Автоматизированные системы управления тепловых электростанций. Учебное пособие

Б.10. Погашение пылеугольного, пылегазового котла

Погашение котла производится путем выполнения следующих операций.

Б.10.1. Отключение подачи всех видов топлива, подведенного к котлу, согласно п. Б.2.1.

Б.10.2. Отключение запальных устройств согласно п. Б.2.2.

Б.10.3. Закрытие задвижек на линиях всех впрысков в контур свежего пара и пара промперегрева (см. п. Б.2.5).

Б.10.4. Закрытие запорных устройств на байпасе регулирующего питательного клапана (РПК).

Б.10.5. Автоматический вывод следующих защит:

«Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель»; «Понижение уровня в барабане котла» на время до 2,5 минут; «Понижение температуры свежего пара за котлом дубль-блока»; «Погасание общего факела в топке»; «Понижение давления газа»; «Понижение давления мазута»;

«Отключение всех вентиляторов первичного воздуха»; «Отключение всех мельничных вентиляторов при транспортировке

пыли сушильным агентом от этих вентиляторов»; «Понижение температуры свежего пара перед турбиной»; «Потускнение общего пылеугольного факела в топке».

(Автоматический ввод защит производится во время растопки котла при появлении условий ввода.)

Б.10.6. Автоматический ввод защиты «Понижение до нижней уставки температуры свежего пара перед турбиной».

Б.10.7. Отключение воздействия регулятора общего воздуха на исполнительный механизм.

Б.11. Включение ПСБУ

Включение ПСБУ (БРОУ) производится по одной из следующих программ.

Б.11.1. Полное открытие дроссельных клапанов ПСБУ с последующим включением регулятора давления при действии защит по пп. А.6.2 и А.7.8.

Б.11.2. Открытие дроссельных клапанов таким образом, что команда на открытие снимается либо после полного открытия клапана, либо

31

после понижения давления свежего пара до заданного значения; если давление понизилось раньше, чем открылся клапан, – при действии защиты по п. А.8.1. После снятия команды на открытие включается регулятор давления ПСБУ.

Б.11.3. Независимо от программы включения ПСБУ при начале открытия дроссельного клапана открывается задвижка на линии подвода конденсата к пароприемному устройству конденсатора.

Если признаки ввода-вывода какой-либо из защит этой группы не могут быть однозначно сформулированы или надежно сформированы, ввод-вывод ее осуществляется посредством специального ручного переключателя, устанавливаемого в оперативном контуре щита управления.

Защиты, не вводимые автоматически или с помощью специальных ручных переключателей, вводятся в действие при подаче напряжения электропитания в их схемы, в том числе – в схемы датчиков.

Для механизмов ТЭС предусмотрено резервирование. Различают неявное (скрытое) и явное резервирование. При скрытом резервировании в работе находятся одновременно два одинаковых механизма или более, каждый из которых несет неполную нагрузку. При остановке одного механизма его нагрузку принимают на себя другие, оставшиеся

вработе. При явном резервировании помимо агрегатов, находящихся

вработе, имеются аналогичные агрегаты, находящиеся в резерве и готовые в любой момент к незамедлительному вводу в действие вместо отключившегося. Для ответственных механизмов обеспечивается автоматический ввод резерва (АВР).

2.2. ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА, НЕ ИМЕЮЩЕЙ ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО

УПРАВЛЯЮЩЕГО КОМПЛЕКСА

2.2.1.ИНФОРМАЦИОННЫЕ ФУНКЦИИ

1.Индивидуальный контроль наиболее важных технологических параметров. Осуществляется непрерывно и регистрируется в виде графиков с выводом на печать. Число наиболее ответственных параметров составляет около 5 % от всего количества контролируемых величин [13].

2.Контроль по вызову на многошкальные приборы менее ответственных параметров для периодического наблюдения.

32

3. Технологический контроль применяется для большого количества однотипных вспомогательных параметров, имеющих малый диапазон допустимого отклонения от заданного значения (например, температуры масла подшипников). Этот контроль осуществляют автоматические многоканальные измерительные системы, связанные

сподсистемой световой сигнализации.

4.Технологическая (предупредительная) светозвуковая сигнализа-

ция служит для предупреждения персонала об отклонении рабочих параметров от установленных пределов и нарушении режима технологического процесса. Она осуществляет также сигнализацию и контроль состояния вспомогательных механизмов и арматуры: положения задвижек, шиберов, электродвигателей, режимов работы регуляторов, функциональных групп. Для этого используется мнемосхема и пульт управления на блочном щите управления (БЩУ).

5.Аварийная сигнализация выдает персоналу информацию о срабатывании защит, аварийных остановах, включениях резерва и аварийном отклонении технологических параметров.

2.2.2.УПРАВЛЯЮЩИЕ ФУНКЦИИ

1.Автоматические системы регулирования (АСР) должны под-

держивать заданную производительность (мощность) установок и стабилизировать технологические параметры на заданном уровне. К примеру, на блоке 800 МВт системы автоматического регулирования содержат более 120 контуров. Автоматизированы агрегаты и объекты регулирования: паровые котлы, турбины, элементы турбоустановки [13].

Система автоматического регулирования частоты и мощности

(АРЧМ) предназначена для поддержания мощности энергоблоков в соответствии с заданной и давления пара перед турбиной (либо положения клапанов турбины – в режиме скользящего давления). АРЧМ ориентирована на использование во всех основных нормальных режимах (включая пусковые), а также в аварийных режимах работы электроэнергетической системы.

АРЧМ энергоблока выполняет две группы требований. Требования энергосистемы (внешние по отношению к энергоблоку) связаны с регулированием мощности и включают в себя вопросы взаимодействия АРЧМ энергоблока с устройствами противоаварийной автоматики (ПА), вступающими в работу при энергосистемных авариях. Внутри-

33

блочным требованиям соответствует работа АРЧМ в режиме поддержания давления пара перед турбиной. При этом АРЧМ энергоблока связана с внутриблочными защитами.

Кроме всережимных АРЧМ для энергоблоков ТЭС с прямоточными и барабанными котлами разработаны и применяются всережимные схемы автоматического регулирования: питания, температуры свежего пара и др. На ТЭС автоматизированы также агрегаты и процессы регулирования: подачи пылеугольного топлива, индивидуальных пылеприготовительных установок с промежуточным бункером, температуры промежуточного перегрева пара, удаления дымовых газов, топливоподачи, мазутного хозяйства, шлакоудаления, газораспределительного пункта, общестанционного оборудования.

2.Устройства логического управления (УЛУ) в составе АСУ ТП энергоблока осуществляют логическое управление функциональными группами оборудования (ФГ). УЛУ состоят из двух уровней и выполняют основные операции по дискретному управлению блоком: включение и отключение механизмов, открытие и закрытие задвижек, включение и отключение автоматических регуляторов и изменение заданных значений регулируемых величин. Для наиболее ответственных механизмов, запорных и регулирующих органов и для элементов оборудования, не вошедших в ФГ, сохраняется индивидуальное управление. Функциональное групповое управление сокращает объем операций по управлению блоком, повышает его маневренность и уменьшает вероятность ошибочных действий персонала. Логическое управление энергоблоком мощностью 500…800 МВт использует около 25 ФГ.

УЛУ первого (нижнего) уровня осуществляют программу управления отдельными исполнительными устройствами, выдают информацию об их положении и выполняют простейшие логические операции при управлении оборудованием. Автоматическое управление оборудованием, входящим в ФГ, при пуске, останове, изменении нагрузки или состава оборудования на основе технологического алгоритма выполняют УЛУ второго (верхнего) уровня. УЛУ второго уровня могут работать в автоматическом и автоматизированном режиме – каждый шаг программы выполняется после подачи команды оператором, с последующей сигнализацией о выполнении или невыполнении шага за установленное время.

3.Устройства технологических защит (ТЗ) должны предотвра-

щать развитие аварий и защищать установки от повреждений при

34

выходе из строя отдельных элементов оборудования, отказах и ложных действиях других систем АСУ ТП, а также при ошибочных действиях операторов.

Технологические защитные блокировки (ЗБ) предотвращают ава-

рийные ситуации и осуществляют связь между отдельными операциями (правильную технологическую последовательность).

4. Система дистанционного управления выполняет с помощью своих средств (избирательного, индивидуального или группового управления) передачу воздействий оператора на исполнительные устройства, удаленные от щитов управления.

2.2.3. ОПТИМИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТП ЭНЕРГОБЛОКА

1.Оптимизация процесса горения в топке на ТЭС основана на ис-

пользовании экстремальной зависимости КПД парового котла от коэффициента избытка воздуха в топке [13]. Система экстремального регулирования (до настоящего времени не реализовано) служит для поддержания максимального значения КПД парового котла в различных режимах нормальной эксплуатации и использует значения КПД, взятых из расчетов технико-экономических показателей. Управляющее воздействие осуществляется путем изменения расхода воздуха, подаваемого в топку.

2.Автоматическая оптимизация давления свежего пара на ТЭС основана на поддержании соотношения между оптимумом давления пара перед турбиной и положением регулирующих клапанов турбины. Оптимизация давления свежего пара используется в схеме регулирования мощности энергоблока. Система оптимизации давления свежего пара перед турбиной способствует повышению экономичности эксплуатации энергоблока.

3.Оптимизация вакуума в конденсаторе турбины состоит в опре-

делении оптимального расхода циркуляционной воды на турбоустановку для схемы водоснабжения от индивидуальных циркуляционных насосов, имеющих устройства изменения подачи (изменение угла разворота лопастей или частоты вращения насоса). Оптимальным считается режим максимальной разности между мощностью, развиваемой турбиной, и мощностью, потребляемой приводом циркуляционных насосов. Система оптимизации вакуума выдает оператору энергоблока

35

совет в виде параметров оптимального режима (частоты вращения насосов, давления воды на напорной стороне насосов, мощности двигателей и др.) и способствует повышению экономичности эксплуатации турбоустановки.

2.3. ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА, СОДЕРЖАЩЕЙ ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ УПРАВЛЯЮЩИЙ КОМПЛЕКС

1.Контроль по вызову на цифровые или аналоговые приборы предоставляет оператору любой параметр, контролируемый ПТК.

2.Оперативный контроль. В сумме ПТК АСУ ТП энергоблока получает до 4 тысяч аналоговых и 12 тысяч дискретных сигналов [13]. Оперативная информация о ходе технологического процесса и состоянии оборудования отображается на цветных экранах. Этот вид контроля существенно сокращает габариты блочного щита управления, повышает безошибочность действий оператора предоставлением ему информации в форме, удобной для восприятия и с точки зрения расстановки приоритетов. На видеокарте высвечиваются текущие значения измеряемых и вычисляемых параметров, индицируются степени открытия регулирующих органов, состояние механизмов и арматуры. Фрагменты видеокарты подробно отображают состояние конкретного участка тепловой схемы с индикацией и сигнализацией (при опасных отклонениях) значений технологических параметров. Имеется возможность вызова на экран подробной информации в виде графиков

итаблиц.

3.Результаты теплотехнических расчетов характеризуют каче-

ство работы парогенераторов и турбоустановок с их вспомогательным оборудованием. Внутренние относительные КПД цилиндров турбины показывают состояние проточной части турбины. Расчеты коэффициентов теплопередачи показывают степень загрязнения поверхностей теплообменников. Названные показатели учитываются при задании режима работы энергоблока и планировании оптимальных сроков ремонта оборудования.

4.Автоматизация расчета энергетических и технико-экономичес-

ких показателей (ТЭП) [3]. Все расчеты проводятся в темпе технологического процесса. В АСУ ТП вычисляются фактические показатели

исравниваются с нормативными технико-экономическими показателями,

36

атакже перерасход (экономия) топлива и показатели технико-эконо- мического анализа работы и состояния котельной и турбинной установки. В последнем алгоритме (анализ работы энергоблока) рассчитывается влияние отдельных параметров на изменение экономичности всего энергоблока.

Исходная информация от аналоговых и дискретных датчиков автоматически вводится в ПТК с интервалом 4…10 с. Параметры, не измеряемые датчиками, вводятся в ПТК в виде постоянных и изменяемых констант (например, характеристики топлива). Расчет ТЭП сопровождается анализом технологической ситуации по дискретным сигналам, характеризующим состояние эксплуатации соответствующих элементов оборудования (режим работы, количество сжигаемого топлива, состав вспомогательного оборудования и т. п.).

Оперативные показатели, вычисляемые за минимально возможный интервал расчета (15, 30 или 60 мин), анализируются, регистрируются и используются для управления технологическим процессом.

Сменный интервал работы за 8 часов используется для анализа качества работы оперативного персонала.

Расчет экономичности ТЭС проводится также для режимов пуска и останова энергоблока (вычисление тепловых и электрических потерь).

Актуальны проблемы повышения точности расчета ТЭП для ТЭС,

атакже автоматизация расчета погрешностей определения ТЭП.

Энергетические характеристики энергоблоков ТЭС нужны для со-

ставления нормативных расходных характеристик. В процессе пересчета этих характеристик используются исходные данные и показатели расчета ТЭП. Энергетические и нормативные расходные характеристики используются в АСУ ТЭС для выбора состава оборудования, распределения нагрузки, топлива и построения оптимальных режимных карт, а также для оценки эффективности работы оборудования.

5. Регистрация аварийных и предаварийных ситуаций (РАС). Пер-

вопричина аварий не всегда может быть определена в аварийных ситуациях традиционными методами регистрации и сигнализации параметров. Защита очень быстро отключает и изолирует все оборудование, в котором началась авария, сообщая об этом оператору на щит управления посредством световой и звуковой сигнализации. Информация о предаварийном режиме работы энергоблока, о причинах возникновения и ходе развития аварии, о действиях персонала и автоматических

37

устройств в аварийной ситуации записывается в память ПТК. В аварийной ситуации регистрации подлежат положения двухпозиционных

ирегулирующих органов, моменты срабатывания аварийных защит

иблокировок, значения технологических параметров.

6.Периодическая регистрация (например, результаты расчета ТЭП) выводится по запросу на экран оператора с возможностью по-

следующего вывода на печать. Регистрация по вызову оператора

применяется в режимах наладки, пуска, останова, при нарушениях режима эксплуатации. Система регистрации отклонений выявляет отклонившийся параметр, а также печатает значение параметра, время, знак отклонения и его значение.

7.Регистрация результатов диагностики применяется для анализа состояния оборудования и системы управления при обнаружении нарушений в их работе. Регистрация действий оператора состоит в записи в запоминающее устройство ПТК информации о воздействиях оператора на запорные и регулирующие органы и другие объекты управления. Для анализа действий оператора эта информация может быть выведена на печать.

Функция регистрации переходных процессов (РПП) используется для регистрации параметров при исследованиях динамических характеристик оборудования, а также при режимных испытаниях. РПП осу-

ществляется на основе запоминания и отображения параметров во времени.

8.Анализ действия защит (АДЗ) основан на использовании информации, полученной в аварийной ситуации энергоблока после срабатывания защиты, и содержит данные о первой сработавшей защите

иобо всех отклонениях от заданного алгоритма выполнения операций по останову или разгрузке энергоблока.

9.Контроль работы функционально-группового управления (ФГУ).

ПТК осуществляет сбор информации от устройств логического управления функциональными группами, анализирует информацию по программе контроля по вызову, выдает преобразованную информацию на экран оператора. Оператор энергоблока получает общую характеристику состояния ФГ и конкретные характеристики неисправности (наименование двухпозиционных органов, не выполнивших заданные команды). Оператор осуществляет контроль выдержки времени (например, хода задвижки).

38

ПТК контролирует достоверность важнейших входных каналов измерения с заменой недостоверных данных. Входной параметр сравнивается с другими параметрами, поступающими от дублирующих датчиков, а также с входными параметрами, полученными на основе косвенных вычислений или априорной информации. ПТК производит диагностику (контроль достоверности расчета) следующих оперативных показателей на ТЭС: КПД парового котла (нетто), удельный расход теплоты на турбоустановку и расход условного топлива на отпущенную электроэнергию. Выход любой из указанных величин за допустимые значения говорит о том, что все результаты и исходные данные рассматриваемого интервала считаются недостоверными и не используются для накопления в последующих интервалах.

Контроль достоверности показателей служит для защиты массивов, накопленных за сменный, суточный и месячный интервалы, от попадания недостоверной информации.

Обмен данными с АСУ ТЭС производится для передачи и приема информации, участвующей в расчете и анализе ТЭП электростанции, составления отчетной документации. Оперативный персонал получает благодаря взаимодействию АСУ ТП энергоблока и АСУ электростанции информацию о состоянии оборудования и ходе технологических процессов.

Таким образом, применение информационно-вычислительного управляющего комплекса в составе АСУ ТП энергоблока значительно расширяет функции АСУ, предоставляет новые дополнительные возможности по визуализации информации о ходе ТП, расчету техникоэкономических показателей, архивированию, диагностике, передаче информации на верхний уровень АСУ.

Программно-технический комплекс (ПТК), представляющий собой информационно-вычислительный управляющий комплекс (ВК) в составе АСУ ТП энергоблока, может применяться в следующих вариан-

тах [13].

1.Выдача советов оператору и персоналу на основе анализа полу-

ченных результатов. Повышение надежности ПТК, а также совершенствование математического и программного обеспечения позволяет переходить от выполнения информационно-вычислительных функций

куправляющим.

2.Воздействия на системы управления, осуществляемые измене-

нием заданий локальным регуляторам и локальным устройствам автоматического функционально группового управления.

39

Применение ПТК (ВК) в составе АСУ ТП энергоблока расширяет функции АСУ ТП и позволяет освободить операторов от рутинных операций и расчетов, с тем чтобы сосредоточить их внимание на контроле ТП и предоставить больше времени для обдумывания решений.

2.4. ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА АЭС

Особенности ТП АЭС выражаются в наличии в составе АСУ ТП следующих систем.

1.Система управления и защиты реактора (СУЗ) служит для кон-

троля и управления мощностью реактора во всех режимах его работы. СУЗ контролирует также реактивность, положение исполнительных механизмов, автоматический и дистанционный пуск реактора, автоматическую и дистанционную защиту реактора, контроль нейтронного потока в реакторе [13].

2.Автоматизированная система управления турбиной (АСУ ТП)

выполняет управление турбиной с ее вспомогательным оборудованием.

3.Система внутриреакторного контроля (ВРК) предназначена для получения информации о состоянии активной зоны реактора во время его работы; она осуществляет контроль тепловыделения, температур и других параметров внутри активной зоны реактора.

4.Система радиационного контроля (СРК) контролирует радиа-

цию на технологическом оборудовании, в помещении АЭС и на окружающей территории.

5.Системы контроля герметичности оболочек тепловыделяющих элементов (КГО) и контроля целостности технологических каналов (КЦТК) проверяют качество указанного оборудования на основе анализа данных об активности теплоносителя и других параметров реактора.

6.Система управления режимом главных циркуляционных насосов

(СУГЦН).

7.Система управления перегрузкой топлива предназначена для из-

влечения из активной зоны тепловыделяющих кассет с выгоревшим топливом, выгоревших кассет СУЗ, некоторых внутрикорпусных элементов и установки на их место новых. Система транспорта топлива управляет всеми механизмами, перемещающими топливо от его поступления на АЭС до отправки на переработку.

40