенсивности
землетрясения, не превышающей интенсивности ПЗ,
АЭС должна продолжать функционировать; при
интенсивности, превышающей интенсивность ПЗ,
но не превышающей интенсивность МРЗ, АЭС
должна останавливаться и поддерживаться в
безопасном состоянии.
По сложившейся традиции интенсивность
землетрясения / оценивается в баллах шкалы
MSK-64 или модифицированной шкалы Меркал-
ли (ММ). Интенсивность — это не физическая
величина, а результат обработки
многочисленных и разнородных экспертных оценок [2, 3].
Максимальное значение сейсмоускорения А =
=тах|а(/)| связано с интенсивностью
землетрясения следующим соотношением:
/~1оё2(Л) + 10,32, A)
где А — ускорение, м/с2. На использовании
формулы C) основана установка порогового
значения ускорения для срабатывания сейсмозащиты.
Если интенсивность проектного землетрясения
составляет, например, 6 баллов, то защита,
описанная выше, должна сработать при достижении
порогового уровня сейсмоускорения 0,5 м/с2,
хотя бы в двух измерительных каналах из трех.
Формула A) устанавливает корреляцию меж-
ay входящими в нее величинами. Она получена
щ основе обработки данных по ряду
землетрясений, но в каждом конкретном случае могут
наблюдаться значительные отклонения от
среднестатистических закономерностей.
Для разработчиков СУ задача оценки
опасности землетрясения во время его проявления,
измеряемой в баллах MSK-64, MM или других
шкал, построенных на аналогичных принципах,
вообще говоря, неразрешима. В момент
вступления сейсмоволны разрушение или поврежде-
лие зданий, изменение гидрогеологического
режима местности и ее рельефа еще не произошли.
Измерять можно только текущие значения
ускорения, но для принятия решения о включении
защит АТК желательно знать не только
ускорения уже происшедших колебаний площадки
АЭС, но и прогнозировать их характер на
ближайшие секунды.
После вступления сейсмоволны ускорения
могут превысить опасные значения за десятые
доли секунды, а время срабатывания защит
складывается из времени срабатывания
автоматики и времени падения регулирующих
стержней, что в сумме может составить до 3—4 с.
Чтобы предупредить ситуации, при которых
сейсмоускорения могут превысить опасный для
объекта управления уровень, до того как
система управления перевела его в безопасное
состояние, необходимо иметь данные не только оо
акселерограмме на площадке АЭС, но и в
точках удаленных от нее на некоторое расстояние.
Сейсмические воздействия распространяются
посредством волн, скорость движения которых
зависит от типа грунта, вида волны и составляет
обычно от 3 до 8 км/с.
Если расположить датчики на расстоянии

примерно 30 км от площадки АЭС (см. рисунок),
то можно дополнить описанную выше систему
регистрации землетрясений на площадке АЭС
системой оповещания о приближении сейсмовол-
ны с амплитудой, опасной для объекта. Такая
система свободна от описанного недостатка —
возможности несвоевременного срабатывания
защит. Это достигается благодаря использованию
большего количества датчиков и возможности
разработки более совершенных алгоритмов
обнаружения опасных уровней сейсмовоздействия,
чем выбор «два из трех».
Технические средства для связи СУ
с удаленными сейсмостанциями
Рассмотрим вопрос о технических принципах
реализации линий связи между удаленными
сейсмостанциями и компонентами СУ,
расположенными на АЭС. Возможны два типа линий связи:
основанные на распространении
электромагнитных волн в атмосфере;
основанные на кабельной связи.
Для решения задачи сейсмозащиты АЭС
использование радиосвязи нежелательно, так как
сильные землетрясения сопровождаются
электромагнитным излучением в диапазоне от 104 до
1012 Гц [4]. Помеха, возникающая при
землетрясении, перекрывает весь радиодиапазон.
Кроме того, электромагнитные воздействия вблизи
очагов сильных землетрясений могут выводить
из строя приемную и передающую
радиоаппаратуру.
Таким образом, кабельная связь имеет
преимущества перед атмосферной. Для того чтобы
уменьшить длину кабельных связей и повысить
надежность системы, целесообразно
использовать схему расположения датчиков, показанную
на рисунке. В этой схеме СУ АЭС соединяется
с узловыми станциями, расположенными по
периферии пункта строительства АЭС. От узловых
станций веером расходятся линии связи с
сейсмостанциями. Узловые станции могут быть
самостоятельными или совмещенными с пунктами
контроля радиационной безопасности,
находящимися на расстоянии 10—15 км от АЭС.
Сейсмостанция состоит из трехкомпонентного
акселерометра, аналогово-цифровых
преобразователей, переводящих измеренные значения
ускорения в цифровой код, устройства, передающего
в линию связи с узловой станцией три
оцифрованные компоненты вектора ускорения, текущие
значения времени и номера сейсмостанций.
В узловых станциях расположены усилители,
компенсирующие затухание сигналов при их
передаче через линию связи между сейсмостанцией
и узловой станцией, и мультиплексоры,
позволяющие передавать сигналы от всех сейсмостанций
по линии связи, соединяющей узловую станцию
с СУ АЭС. Описанные технические средства от
сейсмостанций до компонент СУ, расположенных
на АЭС и принимающих поток информации от
узловых станций, образуют измерительный канал
функции сейсмозащиты.
Действия функции сейсмозащиты
Введем обозначения для действий функций
сейсмозащиты:
Схема расположения датчиков.
/ — АЭС; 2 — узловые станции передачи данных; 3 —
сейсмостанций; 4 — линии связи между узловыми станциями и АСУ АЭС; 5 —
линия связи сейсмостанций с узловыми станциями; 6 — граница
секторов; 7 — фронт сейсмоволны.
Z0 — система не производит никаких
действий по защите АТК;
Z{ — система управления реконфигурируется
в бездисковый вариант; головки накопителей на
магнитных дисках (НМД) переводятся в
транспортное положение; на технологическом объекте
управления проводится оповещение оператора-
технолога, срабатывает предупредительная
защита (опускание регулирующих стержней
реактора без их расстыковки с муфтами); для
резервирования вторичного электропитания при его
возможных отказах из-за сейсмовоздействия
автоматически включаются дизель-генераторы;
Z2— то же, что Z\, но вместо
предупредительной защиты срабатывает аварийная защита (A3)
и блокируется дистанционное управление;
Z3 — то же, что Z2, но с аварийным впрыском
бора в главный циркуляционный контур и
включением аварийного охлаждения активной зоны
реактора.
Действие Z\ связано с подготовкой АТК
к приходу сейсмоволны и почти не ухудшает
качества его работы; Z2— это аварийная остановка
АТК, a Z3 — аварийная остановка с
дополнительными действиями, уменьшающими
возможные последствия разрушения внутриреакторных
конструкций.
Выполнение действий Z\ целесообразно, если
интенсивность землетрясения превышает уровень
заметности B—3 балла), но не превышает
уровень ПЗ; выполнение действий Z2 целесообразно,
если интенсивность землетрясения превышает
уровень ПЗ и не превышает уровень МРЗ;
выполнение действий Z3 целесообразно при
гипотетическом землетрясении.
Наряду с защитой технологического
оборудования описанные выше действия системы
обеспечивают защиту технических средств СУ и
защиту АТК от ошибочных действий оператора.

Поясним работу сейсмозащиты компонентов
СУ при действии, обозначенном Z\.
Сейсмостойкость технических средств СУ [5, 6] достигается
их рациональным конструированием и
дисциплиной эксплуатации. Однако такие компоненты
средств вычислительной техники (СВТ), как
накопители на магнитных дисках (НМД), в
рабочем положении головок не могут выдерживать
сильные землетрясения без сбоев или
повреждения головок и ферромагнитного слоя пластин.
В транспортном положении головок
рационально сконструированный НМД выдерживает
значительные ускорения, вполне достаточные
для обеспечения сейсмостойкости. При
оповещении о приближении сейсмоволны головки
должны быть переведены в транспортное положение
специальной командой (parcing) или
отключением питания НМД. В качестве буфера для
регистрации и архивации событий на АТК в этом
случае должна использоваться область оперативной
памяти или электронный имитатор НМД на
оперативном запоминающем устройстве, т. е.
должна быть произведена реконфигурация системы.
Указанные особенности НМД исключают
хранение на них задач, важных для управления
энергоблоком в аварийном состоянии.
Вследствие сейсмического воздействия
возможно расстройство психики
оператора-технолога. Для защиты АТК от его неправильных
действий, связанных со стрессом во время
землетрясения и сразу после него, следует по сигналу
сейсмозащиты блокировать дистанционное
управление объектом. Снятие блокировки
дистанционного управления должно происходить после
окончания сейсмовоздействия при условии, что
оператор «докажет» СУ свою
психофизиологическую способность к управлению энергоблоком
посредством машинной игры, имитирующей
текущую ситуацию на энергоблоке.
Алгоритмы для оценки степени опасности
сейсмоволны
Наиболее удобная форма изложения
алгоритма выявления приближающейся к АТК
сейсмоволны опасной амплитуды — запись условий,
вызывающих необходимые действия СУ, в виде
формул исчисления предикатов. Эти формулы
для описания класса возможных ситуаций и
действий системы значительно удобнее
блок-схема, структурограмм и других средств описания
алгоритмов, ориентированных на процедурные
языки программирования.
Обозначим узловые станции Bi (t'=0,..., т—
— 1), где т — число узловых станций.
Удаленные сейсмостанции, соединенные с узловой
станцией Bi, обозначим Bi,j(j=l,...,ni), где т —
число сейсмостанции, соединенных с узловой
станцией i. Измерительный канал функции
сейсмозащиты, соответствующий удаленной
сейсмостанции В,,/, обозначим bij. Значения т и п,и
расположение сейсмостанции и узловых станций
определяются исходя из конкретных условий.
При среднем расстоянии сейсмостанции от АЭС
30 км значения т и я, составляют от 6 до 10.
Разобьем пункт строительства АЭС и
прилегающую к нему часть района строительства, на
которой расположены удаленные от АЭС
сейсмостанции, на т секторов. Обозначим эти секторы
Si(i—0,...,tn—1). Каждый сектор включает в
себя ki удаленных сейсмостанции. Часть
удаленных сейсмостанции присоединена к узловой
станции i, расположенной внутри сектора Siy a
часть — к узловым станциям смежных с 5,-
секторов. Номера этих секторов равны
соответственно (t+l)mod(m) и (i—l)mod(m).
Выражение dmod(m) означает остаток от деления d на
т, лежащий в интервале @,..., т—1). Наличие
удаленных сейсмостанции, соединенных с
узловыми станциями соседних секторов, вызвано
необходимостью не терять всю информацию о
приходе волны со стороны сектора, в котором
отказала узловая станция или ее линия связи с СУ
АЭС.
Расположение узловой станции или
сейсмостанции в секторе, а также наличие линии связи
между удаленной и узловой сейсмостанциями
будем обозначать символом принадлежности
(например, 53,5eS4; В3,5^Вз).
Введем некоторые дополнительные
обозначения и определения, позволяющие существенно
упростить запись условий выявления и оценки
степени опасности землетрясения по данным от
измерительных каналов bij.
Если удаленные сейсмостанции В,-,/ и Bp,q
принадлежат одному и тому же или двум
смежным секторам, и, по данным последнего
контроля, обе сейсмостанции работоспособны, то будем
называть их соседними друг к другу и
обозначать Bi,i=BPiq.
Пусть Sk — часть района строительства,
представляющая собой объединение сектора Sk и
двух смежных с ним секторов:
Sk = SkUS(k—l)mou(m)US(k+\)mod(m)', B)
ви ^ вр,ч => (н*) (ви е sk и вм <е sk), C)
где U — знак объединения множеств; «и»'—знак
конъюнкции.
Отрицание соседства станций будем
обозначать Bi,j¥^BPiq.
Будем называть два показания
измерительных каналов 6;,; и bp,q квазиодновременными,
если разность между временами измерения пере-
реданных сигналов не превышает некоторой
суммы времени, зависящего от периода опроса
датчиков и времени распространения упругих волн от
сейсмостанции В,,у- к сейсмостанции Bp,q. Скорость
распространения волны примем равной
минимальной фазовой скорости движения поверхно-
cthbix волн. Введенное таким образом понятие
квазиодновременности зависит от расположения
сейсмостанции, геологических и
метеорологических условий, определяющих толщину
аллювиальных отложений и водонасыщенности грунта
или глубину его промерзания.
Введенные отношения соседства и
квазиодновременности симметричны, например из В(,/н=
= Bp,q следует, что ВР,(/ = В(,/, и рефлексивны,
т. е. Sj,, = Bi,/, но не транзитивны, т. е. из того,
что Bi,'i = BP'q и Bp,q = Br,s, не следует, что,
B,-,/==5r>s. Таким образом, введенные отношения
не являются отношениями эквивалентности.
Пусть имеется акселерограмма a,i,j(t), полу-
30

лученная от сейсмостанции б*,,- посредством
измерительного канала bitl, и функционал т|з(/) от
вектор-функции ш,,-@ ^@=^lau@> *о<т<*],
где t — текущее время; t0 — момент времени, в
который хотя бы в одном из каналов ускорение
превысило уровень заметности, или г|з(/) =
=1|з(сг,/(т), —оо<т<0-
Функционал 1р принимает дискретные
(например, целочисленные или логические) значения.
Подмножество измерительных каналов 6;,;- и
соответственно акселерограмм ui,i(t) и
сейсмостанции Bij в момент времени t образует
^-коалицию, если для всех элементов этого
подмножества значения функционала -ф квазиодновременно
совпадают, причем любое пополнение ^-коалиции
не является -ф-коалицией. Число элементов
^.-коалиции будем называть ее мощностью и обозна1
чать ||i|j||, а саму коалицию {§).
Подмножество г|э-коалиции будем называть
сильной -ф-коалицией, если все элементы
коалиции являются соседними друг другу. Сильную
if-коалицию будем обозначать {\|з}, а ее
мощность || т|)||.
Рассмотрим правила срабатывания сейсмоза-
щиты в зависимости от показаний измерительных
каналов 6,-,,-.
Введем набор функционалов,
характеризующих амплитудные и спектральные свойства
зарегистрированных акселерограмм ui,j(t), и
сформулируем условия на мощность коалиций для
идентификации ситуаций Ya и выполнения действий
системы 2Р, где аир — целые числа, причем
О^а^а и О^р^Р; а — мощность множества
ситуаций; р — мощность множества действий
системы по защите АТК- Перечисленное выше
множество действий системы состоит из четырех
элементов (имеет мощность 4), следовательно,
р=з.
Рассмотрим функционал
<ЗиA)=п\Ап<тах\аи(х) |<ЛП+Ь D)
где Ло—0; А\ — ускорение, соответствующее
порогу заметности землетрясения; Л2— ускорение,
соответствующее порогу ПЗ; Л3 соответствует
порогу МРЗ; Л4=оо; Q,-,,- принимает целое
значение п при условии, что неравенства, стоящие
после вертикальной черты, истинны. Для
сокращения записи здесь и далее аргумент / при
записи функционалов опускаем. При я=0
ускорение ниже порога заметности, при м=1
соответствует ПЗ, при я—2— МРЗ, при я=3—
гипотетическому землетрясению.
Если ряд соседних сейсмостанции выявил
амплитуду сейсмоволны, не превышающую Л<, то
со стороны этих сейсмостанции к объекту
приближается сейсмоволна соответствующей
амплитуды. Если амплитуда волны ниже порога
заметности, то обозначим ситуацию Уо; если
соответствует уровню ПЗ — Y\\ если МРЗ — Y2;
если гипотетическому землетрясению — У3.
Для 1г^пг^3 ситуация Yn имеет место при
условии, что существуют хотя бы три
сейсмостанции, квазиодновременно фиксирующие
превышение порога заметности, и хотя бы для двух
соседних станций квазиодновременно превышен
порог Ап и не превышен порог Лп+Ь т. е. оценка
амплитуды волны производится по
максимальному значению п, для которого мощность сильной
Qn-коалиции не менее двух:
max (и) | { II Q„ || > 2 „и" (ak> 1 : || Qk \\ > 3)} =>
0<п<4
^Vn-Zn- E)
Здесь знак ->- читается: «влечет действие
системы».
Приведенные требования к мощности
коалиций определяются числом узловых станций т и
числом сейсмостанции щ, присоединенных к
узловой станции i. Требования к мощности
коалиций могут изменяться при практической
реализации системы.
В ситуации Y[ дополнительно оценить степень
опасности можно, по тому, существует ли хотя
бы один измерительный канал, показания
которого превышают Л2, или по данным о
спектральном составе колебаний.
Если существует Qi-коалиция мощности не
менее двух и хотя бы один измерительный
канал, в котором уровень ускорения превышает Л2>
то имеет место ситуации Yx с дополнительным
признаком опасности. Обозначим эту ситуацию
Yt и примем, что Y± требует действий Z2:
К, „H«(Q,.,;>l)=*y4-^. F)
Для дополнительной оценки степени
опасности воздействия в ситуации Y\ введем
функционал Pi,j(t), характеризующий мощность
высокочастотной части спектра ускорений ai,j(t). Для
этого пропустим сигнал, aij(t) через фильтр
верхнихчастот (ФВЧ) с частотой среза /0 и
получим di,j(t)—высокочастотную составляющую
aij(t). Значимость высокочастотных
составляющих в спектре ускорений будем оценивать
среднеквадратичным значением di,j(t):
.t ,1/2
pu@ = i^rr Н'К.ЛОРЛ , G)
где А) — момент, в котором |а,,/(/)| превысил
порог заметности А\. Обозначим W® величину,
характеризующую пороговое значение
среднеквадратичного ускорения. Если тах(Р»,/(т))>
>Wo, то будем считать Р,-,;(£)=1, в противном
случае Р,-,;(/)=0. Условие Pi,,(t)=0
интерпретируется как утверждение, что колебания в
основном низкочастотные; Pi,/(t) = \—колебания
содержат значительную высокочастотную
составляющую. Значение /о целесообразно выбирать в
интервале от 8 до 12 Гц, a W0 — на основании
анализа начального участка акселерограмм ряда
землетрясений, в сходных с районом
строительства литосферных, грунтовых,
гидрогеологических и метеорологических условиях.
Качественный анализ акселерограмм ряда землетрясений
показывает, что имеется корреляция между
долей высокочастотной составляющей колебаний в
момент вступления сейсмоволны и
интенсивностью землетрясения. Эта корреляция,
по-видимому, связана в первую очередь с тем, что
высокочастотные колебания затухают по мере удаления
31

от очага сильнее, чем низкочастотные, а сильные
землетрясения чаще всего оказываются близко-
очаговыми. В ситуации Yi наличие
высокочастотных составляющих хотя бы в двух измерительных
каналах служит признаком повышенной
опасности сейсмовоздействия, как и в формуле F).
¥г&(Ри=\) „и" (P^l^JV-Z,. (8)
Пусть Ys — ситуация, при которой
превышение порога заметности фиксируют не соседние
сейсмостанции. Это может свидетельствовать
о наличии очага под пунктом строительства АЭС.
Если это действительно так, то дальнейшие
события трудно предсказуемы, поэтому нужно
включать A3, не дожидаясь нарастания
ускорений до опасных значений.
_ Если существуют две сильные <2„-коалиции
{Qn1} и {Qn2}, не пересекающиеся между собой
причем все сейсмостанции, принадлежащие этим
двум коалициям, не являются соседними, то
имеет место ситуация Ys — очаг землетрясения
предположительно находится под пунктом
строительства АЭС:
Y{«. /. P. ?}№jG{Q?} -и" £Р,че{<2Л „и"
„и" ВифВ„,ч)^У%. (9)
В этом случае дальнейшие события трудно
предсказуемы, поэтому предположительная
степень опасности воздействия выше, чем для
волны, приближающейся от внешнего по
отношению к району строительства очага. Правила
срабатывания защит в этом случае выбираем
следующим образом:
для 0<л<3 Ys-^Zn+u для п=3 Y5~+Z3. A0)
Формулы C) —A0) представляют собой базу
знаний экспертной системы для распознавания
степени опасности землетрясения. Эти знания
могут дополняться с учетом того что, например,
вертикальные колебания менее опасны, чем
горизонтальные, или ряд датчиков стоит на
сейсмической линзе, и поэтому их показания могут
оказаться преувеличенными с точки зрения оценки
опасности волны для АТК. Наряду с
перечисленными правилами, имеющими общий
характер, базу знаний следует пополнять правилами,
имитирующими действия человека при анализе
акселерограммы: выделение р-волны (волны
всестороннего сжатия) на начальном участке
акселерограммы, момента вступления s-волны
(волны сдвига) [2]. Это позволит определить
расстояние до очага, магнитуду землетрясения,
размеры очага, сейсмический момент и другие
характеристики, по которым можно судить о
степени опасности происходящего землетрясения.
Кроме того, база знаний должна отличать
помехи, не имеющие сейсмической природы
(ураганы, карьерные взрывы, эффекты от
пролетающего сверхзвукового самолета и т. д.), от
сейсмического сигнала. Наряду с базой знаний
система имеет базу данных — расстояния между
датчиками, скорости распространения волн,
расчетные данные о глубине промерзания грунта и
т. д. Кроме системы принятия решений при
конкретной реализации должна существовать
подсистема объяснений, которая по фактическим
акселерограммам aij(t) должна объяснять, на
основе каких данных и каких знаний система
приняла решение.
Применение подобных систем на
электростанциях, химических заводах, трубопроводном и
железнодорожном транспорте и в банковском
деле при условии сейсмостойкости здания,
технологического оборудования и технических
средств системы управления позволит
существенно уменьшить ущерб от землетрясений.
Список литературы
1. Кириллов А. П., Амбриашвили Ю. К.
Сейсмостойкость атомных электростанций. М.: Наука, 1985.
2. Друвмя А. В., Шебалин М. В. Землетрясения: что,
когда, почему. Кишинев: Штипнуи, 1985.
3. Медведев С. В. Инженерная сейсмология. М.: Гос-
стройиздат, 1962.
4. Электромагнитное излучение горной среды в
условиях взрывного нагружения/ М. Б. Гохберг, И. Л. Гу-
фельд, О. В. Козырева и др.// ДАН. 1987. Т. 295. № 2.
С. 321—325.
5. Литинский Г. И. Методы конструирования
сейсмостойкого оперативно-диспетчерского оборудования//
Приборы и системы управления. 1988. № 4. С. 25—27.
6. Литинский Г. И., Ястребенецкий М. А. О живучести
АСУТП АЭС при землетрясениях// Теплоэнергетика. 1989.
№ 10. С. 30—35.
7. Литинский Г. И., Борисов В. Ф., Куценко В. П.
Обеспечение сейсмостойкости ЭВМ ПС1001/ Рекомендации
по внедрению передового производственного опыта//
Средства и системы управления в энергетике. 1989.
Вып. 5. С. 15—17,
О
УДК 681.3.06:621.18:681.511
Автоматизация проектирования систем управления
тепловых процессов на электростанциях
КОНДРАШИН А. В., канд. техн. наук
Ивановский энергетический институт
Теплоэнергетика — одна из ведущих отраслей
промышленности, влияющая на развитие теории
управления, средств автоматизации и на
практику разработки систем управления (СУ). В
технологии работ по их проектированию, монтажу
и наладке в значительной степени использован
положительный опыт 50-х и 60-х годов с
характерной для того времени ориентацией систем на
локальные задачи регулирования,
технологических защит и блокировок на базе аппаратных
средств автоматики. Проявившееся в 60-х годах
отставание в производстве отечественных ЭВМ
существенно повлияло на развитие работ в
области создания АСУТП, хотя первые шаги были
достаточно смелыми именно в теплоэнергетике.
Определившееся в теплоэнергетике и закре-
32

пившееся в межотраслевых институтах,
подведомственных Минприбору, направление по
разработке АСУТП привело к разделению
технологии проектирования единой системы управления
энергетическим оборудованием. Отраслевые
проектные организации в основном ограничены
рамками локальных систем автоматизации (СА).
Степени свободы и критерии принятия решений
на этом «нижнем» уровне слабо связаны с
решениями по компьютерным СУ, часто
отождествляемым с АСУТП. Этому способствует и
разделение нормативных документов,
регламентирующих процесс создания СУ. В частности, рабочая
документация на строительство объекта марки
«Автоматизация» выполняется в соответствии с
ВСН 281-75 Минприбора и государственными
стандартами 2,21 и других классов. В то же
время документация на АСУ различных типов per-i
ламентируется стандартами 34,24 и других
связанных с ними классов.
В результате технологический процесс
проектирования единой СУ энергетическим
оборудованием оказался разделенным на два слабо
связанных технологических «участках»,
ориентированных на выпуск проектной документации по
СА и АСУТП. Автоматизация работ,
свойственных этим «участкам», фактически развивается
независимо, с явно выраженным акцентом на
АСУТП. Последнее обстоятельство легко
объяснимо кадровыми и техническими возможностями
организаций, разрабатывающих АСУ.
Проектные же институты Минэнерго значительно
отстают по уровню компьютерной оснащенности,
предопределяющей степень автоматизации
работ. Более того, профиль работ этих институтов,
охватывающих весь комплекс задач по созданию
энергетического объекта, очень широк, поэтому
уделяется мало внимания и средств развитию
работ по САПР СА. Практически неудавшейся
оказалась попытка постановки работ по созданию
такой системы в 1979—1980 гг. в ВГПИ Тепло-
электропроект.
Традиционно высокий интерес проектные
институты проявляют прежде всего к средствам
автоматизации, освобождающим их от рутинной
работы по оформлению таких проектных
документов, как различные схемы, спецификации
оборудования, чертежи размещения аппаратуры на
щитах (с внешней и монтажной сторон),
кабельные журналы, сметы и т. п. Эффект от их
внедрения обращен прежде всего на сами
институты, так как может снять проблемы с
категорий низкооплачиваемых кадров (техников,
калькировщиков, сметчиков, а также части
инженеров, занятых в оформлении рабочих
документов). Дополнительный эффект может быть
получен от уменьшения брака при изготовлении
документов, поскольку большинство программ
для ЭВМ имеют встроенные средства
диагностики ошибок вводимой информации. Именно
вследствие этих обстоятельств отдельные институты
(отделения) занимались самостоятельной
разработкой документирующих программ. Однако
отсутствие комплексности и слабые возможности
разработчиков в организациях Минэнерго
препятствовали созданию собственной эффективной
3—6369
Стадии проектирования
Рис. 1. Влияние стадий проектирования на качественные и
количественные показатели проектного решения.
T3 — техническое задание; ТП — технический проект; РП — рабочий
проект; /0 — относительное количество информации, определяющей
сущность проекта; 1И — относительное количество недоопределен-
ной информации.
системы пакетов прикладных программ. Сегодня
более рациональной следует считать практику
заимствования готовых программ,
разработанных в других отраслях промышленности. В
частности, для решения рассмотренных выше задач
предпочтительной следует считать САПР АЛЬ-
)ФА, разработанную, тиражируемую и
сопровождаемую ГосНИИхлорпроектом [1].
Существующие версии комплексов программ, входящих в
состав этой системы и ориентированных на ЕС
ЭВМ, потенциально позволяют до 70% всей
рабочей документации на СА выдавать с помощью
ЗВМ. В настоящее время ведется переработка
©той САПР под персональные компьютеры типа
IBM PC AT.
Вместе с тем приходится констатировать, что
при всей кажущейся эффективности внедрения
таких документирующих программных средств
(фактически их эффективность оказывается
значительно более низкой. Это объясняется малой
шформационной производительностью программ.
Сложность подготовки исходных данных,
(большой объем вводимой информации и
проблемы доступа к терминалу ЭВМ отталкивают
проектировщика. Во многих случаях опытный
специалист может, пользуясь готовыми шаблонами,
без ЭВМ выпустить документ быстрее, нежели с
(ЭВМ. Это объективные обстоятельства. Переход
на современную, в том числе и персональную
технику, обладающую значительно большими
возможностями в использовании методов
графического и текстового редактирования, а также в
генерации различных табличных форм
документов, лишь завершит процесс механизации
выпуска проектной документации.
Сам же процесс автоматизации проектных
работ целесообразно связывать в первую
очередь с процедурами поиска и принятия
оптимальных решений, направленных на достижение
максимального эффекта прежде всего в
условиях эксплуатации проектируемых СУ. Качество
проекта должно определяться его
научно-техническим уровнем, соответствующим требованиям
технологии и возможностям развития техники
управления с учетом перспективы их развития.
Кривая 1 на рис. 1 отражает степень влияния
решений, принимаемых в ходе проектирования,
на принципиальные особенности будущей СА.
При этом процесс принятия наиболее важных

решений накладывается на их наибольшую
информационную неопределенность (кривая 2).
Доли различных способов устранения
неопределенности представлены на рис. 2. Их анализ
предъявляет очень высокие требования к
профессиональным качествам лиц, принимающих
решения именно на ранних стадиях проектирования.
Для повышения возможностей их творческого
процесса САПР должна взять на себя прежде
всего следующие функции:
информационную поддержку процесса
поиска аналогов среди известных решений или
поиска новых принципов (способов) реализации
функций управления;
синтез вариантов функциональной структуры
СА, отвечающих предъявляемым требованиям к
составу функций управления, точности и
надежности их выполнения;
синтез вариантов технической структуры СА,
реализующих заданные функции управления и
использующих серийно выпускаемые средства
автоматизации;
экспресс-анализ получаемых вариантов для
получения обобщенных характеристик
прогнозируемого решения;
управление целенаправленным поиском
оптимальных решений;
полную сопряженность с автономными
документирующими программными средствами или
возможность выполнения документов на
встроенных в САПР программах.
Большинство отечественных САПР СА
ориентировано на использование типовых проектных
решений (ТПР), обеспечивающих применение
отработанных и проверенных вариантов,
сокращающих трудоемкость процесса проектирования.
Принципы проектирования при этом могут быть
разделены на два класса.
В основе первого из них лежат типовые
проектные модули (ТПМ), минимальные по
сложности и способные самостоятельно
функционировать в составе любой сложной СА. Как правило,
такой модуль выполняет одну функцию
управления и может иметь конечное число вариантов
своей технической реализации. Поэтому процесс
проектирования всей СА сводится к
последовательному перебору элементарных функций и
«сшиванию» соответствующих ТПМ в единый
проектный документ, в качестве которого
обычно выступает схема автоматизации
(функциональная схема автоматизации). Подмножества
методов, реализующих этот принцип, включают
в себя методы графического редактирования,
работающие с графическими шаблонами, и методы
синтеза в параметрической форме,
направленные на агрегирование ТПМ.
Принцип проектирования, характерный для
второго класса методов, использует идеи
последовательной декомпозиции сложной
структурируемой системы и хорошо вписывается в
естественный процесс создания ее проекта: от общей
характеристики объекта управления и общих
требований к режимам работы СА через
функциональные, алгоритмические и технические
структуры СА до соответствующих проектных
документов. Здесь также могут использоваться
графические шаблоны, хорошо вписывающиеся
в возможности «оконных» режимов обработки
информации на персональных компьютерах. Но
существенно более полезной следует считать
параметрическую форму представления ТПМ,
обеспечивающую возможность применения чисто
формальных методов. В некоторых случаях это
обеспечивает автоматический режим
декомпозиции, использующий процесс разбора дерева
И—ИЛИ.
В таблице приведены основные
характеристики тех САПР СА, которые в той или иной
степени могут решать проектные задачи не
документирующего, а принципиального характера,
Сравнительные характеристики САПР СА
Виды характеристик
Наименование систем
САПФИР
[2, 3]
САПР
АСУТП
Н]
ДИСПР—КТС
15, 6]
Принцип проектирования:
СД — синтез
декомпозиционный
СА — синтез агрегирующий
ГР — графическое
редактирование
Виды проектируемых
подсистем СА;
АР — автоматическое
регулирование
ЛУ — логическое
управление
ТК — технологический
контроль
ОИ — отображение
информации
СТ — системы
телемеханики
Поддерживаемые стадии
проектирования:
ГП — технический проект
РП — рабочий проект
Виды проектных
документов, выпускаемых
встроенными средствами:
СА — схема автоматизации
СПЭ — схема
принципиальная электрическая
СВП — схема внешних
приволок
СО — спецификация
оборудования
ТД — текстовые документы
Наличие встроенного банка
комплекса технических
средств автоматики
Возможность работы с
внешним банком КТС
Возможность работы с
внешними документаторами
Режимы работы:
М — многотерминальный
О — однотерминальный
А — автоматический
Д — диалоговый
сд
Зависит от
состава ТПМ.
Реализован
для
СТ
ТП
РП
СА
СПЭ
СВП
тд
+
ГР+СД
тк
АР
ТП
СА
—
ОД (ГР)
СД, СА
Зависит от
состава ТПМ.
Реализованы
для ДР, ТК.
ЛУ, ДУ.ОИ
ТП
РП
СА
СПЭ
СО
БД КТС
ВНИПИСАУ
САПР АЛФА
МА (СД)
МД (СД)
ОД (СА)
34
Рис. 2. Характер изменения состава информации,
используемой в процессе проектирования для устранения
неопределенности /н.
ПОП — профессиональный опыт проектировщиков; РД —
регламентирующие документы; НСИ — нормативно-справочная информация;
НИР — результаты научно-исследовательских работ.

свойственного начальным этапам работы над
проектом. По многим показателям выделяется
ДИСПР — КТС, являющаяся
объектно-независимой системой с адаптируемой под условия
каждой проектной организации внутренней
базой данных. Имея достаточные возможности для
отображения информации об общих
характеристиках полученного проектного решения,
ДИСПР—КТС позволяет решать
многовариантные задачи без выдачи всей проектной
документации, с сохранением всех альтернативных
вариантов. Это позволяет существенно повысить
качество и производительность работ. При
декомпозиционных процедурах синтез одного
варианта, имеющего около 1000 аппаратных
средств автоматики, требует 10—15 мин
процессорного времени на ЕС-1060. Пользователь
вправе сделать выбор предпочтительного варианта и
передать информацию в файлы межпакетных
интерфейсов для ее использования во
встроенных или внешних средствах документирования.
Открытость этой системы создает хорошие
предпосылки разработки на ее основе
интегрированных САПР, обеспечивающих целостность всех
сопряженных этапов проектирования. В
частности, в САПР КИП, создаваемой для проектных
организаций Министерства металлургической
промышленности [7], реальный уровень
автоматизации проектных работ по СА достигнет 70%
с одновременным повышением
производительности в 2—3 раза (при существующих на ЕС ЭВМ
графопостроителях) и исключением ошибок в
документации.
Опыт внедрения различных САПР СА
позволяет выделить ряд «узких» мест, требующих
соответствующего внимания разработчиков, а
именно:
сложность и неоднозначность решения
вопросов типизации проектных решений, связанных с
созданием ТПМ для баз данных САПР;
отсутствие общесоюзного, официально
признанного банка комплекса технических средств
автоматизации, пригодного для решения всех
вопросов при автоматизированном
проектировании СУ (БД КТС ВНИПИСАУ не является
официальным и далеко не в полной мере отвечает
требованиям САПР);
высокая динамика развития КТС автоматики
с четко обозначивающейся ориентацией на
многофункциональность аппаратуры,
предопределяющей необходимость развития методов
проектирования с агрегирующим принципом,
характерным для известной задачи «укладки»;
разделение процесса проектирования СУ на
задачи проектирования СА и АСУТП, явно не
отвечающие современным концепциям
построения СУ технологическим оборудованием;
недостаточная адаптируемость САПР СА к
условиям различных проектных организаций,
требующая дополнительной подготовки
пользователей и сопровождающих эти системы
специалистов;
ограниченная ориентация САПР только на
ТПР, препятствующая использованию новых
функциональных и алгоритмических
возможностей, порождаемых научно-техническим
прогрессом в кибернетике;
фактическое отсутствие методов структурной
оптимизации для задач большой сложности,
заставляющее проектировщика-пользователя
САПР самого управлять процессом синтеза
вариантов и не гарантирующее достижения
глобального экстремума.
Отдельные аспекты этих проблем
применительно к АСУТП в теплоэнергетике и
направления работ по их устранению раскрыты в [8, 9].
Основным инструментом, способным привести к
удовлетворительному решению проблем, следует
считать экспертные системы.
Список литературы
1. САПР АЛЬФА. Система автоматизированного
проектирования систем контроля и автоматики/ Проспект. М.:
ГосНИИХлорпроект, 1989.
2. Скурихин В. И., Дубровский В. В., Шифрин В. Б.
АСУ ТП: Автоматизация проектирования комплекса
средств автоматики. Киев: Наукова думка, 1981.
3. АСУ ТП. Теория и технология автоматизированного
проектирования/ В. И. Скурихин, В. В. Дубровский,
B. Б. Шифрин, Н. Г. Бизюк. Киев: Наукова думка, 1988.
4. Аветисян Д. Д. Методическое и программное
обеспечение автоматизированного проектирования АСУ ТП
атомных и тепловых электрических станций (на примере
проектирования функциональных схем системы
автоматического регулирования): Дис. ... канд. техн. наук. М.,
1989.
5. Система автоматизированного проектирования
комплекса технических средств локальной автоматики.
Госфонд алгоритмов и программ СССР. № Г. р. 50850000883.
6. Диалоговая система автоматизированного
проектирования структуры и состава комплекса технических
средств локальной автоматики (ДИСПР —КТС)/
А. В. Кондрашин, А. А. Белов, Е. С. Целищев, А. Г.
Салин// Автоматизация проектирования. Иваново: ИвТУ,
1986.
7. Автоматизация проектирования комплекса
технических средств АСУ ТП/ А. В. Боровский, А. Г. Салин,
И. Л. Турянский, Е. С. Целищев// Сталь. 1989. № 5.
C. 88—90.
8. Целищев Е. С. Разработка и применение методов
автоматизированного проектирования структуры
технического обеспечения нижнего уровня АСУ ТП: Дис. ... канд.
техн. наук. Иваново, 1988.
9. Салин А. Г. Разработка и исследование
инструментальных средств синтеза технических структур сложных
оистем (на примере АСУ ТП): Дис. ... канд. техн. наук:
Иваново, 1990.
О
3*

УДК 621.311.25:621.039.62-5
Исследование переходных процессов в системе управления
уровнем питательной воды в парогенераторе
энергоблока с реактором ВВЭР-ЮОО
БОГДАНОВА Е. В., ПИЖАНКОВ В. И., инженеры, ЕВСТРАТОВ Г. В., ПОНОМАРЕВ А. С,
ЧАЙКА Э. Г., кандидаты техн. наук
ХПИ — Харьковское отделение АЭП
Парогенератор (ПГ) является одним из
основных агрегатов энергоблока АЭС, и от его
функционирования существенно зависят
безопасность, надежность и эффективность всего
технологического процесса производства
электроэнергии. Являясь одновременно частью и
первого, и второго контуров, ПГ испытывает заметное
влияние возмущений со стороны реактора и
турбины и в свою очередь оказывает влияние на
них. Энергоблок с реактором ВВЭР-ЮОО
оснащен четырьмя горизонтальными ПГ. Для
надежного отвода тепла от активной зоны
реактора во всех ПГ необходимо поддерживать
уровень питательной воды на отметке 350 мм над
трубным пучком первого контура. Повышение
уровня также недопустимо из-за возможности
заброса влаги в турбину и разрушения
лопаточного аппарата [1].
Регулирование уровня воды в ПГ является
достаточно сложной задачей, поскольку, помимо
непрерывного отбора пара и притока
питательной воды, происходит ее кипение и вызванное
различными причинами «набухание» зеркала
испарения. Поэтому к системе регулирования
предъявляются жесткие требования по
поддержанию уровня в пределах ±50 мм от
номинального. На большинстве энергоблоков это
обеспечивается трехимпульсными регуляторами на
технических средствах серии «Каскад» [2]. Их
недостатками являются низкая точность при
возмущениях по нагрузке энергоблока и большие
отклонения уровня в переходном режиме.
Точность регулирования может быть повышена при
оптимальных настройках регуляторов. В
настоящее время разрабатываются также системы, в
которых сигнал по расходу пара из ПГ
заменяется сигналом перепада температур At
теплоносителя в горячей и холодной нитках
циркуляционных петель [3]. Качество регулирования при
этом не повышается.
В данной работе проводится исследование
ПГ как объекта регулирования уровня
питательной воды при возмущении по расходу пара
и определяются оптимальные параметры
настройки регулятора при различных
возмущениях.
Математическая модель ПГ строилась на
основании условия сохранения баланса притока
воды и расхода пара
Т,
dt
^-■0 + МО
О)
с учетом изменения уровня воды вследствие
«набухания»
dt
+ Ф,@ = -М@,
B)
где постоянные времени 7\ и Т2 и коэффициент
усиления k2, характеризующий «набухание»,
находятся по известным характеристикам ПГ [2].
Относительное изменение подачи питательной
воды происходит с запаздыванием т, значение
которого принято постоянным и равным 15 с.
Полная кривая разгона от действия обоих
учитываемых факторов имеет вид
<Р^=ф1 + ф2, C)
где ф1 и фг — относительные изменения уровня
вследствие материального небаланса и
«набухания».
Таким образом, математическая модель ПГ
описывается соотношениями A) — C).
Относительное изменение нагрузки, физически
соответствующее изменению расхода пара, обозначено
через X. Для однозначности решения системы
уравнений A)—C) введем начальные условия
Ф1@)=ф2@)=0 и }х@)==0. D)
При этом не учитывается характер
формирования сигнала изменения уровня вследствие
перепада давления между точками отбора, хотя
это и может привести к определенным
расхождениям между показаниями уровнемера и
действительным значением уровня, особенно в
переходных режимах [4].
Математическая модель системы
регулирования описывается следующими уравнениями:
p(f) = V.(t) + l(t); ^
q(t) = k,p(t);
а>(9 = <7@ + *1Фх(9;
то.сфо.с@/л+'Ро.с@ = *о%г/@;
TaJv.(t)ldt = y(t);
е@ = р@-ро.с@;
y(f)=f(B, de/dt).)
Здесь постоянная времени обратной связи и
E)
Щм
£0
0
-50
-too
-150
-?ПП
h
50,
f
^
1 3
2
100
1
^^~~
150
200
\2Ь0
£,с
. .... i
Рис. 1. Зависимость вида переходных процессов от
коэффициента усиления регулятора.
36

т =
1 о.с
dt
>0;
ее коэффициент усиления соответственно имеют
вид:
Г, при уфО; _ | /г0.с при уфО;
Т, при у = 0; ис ~ 1 1 при у = 0.
Выходной сигнал г/ как функция от е
изменяется по закону двухпозиционного реле с зоной
нечувствительности:
(— 1 при е < — а/2; »
0 при —а/2<е<а;
1 при 8 > а;
— 1 при е < — а;
0 при —а<е»
1 при е > а/2;
где а=0,003.
Целью управления является минимизация
интегрального квадратичного критерия
отклонения уровня
/= J [//@ — //орЛ —мин G)
У
= /(е)
F)
в течение всего времени регулирования tv при
выполнении заданных ограничений на
абсолютное отклонение текущего значения уровня
|Я@-Я0|.
При этом необходимо также учесть
ограничения на управление по максимальному расходу
питательной воды, определяемому
производительностью питательных насосов
mCXM'XMO. v/€=[o,*p]. (8)
Кроме того, существует ограничение на
скорость управляющего воздействия, вызванное
конструктивными особенностями привода
исполнительного механизма
\dp!dt\^v. (9)
Таким образом, задача заключается в
нахождении вектора k(ku k3, ko.0, Г3, Т4)
оптимальных параметров настроек регулятора,
обеспечивающего такое управление уровнем
питательной воды в ПГ при воздействии на него
возмущений по нагрузке, при котором возврат
объекта в заданное конечное состояние Я0
достигается при минимальном значении критерия
оптимальности I и выполнении всех имеющихся
ограничений.
Система уравнений A) — F) с минимизацией
критерия G) при ограничениях (8), (9)
решалась на ЭВМ ЕС-1061 с использованием
специализированного пакета моделирования
непрерывных процессов (ПМНП) [5], который содержит
набор вычислительных программ,
ориентированных на анализ движения объектов, описываемых
обыкновенными дифференциальными
уравнениями. В пакете имеется базовый набор цифровых
вычислительных средств, который реализуется с
использованием стандартных
проблемно-ориентированных операторов. При помощи ПМНП
можно моделировать процессы в динамических
объектах, описание которых представлено
структурной схемой исследуемой системы или
системой дифференциальных уравнений. Результаты
моделирования представляются в виде таблиц и
графиков переходных процессов на экране
дисплея или на АЦПУ,
Щ»и
150
100
■50
0
-50
100
i 25.
'"Но
.0,1
\0,5
г 50 75 100 125 150 №
л!
-0#
'U0
1,0
Рис. 2. Зависимость вида переходных процессов от
величины сброса нагрузки.
Пакет обеспечивает применение различных
методов интегрирования с фиксированным или
переменным шагом. Благодаря различным
внутрисистемным средствам ПМНП позволяет
пользователю сосредоточиться на физической сути
моделируемого явления, а не на
программировании. Максимальная продолжительность решения
описанной задачи составляла 16 с. За это время
строились переходные процессы длительностью
до 1000 с.
С помощью ПМНП проведены численные
исследования переходных процессов в системе
регулирования, когда параметр k2 объекта
управления, характеризующий «набухание» уровня
воды, увеличен на 30% (&2 = 0,78), постоянная
времени исполнительного механизма
соответствует проектной 7\1.м=50 с, а коэффициент
усиления регулятора уровня воды &i = l. Результаты
этих исследований приведены на рис. 1, где
показаны переходные процессы при различных
сбросах нагрузки. При этом результаты
существенно зависят от коэффициента усиления
регулятора. Так, при 50%-ном сбросе нагрузки (Х=
= 0,5) для &з = 1 (кривая /) максимальная
амплитуда перерегулирования уровня воды
достигает 59,93 мм, в то время как при k3 = 3 (кривая 2)
она уже не превышает 10,9 мм. При этом
оптимальные значения остальных составляющих
вектора k получаются следующими: &о.с=0,55, Т3=
= 60 с, Г4 = 65 с.
С увеличением значения коэффициента k3
наблюдается заметная деформация кривой
переходного процесса с тенденцией уменьшения
амплитуды перерегулирования уровня питательной
воды в ПГ. Так, при 50%-ном сбросе нагрузки
(^=0,5), постоянной времени исполнительного
механизма ТИМ=Ш с и значении коэффициента
&2 = 0,78 проведена параметрическая
оптимизация существующего трехимпульсного регулятора.
В результате для фиксированного значения &i =
= 1 получены следующие значения оптимальных
настроек регулятора: kz= 153,2, &о.с=0,6, Т3 =
= 68 с, 7*4 = 75 с, которым соответствует
переходный процесс, приведенный на рис. 1
(кривая 3). При полном сбросе нагрузки (А = 1) и
7'и.м=50 с переходный процесс имеет вид,
представленный на рис. 1 (кривая 4) для
фиксированных значений k\ = \ и &2=0,78.
Оптимальные значения настроек регулятора при этом сле-
37

дующие: /е3 = 200, &о.с=0,55, Г3 = 60 с и Г4 =
= 65 с.
Исследование влияния различных факторов
на кривые переходных процессов позволило
провести параметрическую оптимизацию
существующего трехимпульсного регулятора уровня
воды в ПГ для номинального значения
коэффициента &2 = 0,6 и постоянной времени Тим = 50 с.
На рис. 2 показаны переходные процессы,
соответствующие различным значениям сброса
нагрузки К. При этом получены следующие
значения составляющих оптимального вектора к: kx =
=45, £3=28, &о.с = 0,2; ТЪ=Ъ с, Г4=25 с.
Анализ переходных процессов (рис. 2)
показывает, что для номинального значения k2
допустимое верхнее отклонение (+50 мм) уровня
воды в ПГ может быть обеспечено только при
сбросе нагрузки, не превышающем 70% (т. е.
при Х.^0,7).
Была проведена также серия численных
экспериментов по нахождению такой постоянной
времени исполнительного механизма 7И.М,
которая для номинального значения £2 —0,6 и при
полном сбросе нагрузки ПГ могла бы
обеспечить удержание уровня воды в заданных
пределах. Найдено, что при 7'и.„=32 с амплитуда
перерегулирования уровня воды в ПГ не
превышает 47 мм даже для А,= 1.
При функционировании системы
регулирования большое практическое значение имеет
количество переключений исполнительного
механизма в единицу времени, так как этот параметр
определяет долговечность и надежность системы
регулирования. Поэтому были проведены также
исследования и параметрическая оптимизация
этого регулятора при номинальных параметрах
объекта, когда, кроме критерия G), учитывался
и критерий на минимум переключений
релейного регулятора.
Проведенные исследования показали, что
количество переключений релейного регулятора на
заданном временном интервале зависит как от
составляющих вектор k настроек регулятора, так
и от сброса нагрузки ПГ X. При этом для
переходных процессов, приведенных на рис. 2,
количество переключений регулятора на временном
интервале /е[0; 1000 с] зависит от сброса
нагрузки следующим образом: при ^ = 0,5—8
переключений; ^=0,7—2 переключения; А=0,8—
54 переключения; Я=1 — одно переключение.
Результаты расчетов показывают, что по
длительности переходных процессов и по
максимальному отклонению уровня питательной воды
предлагаемый способ регулирования
соответствующим подбором оптимальных настроек не
уступает известным экспериментальным данным
[2—4] и результатам моделирования динамики
измеряемого уровня [6].
Таким образом, показано, что качество
регулирования уровня питательной воды в
парогенераторе вполне удовлетворительно может быть
обеспечено существующими трехимпульсными
регуляторами при выборе оптимальных значений
параметров его настроек и использовании
исполнительных механизмов с меньшей постоянной
времени, т. е. при повышении быстродействия
привода регулирующего питательного клапана
парогенератора.
Список литературы
1. Рассохин Н. Г. Парогенераторные установки
атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.
2. Павлыш О. Н., Реуков Ю. Н. Динамические
характеристики парогенераторов энергоблока с реактором
ВВЭР-1000 как объекта регулирования уровня//
Электрические станции. 1986. № 2. С. 9—11.
3. Экспериментальная проверка качества
автоматического регулирования питания парогенераторов
энергоблока с ВВЭР-1000 при использовании различных задающих
сигналов/ О. Н. Павлыш, И. П. Гарбузов, Ю. Н. Реуков
и др.// Электрические станции. 1986. № 5. С. 26, 27.
4. Павлыш О. Н., Гарбузов И. П., Реуков Ю. Н.
Испытания систем автоматического регулирования
параметров второго контура АЭС с ВВЭР-1000//
Электрические станции. 1985. № 6. С. 23—25.
5. Единая система ЭВМ. Пакет прикладных программ
для моделирования на ЭВМ аналоговых систем и
непрерывных процессов. Описание входного языка ПРО.
309.006.Д2. 1977. 47 с.
6. Охотин В. В. Моделирование динамики
измеряемого уровня в парогенераторах АЭС с ВВЭР-ЮОО/Тепло-
энергетика. 1989. № Ц. С. 14—16.
О
УДК 621.311.25:621.039
Некоторые вопросы повышения надежности
работы регулятора уровня котловой воды в парогенераторах
АЭС с ВВЭР-1000
ВЫСОЦКИЙ В. Г., ДАВИДЕНКО Н. Н., инженеры
i Калининская АЭС
Для повышения надежности работы
регулятора уровня котловой воды в парогенераторе
(ПГ) АЭС необходимо иметь математическую
модель объекта регулирования.
На указанных в [1,2] моделях можно
выполнить только количественный анализ переходных
процессов в системах регулятор — парогенератор
без их качественного анализа.
При известных допущениях систему
регулятор — парогенератор можно представить в виде
хорошо изученного звена второго порядка.
Предполагается, что парогенератор в
рабочем диапазоне изменения уровня имеет
прямоугольное сечение;
уровень измеряется дифференциальным
манометром по массе (вода/пар) над врезкой. С
учетом этого можно предположить, что заполнение
ПГ происходит по линейному закону при посто-
38

•Ifi*
ш
'
г—
к&
1
Тр
&в
1
TiP
1
ЪР
_ /ОТ"
В [3] показано, что сигнал разности
температур горячей и холодной ниток первого контура
введен вместо неизмеряемого расхода пара.
Система описывается уравнением
Рис. I. Структурная схема регулятора уровня в
парогенераторе.
■"зад — задание регулятору; КАТ — сигнал разности температур
горячей и холодной ниток первого контура; KG — коэффициент
обратной связи по питательной воде; Кн — коэффициент обратной связи
по уровню.
янном расходе питательной воды и нулевом
расходе пара, которые также приводят к действию
линейного закона изменения уровня. Отсюда
следует, что зависимость уровня от расхода
выглядит как
H(p)=GBlTip-GnTlp,
где Н(р)— уровень в ПГ; р — оператор
Лапласа; GB — расход питательной воды; Gn — расход
пара; Т\ — постоянная времени парогенератора.
Передаточную функцию регулирующего
клапана совместно с регулятором можно привести
к виду
w—\l%p,
где т — постоянная времени звеньев регулятор—
клапан; р — оператор Лапласа из следующих
соображений.
Электронная часть регулятора типа Р27
имеет пропорционально-интегральный закон
регулирования и импульсный выход с регулируемой
скважностью. Электродвигатель с редуктором и
клапаном является интегрирующим звеном
постоянной скорости.
Подадим на вход последовательно
соединенных звеньев (без обратной связи) ступенчатый
сигнал. Реакцией системы из двух звеньев
будет перемещение клапана с постоянной
времени т, определяемой параметрами настройки и
характеристиками двигателя, редуктора и
клапана. При снятии сигнала система (регулятор—
клапан) будет «помнить» свое положение.
Благодаря этим свойствам можно описать систему с
помощью интегрирующего звена. Значение
постоянной времени т определяется
экспериментально. В качестве выходной координаты
клапана будем понимать не положение клапана, а
расход питательной воды. При этом изменение
производительности турбопитательных насосов
можно учитывать как возмущение, приложенное
после интегрирующего звена. В дальнейшем будем
пренебрегать тем обстоятельством, что
постоянная времени ограничена сверху при больших
возмущениях.
Структурная схема регулятора и
парогенератора как объекта регулирования приведена на
рис. 1.
Тл
1~ р*Н +
ТгКс
К„
рН + Н =
н.
зад
Kh
+
КАТ
Ли
1
К
н
.{■zp + K0)Gn.
A)
Из этого уравнения определим постоянную
времени и декремент затухания:
Воздействие от возмущений по питательной
воде и пару можно уменьшить, если ввести
гибкую обратную связь по уровню. На рис. 1 она
показана пунктиром. Декремент затухания при
этом будет
К,
t = -2-VT1h1KH + -
Кг
2\fT1zKH
B)
При внедрении этой обратной связи следует
учитывать, что реально в блоках
дифференцирования реализуется закон
w = TApl(Тяр+\)Кф[<(Тфр+\),
где Тд — постоянная дифференцирования; Тф —
постоянная фильтра; /Сф — коэффициент
передачи фильтра.
На Калининской АЭС реализована гибкая
обратная связь. В качестве дифференциатора
использован блок типа D01 серии «Каскад».
Параметры настройки блока следующие;
ГФ=2; /СФ=0,3; Гд=10 с.
В регуляторе сигнал имеет то же значение,
что и сигнал с датчика уровня. Испытания
показали более устойчивую работу регулятора с
гибкой обратной связью.
Следует отметить, что коэффициенты в [1],
а также Кф безразмерные, так как датчики
расхода и уровня, задатчик и дифференциатор
имеют токовые унифицированные выходы.
Анализ правой части [1] показывает, что
возмущение по расходу пара целесообразно
корректировать сигналом расхода пара (или его
аналогом), поданным на вход регулятора.
Опыт эксплуатации регуляторов с
корректирующим сигналом по разности температур
петель показывает, что этот сигнал не может
полностью заменить сигнал расхода пара из-за
инерционности схемы измерения. Наблюдались
также отказы схемы измерения из-за дефектов
термопар нормирующих преобразователей. Причем
отказы часто проявляются только в
динамических режимах.
В связи с этим целесообразно использовать в
качестве корректирующего сигнал электрической
мощности генератора.
Схема формирования этого сигнала
приведена на рис. 2. Нормированный токовый сигнал
активной электрической лощности подается на
три входа сумматора типа А05 с весами <ц, аг, аз
и преобразованный поступает на все четыре
регулятора уровня парогенераторов ПГ1 — ПГ4.
На входе и выходе сумматора установлены
39

0-5 мА
On
Отключение
ГЦН
Отключение
первого
ГЦН
Посадка
5мА ск
0-10%
20 *♦=<**
_. Общий.
^У канал
20 кОм
Отключение\к Р27-1
ГЦН1
А05
Рис. 2. Схема формирования корректирующего сигнала по
электрической мощности генератора.
контакты реле обобщенного состояния главных
циркуляционных насосов (ГЦН) (отключение
первого ГЦН, отключение двух ГЦН) и
контакты реле состояния отдельных ГЦН. Значения
коэффициентов си, сс2, аз выбираются из условий
разгрузки энергоблока при отключении ГЦН.
Так, если при отключении одного ГЦН реактор
разгружается до 70—75% NHOM, то а2=0,4.
Значение ai=l выбрано из условия разгрузки
реактора до 50% при отключении двух ГЦН.
Из [1] видно, что корректирующий сигнал по
расходу пара должен быть положительным по
знаку и подаваться с значения, равного Ка/Кн
(желательно через форсирующее звено).
Недостатком способа является то, что в
сигнале электрической мощности отсутствует
составляющая, пропорциональная расходу пара
через БРУ-К, БРУ-А. Анализ возможных
режимов показывает, что это окажет влияние при
посадке стопорных клапанов турбогенератора со
срабатыванием ускоренной разгрузки блока
(режимы с незначительным расходом пара через
БРУ-К (А) в статье не рассматриваются). При
этом реактор разгрузится до 40% мощности, а
пар будет проходить через БРУ-К (или БРУ-А
при отключении ТГ со срывом вакуума).
Для компенсации этого неизмеряемого
расхода пара на вход блока А05 подается
фиксированное значение тока E мА). Значение
коэффициента а4=0,4 выбрано из условия разгрузки
реактора до 40% номинальной мощности. Вход
(общий канал) зашунтирован нормально закрытыми
контактами реле «Посадка СК».
Отметим, что формирование этого сигнала
необходимо в начале переходного процесса.
В дальнейшем при изменении мощности
реактора оператор будет иметь время и возможность
для ручной коррекции задания регулятора.
Наиболее часто регуляторы уровня
отказывают из-за выхода каналов измерения расхода
питательной воды (течь вентилей, свищи в
импульсных линиях, забивание импульсных линий,
отказ датчика, повреждение линий связи).
Целесообразно иметь три датчика по этому
параметру и проводить отбраковку недостовер-
40
ных показаний. В цифровых регуляторах это
легко организовать программно. Для
регуляторов, реализованных на серии «Каскад», может
быть предложена схема, приведенная на рис. 3.
В основу схемы положен принцип независимости
работы источников тока (датчиков расхода типа
ДМЭ) на одну нагрузку.
По этой схеме можно производить
диагностику датчиков, отключать отказавший датчик,
выполнять суммирование достоверных сигналов на
резисторах Rl, R2, R3. При несравнимости
сигналов на вход регулятора будет подан
усредненный сигнал от трех датчиков.
В качестве компараторов можно
использовать блоки регуляторов типа Р27 либо блоки
ЛОЗ с гальванически разделенными входами.
При первом варианте необходимо блоки Р27
дооборудовать электромагнитными реле. На
оперативный контур полезно вывести сигнализацию об
отказе датчика.
Приведенные меры не исключают полностью
отказы регуляторов. Анализ переходных
процессов до возникновения видимых отказов
показывает возможность производить диагностику
состояния регуляторов на блочных информационно-
вычислительных системах. При этом достаточно
использовать в качестве переменных состояния
значения расхода питательной воды и уровня.
Из рис. 1 видно, что значение расхода питатель-
Kf
21 Z
-" -<
23 _
R1 R2
12
14
1Я
16
/
9f
кг
*■
I»
12
14
18
16
КЗ
12
14
18
16
P2
P3
БШ,У
k V VJ
I 1 I ,
^Rt 4
Ri-
*i-
1 Rz-1 |
гЧ/?^гЧ
Rz-г
У
Rz-з Rj-з
f-S»
?д
30
P27
Рис. З. Схема диагностики датчиков.
Ri=R)—R3; Ки Кг, Кз — компараторы на базе Р27,

Начало
Вывод на У011
печать о сбое
регулятора
Рис. 4. Алгоритм диагностики
состояния регулятора уровня.
ВбоО N,G,H за 16с
Усреднение N,B-,H
i=0,m*o
Ввод N1=0
l°i+1
Запуск таймера
Сброс таймера
Ввод Bi,Hi,Ni
Нга.й=Ке&+Н
0К-*"Ъ
Вычисление &в1
zzr~
ной воды можно получить из уравнения
dGB
dt
-K0GK = H,
И-}-КАТ.
Диагностику состояния регулятора и клапана
будем проводить для стационарного режима
работы энергоблока (Л/э—const). При этом
значение КАТ мало зависит от колебаний уровня в
парогенераторе. Поэтому будем считать, что
КАТ входит в задание регулятору.
В данном случае C) достаточно точно
можно решить методом Эйлера
Gbi=(H3aA—Hi-i)Atlr—KGGbi-iAtlx+Gbi-i,
где А/=4 с (шаг ввода информации); Gbi —
вычисленное значение расходов на г'-м шаге; #,_i —
измеренное значение уровня на (t—1)-м шаге;
т — постоянная интегрирования звена регуля-
тор —клапан; //*ад = Язад + КМ.
Если знать вычисленное значение расхода
Gbi и измеренное G,-, то можно по отклонению их
разности от заданного числа в течение
определенного промежутка времени говорить о сбое в
работе регулятора. Алгоритм решения этой
задачи приведен на рис. 4, где N[, Gi, Hi— текущие
значения электрической мощно£ти, расхода и
уровня соответственно; N, G, Я — усредненные
значения электрической мощности, расхода
питательной воды и уровня. Работает он
следующим образом: по электрической мощности
убеждаемся в статическом режиме работы
энергоблока и вычисляем задание регулятора по
усредненным значениям расхода и уровня, после чего
4J

решаем C) на каждом шаге ввода информации
D с) и проверяем разницу между измеренным
значением расхода воды и вычисленным. При
превышении допустимой разницы в 58 т/ч в
течение трех циклов опроса A2 с) формируем
сообщение о сбое в работе регулятора. Для
адаптации модели C) к режиму через каждые
720 с вычисляется новое задание регулятору.
По предложенному алгоритму разработана
программа и внедрена на
информационно-вычислительных комплексах ИВС «Комплекс — Уран»
блоков № 1,2. Сообщение о сбое выводится
оперативному персоналу на телевизионный
индикатор в нижней строке.
Эксплуатация программы показала, что
отказы и сбои в работе регулятора можно выявить
от 1 мин до 6 ч до наступления явного отказа
(сбоя).
Список литературы
1. Клюев А. С., Лебедев А. Т., Новиков С. П.
Наладка систем автоматического регулирования барабанных
паровых котлов. М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Плютинский В. И., Погорелов В. И.
Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок
АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1983.
3. Экспериментальная проверка качества
автоматического регулирования питания парогенераторов
энергоблока с ВВЭР-1000 при использовании различных задающих
сигналов/ О. Н. Павлыш, И. П. Гарбузов, Ю. Н. Реуков
и др.// Электрические станции. 1986. № 5. С. 26, 27.
О
УДК 655.664
Автоматизация контроля и управления установками
водоприготовления и водно-химическим режимом ТЭС
ЖИВИЛОВА Л. М., канд. техн. наук, МАКСИМОВ В. В., МУРАХОВСКАЯ Е. И., инженеры
Всесоюзный теплотехнический институт
Характерной особенностью разработок ВТИ
последнего десятилетия является комплексный
подход к решению задач автоматизации
установок водоприготовления (ВПУ), включая химво-
доочистку (ХВО), блочную обессоливающую
установку (БОУ) и установку коррекционной
обработки (КО) теплоносителя, а также химического
контроля и диагностики нарушений ВХР с
использованием средств вычислительной техники.
На рис. 1 представлен водопаровой тракт
энергоблока с. к. д. как объект автоматического
контроля показателей качества (ПК)
теплоносителя, характеризующих гидразинно-аммиачныи
водно-химический режим (ВХР), и показан
комплекс водоподготовительных установок,
обеспечивающих этот режим в соответствии с нормами
ПТЭ. В табл. 1 перечислены основные задачи,
возникающие при автоматизации оборудования
водоприготовления и ВХР ТЭС.
Одной из важнейших задач является
организация контроля за физическими параметрами
работы оборудования и химического контроля за
качеством обрабатываемой воды и
теплоносителя в водопаровом тракте ТЭС. В первом случае
NOH
ПН 6Н
"з;— mi» i
©@®©®©@ ©®@fe
Рис. 1. Схема комплекса установок водоприготовления, обеспечивающих заданный водно-химический режим ТЭС.
Т — турбина; КА — котел; К — конденсатор; ПВД, ПНД — подогреватели высокого и низкого давления; СН — сливной насос; Д —
деаэратор; КН1. КН2 — конденсатные насосы первой и второй ступеней; УКО — установка коррекционной обработки; БЗК — бак запаса
конденсата; БХОВ — бак химочищенной воды; XBO — химводоочистка; ПО — предочистка; БФ — блок фильтров устанопки химобессолива-
ния; БХОВ — бак химочищенной воды; HXBO — насос химочищенной воды; ПН, БН — питательный и бустерный насосы. М —
механический ФиЛЬТО: Т — ОтбоО ППоб ДЛЯ автоматического (ШРПЯтишпгп уимкпнтппля
^ъ..in.*.. uv^j,ui, .i.*~~— .. — *..._ .............—......uii uu^^u., .n», urn» HUlulKlunOtl П UJl.
ский фильтр; T — отбор проб для автоматического оперативного химконтроля.
42

Таблица 1. Основные задачи автоматизации ВПУ и ВХР ТЭС
Объем автоматизации
Задачи автоматизации
Химводоочистка
Конденсатно-пита-
тельный тракт
энергоблока
Котел барабанный
Установка предварительной
очистки воды в осветлителя?
Установка химического обес-
соливания воды
Блочная обессоливающая
установка
Установка коррекционной
обработки теплоносителя
Внутрикотловая обработка
Система химического контроля качества воды и
пара ТЭС
Контроль и регулирование: температуры обрабатываемой воды, производительности
и шламового режима осветлителей; дозирование реагентов; контроль за качеством
обрабатываемой воды; поддержание режима работы и восстановления механических
фильтров
Контроль и регулирование производительности установки; приготовление и подача на
фильтры регенерационных растворов; подача воды на взрыхление и отмывку
фильтров от продуктов регенерации; контроль за качеством обрабатываемой воды;
логическое управление режимом работы и восстановлением ионитной загрузки фильтров:
регулирование процессов нейтрализации сбросных вод
То же, что и при химическом обессоливании воды; контроль за работой аппаратов
обезжелезивания воды
Контроль и регулирование приготовления и дозирования корректирующих реагентов
[гидразин, аммиак при щелочном ВХР, окислитель (кислород, воздух) при
нейтральном ВХР]
Контроль за качеством котловой воды; регулирование продувки
Сбор оперативной информации в режиме опроса непрерывно работающих анализаторов
качества теплоносителя, решение цикла диагностических задач, выдача совета опе-
ратору о месте и возможной причине нарушений ВХР.
Таблица 2. Перечень и основные технические характеристики серийных анализаторов водных сред электростанций
Наименование
анализатора
Кондуктометр
рН-метр
Натремер
Кисдородомер мембран-
Сигнализатор натрия*
Кондуктометрический
сигнализатор**
Концентратомер воды
Кислоты, щелочи, соли
Сигнализатор уровня
шлама
Мутномер
Солемер
Кремнемер***
Тип
АУС-217
рН-220
pNa-205
АКП-205
СИФ-Н
АККМ-1
АККМ-02
АКК-202
СУФ-42
М101
САР (от CAPI-01 до
CAPI-22)
АВ-215
Диапазон измерения
0—1000 с поддиапазонами;
0—0,5; 0—5; 0—50; 0—500;
0—1; 0—10; 0—100;
0—1000
6—10
0,1 — 100
0,1 — 10
0—500 с поддиапазонами
0—25; 0—100; 0—250; 0—500
0—1000
0—5000
10-»—10-2
10—2—1
10—и— 1 с поддиапазонами
10-2—10-';
10-'—1
От 3 до 56 по коэффициенту
светопропускания
От 10 до 100 %
светопропускания
От 25 до 10 000 с
поддиапазонами 25—250: 50—500;
100—10000; 250—2500 и др.;
0—50; 0—500
Единица
измерения
мкСМ/см
ед. рН
мкг/дм'
мкг/дм3
мкг/кг
См/см
СМ;СМ
См/см
%
%
мг/дм*
мкг/дм3
Погрешность
приведенная, %
±2,5
:±0,05 ед. рН
±5
±4
±10
±10
±5
±5
±10
±4
±6
±5
Выходной сигнал
0—5 мА
0—5; 4—20 мА
0—5; 4—20 мА
0—5 мА
Сухой контакт
(реле)
Сухой контакт
0—5 мА
0—100 мВ
0—5 мА
0—100 мВ
Сухой контакт
(реле)
0—5 мА
0—5 мА
0—100 мВ
0—5 мА
* Потенциометрический сигнализатор истощения Н-катионитных фильтров.
** Кондуктометрический сигнализатор истощения OH-анионитных фильтров в качестве
*** Изготавливается по специальным заказам.
отмывочных вод.
используются средства общепромышленного
назначения. Для осуществления оперативного
химического контроля применяется комплект
автоматических анализаторов, разработанных ВТИ
совместно с НПО «Аналитприбор» [1]. В
настоящее время этот комплект (табл. 2) включает
вновь созданные и изготавливаемые серийно
заводами автоматические анализаторы основных
показателей качества водных сред
электростанции: электропроводимости к и
электропроводимости Н-катионированной пробы, рН,
содержания растворенного кислорода 02, натрия Na+,
концентрации регенерационных растворов Ср,
прозрачности (мутности) и солесодержания
сточных вод. При разработке этих анализаторов
были приняты современные физико-химические
методы анализа с использованием
чувствительных элементов и электродных систем, селективно
обратимых к активной концентрации
контролируемого показателя качества и не
подвергающихся воздействию других примесей в
анализируемой среде.
Благодаря проведенным ВТИ многолетним
исследованиям установлена взаимосвязь
основных ПК по водопаровому тракту и обоснован
оптимальный объем автоматического
оперативного контроля за качеством теплоносителя ТЭС
с энергоблоками и параллельными связями при
стационарных и пусковых режимах. Показано,
что эффективность оперативного контроля
достигается при выполнении не отдельных
периодических измерений показателей качества (ПК),
а с помощью непрерывных определений и
анализа измеренных значений ПК при постоянном
уровне давления и температуры по всему
водопаровому тракту ТЭС. Для обеспечения
непрерывных измерений концентрации нормированных
примесей в теплоносителе на электростанциях
применяется автоматизированная система
химического контроля, состоящая из устройств
отбора и подготовки проб для анализа,
автоматических анализаторов и средств информационного
обеспечения [2J. Благодаря применению средств
вычислительной техники (СВТ) для сбора и об-
43

Ё?
1
*5ч
l
&
$
|
3
Р>
«S
-vj-
!§
1
|
Ai
ч
>
£
И
|
S
«3
V
ч,
1
1
*
1
§ J;
§ §.
,^
ч
Устройство
отбора
npofo/
ПерОичнь/й
холоОиллнин
УстройстОо
подготовки
проОь/
Панели
лербичнь/х
преойразоОагелей
(датчиков)
анализаторов
Панели
измершгмят
преобразователей
анализаторов
Панели
дторичнмх
приСород
Сигнализация
%
1
1
У СО Ох ода
Дисплей
Печать
У СО дхоёа
Дисплей
Печать
Панели
сигнализации
Рис. 2. Структурная схема автоматизированного контроля
и диагностики нарушений водно-химического режима ТЭС.
работки поступающей с анализаторов
информации были решены не только
информационно-измерительные, но и диагностические задачи,
такие как индикация нарушений ВХР и выдача
оператору «совета» по выявлению места и
возможных причин, вызвавших эти нарушения, а
также проведения экономических и
технологических расчетов, обеспечивающих ведение отчетной
документации, архива, прогнозирование
состояния поверхностей нагрева основного и
вспомогательного оборудования, в результате чего может
быть сокращена продолжительность
межпромывочных периодов котла и турбины.
Структурная схема автоматизированной
системы контроля и диагностики нарушений ВХР
ТЭС с энергоблоками с. к. д. с использованием
персональной ЭВМ (ПЭВМ) показана на рис. 2.
Разработанные ВТИ для энергоблоков с. к. д.
(и энергоблоков других типов) алгоритмы и
программное обеспечение диагностических задач
реализуется в настоящее время в проектах на
некоторых электростанциях. При этом на
энергоблоках с прямоточными котлами непрерывный
автоматический контроль производится за
качеством свежего пара перед турбиной, присосами
охлаждающей воды в конденсаторе, качеством
конденсата до и после БОУ, за баком запаса
конденсата (БК.З) и ПНД, сливными насосами
ПНД и питательной воды за деаэратором и на
входе в котел.
Разработанный ВТИ алгоритмический модуль
системы диагностики нарушения
водно-химического режима ТЭС состоит из ряда блоков,
основными из которых являются блоки
предварительной обработки информации от анализаторов
качества анализируемых проб; оценки качества
пара, питательной воды, добавочной воды ХВО;
анализа работы БОУ; анализа присосов в
конденсаторе турбины, определения внешних
источников поступления примесей, например
кислорода, в конденсатно-питательный тракт; анализа и
оценки выходных данных. В системе диагностики
предусмотрен также анализ состояния
используемых технических средств и выдается
информация о возможных неисправностях
анализаторов и устройств подготовки проб. Получаемая от
автоматических анализаторов и в результате
расчетов информация выводится на дисплей и
печать. При необходимости предусматривается
возможность ввода в ПЭВМ результатов
аналитического контроля примесей лабораторными
методами, например, содержания продуктов
коррозии для последующих расчетов и оценки
эффективности ведения заданного
водно-химического режима.
Отклонения значений контролируемых
показателей качества от значений, заданных
нормами ПТЭ (или установленных РЭУ и ТЭС исходя
из технологической целесообразности), по
вызову оператора выводятся в форме видеограммы
(рис. 3) на дисплей, установленный в помещении
щита химконтроля (ШХК.), и используются для
оценки состояния ВХР. Кроме того, дежурный
оператор химцеха может вызвать на экран
информацию о состоянии отдельных установок
комплекса водоприготовления (например,
график изменения качества отмывочной воды при
регенерации фильтров БОУ), данные о
состоянии технических средств системы химконтроля и
«совет» по определению возможных причин и
устранению возникающих неполадок, а также и
другую информацию.
Использование СВТ для обработки и выдачи
информации оператору о показателях качества
теплоносителя по водопаровым трактам
электростанции, полученных при эксплуатации
подтверждает целесообразность принятого решения,
позволяет повысить эксплуатационные
показатели и сократить трудозатраты на управление
водно-химическим режимом.
На ТЭС с барабанными и прямоточными
котлами и на химводоочистке СВТ могут быть
использованы в виде регулирующих и логических
микропроцессорных контроллеров для
регулирования подачи растворов при коррекционной
обработке питательной воды и конденсата, при
регулировании качества котловой воды и
непрерывной продувки котла, при управлении
дискретными логическими программами восстановления
загрузки фильтров и при нейтрализации сточных
вод ХВО.
На рис. 4 показана схема управления
44

2<t0
200
160
120
80
tfO
Питательная бода за Оэазратором
Питательная боба перед котлом
Острый пар за котлом
Конденсат за КЭН-1ст.
1 1 1 1 1 I 1 1 I
_Крнденеат за Boy
Конденсат зопнд
Конденсат за слидными насооамипнд
1 1 1 1 1 1 ! 1
Конденсат за 63К
ХОВ д конденсатор
1 1 1 1 1 1 1 1 1
<
<,
-10% .1
Ог \ т
( Жп
-H+-t-+--*- -
•х
^w Tl
WlTTZ'I-
..,._.._. —
i pH 4-+-±4:3!
Хи
£H . , , , T
ML".:".;::::
[
J Хн ±±±i:i-
_J
s
02__+
t хи Т""IT
й'ффф*^
" 02 .1
!_*>"IIlIjN
Oz I -
1 I 1
&Н _!__) LJ L J
... 1 1
1 *W/.
л
. . JL_-_
..!L
*
L4-4--J-4<lL
:_:::._T_.
.- ...»*...
ULL-L. + a-a-—
[!S*-4+-+J
<
uJ_-jJur4--j-_-j
t iiii]t
a
L-4;. J--L i._L
^...ji,
--4-4-4^-4- -
Icil 1
4= x =F 4= ^Tr* -P =1- ■ ■+■ ■+■ • t-
de
^:- = " = i:!!;:-
^x.!. j. .iix j- .Li-.ii ii-.. -
4-0 80 120 160
Рис. З. Форма видеограммы отклонений
200 240 280
параметров химконтроля.
Питательная бода
Рис. 4. Схема управления дозированием гидразина и аммиака в питательную воду ТЭС.
БУ — блоки управления; О — расход, Зд — задание регулятору; П — пускатели; ИМ — исполнительный механизм; НД — насос-дозатор.
дозированием (подачей) гидразина и аммиака
в питательную воду с использованием
микропроцессорного контроллера Ремиконт.
Применение СВТ при автоматизации водо-
приготовления обусловило возможность
реализовать новые структурные схемы управления
этими установками и осуществить более
совершенные технологические решения,
способствующие снижению себестоимости обрабатываемой
воды и минимизации объема и уровня
«загрязнений» сточных вод.
Наиболее существенные результаты при этом
получены в работах по автоматизации установок
химического обессоливания воды (ХОВ). Эти
работы имеют следующие основные направления:
минимизация структурных схем установок
для обеспечения требуемого уровня
автоматизации при экономически целесообразном объеме
45

I
flodeemofaa а 0а°ад исхоё-
лай ияфартлии
7
Расчет границ о"арбироо°алия
Яре/гели- иолирабанил ТГ и Ttt
тг = гг
Расчет ocuoo"Ht/x трапе/про/?
&лл текущего #релена иенироо°а-
ния Тг
Расчет /ганилалмо возложного
количества о~лелоо° фильтров N*m
"Т "мин
Расчет ослоо'нш ларалетроо
с текщил количеств Ш
ков фильтров' /Yjfapa TT)
Расчет fa/com загрузок f/i и
скоростей фильтрования Fc
Да
Да
TT~Tx+ut
Фиксирование (nevamt) общего
fчисла дариалтоа* (N*) и определят^
Гщих лараяся/роо" рстилоо'ки
Рис. 5. Блок-схема алгоритма расчета определяющих
параметров вариантов схемного построения для действующих
установок ХОВ с БФ.
аппаратуры контроля, регулирования и схем
управления;
оптимизация технологических схем по
критерию минимальной себестоимости 1 м3
обработанной воды при минимально возможном
количестве сточных вод;
разработка экспрессных методов
идентификации качества технологических сред при обессо-
ливании воды, восстановлении фильтрующей
загрузки ионитных фильтров и нейтрализации
сточных вод [3J.
Благодаря предложенной ВТИ и получившей
широкое распространение на электростанциях
структурной схеме химического обессоливания
воды с блочным включением фильтров (БФ),
организован технологический процесс при
минимальном количестве программ и узлов
восстановления фильтров, а также схем подключения
отдельных элементов оборудования к общим
магистралям, что обусловливает возможность
сокращения продолжительности восстановления
фильтрующих загрузок и объема сточных вод, а
также повышения скорости фильтрования и,
таким образом, сокращения количества
устанавливаемого оборудования для обеспечения заданной
производительности ХВО и аппаратуры контроля
и управления.
Благодаря проведенным исследованиям
схемы ХОВ с БФ разработаны методические
указания, алгоритм и программы расчета на ЭВМ
вариантов ее построения и оптимальных
технологических параметров для различных типов
исходных вод с учетом различных требований
потребителя к качеству добавочной химически
обессоленной воды. Было показано, что
минимальная себестоимость химически обессоленной
воды при прочих равных условиях достигается
в основном при эксплуатации минимально
возможного количества БФ заданной
производительности со скоростями, близкими к
максимально допустимым, при условии восстановления
фильтрующих загрузок с оптимальными
удельными расходами регенерационных растворов и
воды на собственные нужды установки.
Метод расчета установки химического
обессоливания с БФ включает библиотеку
автономных функциональных алгоритмов и
управляющих алгоритмов, определяющих взаимосвязь
между функциональными алгоритмами,
предназначенными для решения различных задач вновь
проектируемых и действующих химводоочисток.
Расчет состоит из двух основных этапов. На
первом — рассчитываются определяющие
технологические параметры вариантов схемного
построения для проектируемой установки. Исходя
из показателей, обусловленных нормами
проектирования, выбираются принципиальная
технологическая схема установки, конструктивные
размеры фильтров, набор ионитов, загружаемых
в фильтры, допустимые высоты загрузки и
скорости фильтрования, а также продолжительность
рабочего цикла ТТ и производительность БФ за
фильтроцикл <2ф, количество блоков,
необходимых для обеспечения заданной
производительности разрабатываемой установки. На рис. 5 в
качестве примера представлен алгоритм расчета
определяющих параметров вариантов схемного
построения установки химического
обессоливания для действующих установок. При этом для
использованных в схеме фильтров с радиусом Ri
фактические скорости фильтрования для
каждого фильтра
Fi=QoP (Тт+77?) /3,UR?TTNT;
t=l, 2,..., л,
а высоты загрузок t-ro фильтра ионитами
Подготовка а Ввод исходной информации
Расчет содержания ионод в отрывочных водах
(Na,Ca,Mg,CE,SOv,SiOj)
Расчет содержания ионов в регенерационных водах
катионитных фильтров (Na.Ca.Mg.CS,$(),>,St03)
Расчет содержания ионов в регенерационных водах
анаонитных фильтров (Na.Ca.Mg,СЕ, SOi,,Si.0j)
Фиксирование (печать) результатов расчетов
Рис. 6. Блок-схема алгоритма расчета усредненного
состава минерализованных стоков установки химобессоливания.
46

Hi=Q6pUi (Tr+TR)I (NrEi—3,14Ri2);
i=l, 2,...,n,
где при #,<#Мин принимается Hi = Hmmi; Qop=
=QA^-0,1 — производительность обессоливающей
установки с учетом собственных нужд; щ—
допустимые остаточные концентрации ионов
в фильтрате за каждым фильтром (ut проскока);
Е — рабочие обменные емкости поглощения ио-
нитов в фильтрах, г-экв/м3; TR —
предварительно намечаемая продолжительность регенерации
блока фильтров, ч.
На втором этапе производится расчет
эксплуатационных затрат на проектируемую ХВО. По
соответствующим алгоритмам определяются
расход воды на собственные нужды ХВО,
продолжительность ионирования и регенерации БФ,
количество регенерационных узлов, объем сточных
вод, подлежащих нейтрализации, и суммарная
вместимость баков-нейтрализаторов. При этом по
специальному алгоритму (рис. 6) рассчитывают
усредненный состав минерализованных стоков,
т. е. содержания ионов в регенерационных и от-
мывочных водах катионитных и анионитных
фильтров ХОВ за одну регенерацию.
С учетом стоимости ионитов, загружаемых
в i-й фильтр, S„, стоимости реагентов для
регенерации фильтров Sp и затрат на нейтрализацию
стоков 5Н рассчитывается стоимость 1 м3
химически обессоленной воды, руб/м3:
О=0и-Г'Ьр-]-Он.
По результатам всех предыдущих расчетов
составляется расчет полной приведенной
себестоимости воды, очищенной на проектируемой
установке, с учетом капитальных затрат на ее
сооружение, себестоимости S 1 м3 химически
обессоленной воды, амортизационных
отчислений, стоимости электроэнергии, тепла, зарплаты
персонала и т. д.
Как показал сравнительный анализ, расчет
установок ХОВ согласно названным алгоритмам
по критерию себестоимости 1 м3 очищенной воды
по сравнению с традиционным методом расчета
позволяет создать более совершенную
структурную схему автоматизированной установки и в
результате существенно сократить затраты на ее
эксплуатацию и сооружение, в том числе
примерно на 20% сократить затраты на аппаратуру
автоматического контроля, регулирования и
управления, а также минимизировать объем
сточных вод и уменьшить затраты на их
обработку. Существенным является и то, что
продолжительность и достоверность многовариантных
расчетов на ЭВМ в 10 раз менее, чем
традиционных расчетов ручными методами.
Приведенные в настоящей статье сведения по
использованию средств вычислительной техники
для контроля и управления оборудованием водо-
приготовления и водно-химическим режимом
'ГЭС, апробированные при проектировании
предлагаемых решений и их реализации на ТЭС,
дают основание для широкого применения
имеющихся разработок.
Список литературы
1. Живилова Л. М., Карабегов М. А., Абелов Э. С.
Новые автоматические анализаторы качества водного
теплоносителя электростанций// Теплоэнергетика. 1990.
№ 7. С. 28—32.
2. Живилова Л. М. Состояние и перспективы развития
работ по автоматизации оперативного контроля
водно-химических режимов электростанций// Теплоэнергетика.
1986. № 6. С. 38—44.
3. Живилова Л. М., Максимов В. В. Автоматизация
всдоподготовительных установок и управление
водно-химических режимов ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1986.
О
УДК 662.933 : 628.544.001
Исследование свойств золошлаковых отходов ТЭС,
возможности и перспективы использования этих материалов
в народном хозяйстве
ДИК Э. П., ЯГУНИНА Л. А., кандидаты техн. наук, РОМАНОВА Н. П., инж.
Всесоюзный теплотехнический институт
В настоящее время на тепловых
электростанциях страны образуется около 100 млн. т в год
золы и шлаков. Проблема утилизации
золошлаковых материалов (ЗШМ) приобретает все
большую актуальность, так как золоотвалы
занимают большие площади, являются источником
загрязнения окружающей среды и требуют
значительных эксплуатационных затрат.
Для решения проблемы использования ЗШМ
ТЭС необходимы исследование свойств ЗШМ,
разработка технических условий и стандартов и
информация о свойствах золы и шлаков, а
также разработка технологических процессов
использования золы в различных отраслях
народного хозяйства.
На состав и свойства ЗШМ основное влияние
оказывают минеральный состав исходного
топлива и способ его сжигания.
В твердых топливах всех месторождений, а их
в нашей стране насчитывается свыше 50,
превалирующими золообразующими минералами
являются глинистые минералы. По типу этих
минералов и присутствию других золообразующих
компонентов все топлива можно разделить на
четыре группы.
К первой относятся угли, в которых
глинистая часть состоит из каолинита (табл. 1).
Особенностью зол этих углей является их высокая
тугоплавкость (экибастузский уголь). Как
правило, они сжигаются в топках с твердым шлако-
удалением.
Ко второй группе следует отнести угли с
глинистыми минералами типа гидрослюд и
монтмориллонитов. Благодаря присутствию в
кристаллической решетке этих минералов щелочных и
щелочно-земельных элементов они менее туго-
47

Таблица 1. Зависимость фазово-минералогического состава золы топлива от типа золообразующих компонентов
и способов сжигания
Основные золообра-
зующие компоненты
Уголь
Топки с кипящим слоем
Топки с твердым шлакоудале-
нием, низкотемпературное
сжигание
Топки с жидким
шлакоудалением,
высокотемпературное сжигание
Каолинит
Иллит,
монтмориллонит
Соли гуминовых
кислот
Известняк+
+глинистые
ралы
Подмосковный,
экибастузский, кизелов-
ский
Донецкие, кузнецкие,
львовско-волынский
Канско-ачинские,
ангренский
Горючие сланцы
Аморфные продукты
разложения каолинита, кварц, гематит,
первые признаки появления
муллита. Стеклофазы нет
Продукты разложения иллита и
монтмориллонита, кварц,
гематит. Стеклофазы нет
CaO, CaS04, продукты
разложения глинистых минералов,
кварц, гематит, появление
алюмосиликатов кальция.
Стеклофазы нет
CaO, CaS04, СаСОз, продукты
разложения глинистых
минералов, кварц, гематит.
Стеклофазы нет
Стеклофаза от 20 до 80 %.
Муллит, кристобалит, гематит
Стеклофаза от 60 до 80 %.
Продукты разложения
глинистых минералов, кварц, гематит,
шпинели, муллит
Стеклофаза от 60 до 80 %. СаО,
CaS04, алюмосиликаты
кальция, кварц, продукты
разложения глинистых минералов
Стеклофаза от 60 до 80 %. СаО,
CaSOi, алюмосиликаты кальция
Стеклофаза 80-
100%
То же
ЖШУ не применяется
плавки и сжигаются в топках как с твердым, так
и с жидким шлакоудалением (ЖШУ).
К третьей группе относятся топлива, в
которых наряду с глинистыми минералами
значительная часть золы образуется за счет гуматов
кальция (канско-ачинские угли, торф). Зола этих
углей наиболее легкоплавкая, угли также
сжигаются в топках с твердым и жидким
шлакоудалением.
К четвертой группе следует отнести горючие
сланцы. Их особенностью является присутствие
в породе, кроме глинистых минералов, также
известняка. Благодаря сепарации на под топки
частиц тяжелого известняка происходит
обогащение шлака оксидом кальция. Последний
имеет высокую тугоплавкость, поэтому сланцы, как
правило, сжигаются в топках с твердым
шлакоудалением.
В настоящее время наибольшее
распространение получили топки с пылевидным сжиганием
угля. В них почти вся зола проходит стадию
плавления, в результате чего частицы золы
представляют собой мелкие стеклянные сферы
размером от долей до десятков микрон.
Исключением являются низкотемпературные топки для
сжигания топлив с тугоплавкой золой, где
значительная часть золы (до 80%) представляет
собой продукты высокотемпературного обжига
глинистых или карбонатных минералов. Здесь
стекловидная часть золы сосредоточена в тонких
фракциях.
Из пылеугольных топок 80—95% золы
топлива удаляется в виде золы-уноса, остальная —
в виде шлака. Существуют специальные
циклонные топки с жидким шлакоудалением, в которых
коэффициент шлакоулавливания достигает 40—
50%, но они не получили широкого
распространения.
В перспективе намечается широкое внедрение
топок с кипящим слоем. Их особенностью
является низкая температура горения, исключающая
плавление компонентов золы. В золе этих топок
стеклофаза полностью отсутствует. О других
особенностях этой золы будет сказано ниже.
Состав исходных минералов и способ
сжигания влияют на элементный и минералогический
Таблица 2. Соответствие золы пылевидного сжигания топлив различных месторождений требованиям действующих потребительских
стандартов
Уголь
Донецкий АШ
Донецкие Г, Д
Подмосковный
Львовско-волыаский
Кузнецкие
Экибастузский
Бородинский
Назаровский
Березовский
Челябинский
Нерюнгринский
Ангренскнй
Печорский
Азейский
Карагандинский
ТУ 21-31-2-82
Аглопори-
товый
гравий
п.п.л.
+
+
+
+
+ 1 1 I++I +
+
п.п.п.

Керамический
кирпич
и камни
+
+
'в
+
'в
'в
+
+
so,
'в
'в
'в
ТУ 21-31-45-82
Мелкий
заполнитель
керамзито-
бетояа
SO,
SO,
SO,
SO,
so,
so,
so,
so,
+
+
so,
+
—
ГОСТ 25818-83
Зола-унос для дроиз-
водства бетона
I
п.п.п.
+
+ 1 1 1 + 1 1 +
+
п.п.п.
II
п.п.п.
+
+
+
+ о 1 + 1 1 1 +
+
п.п.п.
Ill
—
+
+11+111+
+
л.п.п.
ОСТ 21-60-84
Изделия из
кислые
К
-
—
+11+1 1 1 +
+
Б
+
_
—
—
ячеистого б
етона
основные
Б
-
MgO
MgO, S03
—
~
С
—
—
-
—
—
ВСН 181-75
В дорожном
строительстве

самостоятельные
вяжущие
-
__
so .jm
—
~
активный
компонент
—
"~
sm, SO,
Зуд.50,
so3
—
~~~
не соответствует требованиям стандарта.
Н полностью соответствует требованиям стандарта.
* Частично не соответствует по данному показателю, но при соответствующей отбраковке или доработке может быть использована.
48

состав золы, содержание стеклофазы, удельную
поверхность. При сжигании малореакционных
углей (АШ, тощие угли) в золе-уносе может
также присутствовать большое количество недого-
ревших частиц, причем содержание их может
колебаться в широких пределах в зависимости от
режима работы топки. Золы низкореакционных
топлив составляют около 30% всех зол,
выдаваемых ТЭС Минэнерго СССР. При сжигании
углей всех остальных марок содержание
горючих золах составляет менее 10% и их
использование по содержанию горючих не
ограничивается. Горючие в уносах при сжигании АШ и
тощих углей не представляют собой органических
соединений, являются ококсованным стабильным
материалом, поэтому их содержание в золе
допускается значительно большим, чем в золе
других углей. Например, допустимое содержание
горючих в золе-уносе АШ, применяемой в
качестве добавки в некоторые бетоны, составляет до
20%. В некоторых технологиях, например в
обжиговых, ограничиваются не столько
абсолютное содержание горючих, сколько пределы их
колебания. Превышение допустимых значений
горючих в золе, а также чрезмерный диапазон
их колебаний являются серьезным препятствием
для использования зол низкореакционных
топлив в стройиндустрии.
К настоящему времени усилиями
многочисленных организаций разработан ряд
направлений использования ЗШМ в различных отраслях
народного хозяйства. Ниже приведены данные
Оргэнергостроя на 1989 г.
Всего
В том числе:
известкование кислых почв
обвалование дамб и подготовка
оснований золоотвалов
строительство и ремонт дорог
добавка в бетон
производство:
пенобетона
золобетона
шлакоблоков
кирпича
цемента
14889,2 тыс. т A00%)
2620,9
4006,5
980,3
4240,5
1.7
9,6
303.9
814,3
1293,0
A7.6)
B6,9)
F,6)
B8.5)
@,01)
@.07)
B)
E,5)
(8,7)
ТУ 34-70-10347-81
Золошлаки в
производстве цемента
кислые
+
R30
+
—
—
КаО
+
+
основные
-
-
+
+
SO,
—
S08
—
"
ГОСТ 25592-83
Золошлаки в
производстве
бетон а
А
+
+
+
—
—
—
п.п.п.
S03
+
+
п.п.п.
Б
+ + +
+
+
—
Са°св
+
SO,
+
+
ГОСТ 26644-85
Щебень и
песок из шлаков
для бетона
+
+
+
—
-
+
+
п.п.п.

Силикатный
кирпич.
ячеистый
бетон
-
—
—
-
+
-
—
—
керамзита
ячеистого бетона
керамики
рубероида
гравия
химических удобрений
извлечение редких металлов
планировка территории
рыхление почв
утепление кровли
заполнение горных выра
Прочие
[боток
43,3
77,9
28,0
122,7
126,5
20,0
9,6
77,2
58,0
3,2
48,4
4,7
@.3)
@,5)
@,2)
@,8)
@,8)
@,1)
@,07)
@,5)
@,4)
@,02)
@.3)
@,03)
Можно выделить три основных направления.
Первое—-не связанное с термообработкой при
производстве изделий. Это добавки зол в бетоны
и растворы взамен мелкого заполнителя и части
цемента, добавки шлака после топок с ЖШУ
в бетоны вместо щебня, применение ЗШМ в
дорожном строительстве, обваловывание дамб
золоотвалов. В ряде этих технологий
существование золы-уноса в стекловидном состоянии
обусловливает существенное улучшение качества
изделий по сравнению с применением природных
материалов. Второе направление связано с
обжиговыми технологиями — производство
керамического кирпича, цемента, искусственных
пористых заполнителей (аглопорит, зольный гравий).
Здесь применяются в основном кислые золы из-
за малого количества серы в них и малого
содержания щелочно-земельных элементов, т. е.
плавней. Третье направление связано с
применением пропаривания при атмосферном давлении
или при повышенном в автоклавах (ячеистые
бетоны, плотный силикатный бетон, силикатный
кирпич). Здесь в зависимости от содержания
кальция золу применяют либо в виде
кремнеземистого компонента (кислые золы), либо в
качестве известково-кремнеземистого вяжущего (зола
горючих сланцев, канско-ачинских углей).
Золы с высоким содержанием СаО широко
применяются для раскисления почв.
В настоящее время находится в стадии
разработки еще ряд технологий, которые позволят
расширить область использования ЗШМ:
обогащение зол-уносов при высоком содержании в них
недожога, переплав ЗШМ с последующим
получением азерита, комплексная переработка ЗШМ
в соединения алюминия, сырье для производства
цементов и ферросилиция и др.
Существенной особенностью золошлаковых
отходов тепловых электростанций является то,
что, будучи продуктом высокотемпературной
обработки минеральной части топлива, по своему
составу они не определяются какими-либо
технологическими условиями и меняются в
зависимости от качества сжигаемого топлива в
отличие от отходов других технологических
процессов, например металлургии, где составы шлака
регламентируются технологией производства.
Такая особенность этого вида отходов вызывает
необходимость разработки технологий их
использования, базирующихся на достаточно
больших колебаниях свойств этого сырья, что не
всегда учитывается потребительскими
стандартами.
Указанное положение потребовало
упорядочения всей системы технических условий и
ГОСТ на золу-унос для различных потребителей.
Для обеспечения необходимой информацией
о свойствах ЗШМ существующих и
потенциальных потребителей в ВТИ, начиная с 1974 г., каж-
4—6369
49

дые 4 года выпускается справочный материал
по свойствам золы и шлаков, выдаваемых на
ТЭС Минэнерго. В этом материале приводятся
следующие характеристики ЗШМ, отбираемых
на котлах ТЭС с различным типом топочных
устройств и по ступеням улавливания
золы-уноса: элементный (химический) состав;
содержание свободного оксида кальция СаОсв;
содержание горючих веществ, определяемое по потерям
при прокаливании (п. п. п.); удельная
поверхность 5УД; плавкостные характеристики tA, ts, tc
по ГОСТ 2057-82.
Специальная обработка полученных данных
позволила составить технические условия на
золу-унос основных месторождений и выпустить
РД 34.09.602-88 «Зола-унос тепловых
электростанций. Нормативные характеристики», в
котором даны реальные пределы колебаний
указанных характеристик золы. Этот РД охватывает
угли Донбасса, Кузбасса, Подмосковного, Львов-
ско-Волынского, Экибастузского бассейнов, Кан-
ско-Ачинского бассейна (Ирша-Бородинского,
Назаровского, Березовского месторождений),
Нерюнгринского, Ангренского, Челябинского
месторождений, сланцы Прибалтийского бассейна,
которые выдают около 80% всей золы ТЭС.
Этот РД, с одной стороны, позволяет ТЭС
ориентироваться на соответствие качества их
золы тем или иным техническим условиям
потребителей и, с другой стороны, показывает, на
какой диапазон изменения качества золы следует
рассчитывать потребителю при проведении
исследовательских и экспериментальных работ по
разработке технологических процессов
использования золы.
В табл. 2 приведены данные о соответствии
золы углей ряда месторождений
потребительским стандартам на золу-унос. Сопоставление
этих данных с объемами выхода золы
показывает, что по условиям соответствия составов золы-
уноса потребительским стандартам уже сейчас
можно использовать 65—70% ежегодного
выхода золы. Фактически же используется всего
лишь около 15%. Это обусловлено рядом причин:
организационными (недостаточные мощности
сухих отборов, отсутствие транспорта для
перевозки золы, неэффективная ценовая политика и
т. д.), слабой производственной базой стройин-
дустрии, недостаточной изученностью
технологических свойств золы-уноса.
Основной объем золы в стройиндустрии
утилизируется по бетонным технологиям — до 60%
и только 7,3% по обжиговым. Это обусловлено
потребностью промышленности в данном виде
строительных материалов и тем, что удельные
капитальные затраты при утилизации золы
в этих материалах ниже, чем в обжиговых
технологиях, и отрицательное воздействие на
окружающую среду меньше.
Вместе с тем бетонные технологии
существенно менее золоемкие, чем обжиговые, доля
золы в бетонах составляет всего 15—25% и редко
превышает эти пределы. Это обусловлено тем,
что при подборе составов золобетона технологи
ориентируются на худшие свойства золы, что
обеспечивает гарантированное качество бетона.
Такой подход к использованию золы исчерпал
себя. Для дальнейшего увеличения объема
использования золы необходимо проведение
фундаментальных исследований, чтобы установить
количественные зависимости между качеством
конечной продукции и рядом дополнительных
свойств, не оговариваемых потребительскими
стандартами, такими как содержание стеклофа-
зы, дисперсность и др. Регулировать эти
свойства можно путем отбора сухой золы с различных
ступеней улавливания, дополнительным помолом
и другими методами кондиционирования.
В последние годы в ВТИ большое внимание
уделяется изучению физико-химических свойств
ЗШМ, получаемых при сжигании углей по
новым, нетрадиционным технологиям, таким как
сжигание в кипящем слое и газификация углей.
По-видимому, наибольшее распространение в
ближайшие годы получат установки с
низкотемпературным сжиганием топлива в кипящем слое
(в циркулирующем кипящем слое ЦКС,
аэрофонтанной топке и др.). Этот метод сжигания
позволяет решить вопрос снижения вредных
газообразных выбросов NO* и S02, в последнем случае —
при добавке в топку известняка. Однако зола
при этом приобретает специфические свойства,
существенно отличающиеся от свойств золы,
получаемой при традиционном пылевидном
сжигании.
Основными особенностями золы топок с ЦКС
являются полное отсутствие стеклофазы и
повышенное содержание кальция и серы. При этом их
содержание в золе тем выше, чем больше сер-
нистость топлива и меньше его зольность.
Указанные свойства этих зол могут
существенно изменить область их применения. Так, по-
видимому, их нельзя будет применять в
обжиговых технологиях, т. е. для производства
керамического кирпича, зольного и аглопоритового
гравия. В процессе обжига упрочнение изделий
происходит в результате спекания, что сопряжено
с появлением жидкой фазы и влечет за собой
удаление части серы.
Весьма проблематично использование этих
зол в производстве тяжелых бетонов, растворов,
для замены части песка и цемента, что
объясняется отсутствием в золах стеклофазы и большой
водопотребностью золоцементных смесей.
По-видимому, наиболее подходящими
технологиями, освоенными для зол, полученных в
топках с пылевидным сжиганием, в данном случае
будут технологии, связанные с пропариванием
или автоклавированием изделий. С учетом
присутствия в золах после тонок с ЦКС небольшого
количества извести и ангидрита возможно их
использование в качестве низкомарочных
вяжущих.
Таким образом, совершенно очевидно, что
с внедрением новых технологий сжигания
топлива появится новый класс ЗШМ, использование
которых может быть успешно освоено только при
проведении комплекса научно-исследовательских
работ и технологических испытаний.
О

УДК 621.165-214
Исследование напряжений и усилий в паропроводах
турбоустановки К-80 0-24 0-3
АВРУЦКИЙ Г. Д., ДОН Э. А., КАЛОШИН Б. А., СЕНИН В. С, кандидаты техн. наук,
РЕЧКИН Г. П., ТИХОНОВ С. Е., инженеры
ВТИ — ИМАШ — МАМИ
При тепловом расширении корпусов турбины
во время ее пуска цилиндры высокого (ЦВД) и
среднего (ЦСД) давлений должны свободно
перемещаться по фундаментным рамам, залитым
в бетон поперечных ригелей фундамента.
Однако в последние годы на некоторых
энергоблоках страны наблюдаются трудности с
тепловыми расширениями статорных деталей,
скачкообразное их перемещение во время пуска
турбины, невозврат цилиндров в исходное состояние
после останова турбины и остывания корпусов,
кручение ригелей, что приводит к
перераспределению усилий, действующих на элементы
турбины, износу уплотнений, низкочастотной вибрации
и другим неблагоприятным последствиям.
Анализ расчетной схемы силового
взаимодействия узлов турбины и фундамента дает
основание предположить, что одной из причин
трудностей с осевыми перемещениями корпусов турбины
во время пуска являются усилия от
присоединенных паропроводов, препятствующие расширению
ЦВД и ЦСД [1, 2J.
Если в паропроводах возникают усилия,
препятствующие свободному тепловому
расширению корпусных деталей турбины и ее
перемещению, то, очевидно, в самих трубопроводах и
в стенках корпусных деталей должны возникать
дополнительные напряжения, обусловленные
взаимодействием трубопроводов и корпусов ЦСД
и ЦВД.
Для теоретического исследования этих
напряжений можно применять расчетные методы,
достаточно хорошо разработанные и
применяемые для определения напряжений и усилий
в трубопроводных системах энергетического
оборудования [3]. Однако учесть расчетным путем
все особенности эксплуатационной нагруженно-
сти трубопроводов практически невозможно.
Широко применяемая при расчетах программа
«Астра» предназначена для определения усилий
и напряжений в стационарных режимах, когда
температурное поле трубопровода однородно по
длине и периметру трубы. Наибольшие
трудности с тепловыми расширениями турбин
возникают при переменных режимах (пуски и остановы),
когда температурное поле существенно
неравномерно. Эти факторы можно учесть только путем
натурных экспериментальных исследований
с применением метода высокотемпературной
тензометрии и силоизмерительных устройств,
позволяющих определять напряжения в
трубопроводах и усилия в элементах турбин с
погрешностью, не превышающей 10%.
В статье изложены результаты
экспериментального исследования напряжений и усилий
в основных трубопроводах турбины К-800-240-3
на одном из блоков 800 МВт Углегорской ГРЭС.
На турбинах этого типа стопорные клапаны
высокого и среднего давлений жестко не
закреплены. В качестве объекта исследования были
выбраны перепускные трубы от клапанов
автоматического затвора до регулирующих клапанов
ЦСД (ГПП), ресивер ЦСД и трубопроводы
холодного промперегрева ЦВД (ХПП).
До начала проведения исследовательских
работ был произведен осмотр всей
опорно-подвесной системы перечисленных трубопроводов,
устранены обнаруженные дефекты и регулировкой
упругих опор трубопроводов была сделана
неудачная попытка выравнять нагрузки,
приходящиеся на лапы ЦВД и ЦСД. Схема размещения
тензорезисторов показана на рис. 1, методика
проводимой тензометрии изложена в [4].
На первом этапе тензометрических
исследований измерения проводились на «холодной»
турбине с моделированием усилий в
паропроводах, которые возникают в результате стеснения
тепловых перемещений корпусов ЦВД и ЦСД
при пуске турбины. Моделирование усилий
выполнялось путем перемещений корпуса
стопорного клапана цилиндра среднего давления (СК
ЦСД), реализуемых механическим путем с
помощью гидравлических домкратов и подъемного
крана. Стопорные клапаны среднего давления
у этой турбины не имеют жесткого крепления
Рис. 1. Схема размещения тензорезисторов и умножителей
на паропроводах ЦСД и ЦВД.
1—8 — измерительные точки с умножителями по схеме полного
моста; 9—16 — измерительные точки по схеме полного моста с
приваренными компенсационными тензорезисторами; 63—68 —
измерительные точки по схеме полумоста с компенсацией в «салазки»;
E)—A2) — измерительные точки, установленные в сечениях с
противоположной стороны турбины.
51

■f3 4* 1S
Время, ч
ie
n
Рис. 2. Режим предварительного прогрева холодных
паропроводов.
Опыт 23/VI 1988 г., 1—4— измерительные точки.
к фундаменту, поэтому их тепловые перемещения
при переходе из холодного состояния в горячее
у разных турбин различаются. Левый СК ЦСД
перемещается от оси турбины в диапазоне от 5
до 50 мм и в сторону генератора в диапазоне от
5 до 20 мм. Правый клапан перемещается на
такие же расстояния, но вдоль оси турбины он
перемещается в сторону блока регулирования.
Различие тепловых перемещений клапанов
различных турбин зависит от внешних воздействий
и определяет знак и уровень напряжений. При
холодных испытаниях механические
перемещения клапана имитировали внешние воздействия
от трубопроводов.
При холодных испытаниях задавались
перемещения стопорного клапана, равные 10 мм,
последовательно в продольном, вертикальном и
поперечном направлениях. Одновременно с
измерением деформаций в трубопроводах
определялись усилия, воспринимаемые лапами ЦСД,
с помощью специальных силоизмерительных
болтов, разработанных в ВТИ и на ЛМЗ.
При продольном перемещении корпуса СК
ЦСД, для которого потребовалось усилие
в 127 кН, максимальные напряжения в
трубопроводе не превышали 2 МПа.
При вертикальном перемещении СК на 10 мм
с нагрузкой 102 кН максимальные напряжения
зарегистрированы в точках 1 я 3 (рис. 1),
причем их значения составили ±10 МПа.
Изгибающий момент в плоскости, перпендикулярной оси
турбины, составил 70,4 кН-м.
При поперечном перемещении СК на 20 мм
наибольшие напряжения возникали в точках 63
и 66, где они составили 12 и 14 МПа
соответственно. Изменения опорных усилий ЦСД при
этом не превышали 22 кН. В предыдущих
случаях они были меньше.
На наружной поверхности ресивера ЦСД
в непосредственной близости от корпуса
цилиндра были установлены тензорезисторы. При
вертикальной нагрузке в 100 кН максимальные
напряжения в стенке ресивера составили 20 МПа;
максимальное изменение реакций опор достигало
130 кН.
Нагружение выхлопных трубопроводов ЦВД
осуществлялось путем изменения натяга пружин
дополнительной вертикальной подвески на
вертикальном участке линии ХПП. Максимальные
напряжения составили 14 МПа. Максимальное
изменение реакций опор ЦВД было
зафиксировано при полностью затянутых пружинах: на
передней правой опоре усилие уменьшилось ка
156 кН; на задней — нагрузка увеличилась на
70 кН.
На втором этапе исследования проводились
в режимах пуска и работ турбины. В процессе
натурных испытаний было исследовано
несколько режимов, позволивших оценить напряженное
состояние в трубопроводах ГПП и ХПП при
различных тепловых состояниях системы.
Рассмотрим три наиболее характерных
режима: режим предварительного прогрева холодных
паропроводов, режим выхода на холостой ход и
режим взятия электрической нагрузки. Первый
исследованный режим прогрева трубопроводов
23/VI 1988 г. (рис. 2) характерен тем, что
прогрев производился при закрытом РК, а
температура металла корпуса ЦСД и перепускной трубы
за РК (сечение 67—68, рис. 1) оставалась
практически постоянной. Прогрев металла
трубопровода ГПП был весьма интенсивным и имел
характер теплового удара. За первые 3 мин
прогрева температура наружной поверхности трубы
увеличилась на 54 °С. Максимальные
напряжения в сечении 63—66 составили 15 МПа, в
сечении 1—4 соответственно 60 МПа (рис. 2).
Наибольшие напряжения в трубопроводах ХПП ЦВД
на этом режиме не превышали 10 МПа для
сечения 9—12 и 5 МПа для сечения 13—16 (см.
рис. 1).
Опыт с прогревом трубопроводов ГПП и ХПП
в режиме № 2 (опыт 25/VI 1988) проводился во
время толчка ротора и работы турбины на
холостом ходу. Здесь наряду с температурой
трубопроводов измерялась температура металла
корпусов ЦВД и ЦСД; давление пара в трубах при
с^мпа г,°с
вид со
стороны
регулятора
О
-10
-10
-за
uLt,
мм
/7,об/мИН
WOO <- 7
4500
0l- ' """"W~i6 Тз ~гд и гг гз г*
Время, ч
Рис. 3. Режим пуска турбины с выходом на холостой ход.
Опыт 25/VI 1988 г.; 1—4 — измерительные точки.
52

п
t°c
е;мпа
10 г 500
Вид со стороны
регулятора.,
-10
ЧПО —-fe
300
Al
мм
-за
А/, п,
МВт о5/ман
BOO
600
400
200
0
3000
■2000
-woo
_ а
-но
-
-t°c
500
- 20
- 15
400
10
-501-
300
22 23
Время, Ч
Рис. 4. Режим взятия турбинной электрической нагрузки.
Опыт 26/VI 1988 г.; 63—67 — измерительные точки.
этом не поднималось выше атмосферного. Перед
толчком ротора температура трубопровода ГПП
составляла от 40 до 60 °С для различных сечений
на участке от стопорного до регулирующего
клапана. Перепускная труба на участке от
регулирующего клапана до корпуса ЦСД нагрелась до
100—120 °С. Температура корпуса ЦСД перед
толчком ротора составляла 180—200°С. При
этом была отмечена окружная неравномерность
температур по трубе 45 °С в сечении 63—66, а
разность температур между сечениями 63—66 и
67—68 достигала 115°С.
Уровень сжимающих напряжений в сечении
63—66 для момента времени, когда окружная
температурная неравномерность снизилась до
минимума и существенно уменьшилась разность
температур вдоль оси трубопровода, составил
10 МПа, а изгибные напряжения были ±10 МПа,
что соответствовало усилию 475 кН и
изгибающему моменту в 70 кН-м. В сечении /—4 после
стабилизации температурного состояния
трубопровода уровень напряжений значительно
снизился (рис. 3). Сжимающие напряжения на этом
этапе можно оценить значением 5—7 МПа, а
изгибные напряжения ±6 МПа в плоскости 2—4 и
±2 МПа в плоскости /—3. Эти напряжения
соответствуют сжимающей силе в 235—335 кН и
изгибающим моментам 40 и 14 кН-м.
Поскольку усилия и моменты получены в
результате самокомпенсации, они непосредственно
воздействуют на корпус ЦСД. В пересчете на
одну лапу цилиндра эти усилия могут изменить
нагрузку на 50—60 кН, т. е. примерно на 20%
весовой нагрузки, приходящейся на одну лапу.
Примерно так же изменяются напряжения в
сечении 5—8: напряжения сжатия близки к нулю,
а изгибные напряжения оцениваются значением
±2 МПа. В трубопроводах ХПП цилиндра
высокого давления в режиме холостого хода
уровень напряжений невелик и колеблется в
пределах ±10 МПа. После стабилизации
температурного состояния трубопроводов ХПП уровень
напряжений снизился до 2—5 МПа.
В режиме № 3 пуска турбины B6/VI 1988 г.)
температуры трубопроводов и корпусов ЦСД и
ЦВД увеличивались одновременно. При этом
в трубопроводах возрастало внутреннее
давление. Таким образом, напряженное состояние
трубопроводов в этом режиме было функцией не
только температурных неравномерностей и
самокомпенсации, но и внутреннего давления.
Максимальные значения напряжений при этом
составили в сечении 63—66 15 МПа (рис. 4), в
сечении /—4 соответственно 25 МПа.
После синхронизации в процессе подъема
нагрузки растет давление в трубопроводах.
Сжимающие напряжения в стенках трубопровода
уменьшаются, а в сечении /—вменяют свой знак.
После стабилизации температуры растягивающие
напряжения в сечении /—4 составили 2 МПа,
изгибные в продольной плоскости ±12 МПа и
в поперечной плоскости ±4 МПа, что
соответствует нормальному усилию 95 кН и изгибающим
моментам 85 и 28 кН-м. В сечении 63—66
напряжения сжимающие, значение их после
стабилизации температуры находится на уровне 0—
40 МПа. Процесс изменения напряжений в
трубопроводе ГПП в этом режиме показан на рис. 4.
В сечении 5—8 характер изменения напряжений
практически такой же, как и у левого трубопро-
53

Режим работы
турбины
Расчетное значение
Турбина, ст. № 5:
холодное состояние
ЛГо=780 МВт
Турбина, ст. № 7:
холостой ход
W„ = 620 МВт
1
25
37,4
37,6
45,6
42,0
»
25
58,1
34,0
56,4
51,6
ЦВД
3
25
18,6
16,4
30,0
35,5
Опорные нагрузки цилиндров, кН*
4 1 £1+4
25
37,6
16,9
42,4
31,2
100
151,7
104,9
174,4
160,3
1
37
40,6
56,0
45,6
62,4
»
37
52,4
32,7
51,6
60.0
ЦСД
з
37
55,7
44,1
70,8
78,0
«
37
64,5
35,6
75,6
54,0
sl-r-8
148
213,2
168,4
243,6
254,4
* Номера точек измерения соответствуют рис. 5.
Цвв
цеп
Рис. 5. Расположение точек измерения опорных нагрузок
цилиндров турбины.
/—6 — измерительные точки.
вода. Растягивающие напряжения в сечении 5—8
на конечном этапе пуска составили 3 МПа, а
изгибные ±1 МПа.
Изменения напряжений в трубопроводах ХПП
ЦВД в режиме пуска составляли в сечении 9—
12 + 13 МПа, в сечении 13—16 + 10 МПа. При
этом растягивающие напряжения в сечении
9—12 равны 6 МПа, изгибные напряжения в
поперечной плоскости составили +3 МПа, в
продольной плоскости ±6 МПа. Из приведенных
результатов следует, что напряжения в
установившемся режиме, а следовательно, и усилия на
лапы устанавливаются на уровнях, зависящих от
предыстории нагружения.
Одновременно с определением напряжений
в стенках паропроводов определялись
вертикальные нагрузки на лапы цилиндров. Реакции
измерялись силоизмерительными болтами
конструкции ВТИ и ЛМЗ. Болты завертывались в
отверстия со специально нарезанной в лапах резьбой
М-80Х4. Конструкция болтов не позволяет
записывать нагрузки непрерывно, поэтому они
измерялись только в холодном и в горячем
состояниях. В таблице приведены результаты этих
измерений, полученные в опытах на блоках № 5 и
7 Углегорской ГРЭС, а также весовые нагрузки.
Обращает на себя внимание факт
существенного превышения измеренных реакций над
весовыми нагрузками. У лап ЦСД блока № 7
превышение достигло 100 т. Характер изменения
нагрузок на лапы ЦСД у разных турбин
различался между собой. На блоке № 5 нагрузки на лапы
ЦСД при нагреве падали, а на ЦСД блока
№7 — возрастали.
Это свидетельствует о том, что даже на
турбинах, выполненных по одинаковым чертежам,
в зависимости от конкретного исполнения, от
расположения и регулировки опор, от условии
прогрева влияние трубопроводов может
существенно различаться. Из этого следует, что
гибкость трубопроводов, по-видимому,
недостаточна. К этому же выводу приводят результаты
тензометрии, когда одна труба может передавать
на цилиндр усилие, составляющее 20—25%
весовой нагрузки цилиндра.
По мнению авторов, значение этого усилия не
должно превышать 10% массы цилиндра.
По-видимому, целесообразно рассмотреть варианты
присоединения основных трубопроводов через
специальные компенсаторы.
Выводы
1. Проведенные испытания показали, что
максимальные напряжения, возникающие в
паропроводах при переменных режимах, достигают:
в трубопроводах ГПП ЦСД — 60 МПа, в
трубопроводах ХПП после ЦВД—15 МПа. На
стационарных режимах уровень напряжений в
трубах не превышал 5—7 МПа.
2. При пусковых режимах в присоединенных
к турбине паропроводах возникают усилия,
достигающие 220 кН для паропровода ХПП ЦВД
и 235—335 кН для паропровода ГПП ЦСД.
Такие усилия могут существенно изменять
нагрузки на лапы цилиндров. В связи с этим
целесообразно выполнять узлы подвода пара к
цилиндрам турбины так, чтобы компенсационные
усилия от паропроводов не передавали к цилиндрам
усилие более 10—15% массы цилиндра.
Список литературы
1. Исследование силового взаимодействия корпусов
цилиндров и подшипников турбины К-800-240/3 С. Ш. Ро-
зенберг, Л. А. Хоменок, А. И. Кметь и др.//
Теплоэнергетика. 1981. № 9. С. 27—29.
2. Розенберг С. Ш., Хоменок Л. А., Ильин В. Н.
О силовом взаимодействии цилиндров и корпусов
подшипников турбины К-300-240 ЛМЗ// Электрические станции.
1985. № 8. С. 34—36.
3. Костовецкий Д. Л. Прочность трубопроводных
систем энергетических установок. Л.: Энергия, 1973.
4. Труды X Всесоюзной конференции «Методы и
средства тензометрии и их применение в народном хозяйстве».
М., 1989.
О

УДК 628.162
Исследование ползучести и длительной
прочности коллекторов паровых котлов
ФЕДОСЕЕНКО А. В., канд. техн. наук
Всесоюзный теплотехнический институт
В настоящее время контроль за ползучестью
коллекторов и паропроводов осуществляется по
одинаковой методике, и нормы отбраковки для
них выбраны также одинаковыми, хотя их
конструкции существенно отличаются друг от друга.
Коллекторы, как известно, в отличие от
паропроводов имеют множество радиальных отверстий,
которые ослабляют их стенки. Очевидно, что
уровень напряжений в зонах ослабления выше,
нем в неослабленной части коллектора, а
следовательно, и скорость ползучести в районе
радиальных отверстий будет в несколько раз больше,
чем в остальной его части. Поэтому значения
остаточной деформации (ползучести),
накопившейся в процессе эксплуатации в ослабленных и
в неослабленных зонах периметра коллектора,
будут значительно отличаться друг от друга.
При наличии в трубах радиальных отверстик
(несплошностей) в них возникает концентрация
напряжений и понижается несущая способность
таких труб. В [1] ослабление трубы
радиальными отверстиями характеризуется коэффициентом
прочности ф, способ определения приводится
в указанных нормах. Укрепление ослабленных
зон может выполняться штуцерами или
специальными накладками. В современном котлостро-
ении это ослабление в основном компенсируется
увеличением толщины стенки труб,
предназначенных для изготовления коллекторов. В этом
случае толщина стенки коллектора выбирается
такой, чтобы уровень эквивалентных напряжений
в ослабленных зонах, определяемых по
формуле [1]
o = -?-(DlS.
2?
О,
О)
не превышал допустимых напряжений для
заданных параметров пара и материала трубы, где
р — давление рабочей среды; D и S — наружный
диаметр и толщина стенки коллектора.
Если учитывать, что в зонах ослабления
коллектора отверстиями значение коэффициента
прочности меньше единицы, а в гладкой части
периметра трубы это значение равно единице, из
выражения A) можно получить количественное
соотношение между эквивалентными
напряжениями в указанных зонах:
<Тн/оо=1/ф, B)
где (Го и Он — эквивалентные напряжения в зоне
расположения радиальных отверстий и в гладкой
части коллектора. Скорость ползучести металла
на установившейся ее стадии в упрощенном виде
можно записать следующим образом [2]:
а=В(Г)а"<т>, C)
где В(Т)—коэффициент, зависящий от
материала и температуры; п(Т)—показатель
ползучести. Для наиболее распространенной в тепловой
энергетике марки стали 12Х1МФ показатель
ползучести может быть приближенно определен по
соотношению
п(Т) =24,652 ,/Т—24,361. D)
Коэффициент В(Т) из-за большого разброса его
значений может быть определен только для труб,
изготовленных из одной и той же плавки
металла и по одинаковой технологии.
Из выражений B) и C) получим формулу
для определения скорости ползучести в
ослабленной части коллектора:
о0=ОнA/<р)п(т\ E)
где у„ — скорость ползучести металла в
неослабленной части коллектора. Например, для
коллектора из стали 12Х1МФ и ф —0,75 при рабочей
температуре, равной 818 К, значении
коэффициента п(Т) согласно D), равного 5,78, скорость
ползучести в ослабленной зоне составит и0=
= 5,27ин. Для коллектора, у которого ф=0,6, при
сохранении остальных данных, что и в
предыдущем случае, получим о0=20и„. Из приведенных
данных видно, что при незначительном
уменьшении коэффициента прочности (на 25%) скорость
ползучести в ослабленной зоне коллектора
увеличивается примерно в 4 раза и в 5—20 раз
больше, чем в гладкой части коллектора. Кроме
того, протяженность неослабленной части
периметра коллектора в основном в 10—30 раз
больше, чем ослабленной, поэтому является
очевидным, что подход к выбору критериев
отбраковки коллекторов при контроле за их ползучестью
должен существенно отличаться от критерия,
который применяется для отбраковки труб без
ослаблений отверстиями.
Согласно [3] браковочным критерием прямых
труб, в том числе и коллекторов из стали
12Х1МФ, является остаточная деформация,
равная 1,5%. Согласно изложенному выше можно
сделать вывод, что такой уровень A,5%)
остаточной деформации для коллекторов выбран
необоснованно, так как в этом случае значение
деформации в районе радиальных отверстий
оказалось бы равным 7—30%, что превосходит
уровень длительной пластичности котлострои-
тельных сталей.
Браковочный критерий или предельно
допустимое значение остаточной деформации
коллекторов, работающих в условиях ползучести,
рекомендуется определять по следующей
зависимости, в основу которой положено
соотношение E):
И = (ф"(Г) + ""*/яЯ)еср, F)
где d — диаметр радиальных отверстий в стенке
коллектора; m — число рядов этих отверстий;
п=3,14; 8сР — усредненная деформация на
перемычках между отверстиями, принимается 1 %
(значение этой деформации установлено
опытным путем).
55

Для экспериментальной проверки
полученных соотношений E) и F), а также для
обоснования выбора предельного значения остаточной
деформации на перемычках между отверстиями
и для решения других задач было проведено
испытание восьми коллекторов с различными
значениями коэффициента прочности и
различным расположением отверстий в этих
коллекторах. Характеристика коллекторов и основные
результаты их испытания приведены в табл. 1.
Экспериментально исследовались натурные
элементы коллекторов, изготовленные из труб 194Х
Х36, 245X45 и 275X36 мм стали 12Х1МФ при
температуре 863—873 К E90—600 °С) и
давлении пара 26 МПа. При этом коллекторы № 1—5
и 7 были изготовлены из трубы промышленной
партии с типоразмерами 245X45 мм. При
изготовлении коллекторов № 1 и 5 обточка трубы до
необходимой толщины стенки выполнялась с
наружной поверхности, а в коллекторах № 2—4 и
7 с внутренней. Коллектор № 6 изготовлен из
трубы 194X36 мм, у него расточка
осуществлялась с обеих поверхностей трубы. Коллектор
№ 8 до монтажа его на испытательной установке
находился в эксплуатации на котле типа ПК-4!
в течение 87 500 ч при параметрах пара 26,0 МПа
и 683 К E10°С). Изготовлен он из трубы 273Х
Х36 мм, расточка его стенок не производилась.
На всех опытных коллекторах, в том числе и
на коллекторе № 8, радиальные отверстия
выполнялись диаметром, равным 20 мм, что
наблюдается на всех котлах сверхкритического
давления (с. к. д.). Эти отверстия снабжались
штуцерами с заглушками. Длина каждого штуцера
выбиралась такой, чтобы эти штуцера в полной
мере имитировали приварку змеевиков
поверхностей нагрева энергетических котлов. Такая
длина определялась по известной методике из
условия отсутствия влияния краевого эффекта
заглушки штуцера на прочность коллектора.
Все штуцера, как и коллекторы, были
изготовлены из стали 12Х1МФ, их длина составила
65 мм. Штуцера коллекторов № 1—7 имели
типоразмер 028X6 мм, штуцера коллектора № 8 —
032X6 мм. Приварка штуцеров и донышек
коллекторов осуществлялась с помощью электродов
типа ТПЛ-3 с сопутствующим подогревом.
Химический состав металла шва содержал: 0,08% С;
1,02% Сг; 0,40% Мо; 0,21 %V; 0,60% Мп;
0,014% S; 0,27% Si. Предел прочности и относи-
Таблица 1. Результаты испытания коллекторов J6 1—8 из стали 12Х1МФ
Наименование величин,
размерность
Номера коллекторов
DXS, мм
Продольный шаг, мм
Коэффициент прочности ф
Эквивалентное напряжение.
МПа
Число рядов с отверстиями
Длина коллектора, мм
Температура, К
Расчетный ресурс, ч
Число часов до появления
трещин
Суммарная длительность
испытания, ч
Ползучесть коллекторов до
появления трещин, %
Ползучесть за весь период
испытаний, %
Максимальная ползучесть
перемычек, %
Усредненная ползучесть
перемычек, %
Расчетная ползучесть
перемычек, %
Расчетная ползучесть кол-
лекторов. %
236,5X43,5
50
0,63
91
2
680
863—873
4000
3124
3927
0,2
0,24
1,3
1,22
1,2
0,22
244X34
133
0,88
91
2
760
863—873
2000
1714
2134
0,2
0,25
2,0
0,91
0,46
0,6
244X37,5
80
0,8
90
640
863—873
2000
2134
2486
0,14
0,15
1,6
1,1
0,45
0,43
244X37,3
80
0,8
90
3
640
863—873
2000
3927
3927
0,4
0,4
2.34
1,12
1.2
0,53
215X33
50
0.63
114
2
680
863—873
1000
897
897
0,1
0,1
1,0
0,61
0.6
0,16
192X31,5
60
0,76
2
660
873
2000
2559
2824
0,42
0,46
1,19
1,05
1,3
0.42
244X33
80
0, = 18
102
3
660
873
1000
563
1442 1
0,41 1
1,05
4.5
2,4
2,3
0,54
273X37,5
95
0,74—0,84
110,97
4
794
873
850
1025
1025
0,42
0.42
1,0
0,6
0,8
0.41
56
Рис. 1. Эскиз коллектора № 2.
1 — реперные лунки; 2 — база измерения локальной ползучести на перемычках; 3 — бобышки для измерения ползучести коллекторов;
4 — трещины.

тельное удлинение при комнатной температуре
составили 490 МПа и 25%.
Длина опытных коллекторов также
определялась из условия отсутствия влияния донышек
на их рабочую часть. Рабочая часть коллекторов
снабжалась отверстиями в один, два, три и
четыре ряда в продольном направлении. При этом
коллекторы № 1—7 имели коридорное
расположение отверстий, а коллектор № 8 шахматное.
Значение продольного шага выбиралось в
зависимости от поставленной задачи и составляло на
отдельных коллекторах от 50 до 133 мм.
Поперечный шаг между рядами отверстий задавался
углом, равным 30°, который для всех
коллекторов был одинаковый, кроме коллектора № 8, два
ряда у которого выполнялись с углом, равным
20°, а два других ряда с таким же углом 30°, как
и у остальных коллекторов. Обе эти пары рядов
отверстий коллектора № 8 располагались в
окружном направлении под углом 90°. Поэтому
у этого коллектора имелись два коэффициента
прочности: для двух рядов отверстий с углом
между ними, равным 30°, коэффициент
прочности составлял 0,84, для других двух рядов с
углом 20° — 0,74.
Измерение локальной ползучести на
перемычках между отверстиями каждого продольного
ряда производилось штангенциркулем с ценой
деления нониуса, равной 0,05 мм. Для этого
выполнялись с помощью керна точечные лунки по
границам перемычек в продольном направлении
(рис. 1). Эти лунки выполнялись в наплавленном
электродами металле из нержавеющей стали
Х18Н12Т. База измерения составляла 20 мм, т. е.
равна диаметру радиальных отверстий в стенке
коллектора. Интервал между точками измерения
локальной ползучести был выбран равным 15—
20 мм. В рассматриваемых коллекторах число
таких точек измерения на каждой перемычке
составило от 3 до 8 шт., что позволило
установить закономерность распределения остаточной
деформации по длине перемычек. Измерение
общей остаточной деформации коллекторов
производилось скобой-микрометром с ценой деления
0,01 мм по бобышкам, приваренным во взаимно
перпендикулярном направлении. Число
поперечных сечений для таких измерений, как правило,
составляло значение, равное я=&-)-2, где k —
число продольных шагов коллектора.
Дополнительно два сечения, расположенные за
пределами отверстий, снабжались бобышками для того,
чтобы сделать относительную оценку ползучести
коллекторов и трубы без ослаблений (рис. 1).
Определение кратковременных механических
свойств и длительных характеристик металла
каждого коллектора в исходном состоянии
производилось стандартными методами. Оценка этих
характеристик выполнялась до начала
изготовления коллекторов, так как выбор толщины
стенки, коэффициентов прочности и расчетной
базы испытания определялся на основе данных,
полученных при испытаниях лабораторных
образцов. Результаты кратковременных испытаний
металла коллекторов № 1—8 представлены
в табл. 2, результаты длительных испытаний —
на рис. 2.
Для изучения качества угловых сварочных
швов, а также ремонтных сварочных работ без
проведения последующей термообработки,
коллекторы № 1—5 после их изготовления не тер-
мообрабатывались. Коллекторы № 6 и 7 были
термообработаны по режиму, который
применяется в промышленных условиях: нагрев до
1023 К, выдержка 3 ч, охлаждение с печью.
Металл этих коллекторов для изготовления
образцов на кратковременные механические свойства
также термообрабатывался по указанному
режиму. Коллектор № 8 был термообработан до
установки его на котле ПК-41.
В процессе испытаний коллекторы
доводились до сквозных разрушений. Для обеспечения
безопасности испытание проводилось в
специальной бронекамере. В случае разрушения
коллекторов испытательная установка
автоматически отключалась и поступление пара на
установку прекращалось. Импульсы на срабатывание
аварийного отключения установки
устанавливались по понижению давления пара с помощью
электроконтактных манометров (ЭКМ) и по
повышению температуры в бронекамере с помощью
потенциометров КСП-4.
Разрушение всех коллекторов происходило
в зоне ослаблений радиальными отверстиями.
При коридорном расположении отверстий
трещины появлялись вдоль лобовой образующей
коллекторов, при шахматном — разрушение
происходило по косым перемычкам тех двух рядов
коллектора № 8, которые расположены под
углом 20° в окружном направлении. На
перемычках двух других рядов этого коллектора,
расположенных под углом 30°, трещин не обнаружено.
Зарождение всех трещин начиналось около
штуцеров с наружной поверхности углового
сварного соединения. Сквозные трещины в своем
большинстве имели протяженность по поверхности
12—14 и глубину около 10 мм, как правило, на
глубину врезки штуцера в коллектор. Трещины
распространялись и по штуцерам, проникая во
внутреннюю полость радиальных отверстий на
такую же глубину, что и в стенки коллектора.
Таким образом, парение проходило через
радиальные отверстия и угловые трещины.
После появления сквозных трещин испытания
коллекторов № 1, 2, 3, 6 и 7 были продолжены
для выявления возможности лавинного их
разрушения. В этом случае происходило медленное
подрастание трещин как в продольном направ-
Таблица 2. Механические свойства металла коллекторов
в исходном состоянии
размерность
Предел текучести, МПа
Предел прочности, МПа
Относительное удлинение, %
Относительное сужение, %
Ударная вязкость, Дж/см2
1-5
340
181
488
217
30,2
26,8
78,9
85,6
339
Номера коллекторов
6
322
169
480
2:0
28,3
35,5
77,3
90,1
341
202
1 7
ззз
174
483
220
28,5
29,9
79
88,7
133
99
8
301
148
488
168,3
24,4
19,0
73,3
85,7
134
107
Примечание, Верхние числа каждого наименования
величин соответствуют значениям, полученными при 293 К, нижние
числа — при 873 К.
57

Рис. 2. Сопоставление результатов испытаний на
длительную прочность коллекторов и лабораторных образцов.
а, б, в — коллектор № 1—5, 6, 8: / — кривая длительной прочности
металла при 873 К; 2 — результаты пересчета кривой / с 873 на
863 К; 3 — разрушение коллекторов при 863—873 К; 4 — разрушение
лабораторных образцов при 873 К; б: 5 — разрушение образцов при
833 К; г— длительная прочность по ТУ 14-3-460-750 при 873 К; 3 —
разрушение коллектора при 873 К; в: 5 и 6 — разрушение образцов
при 823 и 848 К.
лении, так и в глубину стенки коллекторов.
Трещины увеличивались и на штуцерах до 7—10 мм
от поверхности коллектора. С ростом и
раскрытием угловых трещин постепенно усиливалось и
парение. И когда оно становилось довольно
значительным, испытания коллекторов
прекращались, но лавинного разрушения достигнуть не
удалось ни на одном из восьми испытанных
коллекторов, что подтвержается опытом эксплуатации
коллекторов на тепловых электростанциях.
Изложенное позволяет сделать вывод о том, что
опасность лавинного разрушения не угрожает,
особенно толстостенным коллекторам паровых
котлов. Это положение относится к коллекторам,
у которых отношение наружного диаметра
к внутреннему равно 1,3 и более. С
уменьшением этого отношения градиент напряжений по
толщине стенки также будет уменьшаться и при
каком-то его значении может оказаться, что
зарождение и развитие трещин будут происходить
одинаково по всей толщине стенки коллектора.
Тогда не исключена возможность лавинного его
разрушения. Поэтому подходы к контролю и
отбраковке тонкостенных и толстостенных
коллекторов должны быть различными.
Продолжительность испытания коллекторов до появления
сквозных трещин и суммарная их длительность,
включая время испытания с трещинами, указаны
в табл. 1. В этой же таблице приведены
усредненные значения многочисленных измерений
остаточной деформации на перемычках и общей
на коллекторах. При усреднении деформации на
перемычках были исключены данные измерений
около отверстий, где имелись трещины с
небольшим раскрытием, так как замеренная
деформация включала и расстояние между берегами
трещин. В качестве наглядной иллюстрации на
рис. 3 представлены результаты наблюдения за
остаточной деформацией на перемычках
коллектора № 2 с продольным шагом, равным 133 мм.
Видно, что деформация по длине перемычки
распределена неравномерно и около отверстия
она примерно в 2,5 раза больше, чем в середине
перемычки. А на коллекторах например № 3, 4
и 7, у которых продольный шаг равнялся 80 мм,
максимальная остаточная деформация
соответственно больше в 1,47 раза, т. е. чем меньше
продольный шаг, тем нагрузка от внутреннего
давления по длине перемычки распределяется
равномернее. Однако средний уровень напряжений
в этом случае в перемычках выше, чем в
неослабленной части коллектора. Следовательно,
значительная часть металла в коллекторах с
низким коэффициентом прочности используется
нерационально.
Из анализа данных, представленных в табл. 1,
следует:
остаточная деформация в момент появления
сквозных трещин на коллекторах № 6—8,
прошедших термообработку после их изготовления,
а также на коллекторе № 4 (без
термообработки) составляет 0,4—0,42%, на коллекторах
№ 1—3 и 5, не подвергнутых термообработке,
эта деформация равна 0,1—0,2%;
уровень максимальной деформации на
перемычках между радиальными отверстиями
зависит от значения продольного шага и
термообработки и изменяется в интервале от 1,0 до 4,5%;
совпадение расчетных значений остаточной
деформации на перемычках и общей деформации
на коллекторах с экспериментальными данными
является хорошим, что позволяет использовать
предложенную методику для оценки уровня
предельно допустимой деформации коллекторов при
их отбраковке;
ориентировочная оценка продолжительности
испытания коллекторов удовлетворительно
согласуется с результатами экспериментальных
данных, исключение составляет коллектор № 7,
у которого преждевременно разрушились
угловые сварные соединения [есть основание
предполагать, что вместо электродов типа ТМЛ-3 при
проверке штуцеров были использованы менее
легированные электроды (химический состав на-
Рис. 3. Распределение остаточной деформации по длине
перемычек коллектора № 2.

плавленного металла угловых швов этого
коллектора не определялся)]. Предварительная
оценка ресурса опытных коллекторов была
произведена по модифицированной зависимости
Ларсона — Миллера [4] с использованием
результатов лабораторных испытаний металла,
приведенных на рис. 2.
Из рассмотренных данных, представленных
на рис. 2, следует, что результаты испытания на
длительную прочность коллекторов и металла,
из которого были они изготовлены, хорошо
согласуются между собой. Это свидетельствует
о том, что использованная при обработке
экспериментальных данных формула A), полученная
на основе третьей теории прочности (теории
максимальных касательных напряжений,
правильно отражает фактическое напряжение
состояния коллекторов.
Выводы
1. Повреждение коллекторов, подвергнутых
отпуску, происходит при достижении остаточной
деформации, равной 0,4%; повреждение
коллекторов, не прошедших термообработку, при
деформации 0,1—0,2%. Полученные результаты
подтверждают необходимость в проведении
отпуска коллекторов после их изготовления.
2. У коллекторов с отношением наружного
диаметра к внутреннему, равным 1,3 и более,
работающих в условиях ползучести, зарождение
трещин происходит на наружной поверхности
в районе угловых швов (штуцер — коллектор).
Лавинных разрушений в процессе испытаний не
происходило даже в случае продолжения
испытаний после появления сквозных трещин.
Длительность таких сверхресурсных испытаний на
некоторых коллекторах составила 25—30%
числа часов до появления сквозных трещин.
Проведение контроля за ползучестью можно
рекомендовать только для тех коллекторов, у которых
указанное отношение диаметров менее 1,3, что
существенно сократит объем контроля на
тепловых электростанциях.
Список литературы
1. ОСТ 108.031.09-85. Котлы стационарные и
трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность.
Л.: НПО ЦКТИ, 1987.
2. Качанов Л. М. Теория ползучести. М.: Наука, 1960.
3. И 34-70-013-84. Инструкция по контролю за
металлом котлов, турбин и трубопроводов. М.: СПО Союзтех-
энерго, 1985.
4. ОСТ 108.901.102-78. Котлы, турбины и
трубопроводы. Методы определения жаропрочности металла. М.:
НПО ЦНИИТмаш, 1979.
О
УДК 620.193.2
Влияние углекислоты на развитие процессов
локальной внутренней коррозии трубопроводов теплосети
БАЛАБАН-ИРМЕНИН Ю. В., канд. техн. наук, РУБАШОВ А. М., канд. хим. наук,
БРИТВИНА О. В., СУХАНОВ В. К., инженеры
ВТИ — Ярославские теплосети
Известно, что внутренняя коррозия
трубопроводов теплосети проявляется в виде язв, над
которыми образуются наросты продуктов коррозии.
Всесоюзным теплотехническим институтом при
обследовании теплосетей было обнаружено, что
жидкость под наростами имеет кислую реакцию
несмотря на то, что в теплосети поддерживается
щелочной водный режим [1].
Ранее аналогичное подкисление среды в
язвах было обнаружено при коррозии стали в
системах водопровода [2]. Возникновение язв
связано с неоднородностью поверхности металла и
оксидных пленок на его поверхности [1].
В реальных условиях теплосети практически
невозможно исключить образование язв, поэтому
надежность работы водоводов с точки зрения
внутренней коррозии определяется в основном
скоростью развития язв, т. е. временем
превращения язв в свищи.
Влияние различных факторов на развитие язв
может быть рассмотрено на примере процессов
внутренней коррозии в теплосети открытого
типа г. Ярославля.
Основными источниками тепла являются
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Все три ТЭЦ получают
воду из реки Волга, но на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 это
вода, прошедшая подготовку на станции горво-
допровода', а на ТЭЦ-1 непосредственно из
реки. Подготовка подпиточной воды на ТЭЦ-2 и
ТЭЦ-3 осуществляется по одной и той же схеме:
подкисление серной кислотой — буферные
фильтры — декарбонизатор — подщелачивание едким
натром—деаэрация в вакуумных деаэраторах.
Летом на ТЭЦ-3 отключается подкисление, а на
ТЭЦ-2 —подкисление и подщелачивание. На
ТЭЦ-1 постоянно осуществляются только
деаэрация и удаление временной жесткости в
атмосферных деаэраторах пленочного типа с
постоянным выводом шлама.
Исходная вода тля всех ТЭЦ имеет солесо-
держание 115—130 мг/кг, окисляемость 4—■
8 мг/кг, содержит хлориды 10—17 мг/кг,
нитраты 0,3—1,2 мг/кг, нитриты 0,03 мг/кг, силикаты
5—7 мг/кг, сульфаты от 27 мг/кг (ТЭЦ-1) до
52 мг/кг (ТЭЦ-2, ТЭЦ-3).
Повреждаемость трубопроводов районов
теплосети от внутренней коррозии, подключенных
к ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, была в 1987—1989 гг.
различной. Трубопроводы района № 1,
подключенного к ТЭЦ-1, не имели повреждений: трубо-
1 На станциях подготовки воды горводопровода вода
проходит осветление, хлорирование и коагуляцию с
сернокислым алюминием, которая иногда в зимнее время
отключается.
59

Таблица 1. Усредненные показатели качества подпиточной воды
за деаэраторами и прямой сетевой воды
Показатель
Подпиточная вода:
Содержание 02 в 1988 г.,
мг/кг
Значение рН в 1988 г.
Сетевая вода:
Содержание 02 в 1988 г..
мг/кг
Содержание 02 в 1985—
1989 гг., мг/кг
Значение рН:
1988 г.
1985—1989 гг.
1980—1982 гг.
1978—1982 гг.
Обшая жесткость, мг/кг:
1988 г.
1980—1982 гг.
1978—1982 гг.
Общая щелочность:
1988 г.
1980—1982 гг.
1978—1982 гг.
ТЭЦ-1
10
8,5
5
5
8.6
8,6
8,5
8,5
1.8
1.8
1.8
1,3
1.3
1,3
ТЭЦ-2
47
8,6
17
21
8,63
8,52
8,0
8,0
2,25
2,43
2,43
1,3/0.6
1,1
1.1
тэц-з
48
8,8
28
25
8,76
8,67
8,67
8,32
2,3
2,3
1,95
1,3/0,7
1,3/0,7
0,73
Примечание. Верхняя цифра дроби в графе «щелочность»
относится к летнему периоду, нижняя цифра — к зимнему периоду;
в последние годы ТЭЦ-2 и ТЭЦ-З питаются от одного
водоисточника по одному водоводу.
Рис. 1. Зависимость количества повреждений от срока
службы металла трубопроводов района № 2 и района № 3.
1 — для района № 2; 2 — для района № 3.
проводы района № 2, подключенного к ТЭЦ-2,
имели 96 повреждений; в районе № 3, подклю
ченном к ТЭЦ-З, имелось 36 повреждений. Более
80% повреждений обнаружено на прямых
водоводах, транспортирующих сетевую воду с более
высокой температурой, что характерно и для
теплосетей других городов. Анализ повреждаемости
от внутренней коррозии с учетом срока
эксплуатации металла трубопроводов (рис. 1) показал,
что районы № 2, 3 отличаются друг от друга не
только общим количеством повреждений, но и
сроком их проявления, т. е. скоростью развития
язв. В районе № 2 язвы превращались в свищи
в течение 6—10 лет, а в районе № 3 свищи
проявлялись при сроке эксплуатации труб 16—
20 лет.
Различная повреждаемость трубопроводов
в районах теплосети г. Ярославля обусловлена
различием в физико-химических параметрах
сетевой воды, подаваемой ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-З
(табл. 1). Отсутствие повреждений от
внутренней коррозии в районе № 1 и наличие
повреждений в районах № 2, 3 объясняется значительной
разницей в концентрации Ог в сетевой воде этих
районов. Из всех трех ТЭЦ только на ТЭЦ-1
стабильно поддерживался низкий уровень
содержания Ог в прямой сетевой воде. Обращает на себя
внимание связь между высоким содержанием Оз
в подпиточной и сетевой воде районов № 2, 3 и
применением вакуумных деаэраторов на ТЭЦ-2
и ТЭЦ-З, что характерно и для других
энергосистем. Отсутствие повреждений от внутренней
коррозии трубопроводов в районе № 1 не
означает полного отсутствия внутренней коррозии.
В реальных условиях замена трубопроводов
происходит из-за наружной или внутренней
коррозии. В связи с низкой скоростью внутренней
коррозии в районе № 1 замена трубопроводов
определялась только наружной коррозией.
Как указывалось выше, повреждаемость
трубопроводов в районе № 2 была значительно
более высокой, чем в районе № 3, а превращение
язв в свищи в районе № 2 протекало намного
быстрее, чем в районе № 3 (рис. 1). Сравнение
показателей качества сетевой воды ТЭЦ-2 и
ТЭЦ-З показывает, что среднее за 1985—1989 гг.
содержание Ог в сетевой воде, подаваемой
этими ТЭЦ, было достаточно близким B1 и
25 мкг/кг). В 1988 г. различие в концентрации
02 в сетевой воде ТЭЦ-2 и ТЭЦ-З было
сравнительно большим, но это не должно сказываться
на повреждаемости трубопроводов в 1987—
1989 гг. Среднее значение рН сетевой воды
ТЭЦ-2 составляло в 1980—1982 гг. 8,0, а в
отдельные месяцы значение рН снижалось до
7,75—7,85. На ТЭЦ-З среднее значение рН за
1978—1982 гг. было равным 8,32, а минимальное
значение рН составляло 8,1. В 1985—1989 гг.
средние значения рН сетевой воды ТЭЦ-2 и
ТЭЦ-З имели сравнительно близкие значения
(8,52 и 8,67). Однако на ТЭЦ-2 рН прямой
сетевой воды за этот период в течение 13 мес было
ниже 8,4, снижаясь в отдельные месяцы до 7,9,
в то время как на ТЭЦ-З снижение рН ниже 8,4
зафиксировано лишь в течение 2 мес, причем
только до значения 8,3 (рис. 2*). Можно
предположить, что различие повреждаемости
трубопроводов в районах № 2 и 3 связано с
периодическим снижением рН прямой сетевой воды
ТЭЦ-2 до значений ниже 8,3—8:4.
Для проверки этого предположения авторами
статьи была изучена зависимость концентрации
СОг в сетевой воде от значения рН. В настоящее
время все показатели качества подпиточной и
сетевой воды определяются после ее охлаждения
до комнатной температуры. Однако в условиях
эксплуатации металл труб контактирует с водой,
* На рис. 2 точки, обозначающие среднемесячные
данные, для наглядности соединены кривой даже в том
случае, если в течение 1—2 мес эксплуатационные данные
отсутствовали. Отсутствие данных в течение 3 мес и более
показано на кривых разрывом.
60

годы
Рис. 2. Значение рН и содержание кислорода в прямой сетевой воде ТЭЦ-1; ТЭЦ-2; ТЭЦ-3 Ярэнерго в течение
1985—1989 гг.
/-ТЭЦ-1; 2 -ТЭЦ-2; 3 - ТЭЦ-3.
имеющей значительно более высокую
температуру. Например, температура сетевой воды
в прямых водоводах, наиболее часто
подвергающихся коррозии, находится в пределах 70—
150 °С, что значительно затрудняет проведение ее
непосредственного анализа. В то же время при
повышении температуры воды изменяются ее
ионное произведение, константы диссоциации
угольной кислоты и ионных ассоциатов,
произведение растворимости карбоната и сульфата
кальция, что приводит к изменению состава воды.
Расчет состава сетевой воды при повышенных
температурах проводился авторами по
программе, разработанной Ю. Ф. Боднарем (Уральский
филиал ВТИ) на ЭВМ ЕС-1840. Расчеты
выполнялись для летнего режима (температура воды
70°С) и для зимнего режима (температура воды
120 °С; в последние годы максимальная
температура прямой сетевой воды в г. Ярославле не
превышала 120°С). В расчетах использовали
эксплуатационные данные по составу прямой
сетевой воды ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 за 1988 г.
Результаты расчетов показали, что с повышением
температуры значение рН значительно
снижалось (хотя и оставалось более высоким, чем
нейтральное значение рН при данной температуре
[3J), а концентрация С02 резко возрастала
(табл. 2). Аналогичные результаты были
получены ранее в МЭИ при расчете состава воды
теплосети Мосэнерго по методике [4].
Таблица 2. Зависимость концентрации свободной
углекислоты и значения рН сетевой воды от температуры
Показатель
рН при 25 °С
С02 при 25 °С, мг/кг
рН при 70 °С (летний режим)
СОг при 70 °С, мг/кг
(летний режим)
рН при 120 "С (зимний
режим)
С02 при 120 °С, мг/кг
(зимний режим)
ТЭЦ-1
8,5
0,324
7,98
0,770
7.6
1,473
ТЭЦ-2
8,63
0,195
8,08
0,498
7,58
0,610
ТЭЦ-3
8,75
0,137
8,18
0,368
7,67
0,525
Примечание. Нейтральное значение рН при
температурах 70 и 120 °С составляет 6,9 и 6,0 [31.
Для более подробной оценки влияния рНг5°с
на указанные параметры были проведены
дополнительные расчеты состава воды при
температурах 25, 70, ПО и 150°С. В расчетах использовали
усредненные между ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3
эксплуатационные данные по составу прямой сетевой воды
за 1988 г. В летний период значение общей
щелочности воды принимали равным 1,3 мг-экв/кг,
в зимний период 0,65 мг-экв/.кг. Значения рН25 °с
изменяли от 7,7 до 9,0. Расчеты показали, что
при снижении рН сетевой воды концентрация
СОг возрастала, причем тем заметнее, чем выше
температура (рис. 3). При повышении рН25 °с
61

7,7 8,0 8,3 8,7 9,0 ?Ц
Рис. 3. Содержание С02 в сетевой воде в зависимости от
температуры, рН и общей щелочности воды.
/ — 25 °С; 2 — 70 °С; 3— 110°С; 4 — 150 °С; щелочность
общая 0,65 мг-экв/кг; щелочность общая 1,3 мг-экв/кг.
с 7,7 до 9 общая щелочность воды должна
возрастать приблизительно на 10%. Этим значением
для данного оценочного расчета можно
пренебречь.
Известно, что при концентрации С02 в
умягченной питательной воде (близкой по составу
к сетевой воде) менее 2 мг/кг коррозии
котельного оборудования при температуре 260°С
можно не опасаться [5]. Если принять эту
концентрацию С02 в качестве критической, то в
условиях г. Ярославля углекислотная коррозия
трубопроводов теплосети при температурах 70°С
(летний режим, щелочность 1,3 мг-экв/кг), 110
и 150°С (зимний режим, щелочность
0,65 мг-экв/кг) должна протекать при значениях
рН ниже 8,05; 7,8 и 8,0 (рис. 3). Эти
значения рН наблюдались в прямой сетевой воде
ТЭЦ-2 в течение достаточно длительного
времени (см. рис. 2, табл. 1).
Полученные данные можно интерпретировать
следующим образом. Поскольку в язве
постоянно находится кислая среда, накопление
продуктов коррозии не препятствует развитию анодных
процессов в язве. По-видимому, скорость
анодного процесса в какой-то степени зависит от
катодных процессов, протекающих непосредственно
в язве (вследствие кислой среды в язве могут
протекать процессы с водородной
деполяризацией). Но в основном она определяется скоростью
катодного процесса на прилегающих к язве
участках трубы, сопряженного с анодным
процессом в язве. В связи с тем, что значение рН
сетевой воды и при повышенных температурах
выше нейтрального, основной катодной
реакцией здесь остается процесс ионизации 02.
Скорость ионизации 02 пропорциональна его
концентрации в воде [6], поэтому при прочих
равных условиях чем выше концентрация 02, тем
больше скорость развития язв.
Влияние С02 на процесс локальной коррозии
стали при повышенных температурах ранее не
исследовалось. Процессы коррозии в воде,
содержащей 02 и С02, при температурах до 100 °С
изучались П. А. Акользиным [6—8]. Автором
было показано, что вода, содержащая С02,
обладает вследствие низкой степени диссоциации
угольной кислоты высокой буферной емкостью,
и это препятствует подщелачиванию
пристеночного слоя ионами ОН~, образующимися в ходе
процесса ионизации 02. При повышении
температуры значение рН воды снижается, что
способствует протеканию дополнительной катодной
реакции— водородной деполяризации. Чем выше
температура, больше концентрации С02 и ниже
рН воды, тем выше скорость этой реакции. При
температуре 80°С скорость коррозии с
водородной деполяризацией достаточно высока.
Выделение водорода вызывает отслаивание оксидных
пленок от поверхности стали, их разрыхление.
В результате экранирования поверхности
металла от проникновения растворенного 02 не
достигается и коррозия стали в присутствии С02
протекает практически без торможения. Полученные
П. А. Акользиным данные, по-видимому, могут
быть распространены и на более высокие
температуры.
Таким образом, влияние свободной
углекислоты на процессы, протекающие на катодных
участках поверхности, сводится к
противодействию образования на металле плотной защитной
пленки под действием факторов: отслаивающего
действия выделяющегося водорода и
непрерывной нейтрализации в пристеночном слое ионов
ОН-, образующихся в ходе ионизации 02. При
низких концентрациях С02 в воде в результате
подщелачивания пристеночного слоя ионами ОН~
на стали образуется плотная оксидная пленка,
препятствующая проникновению 02 к
поверхности металла и тормозящая тем самым катодный
процесс. Соответственно замедляется
сопряженный с ним анодный процесс в язве. Чем выше
содержание С02 в сетевой воде, тем ниже
защитные свойства образующейся на поверхности
стали оксидной пленки.
Поскольку в сетевой воде ТЭЦ-2 значение рН
периодически снижалось до уровня 8,0 (см.
табл. 1, рис. 2), что вызывало увеличение
концентрации С02 до 2 мг/кг, скорость развития
язв в трубопроводах района № 2 была выше,
чем в районе № 3, где значение рН не
опускалось ниже уровня 8,3. Следует также отметить,
что усредненное за длительный период
эксплуатации теплосети значение рН не является
достаточно характерным показателем коррозионной
агрессивности сетевой воды. Например, если
в одной системе теплоснабжения постоянно
поддерживалось значение рН 8,5, а в другой
системе рН при том же среднем значении изменялось
в пределах от 8 до 9, то во втором случае
ситуация является более коррозионно-опасной. В
период эксплуатации теплосети при пониженных
значениях рН будет происходить
интенсификация локальной коррозии, которая полностью не
прекращается при последующем повышении рН
сетевой воды.
62

Как показали расчеты (рис. 3), снижения
содержания С02 при повышенных температурах
можно добиться двумя путями: повышением рН
и понижением общей щелочности воды в
результате изменения технологии водоподготовки.
Выводы
1. Локальная (язвенная) коррозия
трубопроводов теплосети определяется в основном
наличием кислорода в сетевой воде.
2. При повышенных температурах воды в
теплосети находится значительное количество С02,
даже при рН25ос = 8,3 и выше. Содержание
свободной углекислоты в сетевой воде увеличивается
с повышением температуры и щелочности воды
и понижается с увеличением рН.
3. Роль свободной углекислоты в процессе
локальной коррозии теплосети сводится в
основном к затормаживанию процесса образования
защитной оксидной пленки на катодных
участках металла, окружающих анод (язву). При
постоянно низких концентрациях кислорода в
сетевой воде влияние свободной углекислоты
практически не проявляется.
4. Уменьшение влияния С02 на локальную
коррозию трубопроводов теплосети возможно
при повышении рН сетевой воды в результате
ввода щелочи или уменьшения щелочности
исходной воды в процессе подготовки подпиточной
воды теплосети.
5. Надежность работы вакуумных
деаэраторов в системе подготовки подпиточной воды
теплосети значительно ниже, чем атмосферных
деаэраторов.
Список литературы
1. Влияние неоднородности поверхности
трубопроводов на внутреннюю коррозию теплосети/ Ю. В. Балабан-
Ирменин, Н. С. Ершов, В. М. Липовских и др.//
Электрические станции. 1990. № 5. С. 37—41.
2. Эванс Ю. Р. Коррозия и окисление металлов. М.:
Машгиз, 1962.
3. Водоподготовка. Процессы и аппараты/ А. А. Гро-
могласов, А. С. Копылов, Н. П. Субботина и др.// М.:
Атомиздат, 1977. С. 38—49.
4. Мартынова О. И., Васина Л. Г., Богловский А. В.
Моделирование процессов образования твердой фазы при
упаривании воды// Тр. МЭИ. 1979. Вып. 205. С. 38—49.
5. Тодт Ф. Коррозия и защита от коррозии. Л.:
Химия, 1967.
6. Акользин П. А. Предупреждение коррозии металла
паровых котлов. М.: Энергия, 1975.
7. Мамет А. П., Акользин П. А., Каган Д. Я.
Предотвращение коррозии оборудования паросиловых установок
высокого давления: Сб. «Пар высокого давления в
энергетике». М. — Л.: Госэнергоиздат, 1950.
8. Шкроб М. С, Прохоров Ф. Г. Водоподготовка и
водный режим паротурбинных электростанций. М.:
Госэнергоиздат, 1961.
О
УДК 621.181
Определение гидравлического сопротивления
при конденсации опускного потока пара в вертикальной трубе
КРЕЙДИН Б. Л., КРЕЙДИН И. Л., кандидаты техн. наук
ВНИИАМ
Пароконденсирующее оборудование
энергоблоков в некоторых случаях [1, 2] представляет
собой сложный гидравлический контур
вертикальных каналов (труб), объединенных общими
раздающими и собирающими коллекторами.
Основу теплогидравлического расчета таких
контуров [3] составляют зависимости для
вычисления теплоотдачи и гидравлического
сопротивления в отдельных трубах.
Теплоотдача при конденсации пара в
вертикальных трубах изучена довольно подробно
[4, 5]. Гидравлическое сопротивление
исследовано в гораздо меньшей степени. Рассмотрим
возможный подход к расчетной оценке
гидравлического сопротивления с использованием
соотношений для локальных коэффициентов
теплоотдачи при конденсации пара. При движении
двухфазного потока в вертикальной трубе
гидравлическое сопротивление можно представить
[6, 7] как сумму перепадов давлений в
результате нивелирного напора, ускорения потока и
сопротивления трения
АРкан = Арнив+|АРуск + Артр. A)
Первые два слагаемых уравнения A)
вычисляются по известным теоретическим
соотношениям [6, 7].
Выражение для расчета сопротивления
трения на участке трубы с продольными
координатами L„, LK может быть записано в следующем
виде:
АРтр=_[ d&prp(L).
B)
Локальное значение дифференциальных
потерь давления на трение dApTP(L) при
кольцевом режиме течения может быть оценено, если,
как в [8, 9], реальный двухфазный поток
заменить однофазным потоком жидкости
(конденсата). В этом случае расход эквивалентного
потока рассматривают как сумму фактического
расхода конденсата в данном сечении и
дополнительного расхода жидкости, который вызывает
те же касательные напряжения на границе
пар — конденсат, что и движущийся в ядре
поток пара. Это обстоятельство позволяет в
первом приближении принять, что у
сопоставляемых потоков равны локальные коэффициенты
теплоотдачи и дифференциальные потери
давления на трение:
a(L)=a(L)B; C)
dApTiJ(i)=dApTp(L)B, D)'
где индекс «в» относится к эквивалентному
потоку жидкости (в частном случае — воды).
Дифференциальные потери давления на
трение при течении воды в трубе рассчитываются
по соотношению [10]
dApTP(L) = -±-ULUMw(L)B\2dL. E)
2p'fl
63

Коэффициенты гидравлического сопротивления
трения g(L)B и массовая скорость МЮ(Ь)Ъ
эквивалентного потока воды в данном сечении трубы
могут быть выражены через число Рейнольдса
AUL)B = -^Re(L)B; F)
g(L)B=MRe(L)B], G)
где d-—диаметр трубы; р', ц'— плотность и
коэффициент динамической вязкости воды на
линии насыщения. Конкретный вид соотношения
G) устанавливается по значению
Re(I)».
Число Рейнольдса эквивалентного потока
воды может быть вычислено по обычным
формулам [5, 11] для расчета теплоотдачи при
течении однофазного потока
R$('L)B=№(L)B]. (8)
При этом коэффициенты a(L)B
рассчитываются согласно условию C) по зависимостям,
описывающим локальную теплоотдачу при
конденсации пара в вертикальных трубах. Конкретный
вид соотношения (8) устанавливается по
значению a(L)B.
В [12] описаны результаты опытов по
измерению гидравлического сопротивления АрКан в
вертикальных трубах длиной L=3 м и
диаметрами с?= 10 и 13,2 мм. Давление пара
составляло р=1ч-5 МПа, массовая скорость Mw—10^r
500 кг/(м2-с). По опытным данным были
определены значения гидравлического
сопротивления трения
ДрТр = Аркан Арнив Аруск- (9)
Значение истинного объемного паросодержания
при вычислении АрНИв и ApycK оценивалось по
[13] при допущении, что во всем рассмотренном
диапазоне массовых скоростей реализуется
кольцевой режим течения двухфазного потока.
На рисунке представлено сопоставление
Артр.оп, определенных по соотношению (9), со
значениями АрТр.р по уравнению B). При
расчетах Артр по уравнению B) локальные
коэффициенты теплоотдачи при конденсации пара
a(L) вычислялись по соотношениям,
приведенным в [14—16]. Расчеты показали, что для рас-
йРтрхь Па
1600
1200
сматриваемых условий соотношение (8) можно
представить в виде зависимости
a(L)hd
воо
h00
J
т. М '
•
р
•
• /
•
•
•
о
¥00
800
1200 дрТр.оп,Па
Сопоставление значений АрТР, рассчитанных по
соотношениям B) и (9).
d=10-M3,2 мм, р=1-=-5 МПа, М =.10-=-500 кг/(м2-с).
Re (£);=: 112,
которая следует из рекомендации [5]
11,25
A0)
по
расчету теплоотдачи при течении однофазного
турбулентного потока в круглых трубах.
В формуле A0) А/, Рг' — коэффициент
теплопроводности и число Прандтля для воды на
линии насыщения.
Коэффициенты гидравлического
сопротивления l(L)B рассчитывались согласно
рекомендациям [5] по соотношениям
g(L)B=0,316[Re(!L)B]-°.25 при Re(L)B =
==@,0044-0,1)-10й; A1)
£(L)B=[l,821gRe(L)B-l,64]-»
при Re(L)B= @,14-100)-106. A2)
Из рисунка следует, что расчеты по
уравнению B) в целом обобщают значения Артр,
полученные по опытам [12], и могут быть
использованы для оценки гидравлического
сопротивления трения при конденсации опускного
потока пара в вертикальных трубах. ,
Список литературы
1. Гребенников В. Н., Крейдин И. Л., Крейдин Б. Л.
Сравнение условий параллельной работы
сепараторов-пароперегревателей четвертого и пятого блоков Ыововоронеж-
ской АЭС// Электрические станции. 1984. № 5. С. 6—8.
2. Основные результаты теплотехнических испытаний
системы промежуточной сепарации и перегрева пара турбо-
установок К-500-65/3000/ В. Н. Гребенников, Б. Л.
Крейдин, И. Л. Крейдин и др.// Электрические станции. 1986.
№ 9. С. 14—16.
3. Крейдин Б. Л., Локшин В. А. К вопросу
гидравлического расчета параллельно работающих вертикальных
пароконденсирующих элементов// Тезисы докладов 7-й
Всесоюзной конференции «Двухфазный поток в
энергетических машинах и аппаратах». Л., 1985. С. 188—190.
4. Исаченко В. П. Теплообмен при конденсации. М.:
Энергия, 1977.
5. Оборудование тешюобменное АЭС. Расчет тепловой
и гидравлический. РТМ 108.031-05-84. 179 с.
6. Стырикович М. А., Мартынова О. И., Мирополь-
ский 3. Л. Процессы генерации пара на электростанциях.
М.: Энергия, 1969.
7. Гидравлический расчет котельных агрегатов.
Нормативный метод. М.: Энергия.
8. Akers W. W., Rossen H. F. Condensation inside a ho-
risontal tube. Chem. Eng. Progress, Symposium Series. I960,
Vol. 56. № 30. P. 45.
9. Бойко Л. Д., Кружилин Г. Н. Теплоотдача при
конденсации пара в трубе// Изв. АН СССР. Энергетика и
транспорт. 1966. № 5. С. 113—118.
10. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим
сопротивлениям. М.: Машиностроение, 1975.
11. Исаченко В. П., Осипова В. А., Сукомел А. С.
Теплопередача. М.: Энергия, 1969.
12. Крейдин Б. Л., Крейдин И. Л., Локшин В. А.
Экспериментальное исследование полного перепада давления
при конденсации опускного потока пара внутри
вертикальной трубы// Теплоэнергетика. 1985. № 7. С. 42, 43.
13. Крейдин Б. Л., Локшин В. А. Расчетная оценка
характеристик фазового состояния при кольцевом режиме
течения конденсирующегося потока пара//
Теплоэнергетика. 1988. № 2. С. 70, 71.
14. Крейдин И. Л., Крейдин Б. Л., Локшин В. А.
Экспериментальное исследование локальной теплоотдачи при
конденсации водяного пара внутри вертикальных труб//
Теплоэнергетика. 1985. № 11. С. 66—69.
15. Крейдин И. Л., Крейдин Б. Л., Локшин В. А.
Исследование локальной теплоотдачи при конденсации
водяного пара внутри вертикальных труб с турбулентным
течением пленки конденсата// Теплоэнергетика. 1986. № 7.
С. 67—69.
16. Крейдин И. Л., Крейдин Б. Л., Локшин В. А.
Определение коэффициентов теплоотдачи при конденсации пара
внутри труб// Энергомашиностроение. 1986. № 3. С. 4—7.
64

Ш краткие
сообщения
УДК 621.187
Режим
1
2
3
4
5
6
7
щих
форсунок п.
шт.
20
20
17
17
13
10
6
Таблица 1
Давление
воды рж,
МПа
0,17
0,115
0,135
0,03
0,10
0,04
0,11
Концентрация
диоксида углерода в воде,
мг/кг
начальная
57.2
66,0
57.2
57.2
57.2
57.2
57.2
конечная
3,74
4,4
4,4
4,84
3,96
3,74
3,74
Расход
воды
Ож. м»/ч
150
120
ПО
60
70
40
42
Расчет и использование прямоточных
распылительных декарбонизаторов
при высоких начальных концентрациях в воде
диоксида углерода
МАХНИН А. А., ГАЛУСТОВ В. С, БЕЛОРОССОВ Е. Л., кандидаты техн. наук
Ярославский политехнический институт
При анализе работы действующих и опытных образцов
прямоточных распылительных декарбонизаторов ПРД [1].
выявлены некоторые конструктивные недостатки
указанных аппаратов, приводящие к увеличению сопротивления
газовому потоку [2].
На рис. 1 приведены схемы декарбонизаторов первой
модификации (ПРД [1], рис. 1,о) и второй модификации
(рис. 1,6). Последний изготовлен, испытан и передан
в эксплуатацию на Клинцовскую ТЭЦ. Конструктивные
недостатки декарбонизатора ПРД следующие:
воздух поступает в контактную зону через боковое
окно, в результате чего направления движения эжектируе-
мого воздуха и капельного потока на некотором участке
не совпадают;
размеры а, Ь, с значительно меньше размера d,
определяющего площадь контактной зоны на уровне сечения
смачивания края перегородки.
В декарбонизаторе типа ДКПР (декарбонизатор
прямоточный, распылительный) направления движения
воздуха и капельного потока в контактной зоне совпадают;
площади контактной зоны, зоны сепарации и выхода
отработанного воздуха одинаковы; высота h определяется
как сумма В и уровня воды в аппарате h\. Площадь
контактной зоны декарбонизатора ДКПР, испытанного на
Клинцовской ТЭЦ, определялась по методике, изложенной
е работе [2], высота контактной зоны Н и учет влияния
выпадения части жидкостного потока на стенки аппарата
на конечную концентрацию диоксида углерода в декарбо-
низированной воде Сжк определялись по математической
модели [3, 4].
В работе [21 при анализе работы декарбонизатора
использованы коэффициенты эжекции: реальный,
предельный и равновесный.
Реальный коэффициент эжекции определяется
следующим образом:
и0рвал = Уг^кз • 3600/Ож==иЛ.3/ижи/с, A)
где Or — средняя скорость газового потока в контактной
зоне, м/с; Сж — расход жидкости, м3/ч; И/с — суммарная
площадь сопловых отверстий форсунок, м2; г>жвст —
скорость истечения жидкости из форсунок, м/с.
Предельный коэффициент можно определить по
формуле A), заменив vr на оГ.ф скорость газа в свободном
факеле, определяемую по математической модели [3, 4j.
Равновесный коэффициент эжекции получается в том
случае, когда выделившийся из воды в воздух диоксид
углерода разбавляется до концентраций, равновесных
концентрациям диоксида углерода в воде:
Uo»"«- (Сжв-С««) Ож/(Сг**—Сг") 0,=
= (СЖВ—Сж^ЛСг**—Сг"), B)
где Сж" и Сг" — начальные концентрации диоксида
углерода в газе и жидкости; Сг*к — концентрация диоксида
углерода в газе, равновесная Сжк. ДКПР для
Клинцовской ТЭЦ был рассчитан на производительность до
200 м3/ч при давлении воды до 0,2 МПа и начальной
концентрации диоксида углерода в воде до 150 мг/кг.
Основные результаты испытаний приведены в табл. I.
ДКПР устойчиво работает в широком диапазоне
давлений от 0,03 до 0,17 МПа и производительности от 40
до 150 м3/ч с обеспечением требуемой конечной
концентрации (менее 5 мг/кг) диоксида углерода в декарбони-
5—6369 65
Примечание. Температура воды на входе в аппарат 35 "С;
температура воздуха на входе в аппарат 20—23 "С; диаметр
соплового отверстия форсунок 15 мм.
зированной воде при начальной концентрации 57,2—
66,0 мг/кг.
В табл. 2 представлены значения коэффициентов
эжекции при различных режимах эксплуатации ДКПР
(схемы расположения работающих форсунок
представлены на рис. 2).
Значения реального и предельного коэффициентов
эжекции близки, кроме режима 7, что свидетельствует
о малом гидравлическом сопротивлении газовому потоку.
В этом диапазоне @,40—0,53) коэффициент
пропорциональности m=vr/Vxe" практически не меняется. Режим 5
обеспечивает наибольшее приближение реального и
предельного значений коэффициентов эжекции. Это
объясняется, по-видимому, тем, что выключение крайних форсунок
внешних рядов коллектора обеспечивает наиболее
рациональное перекрытие контактной зоны форсуночными
факелами и приближение значения vr к 1/г.ф (или ог/ожист
Рис. 1. Схемы декарбонизаторов.
о — ПРД [1]; б — ДКПР; / — исходная вода; // — эжектируемый
воздух; ///— декарбовизированная вода; IV — отработанный воздух.

Рис. 2. Схемы работающих форсунок декарбонизатора ДКПР.
Режимы: а — первый, второй; б — третий, четвертый; в — пятый; г — шестой; д — седьмой.
Режим
1
2
3
4
5
6
7
Та
Ко»ффициент
эжекции, м*/м8
иравн
0
15,0
13,6
11,6
10,6
13,7
15,0
15,0
„реал
0
377
341
380
387
597
581
575
ипред
0
415
415
489
489
639
830
1384
блица 2
Отношение

предельного и
реального

коэффициентов
эжекции
ипред/цреал
0 0
1,23
1,22
1,29
1,26
1,07
1,43
2,41
Средняя
скорость
воздуха
ог, м/с
5,4
4,4
4,5
2,5
4,5
2,5
2,6
Отношение
скорости
к скорости
ЖИДКОСТИ
0 /„ист
г ж
0,46
0,47
0,44
0,45
0,53
0,40
0,24
к Уг.ф/ужист). Режим 7 и частично режим 6 не
обеспечивают такого перекрытия, поэтому отношение Vr/v*""
'резко уменьшается (снижается среднее значение скорости
газа в контактной зоне).
Отмеченного в работе [2] соотношения между
реальным и равновесным коэффициентами эжекции не
наблюдается, так как изменение конструкции аппарата,
уменьшение его сопротивления обеспечило 3—4-кратный запас
по коэффициенту эжекции. По этой же причине изменение
реального коэффициента эжекции в широком диапазоне
от 337 до 575 не сказывается на Сжк (на таком низком
уровне Сжк определяется уже качеством воды и
содержанием диоксида углерода в воздухе рабочей зоны; при
расчете ДКПР Сг"=2 г/м3 принимается с запасом с учетом
промышленных загрязнений), поэтому и значение
равновесного коэффициента эжекции практически не меняется
A0,5—15). Жесткая связь между реальным и
равновесным коэффициентами эжекции наблюдается только на
малых, минимальных значениях реального коэффициента,
близких к равновесному [2].
Таким образом, испытания декарбонизатора ДКПР
показали устойчивость его в работе и обеспечение
требуемой декарбонизации воды. Анализ работы ДКПР в
целом подтвердил справедливость методики расчета площади
контактной зоны аппарата, изложенной в [2]. Если
учитывать сезонные колебания начальной концентрации
диоксида углерода в исходной воде, то можно оставить
соотношения, заложенные для расчетов в работе [2], как
обеспечивающие необходимый запас по реальному
коэффициенту эжекции и возможность расчета распылительных
прямоточных декарбонизаторов различных конструкций.
Список литературы
1. Прямоточный распылительный декарбонизатор/
B. С. Галустов, Е. Л. Белороссов, И. Э. Феддер и др.//
Энергетик. 1985. № 10. С. 30, 31.
2. Галустов В. С, Махнин А. А., Белороссов Е. Л.
Расчет и использование прямоточных распылительных
декарбонизаторов при высоких начальных концентрациях
в воде диоксида углерода// Теплоэнергетика. 1989. № 2.
C. 55—57.
3. Галустов В. С. Гидродинамика факела
распыленной жидкости, ограниченного стенками аппарата// ТОХТ.
1983. Т. 17. № 2. С. 274—276.
4. Галустов В. С, Феддер И. Э. Модель процессов
водоподготовки в прямоточных распылительных
аппаратах// Теплоэнергетика. 1986. № 5. С. 58—60.
О
УДК 536.27.669.214
Аксиальный перенос тепла в заглушённых
сверху каналах с однофазным теплоносителем
ВАЛУНОВ Б. Ф., канд. техн. наук, ГОВЯДКО Д. Г., ПРОХОРОВ В. А., ПУСТЫЛЬНИК П Н., инженеры
НПО ЦКТИ —ЛГТУ
Аксиальный вертикальный перенос тепла по
однофазному теплоносителю при отсутствии его осредненного
направленного движения, т. е. вследствие сил естественной
конвекции, рассматривается при решении некоторых задач
теплоэнергетики (теплонапряженное состояние материала
верхнего узла запорной арматуры при подаче через нее
горячей воды, определение необходимой мощности
верхних холодильников приводов системы управления и
защиты ядерных корпусных реакторов, определение
мощности однофазных термосифонов и т. п.). При решении
поставленной задачи авторами рассматривается заглушённый
сверху цилиндрический канал, в верхней части которого
расположен холодильник. Подвод тепла осуществляется
в нижней части канала или вне его. В обоих случаях
присутствует адиабатный участок. Канал заполнен водой,
недогретой до температуры насыщения.
В статье рассматриваются вопросы определения
интенсивности аксиального переноса тепла по адиабатному
участку, т. е. в условиях отсутствия радиального притока
или стока тепла. Решению подобной задачи были посвя-
66

95
95
W1
5<t0
.1*2;
Iff)
г t2UM
f
Д" t
4 frn] jfitH'i
:tCf t
340
800
390
50
50
ALL 2
hO _ 250
5V50
2Ш
HO
^T7^
o52
Рис. 1. Схема рабочего участка и распределения
температур по его длине.
/ — осевые термопары (t\—tu); 2 — поверхностные термопары С/—
;: '■
щены работы [1, 2], в которых для аксиального теплопе-
реноса установлено:
теплоперенос осуществляется замкнутыми
полиразмерными конвективными вихрями. Основной аксиальный
размер вихрей на 10—15 % больше диаметра канала, а
поперечный размер соизмерим с диаметром канала;
теплоперенос сопровождается пульсациями
температуры теплоносителя, амплитуды которых составляют
±A0—20) К, а период 2—10 с;
для описания интенсивности теплопереноса
используется модель твердого тела с анизотропными
коэффициентами теплопереноса в осевом направлении
dtK
а=-екМ>^-, A)
где Q — аксиальный тепловой поток, Вт; Хв, ^в —
теплопроводность и температура воды, Вт/мК, К; FBP — проходное
сечение канала, м2; Z — аксиальная координата, м; ек —
коэффициент конвективного переноса тепла.
Различают режимы ламинарного и турбулентного
конвективного переносов, граница между которыми
характеризуется значением
pdi dta
Ra = ^— pPr^L^lO"
,v2 dz
(физические свойства при средней температуре воды).
Для ламинарного режима Ra=102-r-106 значение е,*Ф
^=/(Ra)==(l,2-bl,5)-103.
Для турбулентного режима
/ sd* dtn \»>B
•*~°'9(-Vp-£-) Prt3] B)
при Ra=410is-2-1011; d=B—9)-Ю-2 м, I/d=44-50; где
d, L — диаметр и высота адиабатного участка, м.
Авторы настоящей работы при использовании того же
экспериментального материала работы [1] привели
обобщение к виду
6K = 0,5Ra0.25(gdVv2J/9 C)
при ^=50-:-200 °С, Ra=10"-^2-109.
В настоящей работе проведено более детальное
экспериментальное исследование описанного процесса.
Эксперименты осуществлялись на вертикальном цилиндрическом
канале из стали Х18Н10Т диаметром 50X1,5 мм и общей
длиной 5,45 м (рис. 1). Нижняя часть канала длиною
2,96 м обогревалась электрическим током, который
непосредственно пропускался по стенке канала. В верхней
части канала располагался холодильник, который состоял
из трех изолированных секций высотою 0,34—0,39 м,
представляющих собой концентрический кольцевой канал, по
которому пропускалась водопроводная вода. В
экспериментах охлаждались одна или две верхние секции или все
секции одновременно. Между нагревателем и
холодильником располагался адиабатный участок длиной 1ад=1,09 м.
При отсутствии охлаждения одной или двух нижних
секций холодильника длина адиабатного участка
увеличивалась соответственно до 1,53 и 1,92 м.
обр 'обг'> 3 — термопары, заглубленные в теплоноситель на
0.5R (tcl-tc3).
Через нижнее донышко канал соединялся с
компенсатором давления, от которого происходило и заполнение
канала обессоленным конденсатом. Периодически
проводилось газоудаление через верхнее донышко канала.
Замерялись электрическая мощность, подводимая к каналу Ызл,
расход охлаждающей воды через холодильник G2 и ее
конечные температуры на каждой секции (/гвх; ^вых)г,
давление теплоносителя в канале. Для замера изменения
температуры воды на оси канала в него через верхнее
донышко была введена гирлянда из 11 термопар типа
КТМС ХА с оголенными спаями (постоянная времени
приблизительно 0,06 с). Термопары располагались с шагом
0,18—0,33 м (рис. 1, термопары U—hi). Гирлянда
привязывалась к капиллярной трубке 0 3X0,5 мм, которая
центрировалась во фланцевом разъеме, расположенном
в середине адиабатного участка.
Внутри капилляра могла быть установлена еще одна
подвижная осевая термопара в требуемом сечении.
Кроме того, под каждой секцией холодильника через
сальниковые уплотнения в поток вводились еще три
термопары типа КТМС ХА (tc\—tcs), которые
устанавливались на одинаковом расстоянии от оси и стенки канала,
т. е. r/R = 0,5. Еще семь термопар приваривались к
внешней поверхности канала (h—^vn).
На рис. 1 приведен пример осевого изменения
температуры воды в эксперименте с отсутствием двухфазного
потока на адиабатном участке. Максимальный перепад
температуры воды по длине адиабатного участка
составив
лял 173 К, а производная =220 К/м. Всего было
dz
проведено 38 опытов. Их анализ позволяет отметить
следующее:
на всем адиабатном участке независимо от его длины
наблюдается линейное изменение температуры воды;
не просматривается однозначная радиальная
неравномерность в температурах воды.
При известных из экспериментов значениях
аксиального теплового потока через адиабатный участок <2=Л?Эл—
—QnoT=G2(^Bblx—<2ВХ), где Qnor — потери тепла в
окружающую среду на адиабатном участке, определялись
в специальных опытах при G2 — O, температурных
графиках ta=f(z), а также геометрии канала, уравнение A)
решалось относительно значения бк. Результаты такого
определения представлены на рис. 2 и обобщаются с
разбросом + 15 % формулой C), что подтверждает ее
правомочность. Отметим также отсутствие расслоения данных
опытов, проведенных при разных длинах адиабатного
участка Z-ал. На рис. 2 также представлены данные
экспериментов, проведенных на канале того же диаметра с
уменьшенной длиною адиабатного участка 1ад = 0,87 м.
На рис. 3 представлены данные по пульсациям
температуры воды на оси канала t*—in. Эти пульсации не
носили гармонического характера. Период больших
амплитуд колебаний составлял 5—20 с. Значения этих ампли-
dtB
туд были пропорциональны производной (рис. 4) и
dz
обобщались формулой
dtB
А=- 0,067—^-. D)
dz
67

0,7 1,0
Рис. 2. Обобщение опытных данных о аксиальному тепло-
переносу.
1—4 — соответственно £ад=1,92; 1,53; 1,09; 0,87 м, I — расчет по
формуле C).
SO Zfi
Рис. 3. Изменение во времени температуры воды по оси
адиабатного участка.
Не было отмечено закономерностей в сдвигах по фазе
между пульсациями температур воды, фиксируемыми
термопарами, установленными в одном сечении канала на
разных расстояниях от его оси г= @; 0,5Л; R*).
Если связать значения амплитуды пульсаций с
размерами основного вихря, которые, как отмечалось выше,
пропорциональны диаметру канала, то можно записать
формулу D) в виде
dtn dt.
i4 = fl«f—i = l,4M-r-. E)
dz dz
Приняв, что период больших колебаний температур воды
соответствует времени вращения основного вихря, а
аксиальный размер этого вихря Z-вихр соответствует
расстоянию Дг, при котором двойная амплитуда 2А равна
значению Д/в на прямой U=f(z), можно определить из
уравнения E) высоту вихря
Li>HxP=2Bd=2,9d, F)
а также среднюю скорость теплоносителя в нем, м/с:
«"=»у.(^вир + й)^0.03.| G)
В отдельных экспериментах авторами был рассмотрен
аксиальный перенос тепла вихрями естественной
конвекции по воде или по воздуху в пределах вертикальной
цилиндрической колонки внутренним диаметром 402 мм и
высотою 9,78 м. Эти эксперименты проводились в
динамических условиях изменения по времени температуры
теплоносителя. Поэтому погрешность определения
значения ек в них составляла примерно +100%. В этих
экспериментах наблюдалось следующее соотношение значений
вк и Ra:
воздух ек= @,8-4-3,2)-104, Ra=E;3-b40)-106;
вода ек=A,7ч-7,1)-104, Ra=(l,3-*-7,l)-1010 при -^ =
dz
=3-*-14 К/м.
Для воздуха приведенные значения sK выше, а для
воды ниже расчетных значений по формуле C). При этом
отмечается близость значений ек при изменении значений
Ra на четыре порядка. Изложенное дает основание
предположить наличие некоторого предельного значения ек
около B—5) -104 или предельного (критического)
значения Ra, выше которого происходит разбиение вихрей
* При r=R использовались показания термопар,
приваренных к внешней поверхности канала. Сдвиг по фазе,
вызванный инерционностью стенки, учитывался по
рекомендациям [3] и составлял менее 2 с.
юо 200 dt/dz,m
Рис. 4. Обобщение опытных данных по амплитудам
пульсаций.
Обозначения — см. рис. 2.
естественной конвекции на более мелкие и автомодель-
ность значения ек относительно Ra. На настоящей
стадии исследования предлагается ограничиться
максимальным значением ек=2-104.
В указанных экспериментах на колонке больших
размеров также наблюдались пульсации температуры
теплоносителя, амплитуды которых обобщались формулой E)
с меньшим значением В = 0,67, что также можно связать
с разбиением основного вихря по сечению канала
большого диаметра на ряд вихрей.
Весьма высокие значения вк^ьЮ4 свидетельствуют
о доминирующем влиянии на процесс конвективных токов
воды естественной конвекции (ЕК), вызванных
аксиальным градиентом температур. Используя формулу для
интенсивности ЕК
ДрДв=Дргс,
(8)
а также принимая, что разность средних температур
в подъемной и опускной ветвях контура ЕК
пропорциональна амплитуде температуры А и составляет At=kA, где
k — коэффициент пропорциональности, можно записать
уравнение (8) в виде
«"-^(-f-)."*-
2(£вихр + d) ш
-Y Рв- (9)
Для цилиндрического канала при любом принятом
поперечном размере конвективного потока (половина сечения
или иное) значение
4F
11см
Если использовать отношения F), G), то можно решить
уравнение (9) относительно коэффициента линейного
гидросопротивления конвективного тока
gkB*$T*
где
1 =
В =
dt
dz
2BB+1)S
~ ' dt
При экспериментальных значениях В, Т, tB
по формуле A0) дали
dtB
dz
A0)
расчеты
(")
Б=2,5А.
Вероятно, реальное значение £ для вихревого тока около
0,1—1, и согласно соотношению A1) значение
коэффициента пропорциональности k составляет 0,04—0,4.
Список литературы
1. Свободная конвекция в вертикальной
цилиндрической емкости с теплопроводными стенками/ П. А. Андреев,
В. Ф. Егоров, Ю. А. Соковишин, В. Б. Юрковский//
Эволюционные задачи энергопереноса в неоднородных средах.
Минск: ИТМО им. А. В. Лыкова, 1982.
2. Остроумов Г. А. Свободная конвекция в условиях
внутренней задачи.— М. — Л.: ГИТТЛ, 1952.
3. РТМ 108.031.05-84. Оборудование теплообменное
АЭС. Расчет тепловой и гидравлический. Ленинград: ЬЙГО
ЦКТИ, 1986.
68

к защите
диссертаций
УДК 621.039.534.25
Особенности процессов теплообмена в змеевиковых
высокотемпературных парогенераторах
ЧУРЮМОВ В. И. (Диссертант]Ь инж., ГРЕБЕННИКОВ В. Н„ ЗАМЯТИН С. А.
ФАРАФОНОВ В. А., кандидаты техн. наук
Горьковский политехнический институт — ЗиО
Среди разрабатываемых конструкций современных
высокотемпературных парогенераторов атомных
электростанции особый интерес представляет использование в них
поверхностей нагрева, выполненных в виде винтовых
змеевиков с малым диаметром навивки. В таких парогенераторах
достаточно просто решается проблема компенсации
термических перемещений рабочих элементов в условиях
высоких температур и давлений, обеспечиваются высокие
значения коэффициентов теплоотдачи в результате
дополнительной турбулизации потока при его закрутке
снижаются массогабаритные характеристики.
В работе [1] проведены теоретические и
экспериментальные исследования теплоэнергетической эффективности
змеевиковых парогенерирующих элементов. На основе
анализа данных предложены оптимальные геометрические
характеристики змеевиковых модулей. Методы теплового
расчета, изложенные в этой работе, основаны на теории
однорядного омывания пучка труб с учетом
межканального перемешивания теплоносителей, омывающих внутреннюю
и наружную образующие змеевика.
Как показывают экспериментальные исследования для
такой модели обтекания [2] при достаточно плотной
навивке змеевиков с относительным шагом S/d=l 1-М 3 где
А -шаг навивки; d —диаметр трубы змеевика, между
витками существует застойная рециркуляционная зона,
которая препятствует межканальному перемешиванию
греющего теплоносителя и оказывает определенное влияние на
процессы теплопередачи.
Эти данные обусловили проведение более детального
изучения особенностей теплообмена в змеевиковых
высокотемпературных парогенераторах. Была разработана
математическая модель, с помощью которой в отличие от
известных методов можно проводить тепловой расчет
с учетом застойной зоны и определять распределение
температур по длине и периметру трубы змеевикового
элемента с оптимизацией его геометрических параметров
U расчетах анализировалась схема течения
теплоносителей приведенная на рис. I. Пароводяная смесь
циркулирует в винтовом змеевике. Греющая среда движется
в направлении, противоположном движению пароводяной
смеси по двум параллельным каналам, образованным
змеевиком-кожухом и змеевиком-вытеснителем. В расчетной
модели змеевик разделили на два участка — экономайзер-
ныи и испарительный. Для каждого из этих участков со-
альны^п СИСТ6"а И3 Четырех однородных дифференци-
oS „яУРп ™И ПерВ0Г° п°РяДка. описывающих тепло-
оомен на данных участках.
vna—аСХеТ, пР°тивотока (Рис. 1) дифференциальные
уравнения теплообмена, записанные для единицы тепло-
ооменнои поверхности, имеют следующий вид-
экономайзерный участок
„ dT
c„G*
dt
ЬДг ~lx~ = ~ k*{t ~ Ь) ~ а* V — f) •'
dd
ср0»~[7 "" k^T~ 9> + k*V - 9) + 2k(t' - 8);
c„_G
dx
dt'
' ~77 - аЛт - П + <4(f - *') - ЩГ - в);
испарительный участок
„ dT
C"T x ~~dx~ = ~kl'(T ~ts) ~ ai {T ~ V)>
dt
СРт°2 -Г- - - kt'(t - ts) - a2(t - /');
dx
-G*~77 = fei'(T -'*) + VC -*s) + 2k'(t' -tsy,
dh
dx
dt'
Cp® ~d7 = "l(T ~ p) + a*{t ~п~ 2k'{t' ~ts)'
где T, t, 0 — температуры теплоносителей в наружном и
внутреннем кольцевых каналах и питательной воды; f —
среднесмешанпая температура теплоносителя в застойной
зоне; h и ts — энтальпия и температура пароводяной
смеси; Gu G2, G3 — массовые расходы теплоносителей в
наружном и внутреннем кольцевых каналах и питательной
воды; G' — массовое содержание теплоносителя в
застойной зоне; ki, k-u k, k\, k'2, k' — коэффициенты теплопере-
/ ;/;;//;///V//////S7>
■+*-
Рис. 1. Расчетная схема змеевикового модуля.
/ — змеевик; 2 — кожух; 3 — вытеснитель; 4 — застойная зона.
1,0
0,3
W
0,3
г
'К
г
'/^
т—
л)
1,0 1,5 2,0 2JFh/FB
*«
Рис. 2. Зависимость соотношения удельных тепловых
потоков от проходных сечений.
а: / —рш=2000 кг/(м2-с); 2 — рш= 1000 кг/(м2-с) (р=12 МПа)-
б: / —рш=500 кг/(м2-с); 2 — pw—ЮОО кг/(м2-с) (р = 18 МПак '
69

Рис. 3. Распределение температур по периметру трубы
змеевика.
/ — змеевик без экрана; 2 — экран со стороны наружной
образующей; 3 — экран со стороны внутренней образующей; 4 — змеевик
с экраном и наплавкой со стороны внутренней образующей.
дачи на экономаизерном и испарительном участках; аг
и а2 — коэффициенты теплоотдачи от движущегося
теплоносителя к застойной зоне.
Математическое описание задачи проводилось при
следующих допущениях: внутренняя образующая змеевика на
испарительном участке омывается паром, наружная
жидкостью; теплоемкости теплоносителей постоянны в пределах
рассматриваемого участка; перемешивания теплоносителей
между внутренней и наружной кольцевой щелью не
происходит, а между витками змеевиков находится застойная
рециркуляционная зона с рециркуляцией теплоносителя.
Линейные коэффициенты теплопередачи определялись
по известным зависимостям. Подробное решение
рассмотренных уравнений приведено в работе [3].
Толщина застойной зоны б определялась
экспериментально в зависимости от режима течения Re и
относительного шага S/d. Исследования проводились на плоской
модели при проливке на гидролотке. Змеевик
моделировался поперечно-обтекаемым пучком труб.
Относительный шаг изменялся в диапазоне 5Д?=1,0-н2,0. Как
показывают экспериментальные исследования, толщина
застойной зоны равна 6=@,6-f-0,9)d при Re = 104-=-6 • 104 и
S/d =l,05-f-l,35.
При расчете варьировались геометрические
характеристики парогенерирующего модуля. Режимные параметры
изменялись в следующем диапазоне: давление р=3,0ч-
18 МПа, массовая скорость пароводяной смеси рш=
=-500-*-2000 кг/(м2-с), тепловые потоки q= (l,2-s-14,0)X
ХЮ5 Вт/м2.
На рис. 2 представлены результаты аналитического
исследования влияния соотношения площадей проходных
сечений со стороны наружной и внутренней образующих
змеевика FH/F„ на распределение удельных тепловых
потоков по периметру трубы змеевика. Из графиков следует,
что в диапазоне изменений параметра FH/F„ от 1,0 до 2,0
происходит выравнивание удельных тепловых потоков по
наружной и внутренней образующим змеевика. Равенство
удельных тепловых потоков наблюдается, в диапазоне
/VFe=l,35H-l,55.
Аналогичные расчеты, проведенные в работе [4] без
учета застойной рециркуляционной зоны в межвитковом
пространстве, дают завышение результата по FH/Fg до
10—15%, что в' свою очередь приводит к существенному
увеличению массогабаритных характеристик
парогенератора. Таким образом, с учетом запаса по кризису кипения
на внутренней образующей змеевика и снижения
термоциклических напряжений, а также массогабаритных
характеристик можно рекомендовать значение FM/Fe=l,35-*-l,55.
При исследовании распределения температурных полей
по периметру трубы змеевика анализу подвергались
следующие варианты конструкций: змеевик с экранировкой
наружной образующей, змеевик с экранировкой внутренней
образующей, змеевик с наплавкой на внутренней
образующей. Расчетные исследования показали следующее
(рис. 3):
в зависимости от режима работы и конструкции
парогенератора разность температур между наружной и
внутренней образующей змеевика может достигать 40—50 °С;
увеличение термического сопротивления внутренней
образующей змеевика и экранировка ее вытеснителем
приводит к выравниванию температурного поля по периметру
трубчатки змеевика.
Список литературы
1. Теплообмен при течении натрия в каналах сложной
формы/ А. А. Андреев, М. Е. Лебедев, Г. И. Новоселова
и др.// Теплообмен в энергооборудовании АЭС. Л.: Наука,
1986.
2. Фарафонов В. А., Чурюмов В. И. Аэродинамические
испытания экспериментального змеевикового модуля//
Изв. вузов. Энергетика. 1989. № 6. С. 89—92.
3. Исследование теплогидравлических характеристик и
температурного режима парогенерирующих элементов
змеевикового типа с малым радиусом гиба/ В. М. Будов,
B. А. Фарафонов, В. И. Чурюмов и др.// Горький, ГПИ.
Деп. в ВИНИТИ № 02850056631.
4. Температурные режимы работы змеевиковых
парогенераторов/ В. М. Будов, С. А. Замятин, А. В.
Фарафонов и др.// Атомная энергия. 1989. Т. 67. Вып. 1.
C. 32—34.
О
УДК 536.24
Исследование теплоотдачи от вертикальной
и горизонтальной поверхностей
к органическим теплоносителям при естественной конвекции
в условиях сверхкритических давлений
АБДУЛЛАЕВА Г. К. (диссертант), инж. ИСАЕВ Г. И., МАМЕДОВ Ф. X.,
кандидаты техн. наук, АРАБОВА И. Т., инж.
АзИНЕФТЕХИМ
Исследованию процесса конвективного теплообмена
при вынужденном движении органических теплоносителей
в трубе посвящен ряд работ, результаты которых
подтверждают существование в области tc~$dm особых
режимов теплоотдачи. Это экспериментально подтверждено на
примере однокомпонентных (я-гептан, н-гексан, толуол,
этилбензол) и многокомпонентного (реактивное топливо
марки TG-1) органических теплоносителей [1—8].
Аналогичные явления можно ожидать и при свободном
движении указанных веществ, что требует дальнейшего поиска
в данном направлении.
Поэтому в настоящей работе излагаются некоторые
результаты экспериментальных исследований теплоотдачи
от вертикальной и горизонтальной поверхностей к толуолу
при естественной конвекции в следующих интервалах
изменения режимных параметров процесса: р=A,01-=-
3,09)Ркр; Гс= @,5—2,0) Гкр; Гж= @,4-н0,7) Ткр; Ra=105-f-108;
4= @,2-s-5,5) -105 Вт/м2 при горизонтальном и Ra =
= (l-f-100) •Э.Й-Ю10 при вертикальном положениях трубы.
Одна серия проведенных опытов осуществлялась при
ламинарном режиме свободной конвекции, а другая — при
турбулентном. Опыты проводились на установке, описан-
70

ной в [9]. Основным узлом установки является труба из
нержавеющей стали 0Х18Н10Т с внутренним диаметром
2,5 мм и длиной 160 мм. Она укрепляется в камере
высокого давления,, имеющей внешний диаметр 160 мм,
длину 290 мм и толщину 32,5 мм. Эта камера изготовлена из
нержавеющей стали и заполняется исследуемой
жидкостью. Объем жидкости, занимаемой камерой, составляет
141 692-10~8 м3. Экспериментальная труба нагревается
переменным электрическим током, подаваемым через
автотрансформатор и понижающий трансформатор.
На рис. 1 представлены графики зависимости tc=f(q)
соответственно для горизонтального и вертикального
положений опытной трубы при давлении толуола р=5,0МПа
(л=1,18). Из рисунка следует, что для рассматриваемых
случаев общий характер изменения графиков сложный и
одинаков. На участке АБ данной зависимости с ростом
плотности теплового потока температура стенки
увеличивается по прямолинейному закону. В точке Б значение
температуры стенки достигает псевдокритической
температуры исследуемой жидкости, и при этом с дальнейшим
увеличением плотности теплового потока tc остается
приблизительно неизменной и наблюдается характерная
площадка /c~const (участок БВ). После точки В с
увеличением плотности теплового потока температура стенки
возрастает, опять-таки подчиняясь прямолинейному закону
(участок ВГ). Этот участок напоминает начальный
участок АБ графика с той лишь разницей, что он в целом
перемещен в сторону больших значений плотности
тепловою потока. При высоких значениях температуры стенки
(/С~480°С) и больших значениях плотности теплового
потока (^с~г.4-105 Вт/м2) ход температурной кривой
изменяется еще раз и далее с ростом q значение tc изменяется
незначительно (участок ГД). Из рисунка видно, что при
различных положениях трубы расслоение
экспериментальных кривых наблюдается только на участках АБ и ВГ,
т. е. при горизонтальном положении трубы на участке АБ
значение температуры стенки в среднем меньше на 40 °С,
чем при вертикальном ее положении, а на участке ВГ эта
разница составляет примерно 20 °С. Подобные же
результаты были обнаружены и при других давлениях толуола.
Анализ этих графиков показывает, . что хотя в области
lc^tm с ростом плотности теплового потока наблюдается
немонотонное изменение температуры стенки (особые
режимы теплоотдачи), все же значение последней ниже, чем
при нормальном режиме (пунктирная линия), и
соответственно значение коэффициента теплоотдачи в этих
режимах значительно больше, чем при нормальном режиме
теплоотдачи. Это отчетливо видно из графиков
зависимости а=/(Д^), представленных на рис. 2 при различных
давлениях толуола р=4,5; 7,0; 9,5 МПа. В данном случае
заметное влияние давления на процесс теплоотдачи
наблюдается в окрестности псевдокритических температур
исследуемой жидкости, где последняя претерпевает резкое и
своеобразное изменение теплофизических параметров. С
удалением от критического давления темп изменения тепло-
физических свойств исследуемой жидкости ослабляется,
что влияет на интенсивность теплообмена. Например, при
рассматриваемых давлениях значения коэффициента
теплоотдачи, соответствующие точкам В, равны 1062, 875,
737 Вт/(м2-К), и они ложатся на одну прямую, которая
описывается уравнением
«„=2130—4,ЗЗДг,
A)
где t = tc—tx.
Уравнение A) позволяет определить максимальное
значение коэффициента теплоотдачи при различных
давлениях в конце первично улучшенного режима (в точке В).
Однако при проектировании новых аппаратов вести
расчет по этому уравнению нежелательно, так как
температура стенки является неизвестной. В этой связи
уравнение A) можно выразить через псевдокритическую
температуру исследуемого теплоносителя следующим образом:
«3=2631— 4,8Шт,
B)
где t„
для толуола определяется с помощью выражения
570,2(р/Ркр + 0,7047)
*т
р/ркр + 2,0253
C)
предложенного в [10].
В результате совместного решения уравнений A) и
B) можно легко определить связь между разностью
температур, соответствующей точке В, и псевдокритической
500
300
100
Я{У
ор
В/
t
/
/
/
/
/
'вЛ
2
/
rj-
• -1
о-2
/
/
/ ,
/д
« 4'-70~5,Вт/м2
Рис. 1. Зависимость a=j(q) вертикального (/) и
горизонтального B) положения трубы при р=5,0 МПа.
»(,Вт/(м2-К
1400
1200
1000
'О** ° 200 300 Al,°C
Рис. 2. Характер изменения коэффициента теплоотдачи
в зависимости от разности температур.
Давления р, МПа: / — 4,5; 2 — 7,0; 3 — 9,5.
температурой для условии нашего эксперимента, т. е.
: A/=l,H2(fm—104). D)
Из рис. 2 следует также, что при околокритических
давлениях значение коэффициента теплоотдачи на участке ВГ
приблизительно остается неизменным или же
незначительно возрастает, а при высоких давлениях, наоборот, с
ростом плотности теплового потока обнаруживается
значительное повышение коэффициента теплоотдачи. При
высоких температурах стенки и больших значениях плотности
теплового потока процесс теплоотдачи вторично
интенсифицируется, и на графике зависимости a=f(At)
образуется участок ГД.
Анализ полученных результатов при свободном
движении толуола и сопоставление их с результатами
исследований при вынужденном течении органических
теплоносителей [1—8 и др."] позволяет сделать заключение, что
природа возникновения движения жидкости не влияет на
закономерности теплообмена при сверхкритических
давлениях. Однако следует заметить, что при вынужденном
движении органических теплоносителей во многих случаях
переход ко вторичному улучшенному режиму теплоотдачи
осуществляется со скачкообразным падением температуры
71

<*,вт/(М.К)
^n
х3
Гд+°о
•
-+0
X
о -/
А -2
о-З
+ -*
х-5
J
Ал 40ДО ОД+%5
X °
+f
2дДло+х '
Р о ,п+
,До +х
-X
к"
+
X
О
+-С
«1
Е>лчЛД.0о!Ц
#
^жч +:*
.8W
Vx
X
<
4 5 6 7 в 9 iO5 2 3 4 «,&т/м2
Рис. 3. Зависимость a=f(q) для вертикального (о.) и
горизонтального (б) положений трубы.
Давления р, МПа: / — 4,5; 2 — 5,0; 3 — 6,0; 4 — 8,0; 5 — 9,5.
стенки, а при их свободном движении этот переход
является плавным.
На рис. 3 в логарифмических координатах
представлены графики зависимости коэффициента теплоотдачи от
плотности теплового потока соответственно для
вертикального (а) и горизонтального (б) положений опытного
участка при различных значениях давлений.
Из рис. 3 видно, что для значения плотности
теплового потока <7%2-105 Вт/м2 как при вертикальном, так и
при горизонтальном положениях трубы с ростом q
значение а увеличивается постепенно, а при q^2-\05 Вт/м2
наблюдается резкое повышение коэффициента
теплоотдачи. Причем наклон кривых в указанной области не
зависит от положения трубы, и поэтому связь между
коэффициентом теплоотдачи и плотностью теплового потока
может быть представлена следующей степенной
зависимостью:
a=Cqn, E)
где л = 0,88; значение С при вертикальном положении
трубы составляет 1,52-Ю-2, а при горизонтальном — 1,64Х
хю-2.
С учетом изложенного и результатов исследований
[1—8], по мнению авторов, независимо от условий
протекания процесса теплоотдачи, если температура стенки либо
температура жидкости будет достигать псевдокритических
температур исследуемых веществ, своеобразное изменение
теплофизических параметров должно оказать влияние на
изучаемый процесс. Полагаем, что по мере повышения q
значение /с возрастает, и в точке 5 графика tc=f(q)
в околостеночном слое оно достигает псевдокритической
температуры исследуемой жидкости. В указанном слое при
tc=tm отдельные частицы жидкости имеют минимальное
значение изобарной теплоемкости. В результате резкого
увеличения объема отдельных частиц веществ возможно
отталкивание некоторых из них от пристеночного слоя и
попадание в зону относительно холодной жидкости, где
происходит мгновенное уменьшение удельного объема и
теплоемкости этих частиц. В результате, естественно, будет
происходить разрушение пристеночного слоя и
образовываться нестабильный слой, толщина которого будет
зависеть от характера изменения теплофизических свойств
исследуемой жидкости. Если режим движения является
вынужденным, скорость движущегося потока также будет
определенно влиять на рассматриваемый процесс. Чем
больше значение скорости движущегося потока, во-первых,
толщина слоя будет меньше и, во-вторых, попадание
отдельных частиц от газового слоя в холодную зону и
обратно будет происходить более интенсивно. По этой же
причине при больших значениях скорости движущегося
потока явно появляются дополнительные звуковые
эффекты, и теплоотдача сопровождается колебаниями давления
жидкости и температуры стенки трубы, которые в свою
очередь еще более осложняют рассматриваемый процесс.
По-видимому, по указанной же причине при малых
скоростях вынужденного движения, а также при свободном
движении углеводородов отмеченные эффекты не заметны.
Все сказанное выше объясняет участок АБВГ графика
зависимости tc = f(q). Вторичная интенсификация
теплообмена при больших значениях q и высокой U, по
мнению авторов, является результатом термического
разложения исследуемых углеводородов в околостеночном слое.
Список литературы
1. Исаев Г. И. Теплообмен при сверхкритических
давлениях// Изв. вузов. Нефть и газ. 1981. № 2. С. 67—72.
2. Конвективный теплообмен при вынужденном и
свободном движении предельных и ароматических
углеводородов при сверхкритических давлениях/ Г И. Исаев,
Г. К. Абдуллаева, Ф. X. Мамедов и др.// Тезисы
докладов Международного форума по тепло- и массообмену.
Минск, 1988. Ч. 2. С. 58—60.
3. Исаев Г. И., Абдуллаева Г. К. Теплоотдача
органических теплоносителей// Тезисы докладов II Всесоюзной
конференции «Теплофизика и гидрогазодинамика
процессов кипения и конденсаций». Рига, 1988. Т. 1. С. 192—194.
4. Исаев Г. И. Некоторые особенности теплоотдачи
я-гексана и н-гептана при турбулентном режиме течения//
ИФЖ. 1983. Т. XIV. С. 136—137.
5. Исаев Г. И. Исследование теплоотдачи при
вынужденном движении н-гептана и околокритическом давлении
жидкости// Промышленная теплотехника. 1981. Т. 3. № 4.
С. 33—37.
6. Исаев Г. И., Мамедов Р. С. Исследование влияния
длины трубы на улучшенный теплообмен при
вынужденном турбулентном течении и сверхкритическом давлении
н-гексана// ИФЖ. 1984. Т. 46. № 6. С. 1019—1020.
7. Исаев Г. И. Выбор эффективных условий работы
теплообменных аппаратов при сверхкритическом давлении
теплоносителя// Нефть и газ. 1982. № 2. С. 46—49.
8. Исаев Г. И., Мамедов Р. С, Мамедов Ф. X.
Исследование теплоотдачи при вынужденном (вертикальная
труба) и свободном (горизонтальная труба) движениях
углеводородов при сверхкритических давлениях// Тезисы
докладов и сообщения VII Всесоюзной конференции по
теплообмену и гидравлическому сопротивлению при
движении двухфазного потока в элементах энергетических
машин и аппаратов. Ленинград, 1985. Т. 1. С. 411—413.
9. Исаев Г. И., Мамедов Ф. X. Аппаратура,
используемая для исследования теплоотдачи к жидкостям при
свободном движении и сверхкритических давлениях// ИФЖ.
1984. Т. 46. № 5. С. 863, 864.
10. Ахундов Т. С. Исследование теплофизических
свойств углеводородов ароматического ряда: Дис. ...
доктора техн. наук. Баку, 1974.
О

дискуссии
УДК 621.311.22.62-5
Сколько можно платить за АСУ1?
РИНКУС Э. К., канд. техн. наук
Всесоюзный теплотехнический институт
Проблема экономической эффективности АСУ всегда
была очень острой для энергетики, и журнал в последние
годы уделял ей особое внимание. В 1987—1989 гг. по
этому вопросу была организована дискуссия, проведен
«Круглый стол» [1—3]. Было подтверждено, что наиболее
сложной и неясной является задача оценки эффективности
АСУ в целом. Чтобы найти выход из создавшегося
тупика, в то время автором было предложено отказаться от
обязательного расчета экономической эффективности АСУ
на стадии проектирования нового оборудования.
Предлагалось ограничиться лишь установлением некоторых
лимитов на допустимые вложения в АСУ. Тем более, что
нормы технологического проектирования предусматривают
обязательное оснащение мощных энергоблоков этими
системами.
Однако в настоящее время разработчики продолжают
делать такие расчеты, поскольку рожденные системой
перестраховки документы требуют их представления.
Существующее положение далеко не безобидно. Дело
в том, что представляемые в технико-экономическом
обосновании АСУ новых электростанций (энергоблоков)
расчеты вынужденно являются итогом подгонки результатов.
Это понимают и расчетчики, и эксперты, но изменить что-
либо не в состоянии. Изыскиваются некие источники
эффективности АСУ, подбираются в зависимости от
желаемого результата исходные данные, устанавливается
в таком же порядке база сравнения. В все это —
«лукавые цифры» и не потому, что нет научных методик
определения истинной эффективности будущих систем, а
потому, что исходная задача является чрезмерно сложной,
громоздкой и поэтому практически неразрешимой в реальных
условиях проектирования электростанций. Закрывать на
это глаза — значит продолжать стимулировать «жизнь по
лжи».
В этой статье автор возвращается к идее
установления лимитов затрат на АСУ и надеется, что в новой
экономической обстановке она найдет своих сторонников.
Предлагается метод определения предельно допустимых
вложений в АСУ на стадии проектирования новых
электростанций и энергоблоков (автоматизированных
технологических комплексов — АТК), когда выполняется технико-
экономическое обоснование (ТЭО) их сооружения. Более
простая проблема оценки экономической эффективности
совершенствования различных частей АСУ на заданном
объекте здесь не рассматривается. Она весьма подробно
разобрана в [4]. Там же указаны методы проведения
технико-экономических расчетов, обеспечивающих приемлемую
точность оценок.
Установление лимитов затрат на АСУ при создании
АТК может ввести проектирование таких систем в
определенные экономические рамки, являясь простым и
понятным для всех критерием. В то же время следует
понимать, что работа по этому критерию предполагает наличие _
у проектировщика ряда выполняемых технических настав-'
лений: нормативных документов, типовых схем, решений,
рекомендаций по использованию аппаратуры и т. д.
Благодаря этим материалам можно поддерживать на высоком
техническом уровне проектируемые АСУ и обеспечивать
1 В настоящее время методика оценки экономической
эффективности капитальных вложений в объекты
энергетического комплекса перерабатывается. Уточняются и
нормативные коэффициенты эффективности капитальных
вложений £„. В связи с этим конкретные цифры норм,
полученные в данной статье, вполне могут измениться.
Однако методический подход к проблеме останется неизменным.
(Прим. ред.)
их конкурентоспособность (что, впрочем, и сейчас
делается именно таким способом).
Предлагаемый метод определения предельных затрат
на АСУ исходит из того, что рассматриваемый класс
систем предназначен исключительно для достижениями
стабильного поддержания проектных (!) показателей АТК
(в том числе технико-экономических, надежностных,
маневренных, экологических, социальных и др.). Это —
главное и единственное назначение АСУ. Других нет, поэтому
эффективность АСУ полностью определяется
эффективностью АТК. Естественно, что на АСУ приходится лишь
часть общего эффекта АТК. Искать иные источники
эффективности АСУ и другие показатели объекта, кроме
проектных, бессмысленно. Не может быть эффективна АСУ,
если не эффективен АТК! Общий эффект — сумма всех
составляющих. В этом суть дела.
По существующим в настоящее время соображениям
1-е мероприятие является экономически приемлемым, если
выполняется следующее неравенство:
Эп/К^Еы, A)
где ЭТ{ — годовая экономия от проведения 1-го
мероприятия; Ki — размер капиталовложений в i-e мероприятие:
E„i — нормативный коэффициент эффективности i-x
капиталовложений.
Из формулы A) имеем:
Эг,-ЗгЕ„,-К,. B)
Понимая под i-й экономией годовую экономию,
обеспечиваемую 1-й составной частью АТК, можем определить
суммарную годовую экономию по комплексу в целом:
п п
ЭгЕ> 2 Еп1К,= К-]?!Ев1у„ C)
где п — число рассматриваемых составных частей АТК;
у< — доля капитальных вложений, приходящаяся на г'-ю
часть АТК; fCs —суммарные капитальные вложения
в АТК.
При выполнении технико-экономического обоснования
сооружения автоматизированного технологического
комплекса для него подсчитываются суммарная годовая
экономия от внедрения АТК Эг5. и срок окупаемости затрат
Т, связанные между собой уравнением
Эгг=.^/Г,
<*)
Приравнивая C) и D), получаем общую расчетную
формулу, которая связывает допустимую долю
капитальных вложений в 1-ю часть АТК с общим сроком
окупаемости затрат на его сооружение Т:
Esi Yi •
E)
/=i
Если из АТК выделить средства вычислительной
техники (СВТ), которые являются основой современных АСУ
и определяют уровень капитальных вложений в эти
системы, то получим из E)
усвт^A-Т—Ен)/Е„.в.т—Ен),
Ycbt5*0, F)
где Еп — нормативный коэффициент эффективности
капитальных вложений, установленный для АТК; Ей в.т —
нормативный коэффициент эффективности капитальных
вложений в СВТ. В настоящее время установлен £н.в.т=
=0,43; Ycbt — допустимая доля затрат в СВТ.
73

Усе г
0,7
0,В
0,5
0,4
0,5
0,2
0,1
О
к
\
^
0,15-
0,12
<Ец~~
-0,1
паемости затрат, из формулы E) можно получить
Усвт<A/Г—Ен)/[£н.а{Ч-Енвт—Ен(НР)],
Ycbt^O,
G)
ЮТ
Зависимость допустимой доли затрат на СВТ от срока
окупаемости капитальных вложений в АТК.
Коэффициент Ей различен для разных объектов. Для
иллюстрации характера рассматриваемой функции на
рисунке приведены графики зависимости допустимой доли
затрат на СВТ от срока окупаемости АТК для Ец=0,1;
0,12; 0,15. Графики рассчитаны по формуле F) при
£н.в.т=0,43.
Для нормирования более удобной является табличная
форма представления данных (см. таблицу).
Допустимая доля затрат на СВТ, % при £...,_ =0,43
Т, лет
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,6
10,0
0,10
30,3
24,8
20,2
16,3
13,0
10,1
7,6
5,3
3,4
1,7
0,0 .
Еи
0,12
25,9
20,0
15,1
11,0
7,4
4,4
1,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,15
17,8
11,3
5,9
1,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Из таблицы видно, что при сроке окупаемости
комплекса около 6,5 лет и £н = 0,12, принятом для ТЭС,
допустимая доля затрат на СВТ составляет 11 %.
В атомной и гидроэнергетике, экологически чистых
производствах, где £н=0,1, допустимая доля затрат на
СВТ при том же сроке окупаемости комплекса будет выше.
Допустимая доля затрат на СВТ в комплексе новой
техники (£н=0,15) в тех же условиях значительно снижается.
Для АСУТП, где доля устройств автоматики по своей
стоимости соизмерима с частью СВТ и имеет отличный от
основного оборудования нормативный коэффициент оку-
где $ — Ка/Ксът — стоимость технических средств
автоматики в сравнении со стоимостью СВТ; £н.а — нормативный
коэффициент эффективности капитальных вложений в ТС
автоматики.
Если принять, что в современных АСУТП ТЭС р=
-0,5; £н = 0,12; £ц.д=0,15; £нвт=0,43, то из формулы G)
при Г=6,5 лет следует допустимая доля затрат на СВТ —
10 4% доля затрат на остальные технические средства
системы —5,2%, а всрго на АСУТП—15,6%.
Предложенный метод оценки лимитов вложений
в АСУ имеет одну особенность: допустимая доля
вложений в АСУ определяется в зависимости от срока
окупаемости затрат на АТК. Но эти затраты в принципе сами
зявисят от вложений в АСУ. Поэтому возникает ситуация,
когда строгое решение может быть получено только с
помощью последовательных приближений — итерации.
Однако на практике, учитывая, что вложения в АСУ
составляют небольшую долго от общих затрат, а их изменения
реально возможны только в пределах единиц процентов,
в условиях приближенности оценки сроков окупаемости
АТК, вычисленных в ТЭО, к точному решению в данном
случае стремиться не следует и итераций проводить не
нужно.
Выводы
1. При проектировании новых энергоблоков и
электростанций следует отказаться от составления отдельного
ТЭО на АСУ АТК и ограничиться технико-экономическим
обоснованием сооружения объекта в целом. Минэнерго
СССР следует войти с этим предложением в
соответствующие органы.
2. Основополагающими для проектировщиков АСУ
должны являться лимиты на допустимые затраты и
нормативные технические документы по АСУ.
3. Допустимые затраты на создание АСУ следует
определять на основании данных ТЭО сооружения
объекта как долю от общих капиталовложений в объект.
4. Определение допустимых затрат на создание АСУ
может выполняться методом, основанным на
использовании нормативных коэффициентов эффективности
капитальных влож-ений, предложенным в настоящей статье.
Список литературы
1. Миронов В. Д., Ринкус Э. К. Экономика АСУТП
энергоблоков. Организационные проблемы//
Теплоэнергетика. 1987. № 10. С. 2—5.
2. Миронов В. Д., Ринкус Э. К. Снова о проблемах
АСУТП ТЭС// Теплоэнергетика. 1988. № 10. С. 2—4.
3. Что мешает внедрению АСУТП? Круглый стол//
Теплоэнергетика. 1989. № 4. С. 72—76.
4. Эффективность АСУ теплоэнергетическими
процессами/ А. С. Корецкий, Э. К- Ринкус, Ю. П. Остер-Миллер
и др.: Под ред. А. С. Корецкого и Э. К. Ринкуса. М.-
Энергоатомиздат, 1984.
О
УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ!
Энергоатомиздат предлагает Вашему вниманию книгу,
намечаемую к выпуску в 1991 г.
Баскаков А. П., Мацнев В. В. Котлы и топки с
кипящим слоем. — М.: Энергоатомиздат, 1991 (III).— 20 л.:
ил. — ISBN 5-283-00206-3 (в пер): 1 р. 30 к.-
Изложены современные представления о
гидродинамике, тепло- и массообмене и горении твердых топлив
в стандартном и циркуляционном кипящем слое. Описаны
отечественные и зарубежные котлы с кипящим слоем, их
конструктивные особенности; дан анализ опыта их
эксплуатации. Рассмотрим экологические преимущества
метода сжигания в кипящем слое. Приведена методика
расчета топочных устройств с кипящим слоем.
Для инженерно-технических раоотников, связанных
с проектированием и эксплуатацией энергетических и
отопительных котлов.
Предварительные заказы на книги Энергоатомиздата
принимают все книжные магазины, распространяющие
научно-техническую литературу.
Индивидуальные покупатели должны оформлять
заказы на эти книги на почтовых открытках, где указывается
номер по плану, автор, название книги, необходимое
количество экземпляров и адрес, по которому должна быть
отправлена заказываемая литература.
Своевременное оформление предварительных
заказов — гарантия того, что Вы приобретете интересующую
Вас книгу.
74

ш за рубежом
УДК 621.311.22(—87)
Модернизация систем управления ТЭС за рубежом
СЕРГИЕВСКАЯ Е. Н., канд. техн. наук
Всесоюзный теплотехнический институт
Одним из эффективных средств улучшения технико-
экономических показателей работы ТЭС считается
модернизация систем управления. Важнейшим и, пожалуй,
решающим обстоятельством при этом является проведение
всех работ, связанных с модернизацией, за минимально
возможное время при минимизации затрат. Только при
таком подходе во многих случаях можно оправдать
расходы на модернизацию.
Основными факторами, вызывающими необходимость
модернизации, обычно являются: отсутствие запасных
частей, физический износ технических средств и как
следствие увеличение расходов на техническое обслуживание,
изменение режимов использования основного'
оборудования, перевод его в маневренные режимы с глубокими
разгрузками или частыми пусками и остановами, стремление
к повышению технико-экономических показателей в
результате более точного поддержания технологических
параметров, эксплуатации оборудования в щадящих
режимах и продление таким путем сроков его службы,
увеличение объема оперативной и отчетной информации,
обусловленного требованиями организаций, ответственных за
защиту окружающей среды, и властями.
Решение об объеме и глубине модернизации должно
приниматься с учетом конкретных условий. Часто
модернизацию системы управления проводят одновременно
с модернизацией основного оборудования. Наиболее
перспективными и удобными для модернизации являются
микропроцессорные средства. Вопрос о замене датчиков
следует -решать на основе оценки затрат на их обслуживание
и ремонты, хотя практически при замене технических
средств регулирования заменяют и датчики.
Проекты модернизации часто дополнительно
предусматривают установку современных систем управления
горелками и модернизацию самих горелок, установку
цифровых информационных систем, регистраторов событий,
аварийных регистраторов, свободно программируемых
логических контроллеров, цифровых систем автоматического
регулирования мощности.
Не менее важным, чем принятие решения о
модернизации, является организация всей работы. Обычно
модернизацию стараются приурочить к остановам блока на
ремонт; длительность такого останова составляет 8—10 нед.
Выполнение работы в такие ограниченные сроки требует
тщательного планирования, четкой организации, включая
проведение комплекса подготовительных работ,
предшествующих останову оборудования. Работу в целом можно
разбить на три этапа: разработка технических
предложений, включая оценку затрат и ожидаемой экономии для
нескольких технических решений, выбор окончательного
варианта, его утверждение и выполнение рабочего проекта
реконструкции, практическая реализация проекта.
Желания заказчика по модернизации обычно можно разделить
на две группы: «хотелось бы» и «необходимо». Первая
группа, как правило, ориентирована на увеличение объема
автоматизации и применение самых современных
технических средств для всех задач контроля и управления;
вторая группа ограничивается заменой тех технических
средств, которые отработали свой ресурс, и решением
новых задач, без которых дальнейшая эксплуатация
энергооборудования невозможна. Вопрос об увеличении объема
автоматизации и расширении области модернизации
должен решаться только на основании экономического
анализа уже на самой первой стадии проекта путем
сопоставления затрат на модернизацию и ожидаемой экономии.
При этом следует учитывать качество работы
энергооборудования с базовой, исходной системой управления,
режимы работы, затраты на обслуживание системы
управления, местные экономические условия, изменения,
которые необходимо провести в схемах контроля и
управления при переходе на новые средства, наличие персонала,
способного освоить новую систему и собственно затраты
на модернизацию. При экономическом сопоставлении
вариантов в качестве отдельных составляющих должны
рассматриваться: капитальные затраты (прямые и косвенные
затраты, страховка, налоги и т. д.), потери от недоотпуска
электроэнергии, если предполагается, что модернизацию
не удастся завершить в период планового останова,
потери от понижения готовности оборудования при
существующей системе управления, экономия после модернизации
благодаря повышению к. п. д. установки и сокращению
оперативного и ремонтного персонала.
Особенно остро вопрос о модернизации стоит в США,
где работает большое количество энергоблоков,
сооруженных в 60—70-х гг.: энергооборудование этих установок
еще вполне работоспособно, однако средства
автоматизации морально устарели, выработали свой ресурс и для
их поддержания в работоспособном состоянии требуются
большие средства. Ниже приведено несколько конкретных
примеров модернизации систем управления различным
эпергооборудованием.
Установка сероочистки дымовых газов на энергоблоке
№ 3 мощностью 415 МВт ТЭС Mill Creek часто выходила
из строя из-за коррозии и механических повреждений
регулирующей арматуры, газовых шиберов, устройств отбора
пробы жидкостей и газа. Было решение реконструировать
технологическое оборудование сероочистки и одновременно
заменить аналоговую систему автоматического
регулирования и жесткопрограммные устройства логического
управления современными микропроцессорными средствами.
В качестве поставщика технических средств была выбрана
фирма Honeywell Co, США оборудование которой успешно
работало на энергоблоках № 1 и 2 этой ТЭС. Система
управления сероочисткой в новом варианте была связана
с помощью магистрали данных с информационными
системами энергоблоков, что дало доступ операторам блоков
к информации о состоянии этой установки. Аналоговая
система регулирования временно была сохранена как
резервная. Логическое управление было полностью
переведено на микропроцессорные средства. На жестко
программной логике было в качестве резерва сохранено несколько
наиболее ответственных блокировок. Дистанционное
управление осуществляется с клавиатур дисплейных станций.
Ключи и кнопки, расположенные на старых панелях,
сохранены как резервные.
На энергоблоках № 7 и 8 ТЭС Joliet аналоговые
средства, регулирования процесса горения и блочные ЭВМ
первого поколения эксплуатировались в течение 20 лет,
и их дальнейшая эксплуатация была практически
невозможна. В связи с этим было решено провести
модернизацию системы управления с применением современных
микропроцессорных средств. Одновременно предполагалось
довести скорость изменения нагрузки до 7 МВт/мил,
а нижний предел разгрузки до 50 МВт, снизить удельный
расход тепла на 523 кДж(кВт-ч) и трудозатраты на
обслуживание на 5000 чел.-ч/год.
Проект модернизации охватывал все задачи контроля
и управления. Технические средства и программное
обеспечение поставила фирма Bailey Controls Co. В их состав
входили устройства ввода-вывода информации, автомати-
75

ческого регулирования и логического управления,
обработки информации, четыре рабочих места
оператора-технолога с цветными дисплеями и печатающими устройствами,
два дисплея с экранами с диагональю 650 мм,
установленные на существующих пультах управления, и 100 станций
переключения автоматически/дистанционно. Все датчики
давления, уровня, расхода были заменены современными.
При этом для наиболее ответственных параметров (уровней
в барабане и деаэраторе, расходов питательной воды, пара
и конденсата, общего воздуха и давления в топке) было
установлено по три датчика с усреднением их сигналов.
Для расчета технико-экономических показателей были
дополнительно предусмотрены высокоточные
«интеллигентные» датчики. Общее количество индивидуальных
приборов было сокращено, а оставшиеся были заменены
современными. Для повышения надежности электропитания
были смонтированы две установки бесперебойного питания
мощностью по 40 кВт со встроенной резервной батареей,
рассчитанной на полную нагрузку в течение 10 мин.
Модернизации подверглась установка кондиционирования
воздуха. Основное усилие разработчиков сосредоточилось
на создании базы данных. Каждый параметр (величина),
занесенный в базу данных, характеризуется 50
показателями (база данных энергоблока № 8 содержит 2200
параметров). Программное обеспечение содержало модули
калибровки датчиков, генерации различных видеокадров,
контроля правильности функционирования системы
управления, проверки соответствия монтажа документации,
обновления и дополнения базы данных. Конкретные
видеокадры разрабатывались энергокомпанией с учетом
особенностей эксплуатации оборудования, навыков и опыта
оперативного персонала. Обеспечение выполнения новых
требований по маневренности потребовало переработки и
усовершенствования системы регулирования горения.
На пылеугольном энергоблоке мощностью 512 МВт,
принадлежащем энергокомпании Grand River Dam
Authority (шт. Оклахома), была реконструирована система
управления электрофильтрами. Система спроектирована
таким образом, что независимо от сорта сжигаемого угля
обеспечивается очистка дымовых газов, удовлетворяющая
требованиям по защите окружающей среды при
минимизации затрат электроэнергии на очистку. Оператор задает
требуемую оптическую плотность уходящих газов, а
система управления, воздействуя через регуляторы напряжений
на трансформаторы-выпрямители, поддерживает
соответствующее напряжение и расход энергии на
электрофильтры. В комплект новой системы управления входит
цветной дисплей с клавиатурой, с помощью которого оператор
может получить информацию о токе, напряжении,
потребляемой мощности, о подключении к системе управления
как для всей установки, так и раздельно для каждого из
4С трансформаторов-выпрямителей. На отдельном
видеоканале отображается график изменения оптической
плотности за 1 ч, построенный по значениям, усредненным за
интервалы 6 мин. На твердом диске накапливается
усредненная за 6 мин, 1 ч, 8 и 24 ч информация по всем
контролируемым величинам для установки в целом и для
каждого из 40 трансформаторов-выпрямителей.
Эффективность системы управления была подтверждена во
время ее промышленных испытаний, длившихся 1 мес при
работе котла при переменных нагрузках. По данным
эксплуатации до модернизации для выполнения требования
по охране окружающей среды трансформаторы
выпрямители потребляли 1,1—1,3 МВт электроэнергии. Во время
промышленных испытаний потребление снизилось до 0,6—
0,7 МВт. Годовая экономия при этом составит 100 тыс.
долл/год.
На ТЭС № 446 West Medway (шт. Массачузетс)
смонтированы три газотурбинные установки мощностью по
60 МВт, работающие в пиковом режиме со временем
использования 200 ч/год. Каждая установка состоит из
четырех одинаковых газовых турбин, объединенных
попарно. Выходные газы каждой пары сбрасываются в
энергетическую турбину, на валу которой установлен
компрессор и электрический генератор с воздушным охлаждением.
Для работы на 50 %-ную нагрузку предусмотрены муфты.
Станция сооружена в 1970 г. Оборудование было
оснащено гидравлической системой регулирования разворота и
электронной системой регулирования частоты вращения.
Турбины спроектированы для работы на газе или
дизельном топливе с переходом с одного вида топлива на
другой при работе под нагрузкой.
Решение о модернизации было принято из-за того,
что система управления не обеспечивала достаточной
надежности пусков вследствие частых отказов в системе
регулирования температуры, низкой надежности релейной
системы логического управления, неудобства
синхронизации генераторов. Оператор не получал информации о
причинах отключения оборудования. Кроме того, возникали
большие трудности в поддержании работоспособного
состояния системы из-за отсутствия запасных частей.
Модернизация сводилась к замене электромеханических
сервомоторов и системы управления подачей топлива
современными хорошо проверенными электронными средствами,
замене релейной системы логического управления
программируемыми логическими контроллерами. Индивидуальные
указывающие и регистрирующие приборы и традиционные
табло были заменены современной информационной
системой с цветными дисплеями. Для расчета
технико-экономических показателей установлены персональные ЭВМ.
После модернизации показатели готовности турбоустано-
пок существенно повысились, и новая система управления
■ оценивается эксплуатацией как «хорошая».
На 28-м году эксплуатации ТЭС Barton (шт.
Флорида; три мазутных энергоблока мощностью 120, 120 и
240 МВт) была переведена в регулирующий режим. По
прогнозу в ближайшие 20 лет все три блока будут
останавливаться на ночь и одновременно пускаться утром.
Расчеты, проведенные станцией совместно с фирмой
Sargent and Lundy, подтвердили оправданность
модернизации системы управления. В исходном проекте щиты
управления котлами энергоблоков № 1 и 2 размещались
в общем помещении, а блока № 3 в отдельном.
Управление турбинами осуществлялось с местных щитов,
расположенных в машинном зале, а генераторами и распред-
устройством — из общего помещения. После реконструкции
управление всем оборудованием каждого энергоблока
производится из одного помещения. Для модернизации была
выбрана современная распределенная микропроцессорная
система управления. При этом часть периферийного
оборудования, например устройства печати, — общая для всех
трех блоков.
Для оптимизации пусковых и других переходных
режимов в системе управления турбиной производится
контроль термонапряжений и накопления усталостных
явлений. Для выполнения логических операций предусмотрены
свободно программируемые логические контроллеры.
Перевод оборудования в маневренный режим потребовал
автоматизации управления группами дренажей котла и
турбины. Питание новой системы осуществяется от системы
бесперебойного питания.
На пылеугольном энергоблоке мощностью 250 .МВт
(шт. Колорадо), переданном в промышленную
эксплуатацию в 1984 г., для оперативного расчета
технико-экономических показателей была установлена ЭВМ фирмы Fox-
boro. Эта же фирма выполнила программное обеспечение.
В 1986 г. фирма Black and Veach была привлечена
к доработке программного обеспечения с целью
дополнения расчета анализом причин ухудшения (улучшения)
показателей и оценки влияния отдельных факторов на
технико-экономические показатели. Первым шагом было
составление перечня факторов, обусловливающих потери, и
количественная оценка их влияния. Все факторы были
разделены на две группы: первичные, на которые может не
посредственно влиять оператор (давление и температура
пара, температура пара промперегрева, расход воды на
впрыск, температура газов после котла, температура
первичного воздуха после воздухоподогревателя), и
вторичные, значение которых не может изменяться произвольно
(вакуум в конденсаторе, расход питательной воды,
переохлаждение конденсата, температура питательной воды,
Контролируемый параметр
Температура свежего пара
Давление свежего пара
Температура перегретого
пара
Расход воды на впрыск
Расход воды на впрыск в
промпар
Переохлаждение конденсата
Температура уходящих
газов
Избыток кислорода
Температура подогрева
воздуха

Отклонение
-5°С
—0,1 МПа
—5 °С
+ 5 т/ч
+ 5 т/ч
—2°С
+ 5 °С
+ 1%
+ 10 °С
Увеличение
удельного
расхода
тепла,
Дж/(кВтч)
16,7
7,33
16,7
11,51
2,09
4,16
32,45
34,54
40,82
Стоимость
перерасхода
топлива,
долл/год
32,131
14,061
32,131
22,090
4,016
8,039
62,254
66,271
78,320
76

расход энергии на собственные нужды, подпитка контура).
В результате был создан пакет программ, который
обеспечивал оперативный расчет и анализ технико-экономических
параметров и выдачу таблицы с оценкой влияния
отдельных факторов на отклонение показателей от расчетных.
Видеокадры с результатами расчетов выводятся на
существующий экран дисплея. При этом используются как
существующие вычислительные средства, так и
программное обеспечение. Программа расчета
технико-экономических показателей выполняет также контроль
достоверности исходной информации. Если отклонения параметров
превосходят возможные по режимным соображениям
пределы, то они заменяются расчетными значениями. По-
граммное обеспечение состоит из двух пакетов: расчета
показателей с циклом 1,5 мин и вывода на экран
результатов по вывозу оператора. Для расчета используются
98 параметров, содержащихся в базе данных блочной
ЭВМ. Такие величины, как состав топлива и его стоимость,
вводятся с клавиатуры дисплея.
На блоке № 5 мощностью 850 МВт (топливо, мазут),
ТЭС Possum Point, ввод в 1975 г. (шт. Вирджиния),
топка разделена экраном на две полуторки (четыре яруса
горелок), система управления горелками была
реализована на релейной логике. Большие расходы растопочного
топлива, большая длительность процесса розжига, большие
затраты на обслуживание вынудили станцию
модернизировать эту систему. После испытаний запальников
различных типов и датчиков контроля факела были
сформулированы требования к новой системе, которые сводились
к следующему: боковые запальники должны быть
заменены выдвижными запальниками высокого напряжения,
пламя каждой горелки должно контролироваться
индивидуально.
Система управления должна удовлетворять
требованиям по взрывобезопасности. Исходная релейная логика
предусматривала включение всех горелок одного яруса
одновременно. Это приводило к возникновению больших
изменений давления в топке и длительным переходным
процессам. Свободно программируемые логические
контроллеры обеспечили индивидуальное управление каждой
из 32 горелок, что способствовало уменьшению
длительности переходных процессов, ускорению пуска и более
раннему переходу на основное топливо.
Программирование логического контроллера
выполнялось персоналом ТЭС при консультациях
фирмы-поставщика. Наладка системы упростилась и ускорилась благодаря
возможности контроля на специальных видеокадрах,
выводимых на дисплеи, состояния исполнительных цепей и
последовательности отработки алгоритмов. Преимущества
свободно программируемых логических контроллеров перед
жестко программными устройствами отчетливо проявились
в процессе наладки на действующем оборудовании, любое
изменение программы с момента выявления необходимости
до реализации производилось за 1 ч. Операторская панель-
интерфейс была проверена за 2 ч, цепи связи с датчиками
и исполыштельными устройствами за 5 дн.
Аналоговые средства автоматического регулирования
на пылеугольных блоках № 3 и 4 ТЭС Gallagher,
проработавшие более 27 лет, были выборочно заменены
микропроцессорными распределенными средствами. При
сравнительно скромных затратах это мероприятие позволило
существенно улучшить качество регулирования давления,
перевести энергоблоки в режим регулирования нагрузки
с работой при скользящем давлении. Для модернизации
были выбраны технические средства фирмы Leeds and
Northrup Co. Расходы на модернизацию составили
30 тыс. долл. В объем работ входила разработка
структурных схем автоматического регулирования нагрузки и
экономичности процесса горения, логических алгоритмов,
обеспечивающих всережимность новой системы
автоматического регулирования, включая управление углеразмоль-
ными мельницами и оборудованием газовоздушного
тракта, нового операторского интерфейса с дисплеем и
клавиатурой и соответствующего программного обеспечения.
Применение хорошо отработанных технических средств и
программного обеспечения, которое было предварительно
отлажено, исключило потери времени при вводе системы
в эксплуатацию. Персонал станции активно участвовал
в работе на всех стадиях проекта и быстро освоил новую
• систему.
Для повышения надежности энергоснабжения региона
энергокомпания Newada Power решила модернизировать
АСУ двух пылеугольных энергоблоков мощностью по
120 МВт ТЭС Reid Gardner, введенных в эксплуатацию
в 1965 и 1968 гг. (ТЭС Reid Gardner, суммарная
мощность которой 610 МВт, обеспечивает примерно 30 %
нагрузки энергосистемы). Модернизация предусматривала
замену аналоговой системы регулирования узла «котел/
скруббер», системы логического управления скрубберами,
системы сигнализации и установку источников
бесперебойного питания автоматики. Для модернизации была выбрана
микропроцессорная аппаратура фирмы Leeds and
Northrup.
Была изменена идеология построения системы
регулирования углеразмольных мельниц, регулирования
температуры свежего пара и пара промперегрева. В процессе
реконструкции заменены все датчики давления, расхода и
уровня; все термопары и термометры сопротивления были
заменены термопарами типа Е. Для связи старых
пневматических исполнительных механизмов с новой системой
установлены электропневматические преобразователи.
Общее число печатающих устройств в помещении БЩУ
сокращено в результате организации связи между
существовавшим на ТЭС регистратором событий и цифровой
магистралью новой микропроцессорной системы.
Для того чтобы уложиться в отведенный для
модернизации срок F,5 нед. планового останова), заранее были
смонтированы стенды датчиков и панели
электропневматических преобразователей и выполнено большинство
электромонтажных работ. Оставшиеся монтажные работы были
завершены в течение первых 3 нед останова. В течение
остальных 3,5 нед осуществлены проверка, наладка и
включение системы. Всего с момента согласования
исходных решений на проектирование, закупку, монтаж,
наладку и сдачу в промышленную эксплуатацию
модернизированной системы затрачено 12 мес.
Список литературы
Reason J. Once-throw boilers follows load with new
diqital controls// El. World. 1988. Vol. 202. № 12. P. 58, 59.
Boiler controls modernisation boosts reliability,
efficiency/ K. Clause, G. Keller, M. Jasper a. o.// El. World. 1987.
Vol. 200. № 7. P. 48—50.
Elliott Thomas С Upgrading powerplant controls//
Power. Vol, 131. № д. p. i_i2.
Smith Douglas J. Power plants upgrade instrumentation
and control systems// Power Engineering. 1988. № 3.
P 17—23.
О

критика
Перечень журнальных статей по атомной
энергетике, опубликованных в 1990 г.
Абагян А. А., Бирюков Г. И., Брюнин С. В. и др. Состояние
и проблемы развития ядерной энергетики в СССР// Атомная
энергия. 1990. Т. 69.' Вып. 2.
Абагян А. А., Крошилин А. Е. Проблемы разработки
тренажеров и технических средств для обучения персонала АЭС//
Теплоэнергетика. 1990. № 8.
Агеев А. Г., Корольков Б. М., Данц Н. Г. и др. Исследование
сепарационных и гидродинамических характеристик парогенератора
серийного блока АЭС ВВЭР-1000// Электрические станции. 19У0.
№ 1.
Аминов Р. 3., Хрусталев В. А., Борисенков. А. Э., Духовен-
ский А. С. Эффективность создания корпусных реакторов с
естественной циркуляцией// Атомная энергия. 1990. Т. 69. Вып. 4.
Аминов Р. 3., Хрусталев В. А., Борисенков А. Э. Оценка
эффективности установки запорной арматуры в первом контуре АЭС
с ВВЭР// Изв. вузов. Энергетика. 1990. № 1.
Аминов Р. 3., Хрусталев В. А., Ипатов П. Л. и др. Повышение
энерговыработки действующих энергоблоков с ВВЭР//
Теплоэнергетика. 1990. № 1.
Аминов Р. 3., Хрусталев В. А. Об эффективности
использования ядерного горючего на АЭС// Изв. вузов. Энергетика. 1990. № 7.
Аминов Р. 3., Хрусталев В. А., Сердобинцев А. А., Калугин Б. Ф.
К организации форсированных режимов турбин АЭС// Изв. вузов.
Энергетика. 1990. № 11.
Андрушечко С. А., Постник К>. Н., Матвеев А. А. и др.
Обеспечение ядерной безопасности при эксплуатации ВВЭР-440 с
топливом повышенного обогащения// Атомная энергия. 1990. Т. 69.
Вып. 2.
Антипов С. И. Совершенствование технической документации по
производству теплоизоляционных работ// Энергетическое
строительство 1990. № 10.
Аракелян Э. К.. Гуршуджян В. О. Эффективность применения .
аккумуляторов горячей воды на АЭС с реактором типа ВВЭР при
участии их в регулировании графика электрической нагрузки//
Электрические станции. 1990. №. 8.
Аршавский И. М., Дмитриев В. М., Королев С. Б.,
Крошилин А. Е. Комплекс нестационарных программ КИПР для
исследования динамики АЭС с ВВЭР-1000// Электрические станции. 1990.
№ 2.
Аршавский И. М., Казаков В. А., Королев С. Б.,
Крошилин А. Е. Расчетно-теоретический анализ системы ускоренной
разгрузки энергоблока с реактором ВВЭР-1000 при непредусмотренном
отключении оборудования I и II контуров// Электрические станции.
1990. № 3.
Астахов С. А., Вознесенский В. А., Духовенский А. С. и др.
Оптимизация работы активной зоны ВВЭР// Атомная энергия. 1990.
Т. 68. Вып. 1.
Бабыкин А. С, Валунов В. Ф., Вахрушев В. В. и др. Пульса-
ционные характеристики двухкассетной модели водяного кипящего
реактора// Атомная энергия. 1990. Т. 69. Вып. 2.
Бальва А. Н., Карлинер В. М. Пусконаладочные работы в маш-
зале третьего энергоблока Южно-Украинской АЭС// Энергетическое
строительство. 1990. № 3.
Белоус В. Н., Носков А. А., Степанов И. А. Водно-химический
режим на АЭС с реакторами BWR при дозировании цикла // Атомная
техника за рубежом. 1990. № 6.
Белкин С. А., Ротштейн А. В. Монтаж станционных
трубопроводов АЭС во Франции// Энергетическое строительство. 1990. № 6.
Белоусов Б. А., Боков М. А., Труханов А. Э. и др.
Геодезический контроль пространственного положения конструкций укрытия
четвертого энергоблока Чернобыльской АЭС// Энергетическое
строительство. 1990. № 5.
Беляев С. Г., Ишангалиев Т. С, Маковский А. М.
Использование энергии оборотной воды систем охлаждения ТЭС и АЭС для
выработки электроэнергии// Энергетическое строительство. 1990.
№ 10.
Беляев С. Г., Пузанов А. И., Беликов В. П.. Дизик Б. С.
Исследование динамических характеристик насосных агрегатов
системы технического водоснабжения энергоблока АЭС в условиях
эксплуатации// Электрические станции. 1990. № 3.
Бердичевский Л. А., Халатов А. А., Круковский П. Г.,
Лисовский А. В. Исследование теплового состояния защитной
герметической оболочки реакторного отделения АЭС в условиях
экстремальных температурных воздействий/ Энергетическое строительство.
1990. № 4.
Бережный В. В., Боришкевич С. Н., Воробьев Ю. В. и др.
Результаты испытаний опытной партии ТВС на ВВЭР-440// Атомная
энергия. 1990. Т. 69. Вып. 2.
Березкин Н. Н., Кирилюк С. С. Некоторые особенности
коррозионного процесса при химических очистках теплообменного
оборудования// Электрические стании. 1990. № 2.
Болдырев В. М., Аминов Р. 3., Жидков К. П. Сравнительная
эффективность использования ядерного топлива и интенсификации
природного фотосинтеза для компенсации потребления
атмосферного кислорода// Атомная энергия. 1990. Т. 68. Вып. 2.
Болдырев В. М. Экология и экономика реальной
альтернативной энергетики// Атомная энергия. 1990. Т. 68. Вып. 2.
Бондарев В. В., Двухименный В. А., Хлесткий Д. А.
Исследование характеристики фильтрующих материалов на основе
синтетических волокон, использующихся в фильтрах вентиляционных
систем ac)Qii 1ешшэнергетика. 1У90. № 11.
иочкова Б. м., г-лисеев А. В., Крючков С. В. и др. Применение
метода нечетных множеств для распознавания аварийных ситуации
с твэлами оыстрых реакторов// Атомная энергия. 1ЬУ0. Т. 68. Вып. 4.
ьудущее ядерной энергетики США// Атомная техника за руОе-
л.ОМ. 1УУО. JNS 5.
иукринскии А. М., Кузнецов М. В., Антогдин В. В. и др. Цир-
куляционно-бароотажный конденсатор для конденсации пара в оас-
cu.iiie с водой// Теплоэнергетика. 1990. № Ь.
ьурьянов В. И., Журавлев А. Н., Таченников В. Н. Расчет
температуры теплоносителя на входе ТВС ВВЭР// Атомная энергия.
iydu. 1. 68. Вып. 3.
Вакуленко ь. Ф., Железняков В. И. Новая конструкция ПВД
для АЭС с ВВЭР-Шои// Электрические станции. 1990. № 7.
Ьерницкая И. В., Махов В.А., Платов В. И. Некоторые
результаты опыта консервации блока № 1 Белоярской АЭС//
Электрические станции. 1990. № 8.
Воронин А. Л., Каоанов Л. П., Хасанов Р. X., Динь Чук Нам.
Методика расчета теплоотдачи в сборке стержней с обогреваемым
huAj.mM в условиях аварийного охлаждения ВВЭР//
Теплоэнергетики. 1990. № 10.
Воронов В. Н., Краснорядцев И. М. Проблемы
математического моделирования теплогидравлических и водно-химических
процессов в парогенераторах АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика. 1990. № 10.
Гаврилин А. И., Шабалин В. М. Влияние электрических сил
на образование отложений в активной зоне реакторов с
органическим теплоносителем// Атомная энергия. 1990. Т. 68. Вып. 3.
Гордон Б. Г., Помельников В. М. Исследование теплоотдачи
ТВС ВВЭР при малой массовой скорости// Атомная энергия. 1990.
Т. 68. Вып. 4.
Гордон Б. Г., Шлесберг С. Г. О границах существования
дисперсных потоков при малых массовых скоростях//
Теплоэнергетика. 1990. № 9.
Горелов А. И., Лютов М. А., Назарян В. Г. и др. Оптимизация
перегрузок топлива реакторов РБМК// Атомная энергия. 1990. Т. 68.
Вып. 3.
Гребенников В. Н., Малкис В. Ф. По поводу статьи
В. А. Бузлукова и др. Натуральные испытания турбоустановки
К-ЮОО-60/1500-2 ПОАТ ХТЗ на Запорожской АЭС// Теплоэнергетика.
1990. № 2.
Гриневич О. Л. Перспективы дальнейшего строительства АЭС
в США// Атомная техника за рубежом. 1990. № 2.
Грицков В. И., Горелик А. X., Дуэль М. А., Хаит Я. Г. Опыт
внедрения управляющей вычислительной системы Комплекс —
Титан 2» для блока с реактором ВВЭР-10000// Теплоэнергетика. 1990.
№ 11.
Дейч М. Е., Трояновский Б. М., Филиппов Г. А. Эффективный
путь повышения к. п. д. турбинных ступеней// Теплоэнергетика.
1990. № 10.
Джонс П. Сравнительный анализ стоимости электроэнергии
АЭС// Атомная техника за рубежом. 1990. № 11.
Дранченко Б. И., Портнов Б. Б., Селезнев А. В., Соколов А. С.
Вопросы методологии экспериментальных исследований тройниковых
соединений в связи с проектированием оборудования АЭС//
Теплоэнергетика. 1990. № 11.
Еловский О. А., Зродников А. В., Шиманская Т. М., Шмо-
тин А. Л. Исследование переходных процессов при гипотетических
авариях на быстрой критической сборке с замедляющим
отражателем// Атомная энергия. 1990. Т. 69, Вып. 1.
Емельянов В, С, Камышников О. Г., Морозкин В. И.,
Раевский Ю. И. Подход к оценке и подтверждению ресурса АЭС//
Атомная энергия. 1990. Т. 68, Вып. 4.
Ершевич В. В. Значение атомных электростанций для
электроэнергетики СССР// Теплоэнергетика. 1990. № 8.
Жукавин А. П., Пряхин В. Н. Квазистационарная
математическая модель гидродинамики при анализе аварий с течью
теплоносителя I контура реакторных установок с ВВЭР// Теплоэнергетика.
1990. № 4.
Захарко К>. А., Прошкин А. А., Шестопалов А. А.
Количественно-вероятностный анализ поведения твэлов ВВЭР// Атомная
энергия. 1990. Т. 68. Вып. 3.
Иванов В. А., Боровков Б. М., Канаев А. А., Копп И. 3.
Анализ вариантов переоборудования Армянской АЭС в неядерную
тепловую электростанцию// Изв. вузов. Энергетика.. 1990. № 9.
Иванов В. П., Калачев Д. М., Симкин Б. М. и др.
Экспериментальное исследование опытных секций парогенератора установки
с ВТГР// Тяжелое машиностроение. 1990. № 7.
Игнатенко Е. И., Голованов В. В., Полушкин А. К. О правовом
и экономическом статусе населения и объектов ядерной
энергетики// Атомная энергия. 1990. Т. 68. Вып. 6.
Игнатенко Е. И. Чернобыльская авария и ликвидация ее
последствий// Электрические станции. 1990. № 9.
Калинушкин А. Е., Митин В. И., Семченков К>. М. Создание
экспертных систем для ядерной энергетики// Атомная техника за
рубежом. 1990. .№ 7.
Канунников О. В., Эсаулов С. Л. Температурный режим
фундаментных плит под реактивные отделения АЭС// Энергетическое
строительство. 1990. № 8.
78

К^рлинер В. М., Каширский С. Ю. Очистка после монтажа
II конура АЭС с ВВЭР-iuuU// Электрические станции. 1УУ0. л» 6.
Карлинер b. M., Подгорный Ю. К., Кузнецов А. О.
Результаты испытаний регулирования питательных турбонасосов АЭС
после монтажа// энергетик. 1УУ0. j\° 11.
Карлинер В. Л1., Рева А. Д. Опыт выполнения пусконаладоч-
ных раоот в машзалах Запорожской АЭС// Энергетическое
строительство. 1У90. N° 3.
Кириллов П. Л. 4-я Международная конференция «Теплогид-
равлика ядерных реакторов»// Атомная техника за рубежом.
1990. N° 9.
Кириллов А. П., Прудовский А. М., Ашуев Б. Н. и др.
Изучение виорации трубопроводов сброса пара на АЭС и оценка их
долговечности// Тяжелое машиностроение. 1УУ0. N° 10.
Козлов Ф. А., Алексеев В. В. Влияние технологических
параметров на перенос трития в АЭС с реакторами на быстрых
нейтронах с натриевым теплоносителем// Атомная энергия. 1990. Т. 68.
Вып. 2.
Козлов В. М., Мусвик А. Б. Опыт проведения приемочных,
периодических и сравнительных испытаний арматуры АЭС//
Электрические станции. 1990. № 9.
Козырева Л. И., Крошилин А. Е. Одномерная математическая
модель с учетом температурной неравномерности для анализа
режимов с разгерметизацией первого контура АЭС с ВВЭР-1000//
Атомная энергия. 1990. Т. 69. Вып. 6.
Корякин К>. И. Мировой энергетический конгрес — МИРЭК-14//
Атомная техника за рубежом. 1990. № 3.
Костин И. X., Мостков В. М., Николаев Ю. Б., Зерцалов М. Г.
Особенности проектирования и строительства подземных АЭС//
Энергетическое строительство. 1990. № 6.
Кузнецов В. В. Повышение эксплуатационной надежности
арматуры// Атомная техника за рубежом. 1990. № 2.
Кузнецов В. В. Обеспечение безопасности при хранении
радиоактивных отходов// Атомная техника за рубежом. 1990. N° 12.
Кузнецов В. В. Обработка радиоактивных отходов для
уменьшения их объема// Атомная техника за рубежом. 1990. № 4.
Кузнецов В. В. Снижение дозовых нагрузок на персонал АЭС//
Атомная техника за рубежом. 1990. N° 11.
Кузнецов В. В. Увеличение ресурса работы уплотнений
циркуляционных насосов на АЭС в ФРГ// Атомная техника за рубежом.
1990. № 9.
Лапидес М. Удлинение сроков службы АЭС// Атомная техника
за рубежом. 1990. N°. 9.
Ларин Е. А., Сандалова Л. А. Метод расчета безотказности
парогенераторов с гелиевым теплоносителем// Изв. вузов.
Энергетика. 1990. № 2.
Лефор К., Лошар Ж-, Блен А. Экономические аспекты
использования робототехники в ремонтных работах на АЭС// Атомная
техника за рубежом. 1990. N° 4.
Легчилин П. Ф. Контроль радиоактивного облучения на
Финской АЭС «Ловиза»// Энергетик. 1990. N° 7.
Лифшиц Э. В., Ржезников Ю. В., Богдан С. Н. и др. К оценке
плотности герметичных ограждений АЭС// Теплоэнергетика. 1990.
N° 7.
Лузанова Л. М., Задонский Н. В., Швоев А. Ф/. и др. Активи-
ровшиые продукты коррозии в главном циркуляционном контуре
ВВЭР-1000// Атомная энергия. 1990. Т. 68. Вып. 1.
Майоров А. П., Острецов И. Н. Об испытаниях
быстродействующих задвижек АЭС больших условных проходов и высоких
параметров// Теплоэнергетика. 1990. N° 3.
Малкин С. Д., Сивоконь В. М., Фокин В. К>. Надежность
человека-оператора и проблема диверсионной устойчивости АЭС//
Атомная техника за рубежом. 1990. № 5.
Малкин С. Д., Лошкин В. А. Методика теплового расчета эко-
номайзерного участка в парогенераторах АЭС с ВВЭР// Тяжелое
машиностроение. 1990. № 6.
Маргулова Т. X., Москвин Л. Н., Ефимов А. А., Кара-
ханьян Л. Н. О применимости перлитных сталей в реакторных
установках одноконтурных АЭС// Теплоэнергетика. 1990. N° Т.
Маргулова Т. X. Насущные задачи развития атомной
энергетики в СССР// Теплоэнергетика. 1990. N° 8.
Маргулова Т. X. Современное развитие атомной энергетики
в мире (без стран — членов СЭВ)// Теплоэнергетика. 1990. № 12.
Мартынова О. И., Никитин А. В., Фенц X., Хильдебрант Н. И.
Расчет радиоактивной загрязненности оборудования первого
контура АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика. 1990. N° 6.
Мартынова О. И., Харитонова Н. Л. Поведение растворов мета-
боратов лития в парогенераторах в условиях глубокого упаривания
воды// Теплоэнергетика. 1990. N° 10.
Мастере Р. Состояние ядерной энергетики в западных странах
мира в 1988 г.// Атомная техника за рубежом. 1990. N° 3.
Маусхарт Р. Системы радиационного контроля окружающей
среды// Атомная техника за рубежом. 1990. № 11.
Мергю А. Быстрый реактор «Суперфеникс» вновь в работе//
Атомная техника за рубежом. 1990. N° 5.
Митенков Ф. М. Атомные станции теплоснабжения — новый
этап в развитии атомных станций в СССР// Теплоэнергетика.
1990. N° 8.
Миткалев М. Е., Пузин Г. Н. Об экономической эффективности
размещения АЭС// Энергетическое строительство. 1990. № 5.
Минаков А. А., Кириллов Е. В., Кудряшов Л. Н. Вероятностно-
экономический подход к повышению безопасности атомных
станций" Атомная энергия. Т. 68. Вып. 1.
Мнацаканян В. Л., Микаелян А. Н. Сравнительный анализ
динамических характеристик строительных конструкций АЭС с ВВЭР-440.
полученных расчетным и экспериментальным путем// Энергетическое
строительство. 1990. N° 12.
Молодцов С. Д. Основные предпосылки интенсификации
развития атомной энергетики в мире// Теплоэнергетика. 1990. № 8.
Мотичук В. Н. Повышение безопасности атомной станции для
окружающей среды// Электрические станции. 1990. N° 7.
Нешков П. Ф., Брагин В. Б., Катков Н. Т., Цех А. Р.
Интенсификация работы фильтров конденсатоочистки АЭС//
Теплоэнергетика. 1990. № 7. •
Нёль Р., Рейн Л. Работы по продлению срока службы АЭС во
Франции// Атомная техника за рубежом. 1990. № 1.
Нигматулин Б. И., Виденеев Е. М., Манойленко Г. И. и др. Теп-
логидравлические характеристики частично осушенной обогреваемой
сборки при аварийном охлаждении ВВЭР// Теплоэнергетика.
1Э90. N° 3.
Нигматулин Б. И. Современные методы обоснования теплогид-
равлических аспектов безопасности атомных станций на
крупномасштабных экспериментальных стендах// Теплоэнергетика. 1990. № 8.
Никифоров А. С. Техническая политика обращения с
радиоактивными отходами в СССР// Теплоэнергетика. 1990. N° 8.
шшолаев Ю. Ь. Сравнительные аспекты безопасности АЭС и
последования нестандартных аварийных ситуаций// Энергетическое
строительство. 1990. № 6.
Ниршберг А. Т., Романовский В. И., Цисельский А. М. Замена
парогенератора первого энергоблока Запорожской АЭС//
Энергетическое строительство. 1990. N° 4.
Новак li. Атомные электростанции в Чехословакии//
Теплоэнергетика. 1990. N° 4.
Новак С, Гладки Э. Сравнение количества газообразных и
жидких выбросов АЭС с водоохлаждаемыми реакторами// Атомная
техника за рубежом. 19У0. № 11.
Новиков В. М., Крылов Д. А. О границах
конкурентоспособности АЭС повышенной безопасности// Атомная энергия. 1990. Т. 68.
Вып. 4.
Орлов Н. С. Неразрушающаяся дефектоскопия сварных
соединении при монтаже оборудования ТЭС и АЭС// Энергетическое
строительство. 1990. N° 6. .
Орлов В. В., Слесарев И. С, Калафати Д. Д. и др. Атомная
станция с пароводоохлаждаемым энергетическим реактором
повышенной безопасности// Теплоэнергетика. 1990. N° 8.
Охотин В. В., Плютинский В. И. Разработка технологического
программного обеспечения тренажеров АЭС// Теплоэнергетика. 1990.
Павлыш О. Н., Соколов А. Т., Король Н. А., Тарано С. Н.
испытание и внедрение усовершенствованной системы
автоматического регулирования питания парогенераторов и производительности
ШН на энергоблоке 1000 МВт// Электрические станции. 1990. N° 7
Поваров О. А., Филимонов В. П., Жаров В. Н. Эффективность
высокоскоростных центробежных сепараторов во влажном паре//
Теплоэнергетика. 1990. N° 11.
Повишил Р., Стари О., Завртел Я. Экономические аспекты
полного демонтажа АЭС// Атомная техника за рубежом. 1990. № 9.
Полуэ^гова I Б., Ковальчук О. В., Круглов А. К. Снятие АЭС
с эксплуатации// Атомная техника за рубежом 1990 № 8
Полуэктова Г. Б., Ковальчук О. В. Методы дезактивации и де-
"™'™а0 оборудования АЭС// Атомная техника за рубежом.
1 JiJU, J\2 о.
Пономарев-Степной Н. Н. Атомная энергетика в СССР//
Теплоэнергетика. 1990. N° 8.
Приймак С. В. Особености измерения температуры при
переходных режимах реактора// Атомная энергия. 1990. Т. 69. Вып. 3
Проселков В. Н., Симонов К. В., Спассков В. П. и др.
Форсирование мощности на АЭС с ВВЭР-440// Атомная энергия. 1990.
1. 69. Вып. 2.
Проскуряков А. Г., Виденеев Е. Н., Проселков В. Н. и др.
топЦегНКсео теплотехнической надежности ВВЭР// Атомная энергия.
1УУ0. I. 68. Вып. 3.
Пряхин В. Н., Жукавин А. П. Анализ гидродинамических
процессов в первом контуре реакторных установок с ВВЭР при авариях
с потерей теплоносителя// Теплоэнергетика. 1990. № 8.
Пути повышения эксплуатационной готовности реакторов PWR
фирмы «Вестингауз»// Атомная техника за рубежом 1990 № 1
„„'";'™ин Ю'- Н- пР0селков В. Н„ Литвинов А. Н. и др. Перевод
Tnnn т ?„НЙ топливо повышенного обогащения// Атомная энергия.
199U. I. 69. Вып. 2.
Рабчун А. В. Технология отверждения и уменьшения объема
радиоактивных отходов// Атомная техника за рубежом. 1990 № 3
Рабчун А. В., Румянцев В. В. Атомная энергия и общество//
Атомная техника за рубежом. 1990. № 10.
Реорганизация службы эксплуатации АЭС «Пич-Боттом»//
Атомная техника за рубежом. 1990. N° 10.
Рублев О. В., Комин А. В. Оценка экономической
эффективности энергосистемы с электроядерным реактором// Атомная техника
за рубежом. 1990. N° 4.
Румянцев В. В. Изменение структуры и отношений собствен-
Н°бежоВ HiM)H0.№ оНергетиКе Великобритании// Атомная техника за
Румянцев В. В. Некоторые современные тенденции развития
способов дезактивации ооорудования АЭС// Атомная техника за
рубежом. 1990. № 6.
Румянцев В. В. Работы по совершенствованию быстрых
реакторов// Атомная техника за рубежом. 1990. № 9.
Румянцев В. В. Развитие средств транспортировки и хранения
отработавшего топлива// Атомная техника за рубежом. 1990 № 5
Румянцев В. в. Перспективные АЭС с усовершенствованными
реакторами в Японии// Атомная техника за рубежом. 1990. № И
Румянцев В. В. Снятие с эксплуатации и демонтаж реакторов
на АЭС и предприятиях атомной промышленности// Атомная
техника за рубежом. 1990. № 7.
Середа Е. В., Рассохин А. Н., Бергман Г. Э.
Экспериментальные испытания на коррозионное растрескивание аустенитной хромо-
никелевой стали// Теплоэнергетика. 1990. № 10.
Сивинев Ю. В Подготовка к захоронению радиоактивных
отходов в Швейцарии,// Атомная техника за рубежом. 1990 № 8
Сивинцев К> В. Проект «Конрад» по захоронению
радиоактивных отходов в ФРГ// Атомная техника за рубежом. 1990 № 11
сивинцев К>. В. Удаление радиоактивных отходов под дно
океана// Атомная техника за рубежом. 1990. N° 5.
пип»ИдМОНОВ К' В' Модернизация режимов'эксплуатации реакторов
IWR// Атомная техника за рубежом. 1990. № 9.
Слесарев И. С. Безопасное развитие ядерной энергетики и
реакторы новых поколений// Атомная энергия. 1990 Т 68 Вып 5
Слесарев И. С, Кузнецов В. В., Морозов А. Г. и др. Реализа-
гпр, т"пРпИНЦИПяа сам°заЩищенности в реакторах с быстробезопасным
спектром нейтронов// Атомная энергия. 1990. Т. 69. Вып. 5.
„„„„Соколов Ф/ Ф- Тнхонов Н. С. Состояние и совершенствование
Сежом Г9даР№0ГоаВШеГО ЯДерного топлива// Атомная техника за ру-
Стейн Дж. Тенденции развития мирового уранового рынка'/
Атомная техника за рубежом. 1990. №. 10.
Таранов Г. С Расчетные анализ тещюгидравлической
устойчивости естественной циркуляции на основе нелинейной модели//
Теплоэнергетика. 1990. № 7. лет//
Тир К. Перспективный легководный реактор SIR// Атомная
техника за рубежом. 1990. № 4. томная тех
79

Ткачев В. В., Рубцов В. С, Тутнов А. А. Методика расчета ве- единений трубопроводов АЭС// Энергетическое строительство. 1990.
роятности разгерметизации оболочек твэлов// Атомная энергия. 1990. № 6.
Г. 69. Вып. 3. Ширев Б. С. Общие подходы к выбору конечного состояния
Токмачев Г. В. Учет зависимых отказов оборудования в вероят- снимаемых с эксплуатации энергоблоков АЭС// Электрические стан-
ностных анализах безопасности АЭС// Атомная техника за рубежом дни. 1990. № 8.
1990. № 3. Эскин Н. Б., Григорьев А. С, Сиряпина Л. А. и др. Промыш-
Трофимов А. И., Бровцын А. К. Основные направления и тен- ленные теплотехнические испытания парогенератора ПГВ-ЮООМ//
денции развития систем технического диагностирования на АЭС// Электрические станции. 1990. № 4.
Электрические станции. 1990. JVs 11. , Эспефельт Р., Перссон И. Способы уменьшения последствий
Трунов А. А., Заюкова В. В. Исследование тяжелых аварий аварии на АЭС в Швеции// Атомная техника за рубежом. 1990. № 8.
активной зоны WLR// Атомная техника за рубежом. 1990. № 1. Юрманов В. А., Советников К. Ф., Сафонов И. С. и др. Дозо-
Фаддеев И. П., Клибашев В. К. Исследование тихоходного тур- вые нагрузки персонала АЭС с ВВЭР и направления совершенство-
босепаратора со свободновращающимся рабочим колесом в уело- вани5, водного режима первого контура// Теплоэнергетика. 1990. № 7.
виях действующей АЭС// Электрические станции. 1990. № 9. lgg0 5$е^?ая техника Финляндии// Атомная техника за рубежом.
Филиппов Г. А Салтанов Г. А., Мартынова О. И и др. Флзи- Ядерная энергетика Франции// Атомная техника за рубежом,
ко-технические проблемы повышения надежности и эффективности ]990 № 1
теплоэнергетического оборудования на основе использования микро- 'Ядерная энергетика Японии//Атомная техника за рубежом
добавок поверхностно-активных веществ// Теплоэнергетика. 1990. 1990. № 6.
^- 2- Яковлев Е. А. Оценка безопасности АЭС с учетом сейсмических
Ходаков В. Д., Мазепа А. Г., Морозова Т. И., Шведова Н. М. и инженерно-геологических факторов// Атомная энергия. 1990. Т. 69.
Исследование сопротивления малоцикловой усталости сварных со- Вып. 2.
О
Применение в промышленности процесса
с интенсификацией теплоотдачи
при конденсации и кипении
Международная школа-семинар на пять дней и
промышленный форум
8—22 ноября 1991
Основной лектор-консультант — доктор Дж. Р. Томи
Организатор-устроитель — Московский энергетический
институт
111250, Москва, Красноказарменная 14
Предполагается участие 40—50 представителей фирм США,
Японии, Канады, стран Западной Европы
Участники смогут представить информационные материалы
и установить деловые контакты
Оргвзнос необходимо перечислить на счет № 695882 МФО
201207 код 33 в коммерческом банке «Лефортовский»
г. Москвы. Копии платежных поручений до 1 октября
необходимо переслать в Оргкомитет
Справки можно получить по телефону @95) 362-76-74,
362-56-62
Оргкомитет: проф. Комендантов Александр Степанович,
доктор техн. наук Кузма-Кичта Юрий Альфредович,
канд. техн. наук Бурдунин Михаил Николаевич
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
П. А. АНТИКАЙН, В. С. ВАРВАРСКИЙ, Д. Б ВОЛЬФБЕРГ, Л. М. ВОРОНИН, Е. И. ГАВРИЛОВ,
В. П. ГЛЕБОВ (зам. гл. редактора), В. И. ДОБРОХОТОВ (главный редактор), Д. Г. ЖИМЕРИН,
Ю. А. ЗЕИГАРНИК, В. А. КИРИЛЛИН, Д. А. ЛАБУНЦОВ, К. Д. ЛАВРЕНЕНКО,
А. А. МАКАРОВ, В. А. MA1WET, О. И. МАРТЫНОВА, В. Д. МИРОНОВ, И. А. НАСОКИНА
(зам гл. редактора), Г. Г. ОЛЬХОВСКИЙ, В. Я. РОТАЧ, В. И. САВИН, Л. П. САФОНОВ,
Е. Я. СОКОЛОВ, М. А. СТЫРИКОВИЧ, в. В. СЫЧЕВ, И. К. ТЕРЕНТЬЕВ, Б. М. ТРОЯНОВСКИЙ,
(зам. гл. редактора), Л. С. ХРИЛЕВ
Старший научный редактор Э. Ю. Соколова
Научные редакторы Л. П. Миленина, М. Н. Назаренко
Технический редактор Г. С. Соловьева
Адрес редакции: Ш250, Москва, Красноказарменная ул., 14. Телефоны: 362-74-67, 362-55-98, 362-77-94
Прием в редакции ежедневно с 9 до 15 ч
Сдано в набор 05.08.91 Подписано в печать 29.08.91 Формат 60X88Vs Бумага типографская № 2 Печать высокая
Гарнитура литературная Усл. печ. л. 9,8 Усл. кр.-отт. 10,54 Уч. изд. л. 12,46 Тираж 5902 экз.
Заказ 6369 Цена 1 р. 50 к.
Энергоатомиздат. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени МПО «Первая Образцовая
типография> Государственного комитета СССР по печати. 113054, Москва, Валовая, 28.