11.3. Микропроцессорная автоматизированная система управления тэс

В соответствии с указывавшейся ранее общей концепцией построения АСУ ТП тепловых электростанций на общестанционную ее часть, кроме оптимального распределения плановой мощности, может возлагаться задача технически рационального и технико-экономически оптимального распределения между энергоблоками ТЭС неплановой мощности. В частности, для участия в регулировании частоты и активной мощности ОЭС Украины привлекаются ГЭС, а в будущем планируется привлечение к системе АЧРМ маневренных блоков ТЭС. Стало быть, общестанционная часть АСУ ТП должна обеспечивать участие ТЭС и во вторичном автоматическом регулировании частоты.

Особая роль принадлежит ТЭС в противоаварийном управлении мощностью: кратковременные импульсное и длительное снижение мощности турбогенераторов (их разгрузка) являются решающими факторами предотвращения нарушения динамической и статической устойчивости ЭЭС.

В соответствии с общей концепцией построения АСУ ТП тепловых и атомных электростанций она является интегрированной, иерархической, двухуровневой и распределительной, функционирующей на основе переработки обширной информации.

Основной уровень АСУ ТП – это ее общестанционная часть ОСЧ. Она состоит из информационного ИВК и управляющего УВК вычислительных комплексов (рис. 11.2).

Рис. 11.2. Функциональная схема АСУ ТП тепловой станции.

Общестанционная часть АСУ осуществляет обмен информацией по телеавтоматическим каналам технических средств сбора и передачи информации ССПИ с АСУ ЭЭС, автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ) ОЭС и по каналам быстродействующей передачи сигналов БСПА с централизованной противоаварийной автоматикой (ЦПА).

ОСЧ получает информацию о заданном графике нагрузки ТЭС плановой мощностью и о предписанной неплановой, покрытие которой связано с участием ТЭС в автоматическом регулировании частоты, информацию о дозированных противоаварийных воздействиях на кратковременное и длительное снижение мощности турбин. ОСЧ и выдает информацию о режимах работы ТЭС и её технико-экономических показателях, о схеме электростанции, состояниях энергоблоков, максимально и минимально допустимых мощностях и об исполнении заданий по плановой и неплановой мощностям.

Информационно-вычислительный комплекс ИВК собирает информацию от измерительных преобразователей электрических режимных параметров турбогенераторов и датчиков тепловых, термодинамических и механических режимных параметров энергоблоков и оборудования собственных нужд (источников информации ИИ АЧ АСУ ТП) и производит ее обработку с целью:

- отображения оперативному персоналу ООП;

- диагностики состояния и определения ресурсов основного тепло- и электроэнергетического оборудования ДСЭО;

- учета выработанной, потребляемой на собственные нужды и отпущенной электрической и тепловой энергии УЭТЭ;

- поступающей в устройства отображения и использования информации УО и ИИ.

В ИВК производятся расчеты по оптимальному распределению плановой и неплановой мощностей электростанции между энергоблоками по рассчитываемым циклически на основе собираемой информации технико-экономическим показателям энергоблоков РОРМ. Кроме того, здесь формируются данные для передачи в АСУ ЭЭС и ОЭС, производится регистрация и анализ аварийных ситуаций РААС и ряд расчетов планово-производственного характера.

Управляющий вычислительный комплекс УВК состоит из четырех частей:

- управления пуском, включением на параллельную работу и нагружением турбо-генераторов ПУСК;

- общестанционного регулирования частоты и мощности ОРЧМ;

- напряжения и реактивной мощности ОРНМ;

- противоаварийного управления мощностью ПАУМ.

Основные отличительные от управляющей части АСУ ГЭС особенности УВК определяются сложностью технологических процессов пуска, останова и нагружения паровых турбин и задачами автоматического управления мощностью в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах (функции ОРЧМ и ПАУ, реализуемые микропроцессорной автоматической системой управления мощностью).

Усложняются и функции ОРНМ по сравнению с выполняемыми в АСУ ГЭС, поскольку ТЭС и АЭС часть имеют шины нескольких напряжений, а ТЭЦ – и генераторного напряжения. Соответственно требуется больший объем информации и согласование управляющих воздействий на АРВ синхронных генераторов и АРНТ трансформаторов и автотрансформаторов связи.

Режим работы современных ТЭС и АЭС по напряжению и реактивной мощности определяется множеством параметров: напряжениями шин, распределением реактивной нагрузки электростанции между синхронными и асинхронизированными генераторами, потоками реактивной мощности через трансформаторы связи между шинами различных напряжений и по линиям электропередачи. Поэтому метод расчета управляющих воздействий на АВР генераторов и АРНТ трансформаторов представляет собой математический аппарат решения оптимизационной задачи.

Разработанная в ОАО «Энергосетьпроект» (РФ) программная автоматическая система ОРНМ обладает свойством адаптации к составу генераторов и трансформаторов и к электрической схеме электростанции.

Микропроцессорная автоматическая система управления частотой и мощностью ОРЧМ является основной частью АСУ ТП. Она отличается значительной сложностью. Для поддержания оптимального режима и устойчивости функционирования энергообъединений особенно важны скорость и точность отработки выдаваемых ТЭС заданий по мощности, тогда как допустимая и реализуемая скорости изменения мощности инерционных тепловых энергоблоков ограничены. Поэтому автоматическая система управления содержит специфические элементы ограничения темпа задания мощности (ОТЗ) и безударного ее подключения и отключения.

По существу, только микропроцессорная реализация позволила на удовлетворительном уровне компромиссно разрешить противоречивость общесистемных и внутриблочных условий.

Общестанционная автоматическая система управления (регулирования) частоты и мощности ТЭС (ОРЧМ) программно выполняет функции (рис. 11.3):

Рис. 11.3. Функциональная схема микропроцессорной автоматической системы управления мощностью ТЭС.

-задающих элементов плановой нагрузки (ее графика) ЗГН и неплановой мощности ЗНМ;

- ограничителя темпа заданий на изменение мощностей ОТЗ и элемента безударного подключения и отключения ОРЧМ (безударных операций) БО;

- элементов оптимального по технико-экономическим показателям распределения мощности ОРМ и задания мощности энергоблокам ЗМБ;

- измерительного органа частоты ИОЧ с зоной нечувствительности .

Выходной сумматор сигналов SM воздействует на микропроцессорную ЭЧСР – М турбоагрегата и автоматический регулятор парогенератора АРПГ.

ЭЧСР-М - электрическая часть автоматической системы регулирования турбо-генератора – выполняет функции автоматических регуляторов мощности турбоагрегата: формирует управляющие воздействия на турбину по медленному (через МУТ) и быстродействующему (через ЭГП) контурам регулирования при ее пуске, нагружении и останове, синхронизации генератора, оптимизации нормальных режимов его работы и при аварийных ситуациях в ЭЭС.

Плановая предписанная нагрузка рассчитывается в оперативном информационно-управляющем комплексе АСУ ЭЭС и передается по каналам связи системы сбора и передачи информации на ТЭС заблаговременно в виде почасовых точек графика нагрузки и состава турбогенераторов (их пуска и останова). Задачи, связанные с управлением неплановой предписанной мощностью и противоаварийным управлением, решаются в реальном времени управляющим вычислительным комплексом общесистемного уровня.

Расчеты заданий плановой мощности энергоблокам по их технико-экономическим показателям производятся микропроцессорами ОСЧ АСУ ТП в соответствии с почасовым графиком нагрузки, а неплановой – в реальном времени (циклически каждые 0,2 с).

Функции заданий мощности ЗГН, ЗПМ и ЗМБ выполняются по замкнутым схемам следящего автоматического регулирования и принципиально реализуются как программные астатические регуляторы, содержащие, например ЗНМ, элемент сравнения непрерывного действия ЭСНД, релейный усилитель-преобразователь УП и интегратор И, охваченные функциональной гибкой отрицательной обратной связью ФОС с передаточной функцией апериодического звена. Их техническая реализация – цифровая по соответствующим программам управления микропроцессорными вычислительными средствами.

Программа оптимального распределения мощности обеспечивает вычисление функций изменений мощностей энергоблоков по их технико-экономическим показателям и техническим ограничениям и определяет приоритет загрузки отдельных энергоблоков. Их численным интегрированием, что условно обозначено значением интегралов (см. рис. 11.3), определяются предписанные мощности энергоблоков.

Ограничители темпа задания (их два в каналах мощностей и ) также представляют собой цифровые модели астатических регуляторов с интеграторами, постоянные времени которых и устанавливают допустимые по технологическим условиям скорости изменений заданий мощности, поступающих из АСУ ЭЭС, или скорость изменений нагрузок энергоблоков при подключениях и отключениях. Программно реализуется и измерительный орган частоты ИОЧ с зоной нечувствительности.

Упрощенная программа распределения предписанной ТЭС неплановой мощности между турбогенераторами (рис. 11.4.) – определения - состоит из ряда программных модулей. Модуль сравнения предписанной и истинной мощностей электростанций выявляет необходимое ее приращение . Производится проверка условия и условий перехода к загрузке генераторов или их разгрузке, где - порог чувствительности вычислительной части к изменениям мощности.

Рис. 11.4. Упрощенная структурная схема программы распределения неплановой мощности ТЭС между турбогенераторами:

Т – интервал дискретизации

n – цикл.

Модуль загрузки при выполнении первого из двух указанных условий перехода определяет энергоблок, с которого по его технико-экономическим показателям и технологическим условиям должна начинаться загрузка турбогенератора дополнительной мощностью и проверяет наличие регулировочного диапазона на увеличение его нагрузки.

Модуль разгрузки при выполнении второго условия перехода выбирает энергоблок, начиная с которого должно производиться снижение мощности турбогенераторов, и проверяет отсутствие технологических ограничений уменьшения его нагрузки.

По подпрограммам и циклически анализируется состояние всех энергоблоков ТЭС. Определяется один из возможных результатов анализа:

- найден один энергоблок с минимальным (максимальным) индексом приоритета на загрузку или разгрузку соответственно;

- найдено несколько турбогенераторов с одинаковыми приоритетами;

- получен признак отсутствия регулировочных диапазонов у всех энергоблоков.

Первые два результата используются программными модулями разрешения изменения мощности – разрешения загрузки (разгрузки) выбранного энергоблока (энергоблоков).

Программный модуль ЗАГРУЗКА – РАЗГРУЗКА производит расчеты управляющих воздействий на одновременное или поочередное увеличение (уменьшение) мощности выбранных турбогенераторов. Производится подготовка данных для расчетов управляющих воздействий по и постоянной времени интегрирования . Подпрограмма INTGRL выполняет интегральную операцию , моделирующую последующее астатическое изменение предписанной мощности.

Если результат интегрирования отличен от нуля (), производится проверка условий возможности изменения нагрузки i-го турбогенератора. Значением условия запрещается участие турбогенератора в покрытии приращения мощности ТЭС: сохраняется прежняя нагрузка . При допустимости ее изменений предписанная мощность генератора увеличивается на , определяемую коэффициентом или функцией долевого участия i-го турбогенератора в покрытии изменения нагрузки ТЭС. Если порядковый номер i-го турбогенератора не превышает их количества , то по переходу, определяемому отрицанием условия , производится следующий цикл определения изменения нагрузки (i+1)-го турбогенератора.

Функции, выполняемые ОРЧМ при управлении плановой мощностью, сводятся в основном к следующему:

- формирование промежуточных точек (между заданными АСУ ЭЭС почасовыми) прогнозируемой части нагрузки ТЭС;

- расчеты предписанной плановой мощности энергоблоков на основе анализа их технико-экономических показателей и с учетом регулировочных диапазонов, допустимой скорости изменения нагрузки турбогенераторов, допустимой перегрузки трансформаторов связи и технологических ограничений изменения мощности турбин;

- обеспечение ТЭС графиком нагрузки плановой мощности, определенным в результате оптимального экономического и рационального технического распределения предписанной мощности;

- формирование сигналов информации о выполняемом графике нагрузки.

Последняя из указанных функций выполняется информационной функциональной частью – устройством сбора информации УСИ о режимах работы ТЭС, передаваемой в АСУ ЭЭС, и о режимах энергоблоков, поступающей в соответствующие элементы микропроцессорной системы, особенно в ЗМБ и ОТЗ.

Агрегатную часть АЧ АСУ ТП составляют: автоматика изменения состояния турбогенератора, микропроцессорный автоматический синхронизатор, электрическая часть автоматической системы регулирования частоты и мощности ЭЧСР – М, автоматический регулятор возбуждения синхронного генератора, АРНТ трансформатора, автоматический регулятор реактивной мощности, АРЧВ турбогенератора, АРПГ и автоматика управления технологическим оборудованием энергоблоков.