Автоматизированные системы управления тепловых электростанций. Учебное пособие

ления (МЩУ), расположенных вблизи действующих агрегатов (щиты питательно-деаэраторных и редукционно-охладительных установок, щиты манометров турбогенераторов, щиты U-образных манометров давления первичного и вторичного воздуха перед горелками парового котла и др. [5]). Наблюдение за состоянием действующего оборудования и показаниями приборов на местных щитах управления, а также необходимые ручные воздействия на регулирующие или запорные органы осуществляются дежурными обходчиками [2].

При организации БЩУ большое внимание уделяется созданию благоприятных условий для работы оператора, облегчению процессов восприятия и осмысления получаемой им информации с целью выполнения управляющих воздействий. В связи с этим непосредственно в поле зрения оператора располагают только те приборы и аппаратуру, которые постоянно необходимы для управления энергоблоком. Эти приборы и аппараты образуют оперативный контур БЩУ, выполняемый в виде приборных панелей и соответствующих им пультов управления. На панелях неоперативного контура БЩУ устанавливаются измерительные приборы вспомогательного назначения (обычно приборы массового контроля или контроля по вызову), регулирующие приборы, коммутационная и вспомогательная аппаратура.

4.2. УСТРОЙСТВА ЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Необходимая последовательность выполнения операций по управлению отдельными объектами в ФГ реализуется устройствами логического управления (УЛУ) автоматически по заранее заданным программам после поступления одной соответствующей команды от оператора энергоблока или от вышестоящих автоматических устройств. Благодаря этому значительно сокращается объем операций по управлению блоком, выполняемых оператором, повышается маневренность блока и уменьшается вероятность ошибочных действий персонала.

Аппаратно УЛУ реализуют на программируемых логических контроллерах, имеющих очень широкую номенклатуру.

Технологической основой работы каждого УЛУ служит алгоритм, представляющий собой предельно детализированную последовательность элементарных дискретных операций по управлению технологическим оборудованием и регуляторами данной ФГ. Группы параллельных и последовательных элементарных операций обычно объединяются

51

в шаги, каждый из которых обладает законченным содержанием с позиции технолога. Выполнение всех поданных на каждом из шагов команд контролируется УЛУ с ограничением по времени. Если за установленное алгоритмом время какая-либо из операций не будет выполнена, то дальнейшее продвижение программы приостанавливается, о чем немедленно выдается информация оператору. При успешном завершении шага, а также при наличии дополнительных условий, если они предусмотрены алгоритмом, начинается выполнение следующего шага программы [16].

Основным является режим автоматического управления ФГ [16],

при котором после поступления команды от оператора или устройства управления более высокого уровня предусматривается автоматическое последовательное выполнение всех шагов выбранной программы. В полуавтоматическом режиме каждый шаг программы выполняется раздельно после подачи команды оператором с сигнализацией о его выполнении или невыполнении за установленное время. Инициатива выполнения того или иного шага программы и контроль за наличием условий, разрешающих его выполнение, при полуавтоматическом режиме предоставляется оператору.

4.3. АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТЬЮ ЭНЕРГОБЛОКА

Согласно принятым в России типовым решениям автоматическая система регулирования мощности энергоблока выполнена как координированная: и турбина, и котел в соответствии с выбранными параметрами настройки участвуют в отработке возмущений по мощности [11, 12]. При этом в статике функция поддержания электрической мощности возлагается на котел, а давления пара – на турбину. Регулятор давления пара «до себя» защищает котел от чрезмерного снижения давления пара, но не обеспечивает участия блока в регулировании частоты

имощности. Более того, регулятор «до себя» препятствует использованию аккумулирующей способности элементов котла, паропровода

иблочной установки в целом, усугубляет нехватку пара при набросах электрической нагрузки, воздействуя на закрытие регулирующих клапанов турбины.

Следовательно, аккумулирующая способность всех элементов на

стороне пара не используется именно тогда, когда за ее счет можно частично покрывать изменения нагрузки.

52

Задача АСР энергоблока в регулирующем режиме состоит в том,

чтобы довести приемистость блоков до значений, обеспечивающих их эффективное участие в регулировании частоты электроэнергетической системы.

Введение зоны нечувствительности у регулятора «до себя» несколько повышает приемистость энергоблока, так как в пределах этой зоны используется аккумулирующая способность котла.

Система автоматического регулирования мощности энергоблока САУМ-2 (с «ведущей турбиной») [12] предназначалась для применения на энергоблоках с барабанными котлами. Однако в полном объеме практически ни на одной электростанции ЕЭС России эта система не реализована.

В эксплуатации нашел применение вариант без регулятора мощности на турбине с «главным регулятором» на котле, который поддерживает давление свежего пара перед турбиной и получает дополнительно опережающий сигнал, характеризующий изменение мощности турбины (например, сигнал по скорости изменения: давления свежего пара, перемещения главного сервомотора системы регулирования турбины и т. п.).

Вместо главного регулятора на пылеугольных барабанных котлах применяется схема регулятора топлива, получающего сигналы по давлению свежего пара перед турбиной и скорости изменения давления в барабане котла. Дополненная опережающим сигналом, характеризующим изменение мощности турбины, эта АСР эквивалентна схеме с главным регулятором.

Отклонение частоты требуемым образом учитывается как внеплановое задание мощности энергоблока Nзд. внепл . При этом система автоматического регулирования котла получает задание

Nзд. бл Nзд. внепл Nзд. пл,

где Nзд. пл – плановое задание на выработку активной мощности энергоблоком [16].

Приемистость – это динамическая характеристика способности энергоблока изменять электрическую мощность в переходных режимах вслед за изменением задания по мощности.

53

Упрощенная система автоматического регулирования мощности

(САУМ-У).

В отличие от типовых структур, описываемых в нормативном материале для проектирования [15], САУМ-У не имеет обратной связи по электрической мощности. Благодаря этому она менее чувствительна к внутренним возмущениям и менее требовательна к качеству работы подчиненных систем авторегулирования. Это обусловливает простоту выполнения и использования САУМ-У.

САУМ-У предназначена для управления мощностью энергоблока при его работе на номинальных и скользящих параметрах с участием энергоблока в первичном регулировании частоты и вторичном оперативном регулировании частоты и перетоков мощности в энергосистеме.

Функциональная схема системы САУМ-У показана на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Функциональная схема системы САУМ-У:

СУМ – сумматор сигналов; СП – суммирующий преобразователь сигналов

54

АСРК – штатная система автоматического регулирования котла. Обеспечивает автоматическое изменение расходов топлива и воздуха (а также питательной воды – для прямоточных котлов) при изменении задания на ее входе.

ГСР – штатная гидравлическая система регулирования турбины с регулятором скорости и двигателем МУТ (МУТ – механизм управления турбиной).

АСРК может управляться вручную (РУ) задатчиком ведущего регулятора котла или моторным задатчиком нагрузки котла (МЗН), например с помощью блока кнопок управления.

Система авторегулирования производительности котла АСРК имеется в том или ином виде на всех энергоблоках. Опыт эксплуатации САУМ различных типов показал, что при тщательной отладке статических соотношений топлива, воздуха и питательной воды (для прямоточных котлов) удовлетворительные результаты позволяют получить простейшие системы регулирования соотношения топливо–воздух. Корректировка содержания кислорода в уходящих газах в спокойном режиме может выполняться персоналом.

На турбине в соответствии с действующими нормативами запрещено использовать регуляторы давления (РД) и положения клапанов (РН), препятствующие действию регулятора скорости.

На ряде блоков выполнены программаторы задания (ПЗ), позволяющие задавать конечное значение требуемой нагрузки и скорость перехода к ней от текущей.

На каждом блоке имеется в том или ином виде система ограничений и блокировок (СОБ), препятствующая недопустимым изменениям нагрузки при возникновении технологических ограничений или действий противоаварийной автоматики.

Частотная коррекция (ЧК) задания АСРК имеет характеристику нелинейного звена «симметричная зона нечувствительности». Коэффициент усиления звена за пределами мертвой зоны равен крутизне частотной характеристики турбины.

Для автоматической коррекции давления перед турбиной и положения регулирующих клапанов СОБ формирует исчезающий сигнал, блокирующий действие РД и РН при работе за пределами мертвой зоны по частоте звена «симметричная зона нечувствительности» ЧК.

Величина мертвой зоны и суммарный коэффициент усиления по каналу частотной коррекции устанавливаются равными средним

55

значениям соответствующих параметров регулятора частоты вращения турбины, что обеспечивает при отклонении частоты изменение нагрузки котла, близкое к изменению мощности турбины. Реализация такой структуры позволяет использовать турбинные регуляторы в нормальных режимах работы блока, что полезно с точки зрения экономичности

исохранности оборудования.

4.4.ПОДСИСТЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАЩИТ

ИЗАЩИТНЫХ БЛОКИРОВОК

Исполнительные устройства подсистемы технологических защит (ТЗ)

и защитных блокировок (ЗБ) независимо от ее аппаратурной реализа-

ции [17]:

выключатели электродвигателей 6 кВ и 380 В;

запорная и регулирующая арматура с приводом 380/220 В;

быстрозапорная арматура с электромагнитным приводом (как правило, на напряжение постоянного тока), выполняющая защитную функцию – быстрого прерывания основных потоков энергоносителей, открытия аварийных сбросов и обводов и т. д.;

отдельные устройства функционально-группового управления. В настоящее время на многих ТЭС имеются подсистемы ТЗ и ЗБ,

выполненные на средствах микропроцессорной техники. Технологические защиты и защитные блокировки – одна из подси-

стем АСУ ТП. ТЗ предназначены для защиты оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования в случае возникновения аварийной или предаварийной ситуации посредством экстренного автоматического перевода защищаемого оборудования в безопасное состояние. Защитные блокировки, как правило, запрещают выполнять операции на технологическом оборудовании, приводящие к возникновению

Блокировка – это фиксация блокируемых механизмов и устройств в определенном состоянии в процессе их работы. Предотвращает ошибочные действия (например, нарушение технологической последовательности) при ведении технологического процесса. Блокировка повышает безопасность обслуживания и надежность работы оборудования, обеспечивает требуемую технологическую последовательность (вкл./откл. механизмов, откр./закр. задвижек); ограничивает перемещение механизмов в пределах рабочей зоны, например, с помощью концевых выключателей.

56

аварийных ситуаций. ТЗ подразделяются на защиты безопасности (группа А) и защиты для сокращения экономических потерь (группа Б).

Микропроцессорная подсистема ТЗ и ЗБ предназначена для реше-

ния следующих задач [17]:

1)контроля появления признаков возникновения аварийных и предаварийных ситуаций: изменение аналоговых сигналов до заданных значений (уставок срабатывания), появление заданного состояния дискретных сигналов или их заданного сочетания;

2)контроля наличия условий срабатывания ТЗ и ЗБ: истечение заданной выдержки времени, наличие технологических признаков и/или оперативного разрешения на срабатывание;

3)формирования команды на выполнение соответствующей программы действия (определенного набора команд на исполнительные устройства ТЗ и ЗБ);

4) формирование информации о состоянии и срабатывании ТЗ, о результатах диагностики технических средств и при необходимости передача этой информации в другие подсистемы АСУ ТП: сигнализации, регистрации, управления.

Подсистема ТЗ и ЗБ – наиболее ответственная подсистема АСУ ТП. Поэтому к ней предъявляются повышенные требования:

1)по надежности – надежность подсистемы должна быть выше, чем надежность защищаемого оборудования;

2)живучести – одно событие не должно быть причиной выхода из строя нескольких резервирующих друг друга элементов или функций подсистемы;

3)ремонтопригодности – предпочтительный способ восстановления работоспособности на уровне типового элемента – его замена на работающем оборудовании без отключения функции ТЗ или ЗБ; при отсутствии такой возможности вывод ТЗ или ЗБ в ремонт за минимальное время.

Преимущества микропроцессорной реализации подсистемы ТЗ и ЗБ:

1)возможность непрерывного контроля достоверности входной информации с сигнализацией и регистрацией неисправности отдельных датчиков или каналов связи;

2)возможность реструктуризации алгоритмов при выявлении неисправности;

3)возможностьконтролявыполнения командпофакту и во времени;

57

4)самодиагностика технических средств с сигнализацией и регистрацией отказов на уровне типового элемента замены;

5)возможность санкционированного контроля состояния любого датчика или алгоритма;

6)упрощение процедуры внесения оперативных и неоперативных изменений при санкционированном доступе к таким изменениям с одновременной автоматической регистрацией факта доступа и внесенных изменений;

7)возможность фиксации времени возникновения всех регистрируемых событий;

8)автоматическая подготовка отчетной документации;

9)упрощение процедуры опробования защит;

10)более высокая ремонтопригодность технических средств;

11)значительное уменьшение габаритных размеров технических средств, реализующих подсистему ТЗ и ЗБ, при расширении выполняемых функций;

12)возможность полного резервирования технических средств при минимальном усложнении системы.

Недостатки микропроцессорной реализации подсистемы ТЗ и ЗБ:

1)возможность генерации ложных сигналов внутри контроллера

инеобходимость принятия специальных мер по исключению негативных последствий этого;

2)возможные ограничения по быстродействию и необходимость подбора соответствующих технических средств и систем;

3)возможность «зависания» программы и необходимость перезапуска контроллера с сохранением текущей информации и команд.

4.4.1. ВАРИАНТЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ПОДСИСТЕМ ТЗ

ИЗБ ОТНОСИТЕЛЬНО ДРУГИХ ПОДСИСТЕМ АСУ ТП

Первый вариант. Вся АСУ ТП выполняется как распределенная система на базе микропроцессорной техники (МПТ), надежность которой удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ТЗ [17]. Система организована по технологическому принципу, когда в одном или нескольких контроллерах решаются все задачи контроля и управления, включая ТЗ и ЗБ, для одной ФГ. Подсистема ТЗ и ЗБ оказывается рассредоточенной по разным контроллерам и разным шкафам по технологическому принципу (ТЗ котла – в контроллерах управления котла, ТЗ турбины – в контроллерах управления турбины и т. д.).

58

В этом случае отсутствует индивидуальная аппаратурная реализация подсистемы ТЗ и ЗБ в отдельных конструктивах, что не позволяет предъявлять более высокие по сравнению с другими подсистемами требования к обслуживанию этой подсистемы (более жесткий критерий допуска, запрет внесения любых изменений и т. д.), но упрощает связи ТЗ и ЗБ с другими подсистемами АСУ ТП той же ФГ оборудования.

Второй вариант. Вся АСУ ТП выполнена как распределенная система на базе МПТ. Система, за исключением подсистемы ТЗ и ЗБ, может быть организована по функциональному или технологическому принципу. Подсистема ТЗ и ЗБ реализуется в отдельных контроллерах, которые образуют микропроцессорное устройство (МПУ) ТЗ.

Для блоков большой мощности с большим количеством исполнительных устройств возможна организация отдельных МПУ ТЗ для разных технологических участков (например, турбины, пароводяного тракта котла и т. д.).

Способ реализации подсистемы ТЗ и ЗБ в отдельном устройстве (МПУ ТЗ) зависит от надежности МПТ, на которой реализованы остальные подсистемы АСУ ТП.

1.Надежность МПТ, на которой реализована АСУ ТП, удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ТЗ. МПУ ТЗ аппаратурно и программно выполняется аналогично другим подсистемам АСУ ТП.

2.Надежность МПТ, на которой реализована АСУ ТП, без принятия дополнительных мер не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ТЗ, однако МПТ позволяет путем проектной компоновки или программными средствами повысить показатели надежности отдельных специально выделяемых подсистем за счет их усложнения (увеличения кратности резервирования, повторного рачета результатов при формировании командных воздействий и т. д.).

3.Надежность МПТ, на которой реализована АСУ ТП, не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ТЗ. Подсистема ТЗ и ЗБ реализуется либо в специализированном устройстве, либо на базе контроллеров общего назначения, но более надежных, чем МПТ, используемая для остальных подсистем АСУ ТП. В любом случае МПТ, на которой реализуется МПУ ТЗ, и МПТ, на которой реализуются остальные подсистемы АСУ ТП, совместимы.

59

Третий вариант. Другие подсистемы АСУ ТП выполнены либо на традиционных средствах, либо на МПТ, не имеющей цифровой связи с подсистемой ТЗ и ЗБ. Подсистема ТЗ и ЗБ выполняется на МПТ как отдельное специализированное устройство.

4.4.2. СВЯЗЬ ПОДСИСТЕМ ТЗ И ЗБ С ДАТЧИКАМИ

Датчиками подсистемы ТЗ и ЗБ, выполненной на базе МПТ, могут быть датчики дискретного сигнала (потенциального или типа «сухой контакт»), датчики аналогового нормированного сигнала (0…5 мА, 4…20 мА, 0…10 В), датчики натурального сигнала (термопар и термометров сопротивления).

При первом варианте (раздел 4.4.1) построения АСУ ТП входная информация распределяется между контроллерами разных ФГ по технологическому принципу. Датчики – общие для всех подсистем АСУ ТП данной ФГ, и обработанный сигнал по каждому параметру используется всеми потребителями, относящимися к данной ФГ, включая подсистему ТЗ и ЗБ.

При втором и третьем варианте (раздел 4.4.1) выполнения АСУ ТП задачи сбора, обработки и диагностики входных сигналов для подсистемы ТЗ и ЗБ решаются в рамках этой подсистемы и реализуются в МПУ ТЗ.

Если сигнал датчика защит требуется использовать для других подсистем АСУ ТП, он может быть передан в них в цифровом или аналоговом виде только после обработки его в подсистеме ТЗ и ЗБ.

Ввод аналогового сигнала непосредственно от датчика, участвующего в подсистеме ТЗ и ЗБ, в контроллеры других подсистем не допускается.

При выполнении АСУ ТП согласно второму варианту (раздел 4.4.1) для задачи автоматического ввода и вывода защит допускается использовать сигналы, сформированные в других подсистемах АСУ ТП в виде логического сигнала и принятые в МПУ ТЗ по цифровой сети.

4.5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ АСУ ТП

Техническое обеспечение микропроцессорной АСУ ТП представляет собой комплекс технических средств (КТС), содержащий средства получения информации о текущем состоянии технологического объекта

60