СО 34.35.101-2003. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях

(утв. РАО «ЕЭС России» 23.10.2003)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["РД 34.35.101-88"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-50659-2024" "РД 34.35.101-88. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях (утв. Минэнерго СССР 15.02.1988)"
  n1["СО 34.35.101-2003"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/so-34-35-101-2003" "СО 34.35.101-2003. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях (утв. РАО'ЕЭС России' 23.10.20"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

23 октября 2003 года

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОБЪЕМУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ, АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

СО 34.35.101-2003

1 сентября 2004 года

Разработано Филиалом Открытого акционерного общества «Инженерный центр ЕЭС — Гидропроект, Ленгидропроект, Теплоэлектропроект, Фирма ОРГРЭС» — «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС» при участии АО «УралОРГРЭС».

Исполнители: И.П. Оранский, А.Ю. Булавко, В.А. Валитов, А.П. Васильев, В.А. Гришин, А.В. Зотиков, Л.Н. Касьянов, И.Д. Лисанский, Ю.Б. Поволоцкий, Е.С. Соколова, Л.И. Цветаева (Фирма ОРГРЭС), Б.Л. Вишня (УралОРГРЭС).

Согласовано с ОАО «Институт Теплоэлектропроект» 18.06.2003;

Исполнительный директор А.С. Земцов;

ОАО «ВТИ» 20.06.2003,

Заместитель исполнительного директора А.Г. Туманский;

ОАО «Объединение ВНИПИЭнергопром» 05.08.2003,

Генеральный директор П.Г. Шабанов;

ОАО «Институт „Энергосетьпроект“ 28.08.2003,»

Первый заместитель генерального директора — главный инженер В.А. Орлов;

ОАО «ВНИИЭ» 08.07.2003,

Первый заместитель исполнительного директора Ю.Г. Шакарян.

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития 23.10.2003.

Первый заместитель начальника А.В. Бобылев.

Срок первой проверки настоящего СО — 2009 г., периодичность проверки — один раз в 5 лет.

Взамен РД 34.35.101-88.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. Настоящие Методические указания определяют необходимый в составе СКУ объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования, достаточный для оперативного управления и контроля технологического оборудования ТЭС с котлами паропроизводительностью 50 т/ч и выше, водогрейными теплофикационными котлами производительностью 30 Гкал/ч и выше и турбоагрегатами 12 МВт и выше (газотурбинные и парогазовые установки не рассматриваются).

2. Методические указания являются типовыми для вновь проектируемых и реконструируемых ТЭС.

3. Реализация схем СКУ возможна с использованием как традиционных технических средств, так и ПТК.

Примечание. Термин «традиционные технические средства» относится к автономным устройствам выбора и представления измерительной информации, не связанным между собой единой системой сбора и обработки этой информации: показывающим и регистрирующим приборам, сигнальным табло, УП регулирующих органов, ручным переключателям точек измерения и т.п. (способы ручного химического анализа не рассматриваются).

Термин «ПТК» согласно ГОСТ 34.003-90 [1] обозначает «совокупность средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения машинной информационной базы при вводе системы в действие, достаточных для выполнения одной или более задач автоматизированной системы».

4. Методические указания определяют назначение, место и форму представления и использования информации без указания конкретных типов применяемых технических средств, которые определяются на стадии проектирования объектов.

5. Управление и контроль энергоблоков осуществляются с БЩУ; котлов и турбоагрегатов ТЭС с поперечными связями — с ГрЩУ; общестанционных технологических подсистем и ВПУ — со ЩУ данными подсистемами, отдельных узлов в их составе — с МЩУ; управление электростанцией и общестанционным электротехническим оборудованием — с ЦЩУ, при этом на ТЭС, оснащенной ПТК, предусматривается передача информации с БЩУ в расположенное на ЦЩУ АРМ НСС.

6. Местный щит управления котельным и турбинным оборудованием для вновь проектируемых и реконструируемых СКУ, как правило, не предусматривается. При необходимости представление информации на МЩУ определяется специальным решением проектной организации.

7. Не требуется дублирование с помощью традиционных технических средств контролируемых ПТК параметров.

8. Методические указания выполнены в табличной форме.

8.1. В Методических указаниях приведен перечень контролируемых теплотехнических и электротехнических параметров, применяемых в отдельной подсистеме технологического оборудования, с указанием для каждого параметра места и вида представления измеренной информации, при этом в шапке таблицы (графах 3 — 20) наименование места представления информации применяется согласно устоявшейся терминологии и реальным проектам:

• для котельного, турбинного и электротехнического оборудования, установленного в главном корпусе ТЭС — это «БЩУ (ГрЩУ)» и «МЩУ (по решению проектной организации)»;
• для топливно-транспортного хозяйства, ВПУ, теплофикационного оборудования и других технологических подсистем — это «Щит управления технологической подсистемой» и «МЩУ» (для раздела 9.3 «Контроль водного режима» нет информации на ЦЩУ, она представляется в графах 14 — 20 «Щит экспресс-лаборатории»).

8.1.1 Для СКУ, построенных на традиционных технических средствах, указываются:

• режим измерений — постоянный на одноканальном измерительном приборе или вызывной с помощью ручного переключателя;
• наличие сигнализации — по повышению (понижению) измеренного параметра или о выполнении (невыполнении) события;
• наличие регистрации измеренных параметров.

8.1.2 Для СКУ, построенных на ПТК, из общего перечня функций ПТК указываются:

• отображение измеренных параметров на видеограммах;
• наличие сигнализации — по повышению (понижению) измеренного параметра или о выполнении (невыполнении) события;
• наличие архивации.

8.1.3. Контролируемые параметры, объекты, события рассматриваются с привязкой к технологическому оборудованию в разделах соответствующих технологических подсистем (общие контролируемые параметры и места их представления для электродвигателей всех механизмов ТЭС приведены в разделе 10.2 «Электродвигатели»; отдельные характерные параметры электродвигателей конкретных механизмов собственных нужд рассматриваются в разделах соответствующих технологических подсистем).

8.2. Перечень основных автоматических регуляторов с привязкой к соответствующей технологической подсистеме приведен в Приложении А.

9. В Методических указаниях не рассматриваются:

9.1. Индикация положения механизмов («Включено», «Отключено») и запорных органов («Открыто», «Закрыто») (как правило, за исключением механизмов топливоподачи и отдельных механизмов других технологических подсистем); индикация автоматического или самопроизвольного изменения их положения, осуществляемая теми же средствами; дискретная информация, используемая в ФГУ.

9.2. Объем оснащения технологическими защитами оборудования ТЭС (котлов, турбоагрегатов и вспомогательного оборудования тепловой схемы), который определяется действующими НД по объему и техническим условиям на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования электростанций.

9.3. Структурные схемы измерений, автоматического регулирования и сигнализации технологических процессов и общее число элементов, составляющих структурные схемы.

9.4. Объем технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на щитах управления, поставляемых комплектно заводами — изготовителями технологического оборудования.

9.5. Объем оснащения электрооборудования ТЭС устройствами РЗА, АПВ, АВР, АЧР и др., а также телемеханикой (телеуправлением, телеизмерением, телесигнализацией), который должен выполняться в соответствии с действующими ПУЭ.

9.6. Объем специальных измерений, необходимый для программной диагностики состояния технологического оборудования. Вместе с тем объем технологического контроля, предусмотренный настоящими Методическими указаниями, может быть использован для частичного решения задач диагностики теплоэнергетического оборудования.

9.7. Объем оснащения подъездных путей к размораживающим и разгрузочным устройствам топливных хозяйств (твердое и жидкое топливо) системой СЦБ (решается в конкретных проектах в зависимости от схемы путевого развития).

10. Таблица оформлена следующим образом:

10.1. Параметры для каждой из отдельных подсистем технологического оборудования перечисляются в соответствующем разделе с учетом п. 8.1 «Общей части» настоящих Методических указаний.

10.2 В графах таблицы отмечаются:

• знаком «+» функции, выполняемые с помощью традиционных технических средств;
• знаком «*» функции, выполняемые с помощью ПТК.

10.3. Наличие знаков «*» и «+» только в графах, относящихся или к ПТК, или к традиционным техническим средствам, означает выполнение той или иной функции соответствующим видом технических средств.

10.4 Наличие знаков «*» и «+» одновременно в одной горизонтальной строке означает:

• отмеченные функции для конкретного измеренного параметра выполняются в СКУ, построенных как на традиционных технических средствах, так и с применением ПТК;
• в СКУ, построенных с одновременным применением традиционных технических средств и ПТК, приоритет имеет знак «*», т.е. традиционные технические средства не применяются (дублирование отдельных измерений в исключительных случаях традиционными техническими средствами отмечается в графе «Примечание»).

10.5 Для традиционных технических средств знак «+» в одной строке таблицы означает в графах:

• «Постоянно» (графы 3, 10 и 14) — измерение с помощью одноканального прибора;
• «Регистрация» (графы 6, 13 и 17) — измерение и регистрацию с помощью многоканального регистрирующего прибора;
• «Постоянно» и «Регистрация» (графы 3 и 6, 10 и 13, 14 и 17) — измерение и регистрацию с помощью одноканального прибора;
• «По требованию» (графы 4, 11 и 15) — вызывной контроль точек измерения с помощью ручного переключателя на измерительный прибор (регистрация в этом случае не предусматривается);
• «Сигнализация» (графы 5, 8, 12, 16 и 19) — возможность ее реализации одновременно с любым видом измерения и регистрации.

10.6 Сигнализация на повышение или понижение обозначается

            /\       |

соответственно «| » или «/» для любых технических средств.

10.7. Знак «+» в графе 21 «По месту» означает представление информации по месту как для традиционных технических средств, так и для ПТК.

10.8. Знак «+» в графе 22 «Автоматическое регулирование» означает, что значение параметра поддерживается с помощью системы авторегулирования, выполненной как на традиционных технических средствах, так и с помощью ПТК.

11. В настоящих Методических указаниях приняты следующие сокращения:

АВР — автоматическое включение резерва;

АЗБ — автоматическая загрузка бункеров;

АОУ — автономная обессоливающая установка;

АПВ — автоматическое повторное включение;

АРВ — автоматический регулятор возбуждения;

АРМ — автоматизированное рабочее место;

АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

АЩУ — автономный щит управления;

БЗОВ — бак запаса обессоленной воды (БЗК);

БОУ — блочная обессоливающая установка;

БСУ — бункер сырого угля;

БЩУ — блочный щит управления;

ВГД — вентилятор горячего дутья;

ВЗ — встроенная задвижка;

ВП — воздухоподогреватель;

ВПУ — водоподготовительная установка;

ГАВР — гидразинно-аммиачный водный режим;

ГПЗ — главная паровая задвижка;

ГПП — горячий промперегрев;

ГРП — газорегуляторный пункт;

ГрЩУ — групповой щит управления;

ДРГ — дымосос рециркуляции газов;

ДС — дымосос;

КАВР — кислородно-аммиачный водный режим;

КИП — контрольно-измерительные приборы;

КЭН — конденсатный электронасос;

МО — маслоохладитель;

МУТ — механизм управления турбиной;

МЩУ — местный щит управления;

НГП — насос гидроподъема;

НД — нормативные документы;

НКВР — нейтрально-кислородный водный режим;

НРЧ — нижняя радиационная часть;

НСС — начальник смены станции;

ПВД — подогреватель высокого давления;

ПЗК — предохранительный запорный клапан;

ПНД — подогреватель низкого давления;

ППУ — пароприемное устройство;

ПСУ — паросбросное устройство;

ПТК — программно-технический комплекс;

ПТН — питательный турбонасос;

ПтСУ — питатель сырого угля;

ПУЭ — Правила устройства электроустановок;

ПЭН — питательный электронасос;

РВП — регенеративный воздухоподогреватель;

РЗА — релейная защита и автоматика;

РК — регулирующий клапан;

РОУ — редукционно-охладительная установка;

РПК — регулирующий питательный клапан;

РПН — устройство регулирования напряжения под нагрузкой;

РШ — регулирующий шибер;

СБР — система бесступенчатого регулирования;

СК — стопорный клапан;

СКД — сверхкритическое давление;

СКУ — система контроля и управления;

СЦБ — система централизованной блокировки;

ТВ — тиристорный возбудитель;

ТЭС — тепловая электростанция;

ТЭЦ — теплоэлектроцентраль;

УП — указатель положения;

ФГУ — функционально-групповое управление;

ФСД — фильтр смешанного действия;

ХОВ — химически очищенная вода;

ХПП — холодный промперегрев;

ЦВД — цилиндр высокого давления;

ЦНД — цилиндр низкого давления;

ЦСД — цилиндр среднего давления;

ЦЩУ — центральный щит управления;

ЧОВ — частично обессоленная вода;

ШБМ — шаровая барабанная мельница;

ЩПТ — щит постоянного тока;

ЩУ — щит управления.

12. С введением в действие настоящих Методических указаний утрачивают силу «Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990) и Изменение № 1 к РД 34.35.101-88 (М.: СПО ОРГРЭС, 1999).

1. ТОПЛИВНО-ТРАНСПОРТНОЕ ХОЗЯЙСТВО

2. ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ

3. ПАРОВЫЕ И ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

4. УСТАНОВКИ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ, СЕРООЧИСТКИ И АЗОТООЧИСТКИ

5. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ