Внедрение АСУ ТП
турбоустановки
Автоматизированная система управления технологическим процессом (далее АСУ ТП) — комплекс программных и технических средств, предназначенный для автоматизации управления турбоустановкой.
АСУ ТП строится как распределенная, иерархическая, многофункциональная система, выполняемая на базе программно-технического комплекса, выбор которого согласуется с Заказчиком.
АСУ ТП представляет собой распределенную систему (см. рис. 1), т.е. сбор информации осуществляется по месту с преобразованием сигналов в цифровой вид. Далее, по промышленной сети передачи данных, информация поступает в контроллер. Такое построение системы позволяет упростить монтаж, уменьшить количество кабеля, облегчает обслуживание и диагностику системы.
Функции АСУ ТП
АСУ ТП выполняет следующие основные функции:
1. Измерение, контроль и представление технологических параметров.
2. Дистанционное и автоматическое управление регулируемыми параметрами.
3. Защиты турбоустановки.
4. Архивация значений параметров турбоустановки, аварийных событий, вывод необходимой информации на внешние носители.
Структура АСУ ТП включает следующие уровни:
-
нижний уровень (уровень технологических систем управления), состоящий из отдельных микропроцессорных контроллеров, выполняющих сбор и обработку информации для базы данных системы. Они реализуют следующие управляющие функции: технологические защиты, локальные защиты и блокировки агрегатов и технологических систем, автоматическое включение резерва работающих механизмов, автоматическое резервирование технологических параметров, реализация приоритетов управления исполнительными механизмами;
-
верхний уровень (уровень оперативного контура управления), состоящий из пульта управления, расположенного на ГрЩУ или БЩУ, который реализует представление информации на дисплеях, автоматическое и дистанционное управление исполнительными механизмами, изменение режимов работы, звуковую и визуальную сигнализацию, ведение долгосрочного и краткосрочного архива данных.
Измерение и контроль параметров
На турбоустановке устанавливаются датчики с унифицированными выходными сигналами для измерения параметров. Сигналы заводятся в шкафы удаленного ввода-вывода, где происходит их преобразование для дальнейшей передачи в контроллер. В контроллере полученные данные масштабируются, проверяются на достоверность, КЗ и обрыв. Если какой-то сигнал не проходит проверку, на верхнем уровне формируется соответствующее сообщение.
Использование в АСУ ТП распределенной системы позволяет расширять список сигналов и после ввода системы в эксплуатацию.
На верхнем уровне реализуется настройка аналоговых сигналов, что позволяет заменять датчики АСУ ТП на работающей турбине без дополнительного перепрограммирования.
Дистанционное и автоматическое управление
Внедрение АСУ ТП турбоустановки предполагает реконструкцию системы автоматического регулирования турбины (САР) с заменой существующих гидромеханических регуляторов на электронные и демонтажом существующих автомата безопасности и блока золотников автомата безопасности.
Для управления сервомоторами по командам контроллера устанавливаются электрогидравлические преобразователи (ЭГП).
В новой САР реализуются следующие регуляторы:
-
регулятор частоты вращения турбины – поддерживает частоту вращения ротора с точностью ±1об/мин, что позволяет турбине участвовать в первичном регулировании частоты;
-
регулятор активной электрической мощности – поддерживает электрическую мощность турбины с точностью ± 0,3 МВт, что позволяет участвовать во вторичном регулировании частоты и выполнять региональный диспетчерский график;
-
регулятор производственного отбора пара – поддерживает давление пара в отборе с точностью ±0,5кгс/см2;
-
регулятор теплофикационного отбора пара – поддерживает давление пара в отборе с точностью ±0,1кгс/см2 или температуру сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей с точностью ± 0,5 ОС.
В АСУ ТП также предусмотрены локальные регуляторы турбоустановки, в том числе, регулятор уровня в конденсаторе, регулятор пара на уплотнения и другие.
Защиты турбоустановки
В АСУ ТП предусматриваются все необходимые защиты, в том числе по следующим параметрам:
-
Осевое смещение ротора;
-
Понижение давления в системе смазки;
-
Повышение частоты вращения турбины;
-
Повышение давления в конденсаторе и другие.
Для защиты турбины от разгона предусмотрен электронный автомат безопасности, в состав которого входят шесть датчиков частоты вращения турбины. Датчики попарно объединены в три канала измерения и реализуют принцип защиты «два из трех».
В состав АСУ ТП также входит электрическая защита от повышения давления пара в отборах турбины, которая позволяет демонтировать предохранительные клапаны отборов. При превышении давления в отборе сверх допустимого, защита прикрывает сервомотор высокого давления, разгружая турбину. Если давление в отборе продолжает увеличиваться – закрывается стопорный клапан.
Верхний уровень АСУ ТП
Верхний уровень представляет собой операторскую станцию с мониторами и клавиатурой с установленной SCADA системой. Основными элементами, отображаемыми на мониторах АСУ ТП, являются:
-
Мнемосхема турбоустановки с текущими параметрами;
-
Графики изменения параметров;
-
Настройки АСУ ТП, в том числе, настройка аналоговых сигналов, защит, регуляторов, блокировки регуляторов;
-
Окно с отображением сообщений, предупреждений и аварийных событий.
Срок выполнения работ
Общий срок проведения работы составляет ориентировочно 4 месяца. Из них 3 месяца требуется на выполнение проекта и комплектацию системы и около 30 дней необходимо для работ на объекте с остановом турбины. Наладка АСУ ТП на работающей турбине занимает 10-15 дней.
При внедрении АСУ ТП турбоустановки АО "УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ" обеспечивает:
-
выпуск проектной документации, документации по эксплуатации и обслуживанию АСУ ТП;
-
изготовление необходимых узлов и деталей для реконструкции САР;
-
поставку аппаратуры, кабеля, датчиков;
-
монтаж и наладку системы на объекте;
-
обучение обслуживающего персонала.
По данному проекту АО "УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ" выполнены работы на турбине АТ-25-1 ЦЭС АО «ММК» в г.Магнитогорске.