Анализ и оптимизация информационно-измерительной части систем управления турбогенераторными установками тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат наук Волков, Игорь Сергеевич

• Волков, Игорь Сергеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Волков, Игорь Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Принципы построения и характеристики систем автоматизированного управления турбогенераторными установками

1.1 Назначение и функциональный состав турбогенераторной установки

1.2 Автоматизация турбогенераторных установок на базе паровых турбин малой мощности

1.3 Функциональный состав турбогенераторной установки и автоматизированной системы управления

1.4 Анализ зарубежных и отечественных публикаций по автоматизированным системам управления турбогенераторными установками

1.5 Направления совершенствования и развития автоматизированных систем управления турбогенераторных установок

Заключение по главе

Глава 2. Прототипирование современных аналого-цифровых преобразователей измерительных каналов автоматизированных систем управления турбогенераторных установок

2.1 Основные классы современных АЦП. Их характеристики, свойства и особенности функционирования

2.2 Прототипирование промышленных аналогово-цифровых преобразователей

2.3 Оценка информативности измерительного канала с аналогово-цифровым преобразованием

Заключение по главе

Глава 3. Исследование информационных потоков систем управления турбогенераторных установок

3.2. Анализ построения систем автоматизированного управления турбогенераторными установками

3.3 Оценка эффективности фильтрации сигналов нелинейным цифровым фильтром91

Заключение по главе

Глава 4. Экспериментальное исследование измерительных каналов системы управления турбогенераторной установки и оценка характеристик шумов АЦП

4.1 Задачи экспериментального исследования шумов АЦП. Описание эксперимента

4.2 Анализ результатов экспериментальных исследований аналоговых измерительных каналов микроконвертеров

4.3 Экспериментальное определение эффективности фильтрации сигналов в информационно-измерительных устройствах автоматизированных систем управления турбогенераторных установок

Заключение по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ и оптимизация информационно-измерительной части систем управления турбогенераторными установками»

ВВЕДЕНИЕ

При реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности в промышленности, в ЖКХ и в ТЭК [9], большое значение придается развитию малой энергетики. Одним из направлений в этой области является использование турбогенераторных установок малой мощности [29]. Так при строительстве новых и модернизации существующих тепловых станций обязательным условием сегодня является их перевод на комбинированное производство тепла и электроэнергии, а при строительстве тепловых электростанций предпочтение отдается станциям, работающим по парогазовому циклу. Особенно актуально такое решение для промышленных предприятий, муниципальных и городских предприятий ТЭК и котельных ЖКХ. Применение турбогенераторной установки в тепловых схемах промышленных и муниципальных котельных, как нового строительства, так и при их модернизации позволяет существенно повысить их энергетическую эффективность, обеспечив при этом быструю окупаемость капитальных затрат.

Наряду с повышением эффективности зачастую в современных условиях предприятиям приходится бороться и за энергетическую безопасность собственного бизнеса, сталкиваясь с такими проблемами как рост тарифов и высокая плата за подключение и резервирование дополнительных энергетических мощностей. Также, в связи с возникновением ситуации локальных энергетических кризисов на малых предприятиях и в коммунальных хозяйствах отдельных регионов Российской Федерации и за рубежом, например, Республика Беларусь [10], Соединённые Штаты Америки [8], - проблемы встраивания турбогенераторных установок малой мощности в существующие и создаваемые системы энергообеспечения безусловно актуальны. Турбогенераторная установка (ТГУ) параллельно редукционно-охладительным установкам (РОУ) обеспечивает перевод работы котельных с режима выработки тепловой энергии - в режим работы по комбинированному циклу (одновременной выработки тепловой и электрической энергии). Это существенно повышает эффективность работы комплекса в целом, повышает энергетическую

безопасность, позволяет полностью или частично обеспечить электроснабжение собственных нужд и даже дать возможность генерации дополнительной энергии в электросбытовую сеть.

Создание турбогенераторных установок, а также различных электроэнергетических систем на их основе требуют сегодня решения задачи создания систем автоматического управления турбогенераторных установок [64]. Решая задачи создания комплексных систем управления [88], защиты, регулирования и контроля на основе современных программно-технических средств удаётся обеспечить высокое качество регулирования технологических параметров, обеспечить надежную работу установки на различных режимах, повысить комфорт при её обслуживании. В результате достигается экономических эффект и повышается комфортность жизни населения [67, 70].

Целью данной работы является структурная и параметрическая оптимизация информационно-измерительных устройств агрегатных систем автоматизированного управления [7] турбогенераторных установок с целью повышения эффективности их функционирования и разработки [59]. Повышение качества работы паровых турбогенераторных установок путём усовершенствования измерительной части [90] автоматизированной системы управления, а сокращение времени проектирования системы управления - за счёт применения методик выбора измерительной части системы управления и широкого применения технологии быстрого прототипирования. Для достижения указанных целей проведён анализ влияния информационно-измерительных каналов автоматизированных систем управления на качество работы турбогенераторных установок и выбор наиболее подходящих решений, определения пути повышения эффективности разработки систем управления турбогенераторными установками на базе оптимизации информационно-измерительных устройств методами современных

информационных технологий.

Новизной работы является применение системного и информационного подхода вкупе с классическими методами теории автоматического управления [89]. Для решения поставленных задач, разработаны методы повышения скорости проектирования и отладки информационных каналов систем автоматизированного управления турбогенераторными установками на базе паровых турбин малой мощности. Предложенные в работе методы повышают эффективность разработки и последующего функционирования автоматизированных систем управления турбогенераторных установок.

Представленные в работе методы применялись в ходе разработки и проведения пуско-наладочных и приемо-сдаточных работ агрегатных автоматизированных систем управления паровыми турбогенераторными установками на объектах электроэнергетики Союзного государства.

Концептуально работа подразделяется на описание турбогенераторных установок и их систем управления, встроенных информационно-измерительных устройств подобных систем, включая элементы аналого-цифрового преобразования, их моделирование, а также экспериментальное исследование качества и достоверности предложенных в работе методов.

Глава 1. Принципы построения и характеристики систем автоматизированного

управления турбогенераторными установками

1.1 Назначение и функциональный состав турбогенераторной установки

Турбогенераторная установка предназначена для выработки электрической энергии. Установленная в теплофикационном контуре [15] теплоэлектростанции или теплоэлектроцентрали она, как правило, также должна обеспечивать поддержание определенных параметров пара, таких, как давление за турбиной и расход пара через неё.

Турбогенераторная установка в общем случае состоит из паровой турбины конденсационного или противодавленческого типов [4] исполнения и присоединённого к ней турбогенератора (см. рисунок 1.1). Подвод острого пара к турбоприводу осуществляется через регулирующий клапан . Для аварийного останова турбины предусматривается стопорный клапан на подводящем паропроводе. Для турбины малой мощности допускается установка одного стопорно-регулирующего клапана 1, обеспечивающего как функцию отсечки пара на подводе к турбине в аварийных ситуациях, так и функцию регулирования расхода пара на турбину на рабочих режимах. Мятый пар с турбопривода отводится в теплофикацию к потребителю в случае использования противодавленческих турбин или в конденсатор в случае использования конденсационных турбин [5]. Редуктор между турбиной и турбогенератором устанавливается в случае необходимости, когда номинальная частота вращения турбины выше номинально частоты вращения турбогенератора.. Также существуют безредукторные турбогенераторные установки, например, на Паужетской геотермальной электростанции [3], где турбогенераторная установка выполнена на базе паровой турбины главного турбозубчатого агрегата 631 проекта без редуктора с номинальной частотой вращения ротора турбопривода 3000 об/мин [31].

Выходной вал редуктора, либо турбины в безредукторном исполнении турбопривода, посредством соединительной муфты связан с ротором

турбогенератора. Ротор турбогенератора при соединении с паровой турбиной опирается на два подшипника скольжения 4, один из которых должен быть электрически изолирован. С противоположной от паровой турбины стороны турбогенератора устанавливается возбудитель. Работой турбогенераторной установки управляет автоматизированная система управления.

¡подвод пара

»твод пара

стопорно-

регулирующий

клапан

система управления

редуктор

возбудитель

[соединительная муфта

подшипник генератора

¡генератор

Рисунок 1.1- Структурная схема турбогенераторной установки

Структурно в автоматизированной системе управления 6, согласно рабочим средам и уровню взаимодействия, можно выделить паровую, гидравлическую, механическую и электрическую подсистемы. Электрическая схема в свою очередь разбивается на силовую электрическую часть, связанную с генерацией энергии в энергосистему, и электрическую часть, обеспечивающую решение задач управления, контроля и измерения.

Взаимодействие подсистем обуславливается рядом следующих преобразований: тепловая энергия пара преобразуется в механическое вращение турбопривода, для чего через понижающий редуктор и соединительную зубчиковую муфту вращение передаётся передаётся на ротор и турбогенератора и возбудитель турбогенератора. Магнитный поток, создаваемый обмоткой возбуждения вращающегося ротора сцепляется поочерёдно с каждой из фаз обмоток статора, индуцируя в них электродвижущую силу.

Среди вспомогательных подсистем следует выделить прежде всего масляную подсистему, которая обеспечивает как работу силовых устройств автоматики (гидропривода, сервомоторов регулирующих клапанов и.т.п), так и смазку и охлаждение подшипников турбопривода и турбогенератора, а также зубчатых зацеплений редуктора и муфты. Масляная схема согласно своему назначению в свою очередь подразделяется на контур силового масла и контур масла смазки. Давление в маслосистеме создаётся при помощи продублированного электрического масляного насоса, на случай аварийной ситуации с отказом обоих насосов предусматривается масляный аккумулятор, обеспечивающий выбег установки. Давление за насосом регулируется при помощи редукционных клапанов высокого и низкого давлений, использующихся в системе регулирования, управления и защиты, и контура масла смазки соответственно.

В настоящее время состав подсистем турбогенераторной установки малой мощности достаточно хорошо отработан [6]. Определены цели и задачи функционирования практически всех элементов турбогенератора. Глубокой модернизации обычно требует автоматизированная система управления турбогенератором.

1.2 Автоматизация турбогенераторных установок на базе паровых турбин малой мощности

В настоящее время выделяют несколько подходов к задачи автоматизированного управления турбогенератором. Основной принцип градации заключается в перечне задач, решаемых посредством системы автоматизации [82, 83], уровня используемых решений, и в конечном итоге, этот комплекс задач и решений автоматизации ограничивается экономическими показателями. На текущий момент в России производители и системные интеграторы, занимающиеся данной проблематикой, поставляют решения, в которых задачи автоматизации сведены к минимуму; решения строятся на базе механизмов и гидросистем с минимальным привлечением электронных компонент.

Таким образом, по-прежнему на рынке представлены решения, где контур управления турбоприводом автономен, управляется вручную оператором, а автоматизация носит вспомогательный характер, как-то вибрационный температурный контроль агрегата. Однако, современным, и тем более перспективным такой подход считать не представляется возможным, несмотря на очевидные плюсы, такие как низкая стоимость разработки и производства, снижение времени на пуско-наладку оборудования.

В настоящее время широко распространены различные решения для промышленной автоматизации, стоимость которых постоянно снижается, а номенклатура изделий растёт, равно как и степень интеграции в народном хозяйстве. С этой позиции включение турбогенераторных установок на базе паровых турбин малой мощности в единую информационно-управляющую систему общестанционного уровня несёт, несмотря на повышенную трудоёмкость, следующие преимущества: повышается качество вырабатываемой электроэнергии, снижается количество обслуживающего персонала, повышается транспарентность в управлении предприятием (прозрачность информационного поля). Что в совокупности даёт синергетический эффект и возможность выхода на недоступные

ранее возможности: ведение расширенной диагностики и протоколирования в автоматическом режиме путём опроса по широкому числу параметров, логической связи с другим станционным оборудованием и оборудованием потребителей электрической и тепловой энергии, внедрение непрерывного контроля в автоматизированном режиме раннего обнаружения износа оборудования с целью продления срока эксплуатации.

Совокупность проблем, которые необходимо решить для расширения задач автоматизации, кроме прочего имеет одно общее место - это сбор, передача и обработки информации, в этом процессе одним из ключевых является аналого-цифровое преобразование, от качества которого зависит объём, скорость и точность поступающей на обработку информации [61]. Как правило, задача повышения производительности информационно-управляющих систем ограничивается высоким уровнем сопутствующих промышленному применению помех различной природы и интенсивности, предусмотреть которые заранее не всегда возможно в полной мере. Таким образом, создание информационно-управляющей системы, коей является автоматизированная система управления турбогенераторной установкой, способной к гибкой настройке без существенного изменения конфигурации для обеспечения заданных эксплуатационных показателей, является важной задачей в деле развития малой энергетики.

Несмотря на широкое развитие цифровых систем сбора и первичной обработки данных, цифровых датчиков и т.п. [93] применение аналого-цифрового преобразования в контурах управления турбогенераторов будет сохранять свою актуальность и в дальнейшем, в силу специфики оборудования, применяемой в данной отрасли.

Более того качественное и широкое использование аналого-цифрового преобразования на уровне агрегатной автоматизированной системы управления, от которой нельзя полностью избавиться перейдя на цифровые каналы связи в силу различных причин, как-то: отсутствие сертифицированных измерительных приборов необходимого быстродействия и сферы применения, низкую надёжность и отработанность доступных цифровых подсистем, особенно в работах по

модернизации существующих тепло-электростанций, но вместе с тем обеспечивающее выход информации на уровень БСАОА-систем (операторский станционный контроль) подтверждает важность и актуальность темы исследования.

Также общность подходов при проектировании автоматизированной системы данного применения, соблюдение единых подходов при использовании распространённых решений промышленной автоматизации, возможность последующей программной перенастройки сокращает, минимизирует время разработки системы в целом, что зачастую является более важным фактором в оценке конкурентных преимуществ той или иной турбогенераторной установки, чем итоговая стоимость изделия.

Для оценки по глубине и объёму автоматизации агрегатной системы управления и сбора данных и, соответственно, объёма решений на базе аналого-цифровых преобразователей, необходимо выделить по значимости функциональные сегменты автоматизированной системы управления. Прежде всего, необходимо выделить ядро такой системы вне зависимости от степени её автоматизации. Таким ядром является подсистема регулирования и сбора необходимых для этого данных, где, в силу ограничений на быстродействие и надёжность передачи информации используется аналого-цифровое преобразование. К качеству и надёжности такого преобразования по понятным причинам предъявляются исключительные требования.

Также функционально следует выделить подсистему, обеспечивающую логически взаимосвязанный и неразрывный переход процесса управления турбогенераторной установки с одного режима на другой. Подсистему сбора данных, органично связанную с предыдущей, но не оказывающей непосредственного воздействия на процесс регулирования. В этой подсистеме также возможно и применяется аналого-цифровое преобразование, но с меньшими требованиями по быстродействию и производительности.

В остальных подсистемах и контурах автоматизированной системы управления турбогенератором использование аналого-цифровых преобразователей уровня интеграции системы носит исключительный характер и, как правило, не

встречается. Сбор и обработка информации производится встроенными средствами, без участия проектировщика автоматизированной системы.

Так на Самарской ТЭЦ в 1995 и в 2004 годах были запущены в эксплуатацию первый, и соответственно, второй турбогенераторы на базе паровых турбин средней мощности [26]. На каждом из них была применена электрогидравлическая система регулирования, управления и защиты, имеющая в своём составе программно-логический контроллер и электромеханический привод с двукратным резервированием. В начале XXI века руководством станции принято решение о приобретении третьего генератора средней мощности на базе паровой турбины производства Калужского турбинного завода [7, 104]. Применяемая на ней система регулирования, управления и защиты является полностью гидравлической. Таким образом, констатируется технический регресс более чем на тридцать лет.

Согласно [21] к 70-м и началу 80-х годов совершенствование комплексных систем управления техническими средствами нашло своё отражение в применение аналоговых вычислительных машин (на базе операционных усилителей). Например лодочная САР ГТЗА "Альмак" обеспечивала аналоговое управление (регулирование) главным корабельным турбозубчатым агрегатом [19, 20]. Впоследствии на основе этих решений ЗАО «НТЦ «Завод-Ленинец» были изготовлены кассеты управления электромеханическим приводом и регулятор управления частотой вращения для Самарской ТЭЦ [60].

Таким образом, сейчас в России является весьма актуальной задача разработки типовых автоматизированных систем управления турбогенераторами малой и средней мощности на базе программируемых логических контроллеров и согласованных с ними измерительных и силовых технических средств.

1.3 Функциональный состав турбогенераторной установки и автоматизированной системы управления

По функциональным связям выделим паровую, гидравлическую, механическую и электрическую подсистемы. Электрическая подсистема в свою очередь разбивается на измерительную, счетно-решающую и силовую части.

Современные автоматизированные системы управления турбогенераторными установками (АСУ ТГУ) реализуются на основе программно-технических средств, датчиков с унифицированными аналоговыми выходными сигналами и цифровыми каналами связи, с широким использованием электроприводов в качестве исполнительных механизмов, приводов задающих и регулирующих органов. Рассмотрим построение агрегатных систем автоматизированного управления турбогенераторных установок на примере решений, реализованных в ряде проектов ТГУ, созданных в ОАО «Кировский завод» в период с 1998 г. по 2011 года [31, 60, 103 - 105].

Агрегатная автоматизированная система управления (ААСУ) построена по модульному принципу. Она включает в себя регулирующий орган - паровой перфорированный клапан, обеспечивающий дроссельное парораспределение, а также электроприводы, обеспечивающие работу масляных насосов. Исполнительный механизм клапана - электрогидравлический следящий привод. В его состав входит электромеханический следящий привод отсечного золотника. Привод имеет встроенный микропроцессорный блок управления, а также панель оператора, объединённые в конструктиве шкафа системы управления и контроля. Также в состав ААСУ входят: шкаф системы возбуждения, датчики и сигнализаторы для контроля технологических параметров - комплект соответствующих контрольно-измерительных приборов и электроприводных механизмов, пульт дистанционного управления и контроля.

К настоящему времени отработаны и определены типы схем построения систем управления турбогенераторными установками [2-31, 11, 15-21, 23, 24], базирующиеся на достигнутом на сегодняшний день уровне развития элементов

автоматики. При работе турбогенераторных установок в тепловой и энергетической сетях решаются следующие основные задачи [23, 25]: поддержание основных показателей качества в заданных пределах, это напряжение, частота и мощность вырабатываемой электрической энергии, давление и расход пара к потребителям тепловой энергии в соответствии с производственной тепловой схемой; защита технологического оборудования на всех режимах его работы, включая аварийный останов оборудования при достижении критических значений технологических параметров; непрерывный информационный контроль технического состояния технологического оборудования с формированием рабочих архивов, контролем трендов параметров, выработкой оценок и подсказок оператору по управлению установкой в различных режимах работы. Все это в совокупности повышает эффективность разрабатываемых систем, но и увеличивает требования к качеству разработки и наладки таких систем.

В качестве типовой схемы турбогенераторной установки малой мощности рассмотрим турбогенераторную установку с редуктором, что характерно для современных установок и позволяет оптимизировать параметры работы турбопривода, а следовательно и всей установки в целом.

Характерной особенностью современных систем автоматического регулирования энергетических установок является их высокая функциональная насыщенность, что в свою очередь обусловлено интенсивным развитием и доступностью технических и программных средств автоматизации, насыщением рынка элементами и устройствами для решения задач автоматизации, возможностью обеспечить высокий уровень автоматизации всего процесса создания таких систем. Эти тенденции нашли отражение и при создании систем управления ТГУ с турбинами малой мощности.

Современные системы управления турбогенераторных установок построены на основе использования электромеханических приводов и микропроцессорной программируемой системы. Кроме решения основных задач регулирования [25], управления и контроля, связанных с обеспечением заданных характеристик основных параметров, к современным системам управления предъявляются и

дополнительные требования: сбор и обработка информации о параметрах установок, представление информации о текущем состоянии оборудования с отображением численных значений, световая и звуковая сигнализация при выходе контролируемых параметров из рабочего диапазона, ведение архивов событий предупредительных и аварийных ситуаций, вывод на панели оператора сообщений, управление вспомогательным оборудованием, управление установками на всех режимах работы. Отсюда требования к структуре построения агрегатных систем автоматизированного управления. Система управления должна быть построена по модульному принципу, включая основные компоненты: дроссельное парораспределение на основе перфорированного парового клапана, гидравлический следящий привод парового клапана, электромеханический следящий привод со встроенным микропроцессорным блоком управления, шкаф системы управления и контроля, пульт оператора на основе рабочей станции с расширением функций контроля и обработки данных.

Типовая схема АСУ ТГУ показана на рисунке 1.2. Из рисунка видно, что основной контур управления и обработки информации замкнут на быстрый программно-логический контроллер. Компьютер оператора на групповом щите управления связан по линии связи Ethernet с программно-логическим контроллером, сопряжение с которым обеспечивается применением специализированного модуля связи.

Функции АСУ должны обеспечить регулирование, обработку измеренных значений, выдачу задания управления: набор/сброс оборотов, нагружение турбины, стабилизация турбины при сбросе нагрузки, поддержание и ограничение давления пара, обеспечение режимов работы, щадящих материалы турбины за счет контроля термонапряжений и давлений, и формирование ограничения скорости изменения частоты вращения и мощности. Поэтому в структуре АСУ выделим локальные цифровые регуляторы турбопривода: регулятор скорости вращения, регулятор давления, регулятор мощности, регулятор положения клапанов.

Рисунок 1.2 - Функциональная схема типовой АСУ ТГУ

В результате получаем структурную схему автоматизированной системы управления турбогенераторной установки, которая показана на рисунке 1.3. На рисунке с целью сохранения наглядности представления используются следующие сокращения: БЗ - блок защиты, БОС - блок обратной связи, СРК - стопорно-регулирующий клапан, СП - сервопривод (гидравлический), ЗО - золотник отсечной, система РУЗ - система регулирования, управления и защиты, ТП -турбопривод, ТГ - турбогенератор, СУ В - система управления возбуждением, РЗА -релейные защиты автоматики, МИГ — плата с магнитными импульсными генераторами, СТК - система температурного контроля, ТХК — тахометрический контроль, СВК - система вибрационного контроля и контроля осевого смещения, ШУК - шкаф управления и контроля, БП - блок питания, АСУ ТП -автоматизированная система управления техническим процессом.

Рисунок 1.3 - Структурная схема системы РУЗ и САУ ТГУ

В структуре системы управления ТГУ явно выделяются три иерархические уровня управления: исполнительный (нижний), уровень системного управления и операторский уровень (верхний).

Исполнительный уровень представлен следящей системой управления сервоприводом СП, входящим в систему РУЗ. Эта замкнутая автоматическая система регулирует положение основного пароподающего клапана турбины - СРК. В результате перемещения клапана изменяется количество подаваемого на турбину

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Волков, Игорь Сергеевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. References [Электронныйресурс] // BCS Engineering, a.s. CZECH REPUBLIC: [сайт]. [2008]. URL: http://www.bcs-eng.cz/index.php71an g=en&sekce=reference (дата обращения: 27.12.2011)

2. Обзор современных ПТУ малой мощности (до 1000 кВт) [Электронный ресурс] [сайт]. [2010]. URL: http://stc-mtt.ru/wp-content/uploads/201 l/05/0004x.pdf (дата обращения: 21.11.2011)

3. Турбины геотермальные [Электронный ресурс] [сайт]. [2010]. URL: http://www.ktz.kaluga.ru/russian/turbines/table09.htm (дата обращения: 21.11.2011)

4. Турбины с противодавлением и с производственным регулируемым отбором пара [Электронный ресурс] [сайт]. [2010]. URL: http://www.ktz.kaluga.ru/russian/turbines/table08.htm (дата обращения: 21.11.2011)

5. Турбины конденсационные с понижающим редуктором [Электронный ресурс] [сайт]. [2010]. URL: http://www.ktz.kaluga.ru/russian/turbines/table06.htm (дата обращения: 21.11.2011)

6. Кирюхин В.И., Тараненко Н. М., Огурцова Е. П. [и др.]. Паровые турбины малой мощности КТЗ. М.: Энергоиздат, 1987. 216 с.

7. ГОСТ 24.104-85. Автоматизированные системы управления. Общие требования. М., 1986 (Единая система стандартов автоматизированных систем управления)

8. Kreiling J. Big Power On a Small Scale // The Journal. From Rockwell Automation and Our Partners. C. 16-21. [2011] [сайт] URL: www.rockwellautomation.com/theiournal (дата обращения: 27.11.2011)

9. Шолмов К. Смольный мечтает о революции в энергетике. СПб.: Газета Деловой Петербург, 2002

10. Шенец Л.В. Основные направления энергосбережения в республике Беларусь. Энергосовет № 7 (12) [сайт] [2010] URL: http://www.energosovet.ru/bul_stat.php?idd=100 (дата обращения: 29.05.2012)

11. Реконструкция турбогенератора в современных условиях [сайт] URL: http://www.gu-sta.ru/index.php?doc=rekonstrukcia-turbogeneratora (дата обращения 29.05.2012)

12. Бойков В.И., Волков И.С., Коровьяков А.Н. Экспериментальное определение информативности аналоговых каналов микроконвертеров, [текст]: статья/ Научно-технический вестник СПбГУ ИТМО. Вып. 38. СПб: СПбГУ ИТМО, 2007. 326 с.

13. Изерман Р. Цифровые системы управления: Пер. с англ. - М.: Мир; 1984. - 541 с.

14. Down R. ENOB Isnt't Always The Best Figure Of Merit, Electronic Design. [Дата публикации: 26.01.2011]. [сайт]. URL: http://electronicdesign.com/print/analog-and-mixed-signal/ENOB-Isn-t-Always-The-Best-Figure-Of-Merit.aspx (последнее обращение 15.04.2011)

15. Бененсон Е.И., Иоффе JI.C. Теплофикационные паровые турбины, [под ред. Бузина Д.П.]. Изд. 2-е перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 271 с. ил.

16. Веллер В.Н. Регулирование и защита паровых турбин. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 104 е., ил.

17. Карташев И.И., Тульский В.Н., Шамонов Р.Г. [и др.]/ Управление качеством электроэнергии, [под ред. Шарова Ю.В.]. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. -320 с.

18. Манушин Э.А. Комбинированные энергетические установки с паровыми и газовыми турбинами. // Итоги науки и техн. ВИНИТИ. Сер. Турбостроение. -1990.-4.-С. 184

19. Николаев В.И. Контроль работы судовых энергетических установок, чЛ. Элементы теории. J1.: «Судостроение», 1965

20. Николаев В.И. Контроль работы судовых энергетических установок, ч.П. Методы и приборы контроля. JL: «Судостроение», 1968

21. Захаров И.Г., Арефьев Я.Д. [и др.] Научные проблемы корабельной энергетики [Электронный ресурс] / Автоматизированные системы управления

техническими средствами [сайт]. [2009]. URL:

http://flot.com/science/se 1 .htm?print=Y#ACy (дата обращения: 20.12.2011)

22. Как работают аналогово-цифровые преобразователи и что можно узнать из спецификации на АЦП? [Электронный ресурс ] // Журнал "Компоненты и технологии", № 3'2005 [сайт]. [2005]. URL: http://www.efo.ru/doc/Silabs/Silabs.pl72089 (дата обращения: 27.04.2010)

23. Соболев Л.Г. Комплексная автоматизация судовых паротурбинных установок. Л.: «Судостроение», 1967

24. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины.— 2-е изд., перераб. и доп.— М.: Энергоатомиздат, 1990.— 640 с.

25. Шифрин М.Ш. Автоматическое регулирование судовых паросиловых установок. - Л.: СУДПРОМ ГИЗ, 1963. - 587 е., ил

26. Отгрузили турбоагрегат // газета Деловой Петербург, [сайт]. URL: http://dp.ru (дата обращения: 15.11.2011)

27. Электрические машины для непосредственного привода приборных систем. СПб: НПО «Азимут», 1991

28. Jonathan Е Proesel. Flash analog-to-digital converter design based on statistical postsilicon calibration. PhD dissertation. Carnegie Mellon University, USA [сайт]. [2010]. URL: http://www.grin.com/en/doc/246634/flash-analog-to-digital-converter-design-based-on-statistical-post-silicon (датаобращения 30.05.2012)

29. ГОСТ 28969-91. Турбины паровые стационарные малой мощности. Общие технические условия. [Переиздание]. М., 2004

30. Общие данные, описание. / Модули аналогового ввода/вывода. // Платформа автоматизации ModiconPremium. [сайт]. [2009]. С. 4/8 URL: www.aton-stroy.ru/files/aton_cat_schneider_file7012.pdf (дата обращения: 09.04.2012)

31. ПаужетскаяГеоЭС на Камчатке увеличит мощность на 2,5 МВт к концу 2012 г [сайт]. [2012]. URL: http://neftegaz.ru/news/view/102910 (дата обращения 13.06.2012)

32. LauriPalmroth, VesaHoltta. Rapid control prototyping in test sequence design for condition monitoring of a hydraulic valve, [сайт]. [2004]. URL: http://www.sim-serv.com/pdf/whitepapers/whitepaper_93.pdf (дата обращения: 9.06.2012)

33. VesaHoltta, LauriPalmroth, Lasse Eriksson. Rapid control prototyping tutorial with application examples. [сайт]. [2004]. URL: http://www.sim-serv.com/pdf/whitepapers/whitepaper_88.pdf (дата обращения: 9.06.2012)

34. Майк Диккенс. Ускоренное прототипирование и полунатурное моделирование. // Control Engineering Россия [сайт]. [2006]. URL: http://controlengrussia.coni/artvkul/article/uskorennoe-prototipirovanie-i-polunaturnoe-modelirov/ (дата обращения: 13.06.2012)

35. Бейкер Б. Улучшение характеристик ИОН [Текст] // Электронные компоненты. -2010.-№12.-С. 83

36. Первый отечественный 16-разрядный микроконвертер на базе MCS-96 [Текст] / Смерек В. [и др.] // Электронные компоненты. - 2010. - № 12 . - С. 79

37. Rapid virtual prototyping and Operational Monitoring of PLC-Based Control System [Текст] / Kwan Нее Han [идр.] // International Journal of Mathematics and Computers in Simulation. 2011. - №11. T.5 [сайт]. [2006]. URL: www.naun.org/multimedia/NAUN//mcs/20-471 .pdf (дата обращения 19.06.2012)

38. Toshiba small/mediun steam turbine generators. [сайт]. URL: www.tic.toshiba.com.au/product_brochures_and_reference_lists/msctb.pdf (дата обращения обращение 25.06.2012)

39. Toshiba microprocessor aided power - dynamic stream. [сайт]. www.tic.toshiba.com.au/product_brochures_and_reference_lists/tosmapds.pdf (дата обращения обращение 25.06.2012)

40. ПТК для энергетики и водного хозяйства: "SymphonyPlus" Управление турбоагрегатом: "S+ Turbine". [сайт]. URL: http://www05.abb.com/global/scot/scot354.nsf/veritvdisplav/b06e3bd6d9064b8ccl25 79а400536185/$file/3BUS095410 L ru Symphony Plus Condition Monitoring.pdf (дата обращения 24.06.2012)

41. SteamTurbine. [сайт]. URL: http://www.abb.ru/product/ru/9AAC 172103.aspx (дата обращения 24.06.2012)

42. Артомонов Г.Г., Тюрин В.Д. Анализ информационно-управляющих систем со случайным интервалом квантования сигнала по времени. М.: Энергия, 1977

43. Аршинов М.Н., Баранов JI.A. Расчёт оценок погрешностей и помехоустойчивости при временной дискретизации случайных сигналов с восстановлением по методу наименьших квадратов / Моск. ин-т инж. ж.-д. трансп. М., 1987. Деп в ВИНИТИ №6824-В87

44. АСУТП Газотурбинных ТЭЦ 009 20 и 40 МВт Назначение, функции. Схемы и интерфейсы [текст] // Искусство автоматизации История успеха Schneider-Electric, вып. 1. С. 85

45. Баранов J1.A. Временная дискретизация случайных сигналов с восстановлением по методу наименьших квадратов. М.: Моск. ин-т инж. ж.-д. трансп, 1987 (Деп в ВИНИТИ. №4481-В87)

46. Баранов JI.A. Динамические погрешности аналого-цифровых преобразователей при случайном входном сигнале // Автоматика и Телемеханика. 1974. №1

47. Баранов JI.A. Квантование по уровню и временная дискретизация в цифровых системах управления. -М.: Энергоатомиздат, 1990. - 304 е.: ил.

48. Баранов JI.A. Математические модели аналого-цифровых преобразователей с восстанавливающими устройствами // Автоматика и Телемеханика. 1976. №12

49. Баранов JI.A. Статистические погрешности преобразования частоты и временных интервалов в код // Метрология. 1974. №7

50. Баранов JI.A., Костырев В.Ф. Оценки вероятности контроля нормированных параметров при наличии систематических и случайных погрешностей // Пр. омск. ин-та инж. ж.-д. трансп., 1976

51. Бойков В.И., Волков И.С., Коровьяков А.Н. [и др.]. Оптико-электронная система навигации мобильного робота, [текст]: статья/ Научно-технический вестник СПбГУ ИТМО. Вып.ЗЗ. СПб: СПбГУ ИТМО, 2006. 256 с.

52. Бойков В.И., Быстров С.В., Волков И.С. [и др.]. Экспериментальная оценка показателей аналого-цифровых преобразователей микроконтроллеров, [текст]:

статья/ Изв. вузов. Приборостроение. Т. 50, №11, СПб: СПбГУ ИТМО, 2007. С. 73—76.

53. Гитис Э.И., Пискунов Е.А. Аналого-цифровые преобразователи. М.: Энергоиздат, 1981

54. Денисенко В. Повышение точности путем многократных измерений [Текст]. Ч.

1 // Современные технологии автоматизации. - 2009. - №4. - С. 96-99. - ISSN 0206-975Х

55. Денисенко В. Повышение точности путем многократных измерений [Текст]. Ч.

2 // Современные технологии автоматизации. - 2010. - №1. - С. 98-102 . - ISSN 0206-975Х

56. Дубовой В.М., Кветный Р.Н., Маликов В.Т. Исследование преобразования информационно-энергетических характеристик сигналов с целью анализа синтеза и оптимизации измерительных устройств и систем на основе информационно-энергетических критериев. М., 1982.

57. Ефимов В.М., квантование по времени при измерении и контроле. М.: Энергия, 1969

58. Кавалеров Г.И., Мандельштам С.М. Введение в информационную теорию измерений. М: Энергия, 1974

59. Касаткин A.C., Кузьмин И.В. Оценка эффективности автоматизированных систем контроля. М.: Энергия, 1967

60. Кестер У. Как выбрать тип АЦП для ваших приложений [Электронный ресурс] // Электроника: Наука, Технология, Бизнес. Калуга: ОАО «КТС», 2006. №4 (70). С. 12-17 [сайт] URL: www.electronics.ru/files/article pdf/0/article_735_32.pdf (дата обращения: 02.04.2012).

61. Колмогоров А.Н., Три подхода к определению понятия количества информации. - В кн.: «Проблемы передачи информации». Т.5., вып. 3. М.: АН СССР, 1969

62. Косовская О.В., Северин В.П. Параметрический синтез регуляторов системы управления паровой турбиной АЭС методами векторной оптимизации в среде

MATLAB //Проектирование инженерных и научных приложений в среде MATLAB // Труды V международной научной конференции, Харьков, 2011

63. Костюк А.Г., Куменко А.И., Некрасов A.JI. и др. Экспериментальный анализ пульсаций давления в паропроводящих органах турбоагрегата // Теплоэнергетика. 2000. №6, С. 50-57.

64. Кузьмин И.В. Оценка эффективности автоматических систем контроля и управления. Харьков.: Изд. ХВКИУ, 1966

65. Кузьмин И.В. Элементы вероятностных моделей АСУ. М.: Советское радио, 1975

66. Куменко А.И. Совершенствование расчётно-экспериментальных методов исследования динамических характеристик элементов турбоагрегата. Автореферат дисс. докт. техн. наук.: М.: МЭИ. 199 г.

67. Лузин И.П. Физическая (энергетическая) и информационная составляющая экономики (роль и место в развитии общества) // Журнал Эмитент. Существенные факты. События и действия №16 (232), 2008.

68. Маликов В.Т., Дубовой В.М. [и др.] Анализ измерительных информационных систем. Ташкент: Фан, 1984

69. Маликов В.Т., Дубовой В.М., Кветный Р.Н. Исследование и оптимизация информационных характеристик устройств контроля. Киев: Знание, 1983

70. Методика определения экономической эффективности автоматизированных систем управления предприятием и объединением [текст]. М.: Статистика, 1979

71. Николаев В.И. Информационная теория контроля и управления (в приложении к судовым энергетическим установкам) — Л.: Судостроение, 1973

72. Николаев В.И. Определение времени, затрачиваемого оператором на решение задач по управлению судовой энергетической установкой. - М., «Известия АН СССР». «Энергетика и транспорт», 1965

73. Новицкий П.В. Основы информационной теории измерительных устройств. М.: Энергия, 1967

74. Новицкий П. В., Зоограф И. А. Оценка погрешностей результатов измерений. -2-е изд., перераб. и доп. [Текст]:/ JL: Энергоатомиздат. Лениград. отд-ние, 1991.-304 е.: ил.

75. Новицкий П.В., Зоограф И.А., Лабунец B.C. Динамика погрешностей средств измерений. [Текст]: / Л.: Энергоатомиздат, 1990.—192 с

76. Новосёлов О.Н., Фомин А.Ф. Основы теории и расчёта информационно-измерительных цепей. М.: Машиностроение, 1980

77. Орешков A.A., Волков И.С., Камнев Д.А. Меры оценки количества информации пространственного сигнала, [текст]: статья/ Научно-технический вестник СПбГУ ИТМО. Вып. 47. СПб: СПбГУ ИТМО, 2008. - 214 с.

78. Орнатский П.П. Теоретические основы информационно-измерительной техники. Киев: Вища школа, 1976

79. Рабинович В.И., Цапенко М.П. Информационные характеристики средств контроля и измерения М.: Энергия, 1968

80. Росин М.Ф. Статистическая динамика и теория эффективности систем управления. М.: Машиностроение, 1970

81. Системная конфигурация SIL 2 Allen-Bradley ® ControlLogix ® сертифицирована TUV на безотказность // Integratedarchitectrure ™ С. 67 [сайт] [2008]

URL: http://literature.rockwellautomation.com/idc/groups/literature/documents/br/ia-br004 -en-p.pdf

82. Современные технологии автоматизации [Текст]. М.: СТА-ПРЕСС, 2009. №4

(53). - ISSN 0206-975Х

83. Современные технологии автоматизации [Текст]. М.: СТА-ПРЕСС, 2010. №1

(54). - ISSN 0206-975Х

84. Стратонович Р.Л., Гришанин Б.А. Ценность информации при невозможности прямого наблюдения оцениваемой величины // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика. 1966. №3

85. Темников Ф.Е., Афонин В.Д., Дмитриев В.И. Теоретические основы информационной техники. М.: Энергия, 1979

86. Туз Ю.М. Структурные методы повышения точности измерительных приборов. Киев: Вища школа, 1976

87. Тюрин Ю.Н., Макаров А.А. Статистический анализ данных на компьютере/Под ред. В.Э.Фигурнова - М.:ИНФРА-М, 1998. - 528 е., ил.

88. Федянина К.Б., Северин В.П. Синтез интеллектуальных систем управления паровой турбиной АЭС в среде MATLAB по векторному критерию. //Проектирование инженерных и научных приложений в среде MATLAB // Труды V международной научной конференции, Харьков, 2011

89. Хвощ С.Т., В.В. Дорошенко, В.В. Горовой. Организация последовательных мультиплексных систем автоматического управления JL: Машиностроение, 1989

90. Цапченко М.П. Измерительные информационные системы. М.: Энергия, 1974

91. Шастова Г.А. Кодирование и помехоустойчивость передачи телемеханической информации. M.-JT.: Энергия, 1974

92. Analog digital conversion, [под ред.] Kester W. // Ch. 3.3: Sigma-delta Converters / Kester W., Bryan J. / Analog Devices, Inc. USA, 2004. - ISBN 0-916550-27-3

93. Dombrosky, J., Kure-Jensen, J., Westphal, В., and Drummond, T. Turbine Digital Control and Monitoring (DCM) System. ASME, 1988 (88-JPGC/Pwr-33)

94. Histogram Testing Determines DNL and INL Errors. // APPLICATION NOTE 2085: [2003]. [Ссылка в сети Интернет]. URL: http://www.maxim-ic.com/appnotes. cfm/ appnote_number/2085

95. Istvan Kollarl, Jerome J. Blair. Improved Determination of the Best Fitting Sine Wave in ADC Testing // Manuscript IM-4462, revised and resubmitted to IEEE Trans. Instrumentation and Measurement, June 30, 2005.

96. Johnson, D., Miller, R.W., and Raven, W.I. SPEEDTRONIC™ Mark V Gas Turbine Control System. GE Power Generation Paper, 1991 (GER-3658A)

97. Kure-Jensen, J. and Barker, W. SPEEDTRONIC™ mark V Steam Turbine Control System. GE Power Generation Paper, 1996 (GER-3687c)

98. Kure-Jensen, J., and Hanisch, R. Integration of Steam Turbine Controls into Power Plants. EC, 1989 (89 JPGC 863-2)

99. E. Kohler, J. Messier. Tradeoffs in New-generation ADCs // EEWeb Electrical

URL: http://www.eeweb.com/blog/tamara_schmitz/balancing-the-tradeoffs-in-new-generation-adcs (датаобращения: 11.10.2012).

100. M. Rowe. How do ADCs work? // Test & Measurement World [сайт] [2002] URL: http://www.tmworld.eom/design/design-and-prototyping/4383626/How-do-ADCs-work- (дата обращения: 11.10.2012).

101. W. Kester. Which ADC Architecture Is Right for Your Application? // Analog Dialogue, vol. 39 [сайт] [2005] URL: http://www.analog.com/library/analogDialogue/archives/39-06/architecture.html (дата обращения: 11.10.2012).

102. B.C. Baker. The Real World Versus Your ADC // Electronic Design [сайт] [2012] URL: http://electronicdesign.com/article/analog-and-mixed-signal/real-world-adc-74421 (дата обращения: 11.10.2012).

103. В. Klein. SIGNAL CHAIN BASICS Series (Part 4): Introduction to analog/digital converter (ADC) types // Electronic Industry News [сайт] [2007] URL: http://www.eetimes.com/design/automotive-design/4010005/SIGNAL-CHAIN-BASICS-Series-Part-4—Introduction-to-analog-digital-converter-ADC-types (дата обращения: 11.10.2012).

104. Волков И. С., Николаев Н. А., Волков С. Ю. Применение микропроцессорного комплекса в задачах управления турбогенераторной установкой // Молодые учёные - промышленности Северо-Западного региона: материалы конференций политехнического симпозиум. - СПб.: Изд-во Политехи. Ун-та, 2010. - 250 с.

105. Волков И.С., Экспериментальное исследование эффективности фильтрации сигналов в АСУ турбогенератора // Сборник тезисов докладов конференции молодых ученых, Выпуск 1. Труды молодых ученых / Главный редактор д.т.н., проф. В.О. Никифоров. - СПб: СПбГУ ИТМО, 2011. - 295 с.

Engineering

Community

[сайт]

[2011]