7 Автоматизация

7.1 Общая часть

Разработанный проект автоматизированной системы управления опытно-экспериментальной установкой ГТЭ-10/95 КЦ-4 Теплоцентрали предназначен для централизованного контроля параметров и управления установкой ГТЭ-10/95 при работе на газообразном топливе, повышения надёжности контроля и управления технологическим процессом за счёт применения современных технических средств и методов контроля, создания единого рабочего места для управления ГТЭ-10/95.

Проект разработан с соблюдением норм и правил:

1. РД 34.30.106-95 «Руководящие указания по проектированию систем газоснабжения с давлением природного газа до 5.0. МПа для ГТУ и ПГУ ТЭС»

2. РД 34.03.355-90 «Инструкция по обеспечению взрывоопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газотурбинных установок»

3. РД 34.35.101-88 «Методические указания по объёму технологических измерений сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях»

4. СниП 2.04-08-87 «Газоснабжение»

5. ГОСТ 24.104-85 «Автоматические системы управления. Общие требования»

6. РД 34.35.127-93 «Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций»

7. РД 34.20.501-95 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей»

8. «Правила устройства электроустановок».

Автоматизированная система управления обеспечивает:

• необходимый объём технологических измерений и регистрации технологических параметров;

• автоматизированное регулирование технологического процесса

• действие защит и блокировок.

7.2 Краткая характеристика объекта автоматизации

Автоматизации подлежит опытно-экспериментальная установка ГТЭ-110/95, состоящая из:

1. газотурбинного привода ГТП-10/95 (газовый вариант) со своими вспомогательными системами (разработчик ГНПП «Мотор»);

2. генератора Т2-12-2 с возбудителем ВТ-75-3000;

3. масляной системы, системы охлаждения генератора Т2-12-2 и возбудителя ВТ-75-3000;

4. системы подачи газа;

5. системы утилизации тепла с двумя теплообменниками.

Опытно-экспериментальная установка предназначена для обработки технических решений и режимов работы оборудования. Задачи обеспечения технико-экономических показателей и «живучести» в аварийный ситуациях не ставится.

7.3 Основные технические решения по автоматизации

Решение задач оперативного управления ГТЭ-10/95 обеспечивается автоматизированной системой управления и контроля газотурбинной энергетической установки (АСУ ГТЭ).

АСУ ГТЭ является трёхуровневой информационно управляющей системой реального времени:

• нижний уровень – локальные системы управления;

• средний уровень – промышленный контроллёр, обеспечивающий взаимодействие локальных систем управления и связь локальных систем с верхним уровнем;

• верхний уровень – автоматизированное рабочее место АРМ оператора на базе ПЭВМ типа IBM PC.

АСУ ГТЭ включает в себя:

1. систему автоматического управления и контроля ГТП (САУД 952 для работы на жидком топливе, САУД 953 для работы на газообразном топливе);

2. систему запуска ГПТ;

3. систему автоматического управления и контроля электрогенератора;

4. защиты электрогенератора;

5. систему точной синхронизации электрогенератора с сетью;

6. систему управления и контроля блока теплоутилизатора;

7. устройства управления и контроля противообледенительной системы внешнего входного устройства ГТП;

8. устройства управления и контроля системы подогрева воздуха на входе в ГТП;

9. устройства управления и контроля системы перепуска газа перед силовой турбиной;

10. устройства управления и контроля системы охлаждения электрогенератора;

11. устройства управления и контроля маслосистемы электрогенератора;

12. устройства управления и контроля дополнительной маслосистемы силовой турбины;

13. средства управления и контроля водомасляных и водовоздушных теплообменников;

14. систему автоматического пожаротушения;

15. автоматику безопасности при работе на газообразном топливе;

16. сродства контроля и управления промывкой газовоздушного тракта ГТП;

17. средства управления и контроля консервацией ГПТ;

18. средства управления и контроля подготовкой тепла.

В состав локальных систем входят датчики контроля технологических параметров и параметров управления систем, сигнализаторы предельно допустимых значений параметров и исполнительные механизмы.

Все уровни АСУ ГТЭ структурно и технически разработаны как единый функционально взаимосвязанный комплекс.

АСУ ГТЭ имеет открытый характер, допускает возможность к изменяющимся технологическим условиям.

Электроснабжение АСУ ГТЭ осуществляется от резервируемых источников. Качество электроэнергии соответствует ГОСТ 13109-87.

Требования к АСУ ГТП разработаны в соответствии с ГОСТ 34602-82.

Технические средства АСУ ГТП дополнены пультом с органами дистанционного управления наиболее важными исполнительными механизмами для обеспечения управляемости технологическим процессом и отдельными подсистемами в аварийных ситуациях при отказе ПЭВМ.

Подсистемы АСУ нижнего уровня обеспечивают сбор и первичную обработку входных сигналов, управление механизмами технологических подсистем нижнего уровня, слежение за работой ГТП и электрогенератора, контроль и сигнализацию отклонений измеряемых параметров от заданных значений, представление необходимой информации в информационную базу данных системы верхнего уровня АСУ, реализацию управления по жестким программам, формирование и выдачу управляющих команд в электроприводы механизмов технологических систем (уровень базовой автоматизации).

Подсистема АСУ верхнего уровня обеспечивает информационное сопровождение пуска или останова ГТЭ и работы её под нагрузкой, расчёт, хранение и контроль основных параметров технологического процесса, состояния оборудования и подсистем в виде графических мнемосхем, графиков (трендов) и диаграмм значений переменных, обработку информации от подсистем нижнего уровня, формирование и выдачу команд в системы нижнего уровня, формирование информационной базы данных, включая базы пред- и послеаварийного сохранения информации об основных параметрах процесса в течение установленного интервала до и после последней аварии, вывод сообщений на экран АРМ оператора при выходе значений технологических параметров за установленные пределы, контроль работоспособности и состояния всей АСУ. Диалог оператора с системой автоматизации ведётся через систему меню АРМ, управляющую как работой контроллеров, так и способом представления информации о системе. Выполнение всех операция производится без прерывания работы программы.

Все стандартные измерительные средства, применяемые в АСУ, метрологически аттестованы. Нестандартизованные средства измерения, разработанные и применяемые в установке, подлежат метрологической аттестации.

Технологические датчики, обеспечивающие безопасный режим работы ГТП и электрогенератора малоинерционны и высоконадёжны. Все датчики, в том числе и установленные на ГТП, общепромышленного исполнения. Часть параметров, которые определяются разработчиком и согласовываются с заказчиком и обслуживаются дублированными датчиками.

Для повышения надёжности АСУ применено дублирование контроллеров, при этом резервный комплект работает в режиме 100% «горячего» резерва и осуществляет перехват управления при отказе основного комплекта, становясь полноправным элементов АСУ ГТЭ.

В комплекте с техническими средствами АСУ поставлено программное обеспечение (ПО), которое включает общее программное обеспечение (ОПО) и специальное (прикладное) программное обеспечение (СПО). Специальное программное обеспечение содержит набор программ, реализующих выполнение всех автоматизируемых функций системы.

Электроснабжение АСУ осуществлено по группам потребителей:

1. технологические защиты;

2. устройства дистанционного управления и блокировки;

3. приборы технологического контроля и их датчики;

4. устройства аварийной и предупредительной сигнализации;

5. САУ ГТП и её исполнительные устройства и датчики;

6. САУ электрогенератора и её исполнительные устройства и датчики;

7. система запуска ГТП;

8. утилизация тепла.

Предусмотрены источники питания собственных нужд напряжением 0,4 кВт, взаимно резервируемые, в том числе для аварийных ситуаций или при кратковременном прекращении подачи энергии.

Действие аварийной сигнализации и работа средств вычислительной техники обеспечены при полной потере питания как группы потребителей, так и одного из вводов.

Разработанная система имеет 3 уровня иерархии:

1. Нижний уровень – датчики, регулирующие исполнительные механизмы, электрифицированная запорная арматура, насосы, соленоидные клапаны.

Датчики, предусмотренные проектом для сбора информации, имеют выходные сигналы:

а) сигналы постоянного тока 0-5 мА, 4-20 мА по ГОСТ 26.011-80 «Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные»;

б) 50 М, 100 М – по ГОСТ Р50353-92 «Термопреобразователи сопротивления. Общие технические условия»;

в) НСХ L, НСХ К по ГОСТ Р50431-92 «Термопары. Часть 1. Номинальные статические характеристики преобразования».

Датчиками дискретной информации являются:

а) дискретные датчики давления;

б) блоки сигнализации;

в) концевые выключатели электрифицированной арматуры;

г) контакты ключей управления;

д) блок-контакты автоматов питания.

Датчики для измерения давления, расхода, уровня сгруппированы на стендах датчиков. Стенды датчиков и местные показывающие приборы располагаются в непосредственной близости от обслуживаемого оборудования.

2. Средний уровень:

а) показывающие приборы, расположенные на панели оперативного контура;

б) преобразователи измерительные Ш711/1 и программируемые контроллеры логические ПКЛ, служащие для сбора и обработки информации, необходимой для анализа работы ГТЭ-10/95 и решения задач технологических защит и блокировок;

в) система автоматического управления газотурбинным приводом САУ ГТП-10/95, обеспечивающая контроль параметров, предупредительную и аварийную сигнализацию, защиту на всех режимах работы в соответствии с ТУ на привод;

г) релейная защита и автоматика (РЗА) генератора Т2-12-2;

д) автоматический синхронизатор СА-1.

Кроме основного способы отображения информации на экране монитора установлены дублирующие вторичные приборы. На щите «Энергоавтоматики» Ш15 установлены показывающие приборы для измерения по системе подачи газа и вспомогательным системам:

1. давление масла в коллекторе перед подшипниками – поз. PI-200;

2. давление технической воды на входе в маслоохладители – поз.PI-201;

3. давление технической воды до воздухоохладителя – поз. PI-202;

4. давление газа на входе в газотурбинный привод – поз. PI-221;

5. расход сетевой воды через теплообменники – поз. FI-300;

6. уровень масла в демпферном баке – поз. LI-400;

7. концентрация метана в воздухе машзала, в коробе уходящих газов – поз. QIS^H –600.

В щите «Энергоавтоматики» установлены световые табло аварийной сигнализации:

1. нет питания ~ 220 В;

2. нет питания =24 В;

3. повышение давления газа;

4. понижение давления газа;

5. останов ГТЭ.

Преобразователи измерительные Ш711/1 служат для решения задач измерения параметров технологического процесса:

1. UY-1 – теплотехнические измерения, сигнализация, регистрация параметров системы подачи газа, системы утилизации тепла, масляной системы и системы охлаждения, элекртические измерения;

2. UY-2 – измерение и сигнализация температурного состояния масла на сливе из подшипников генератора и опор ГГ и СТ.

Измерительные преобразователи Ш711/1 установлены в шкафу Ш-711-Ш26.

С помощью программируемого логического контроллера ПКЛ поз. UK-02 осуществляется управление задвижками и обработка информации о положении задвижек, оборудованных электроприводом, а также выполнения задач технологических защит и блокировок.

ПКЛ установлен в шкафу ПКЛ и САУ ГТП 10/95 – Ш22.

В проекте предусмотрены шкафы промежуточных клеммников ПКЛ и САУ ГТП 10/95 – Ш 12 и Ш711/1 – Ш 16.

Управление задвижками и заслонками осуществляется либо автоматически по командам ПКЛ, либо дистанционно с рабочего места машиниста, либо по месту.

В проекте реализованы технологические защиты и блокировки по системе подачи газа и вспомогательным системам, разработанные по алгоритмам СНИТОХ и ПТО ОАО «Башкирэнерго»:

а) защита по понижению уровня масла в демпферном баке;

б) защита по понижению давления масла на смазку;

в) защита по повышению температуры масла на сливе подшипников;

г) защита при исчезновении электропитания;

д) блокировка, запрещающая подачу газа в ГПТ-10/95 без вентиляции газоходов.

3. Верхний уровень - рабочая станция, служащая для визуального отображения хода технологического процесса и регистрации работы элементов схем технологических защит и блокировок. В качестве рабочей станции используется ПЭВМ типа IBM-Pentium с программным пакетом «Круг 2000» (рабочая станция) и принтер. ПЭВМ и принтер расположены в пульте управления ГТЭ-10/95 – Ш10 (рабочее место машиниста).

Связь между микропроцессорными средствами среднего уровня и рабочей станцией осуществляется через 8-ми канальную плату последовательного интерфейса ИРПС МПО-8. 1 канал – Ш711/1 , 2 канал – Ш711/1; 3 канал – зарезервирован для подключения электронного цифрового регулятора САУ ГТП-10/95 через плату преобразования RS232/ИРПС; 4 канал – ПКЛ.

Разработанная система обеспечивает возможность круглосуточной работы с периодическими остановками для проведения работ по техническому обслуживанию согласно требованиям инструкции по эксплуатации на приборы и оборудование.

7.4 Применение нестандартизованного оборудования

В проекте применяются щиты, шкафы, пульт, изготавливаемые по чертежам, разработанным предприятием «Энергоавтоматика»:

• Ш 10 – пульт управления ГТЭ-10/95 N97.1.00.000;

• Ш 11 – шкаф пусковой арматуры N130.00.000;

• Ш 12 – щит пром. клеммников ПКЛ и САУ ГТП 10/95 N127.1.00.000;

• Ш 13 – щит РЗА N128.1.00.000;

• Ш 14 – щит ГНПП «Мотор» N128.00.000;

• Ш 15 – щит «Энергоавтоматика» N128.2.00.000;

• Ш 16 – щит пром. клеммников Ш711 N127.00.000;

• Ш 22 – шкаф ПКЛ N131.1.00.000;

• Ш 25 – шкаф питания N131.1.00.000;

• Ш 26 – шкаф Ш711 N131.1.00.000.

7.5 Электропитание

Электропитание системы осуществляется от четырёхпроводной сети трёхфазного переменного тока напряжением 380/220В с глухозаземлённой нейтралью. В качестве источника питания используются распределительные системы электроснабжения котельной.

Для надёжной, устойчивой и бесперебойной работы устройств программно-технического комплекса в системе электропитания применяют устройства бесперебойного питания Smart UPS 1000 ВА – и Smart UPS 650 ВА.

Устройства бесперебойного питания обеспечивают сохранение работоспособности технических средств при:

1. изменениях напряжения в сети ±25% длительностью до 100 мсек.;

2. перерывах питания в сети длительностью до 10 минут;

3. изменениях частоты сети от 47 Гц до 52 Гц.

Проектом предусматривается дискретный контроль за работой блоков бесперебойного питания UPS поз. ЕY-1 и поз. ЕY-2.

Дискретный контроль предусматривает подачу на дискретный вход контроллера ПКЛ поз. U K -02 сигналов – «Работа от UPS N1», «Работа от UPS N2», «Осталось 2 мин. UPS N1», «Осталось 2 мин. UPS N2».

Питание аналоговых датчиков и извлечение корня осуществляется с помощью блоков питания датчиков Карат 22-4к-36 ~220/36 В – поз. EY-3, EY-4, EY-5-6 и преобразователей измерительных постоянного тока ЭП 2715.

Питание входов/выходов ПКЛ осуществляется с помощью блоков питания КВДС ~220/=24 В – поз. EY-7, EY-8. С помощью реле выполнена схема АВР (Аварийное включение резерва) блоков питания КВДС. При исчезновении питания =24 В на двух КВДС осуществляется «Аварийный останов».

Вся аппаратура питания расположена в шкафу питания Ш 25.

7.6 Заземление, зануление

Для выполнения работ по проекту «Перевод на газ ГТЭ-10/95» в соответствии с РМ 14-11-93 «Заземление электрических сетей управления и автоматики» выполняется контур нуль-заземления для микропроцессорной техники.

Для нуль-системы применяются искусственные заземлители, гальванически не связанные с защитными зазамлителями. В качестве электродов заземлителей применяются стальные трубы длиной 2,5 м, диаметром 100 мм, в количестве 14 штук.

Заземлители нуль-системы расположены вертикально на расстоянии не менее 20 м от защитных заземлителей объекта.

Заземлители связаны между собой стальной полосой толщиной не менее 4 мм в общую систему.

Шина заземлителя выполняется медной, сечением не менее 50 мм², или алюминиевой, сечением не менее 70 мм². Шина должна быть изолирована от распределительного щита и нейтрали питающей сети и соединена одним зеземляющим проводником с заземлителем нуль-системы.

Шина зоводится в шкаф питания Ш 25, расположенный в пультовой КЦ-4.

HUB

Станция оператора 1

Станция оператора 2

СДС

БЭ

Контроллер

Принтер

PRN. SER

РЗА_____

ВА – 13

ВД – 11

ДВ – 27

Сигн. – –

Защит. – 8

Воздухоочистка

ВА – 6

ВД – 8

ДВ – 8

Сигн. – 2

Защит. – –

Котел-утилизатор

ВА – 9

ВД – –

ДВ – –

Сигн. – 3

Защит. – 3

_Возбуждение_

ВА – –

ВД – 29

ДВ – 10

Сигн. – –

Защит. – –

Синхронизатор

ВА – –

ВД – 13

ДВ – 27

Сигн. – –

Защит. – –

Маслосистема ТГ

ВА – 3

ВД – 10

ДВ – 8

Сигн. – 5

Защит. – 8

Тепл. контроль ТГ _Вибрации ТГ _

ВА – 11

ВД – –

ДВ – –

Сигн. – 15

Защит. – 8

Загазованность

ВА – –

ВД – –

ДВ – –

Сигн. – 2

Защит. – 2

Цех. газоснабж.

ВА – 3

ВД – 5

ДВ – 5

Сигн. – 2

Защит. – 2

Перепуск газов

ВА – –

ВД – 3

ДВ – 16

Сигн. – 13

Защит. – 6

КВОУ____

ВА – 2

ВД – 15

ДВ – 6

Сигн. – 1

Защит. – –

АВОМ ГГ, СТ, ТГ

ВА – 2

ВД –2

ДВ – 16

Сигн. – 13

Защит. – –

Вентиляция ТБ

ВА – 1

ВД – 10

ДВ – 8

Сигн. – –

Защит. – –

ЭЦР_____

ВА – 40

ВД – 106

ДВ – 27

ДВ – 13

__ГТП-10/95__

ВА – 19

ВД – 32

ДВ – 16

Сигн. – 13

Защит. – 6

RS485

RS422

MODEM

RS422

Рис. 7.1 Структурная схема АСУ ГТЭ-10/95