Реконструкция автоматизированной системы управления турбоагрегатом

1204 0 0

В статье описан опыт реконструкции автоматизированной системы технологического процесса управления турбоагрегатом станции № 11 «AES Усть-Каменогорская ТЭЦ» в городе Усть-Каменогорске Восточно-Казахстанской области, выполненной ТОО «Си-нетик» (Усть-Каменогорск). Особое внимание уделяется вопросам обеспечения высокой надёжности и требуемого уровня безопасности.

Павлов Андрей, Шишкин Александр, Узденбаев Жанбай, Даутов Мерхат

Введение

В целях увеличения мощности станции и снижения энергодефицита в Восточно-Казахстанской области ТОО «AES Усть-Каменогорская ТЭЦ» в 2013 году провело реконструкцию турбоагрегата № 11 с увеличением мощности турбины на 20 МВт. Обеспечение современных требований управления, во многом определяемых эксплуатационными характеристиками оборудования, потребовало внедрения полномасштабных интегрированных АСУ ТП.
В данной статье рассматриваются основные технические решения, принятые при построении АСУ ТП турбоагрегата. В качестве объекта автоматизации выступает паровая турбина типа Т-100-130 Уральского турбомоторного завода.

Описание объекта автоматизации

Паровая турбина типа Т-100-130 Уральского турбомоторного завода номинальной мощностью 100 тыс. кВт при частоте вращения 3000 об/мин, с компенсацией пара и двухступенчатым подогревом сетевой воды предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ 120-2 мощностью 100 тыс. кВт с водородным охлаждением. Номинальная суммарная величина отопительных отборов 160 Гкал/ч/ 310 т/ч.
После проведённой в 2013 году модернизации, в ходе которой был заменён цилиндр высокого давления, модернизирован цилиндр среднего давления и установлена новая система возбуждения, мощность турбоагрегата была увеличена до 120 МВт. Также в ходе модернизации турбина была оснащена электрогидравлической системой регулирования и защит (ЭЧСРиЗ).
Турбина рассчитана на работу со свежим паром при давлении 130 ат и температуре +550°С, измеренными перед автоматическим стопорным клапаном. Расчётная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор +20°С. Номинальное количество охлаждающей воды 16 000 м³/час.
Так как данный объект относится к категории повышенной промышленной опасности, предъявляются высокие требования к надёжности системы. В связи с этим было решено обеспечить резервирование управляющих контроллеров нижнего уровня и серверов верхнего уровня.

Назначение системы автоматизации

Основным назначением АСУ ТП является обеспечение эффективного контроля и управления технологическим процессом с использованием программных автоматических регуляторов, а также реализация функций противоаварийных автоматических защит. Внедрённая АСУ ТП разработана взамен существовавшей морально устаревшей системы управления (рис. 1).

Рис. 1. Групповой щит управления (ГрЩУ) – рабочее место машиниста турбоагрегата

Основными выполняемыми системой функциями являются:

представление технологической информации на экранах мониторов в виде мнемосхем с различной степенью детализации;
сигнализация и регистрация сообщений о превышении аварийных, предупредительных и технологических границ;
долговременное архивирование измеренных значений технологических параметров;
формирование отчётной документации;
диагностика работоспособности системы;
обеспечение связи и управления электрогидравлической системой регулирования и защит турбоагрегата, разработанной ООО «НПФ «Ракурс»;
реализация функций технологических защит на отключение турбоагрегата и ПВД (подогреватель высокого давления);
реализация функций технологических блокировок по снижению давления масла в системе смазки и водородного уплотнения генератора;
реализация функций технологических блокировок по повышению уровней в подогревателях сетевой воды ОБ-1 и ОБ-2, по понижению давления в ПВД-5 и повышению уровня в ПНД-2 (подогреватель низкого давления);
реализация функций АВР (автоматический ввод резерва) конденсатных насосов (КЭН – конденсатные электронасосы и КБН – конденсатные бойлерные насосы);
автоматическое поддержание уровня конденсата в конденсаторе;
автоматическое поддержание уровня конденсата в подогревателях низкого давления ПНД-1…ПНД-4;
автоматическое поддержание уровня конденсата в подогревателях высокого давления ПВД-5…ПВД-7;
автоматическое поддержание уровня конденсата в пиковых бойлерах ПБ-7...ПБ-9;
автоматическое поддержание уровня конденсата в подогревателях сетевой воды ОБ-1 и ОБ-2;
автоматическое поддержание давления пара в коллекторе уплотнений;
автоматическое поддержание давления пара перед эжекторами;
автоматическое поддержание давления пара после РОУ-10…РОУ-12 (редукционно-охладительное устройство);
автоматическое поддержание температуры пара после РОУ-10...РОУ-12.

На рис. 2–5 представлены реализованные в системе мнемосхемы.

Рис. 2. Главная мнемосхема турбоагрегата

Рис. 3. Мнемосхема термоконтроля турбоагрегата

Рис. 4. Мнемосхема маслосистемы турбоагрегата

АСУ ТП турбоагрегата включает в себя также контуры управления технологическим оборудованием бойлерной VII очереди:

автоматическое поддержание уровня конденсата в подогревателях высокого давления ПВД-12-1 и ПВД-12-2;
автоматическое поддержание уровня конденсата в пиковых бойлерах ПБ-10…ПБ-15;
автоматическое поддержание уровня конденсата в охладителях конденсата ОК-1…ОК-3;
автоматическое поддержание уровня конденсата в ПСВТ;
автоматическое поддержание давления пара после РОУ-14…РОУ-18;
автоматическое поддержание температуры пара после РОУ-14…РОУ-18.

На рис. 6, 7 представлены мнемосхемы, иллюстрирующие данные функции.

Рис. 6. Мнемосхема автоматического поддержания давления пара в бойлерной VII очереди

Рис. 7. Мнемосхема АСУ ТП бойлерной VII очереди

Структура системы

Нижний уровень системы спроектирован на базе резервированного контроллера Siemens S7-416-5H со станциями ввода-вывода ET200M, которые осуществляют сбор и обработку технологических параметров и выдают управляющие воздействия на исполнительные механизмы. Станции ввода-вывода ET200M поддерживают функцию «горячей» замены, то есть позволяют заменять функциональные модули, не отключая контроллер и не прерывая технологический процесс. Связь между контроллером и станциями ввода-вывода ET200M осуществляется по резервированной сети PROFIBUS DP (рис. 8, 9).

Рис. 8. Шкафы управления АСУ ТП турбоагрегата на ГрЩУ

Рис. 9. Шкаф управления с резервированным контроллером S7-416-5H

Верхний уровень системы представляет собой резервированный сервер PCS7 OS Server Redundancy, к которому в качестве клиентов подключены АРМ машиниста № 1 и АРМ машиниста № 2. Каждый из АРМ машинистов укомплектован двумя мониторами диагональю 23 дюйма (рис. 10).

Рис. 10. Рабочее место машиниста турбоагрегата

Разработка программного обеспечения и техническое сопровождение проекта АСУ ТП осуществляется с инженерной станции АСУ ТП.

Передача данных между контроллером S7-400H и сервером БД производится по промышленной резервированной сети Industrial Ethernet «электрическое кольцо» с пропускной способностью до 100 Мбит/с. Связь между АРМ и сервером БД осуществляется по терминальной сети Industrial Ethernet.

Данные предоставляются в технологическую сеть ТОО «AES Усть-Каменогорская ТЭЦ» посредством технологии OPC (рис. 11).

Относительно сроков реализации проекта следует отметить, что на разработку ПКД и ПО потрачено 4 месяца, пусконаладочные работы составных частей – 2 месяца, комплексная наладка систем авторегулирования и испытания – 1 месяц, в целом работа была выполнена в короткие сроки, до начала отопительного сезона.

Заключение

Модернизация турбины была комплексной: заменялась система АСУ ТП, ЭЧСР (электрическая часть системы регулирования), производилось техническое перевооружение турбоагрегата, что позволило улучшить характеристики и надёжность системы. Ожидается, что после произведённой реконструкции турбины её ресурс будет увеличен на 220 тыс. часов, будут улучшены технико-экономические показатели турбоагрегата: увеличится выработка электроэнергии со 100 до 120 МВт, увеличится выработка тепловой энергии с отборов со 160 до 197 Гкал/ч.
Внедрение АСУ ТП обеспечит увеличение надёжности и экономичности работы турбоагрегата за счёт:

реализации более сложных алгоритмов контроля и управления;
обеспечения персонала более полной, достоверной и своевременной информацией о работе турбоагрегата;
улучшения диагностики оборудования и протекания технологических процессов.

Кроме того, будут достигнуты следующие цели:

резкое уменьшение количества эксплуатируемого приборного оборудования;
значительное уменьшение площади, занимаемой оборудованием АСУ ТП в щитовой, по сравнению с традиционными средствами автоматизации;
обеспечение возможности создания интегрированной информационно-управляющей системы ТЭЦ в целом (при последующем развитии). ●

E-mail: jorajorin@mail.ru

1204 0 0