АСУ ТП котлоагрегата
САУГ/АСУГ
АСУ ТП турбоагрегата
Автоматизированная ЭГСР паровой турбины
САР ЧВ паровой турбины
АСУ ТП ГРП
АИИС водоподготовки
Автоматизация ПТНА энергоблоков ТЭЦ / ГРЭС
АСУ ТП ТЭЦ/ТЭС
АСУ ТП ГТЭС
ИАСКУЭ
АСДКУЭ электросетевой компании
АСДУ энергосистемой
АСУ энергоснабжением предприятия
Система телемеханики предприятия
Тренажеры для операторов
Тренажёры для персонала цеха АСУ ТП
Модернизация ЭГСР паровой турбины Ново-Стерлитамакской ТЭЦ
Современные требования к теплотехническому оборудованию и уровень автоматизации стимулируют предприятия генерации комплектовать электрогидравлическими системами регулирования (ЭГСР) как вновь изготавливаемые турбины, так и турбины, находящиеся в эксплуатации.
В Башкирской генерирующей компании (БГК) планомерно решается задача оснащения/модернизации ЭГСР паровых турбин ТЭЦ для обеспечения надежного и качественного управления, регулирования основных параметров во всех допустимых технологических режимах работы, а также в аварийных ситуациях.
На Ново-Стерлитамакской ТЭЦ модернизирована ЭГСР паровой турбины ПТ-60-130/13 ЛМЗ ст.№1 с интеграцией в существующую АСУТП. Проект выполнен на базе типового технического решения компании КРУГ, ранее уже внедрённого на нескольких ТЭЦ БГК.
Ново-Стерлитамакская ТЭЦ входит в Башкирскую генерирующую компанию. Станция предназначена для покрытия тепловых нагрузок предприятий Стерлитамака и отопления города. Установленная электрическая мощность – 255 МВт, тепловая – 1511,2 Гкал/ч. В качестве основного топлива используется магистральный природный газ, в качестве резервного – мазут.
В рамках проекта был заменен шкаф управления ЭГСР с устаревшим оборудованием. Новый шкаф оснащен современными резервируемыми контроллерами и микропроцессорными позиционерами DevLink-А10.АIO-3UI/3UI производства НПФ «КРУГ». Интеграция ЭГСР в состав существующей АСУТП турбины позволяет оперативному и обслуживающему персоналу видеть целостную картину технологического процесса и осуществлять управление и настройку из одной системы, с одного АРМ. Такой подход исключает влияние человеческого фактора и минимизирует вероятность возникновения аварийных и нештатных ситуаций.
Существующая АСУТП турбины и система ЭГСР функционируют на базе программно-аппаратного комплекса ПТК КРУГ-2000® (ПАК ПТК КРУГ-2000).
Состав и основные функции ЭГСР
Шкаф автоматики ЭГСР оснащен микропроцессорными промышленными контроллерами TREI-5B-04 Standard.
Промышленный контроллер включает:
- резервируемые блоки питания
- резервируемые процессорные модули
- резервируемую локальную сеть для связи с верхним уровнем (через коммутаторы Ethernet)
- выделенную локальную сеть для «зеркализации» данных резервируемых процессорных модулей
- модули аналогового и дискретного ввода/ввода
- модули микропроцессорных позиционеров DevLink-А10.АIO-3UI/3UI
- модули универсального ввода-вывода сигналов.
В контроллере выполняются задачи:
- поддержание заданной частоты вращения ротора турбины с заданной неравномерностью регулирования путем воздействия на сервомотор высокого давления (СМВД)
- поддержание на заданном уровне активной электрической мощности генератора с нулевой неравномерностью путем воздействия на сервомотор СМВД и коррекцией задания мощности по частоте
- поддержание заданного давления пара в производственном отборе путем воздействия на сервомотор среднего давления (СМСД)
- поддержание заданного давления пара в теплофикационном отборе путем воздействия на сервомотор низкого давления (СМНД)
- ограничительное регулирование минимального снижения давления свежего пара (путем разгрузки турбины)
- ограничительное регулирование максимального давления пара в производственном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
- ограничительное регулирование максимального давления пара в теплофикационном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
- управление от сигналов аппаратуры противоаварийной автоматики станции
- предварительная защита с дифференцированием значения скорости вращения турбины
- дополнительная защита от отказов каналов измерения скорости или превышения скорости вращения турбины выше 3400 об/мин, защита от потери сигнала датчиков частоты.
Управление сервомоторами СМВД, СМСД, СМНД турбины осуществляется посредством микропроцессорных позиционеров DevLink-А10.АIO-3UI/3UI производства НПФ «КРУГ», которые подключаются к ведущему блоку контроля частоты. Позиционеры подключены к процессорным модулям контроллера по цифровому интерфейсу RS485, что позволяет вести с ними информационный обмен в режиме реального времени, а также осуществлять настройку (без останова турбины).
Непосредственно в процессорных модулях контроллера осуществляется ведение быстрых архивных лент для фиксации изменения рабочих параметров турбины с течением времени.
Резервируемые процессорные модули объединены дополнительной выделенной локальной сетью для «зеркализации» оперативной и архивной базы данных.
В шкафу автоматики ЭГСР размещена локальная сенсорная панель управления (ЛПУ), обеспечивающая человеко-машинный интерфейс для визуализации оперативной информации и управления турбиной «по месту». Связь ЛПУ с контроллером выполняется по сети Ethernet. Оперативная информация и архивы передаются с контроллерного уровня на резервируемые серверы единой АСУТП турбины.
Общая информационная мощность подсистемы ЭГСР
- Входных аналоговых переменных – 290
- Входных дискретных переменных – 370
- Выходных аналоговых переменных – 27
- Выходных дискретных переменных – 140
- Переменных ручного ввода – 952
- Общее количество контуров регулирования – 18.
Пример мнемосхемы «Панель задатчиков»
В управлении АСУТП (включая ЭГСР) задействованы резервируемые серверы, совмещенные с автоматизированными рабочими местами операторов – АРМ1, АРМ2 (с функциями архивирования), а также инженерная станция ЭГСР.
Основной особенностью системы, выводящей ее на более высокий качественный уровень, является реализация на единых средствах комплексного решения по автоматизации турбоагрегата (включая ЭГСР). Это позволяет оперативному и обслуживающему персоналу видеть целостную картину технологического процесса и осуществлять управление и настройку с единого АРМ. Такой подход исключает влияние «человеческого фактора» и минимизирует вероятность возникновения аварийных и нештатных ситуаций
Типовое решение Автоматизированная электрогидравлическая система регулирования паровой турбины ТЭЦ является совместной разработкой ООО НПФ «КРУГ» и ТОО «Карагандинский турбомеханический завод (КТМЗ)», которая осуществлялась под эгидой Башкирской генерирующей компании (ПАО «Интер РАО»).
Ранее выполненные внедрения:
- ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2
- В АСУТП турбины ПТ-60-130/13 ст.№7 Уфимской ТЭЦ-4 с интеграцией системы ЭГСР
- АСУТП турбины Р-50-130/13 ЛМЗ ст.№9 Уфимской ТЭЦ-4
- ЭГСР паровой турбины ПТ-24-8,8/1,0/0,12 ст. №6 Уфимской ТЭЦ-1
- ЭГСР паровой турбины Т-110/120-12,8 ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2.
Внедрения:
