Стартовая >> Архив >> Генерация >> АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС

АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС

Оглавление
АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС
Структура АСУ ТП и особенности ее аппаратной реализации
Автоматическое управление
Интерфейс оператора
Наладка и эксплуатация АСУ ТП

Грехов Л. Л., Биленко В. А., Деркач Η. Н., Гальперина А. И., Струков А. П.

В 1997 г. на пылеугольном энергоблоке мощностью 500 МВт (№ 10) Рефтинской ГРЭС была осуществлена модернизация установленных при введении блока в эксплуатацию средств контроля и управления. Модернизированная АСУ ТП была реализована ЗАО Интеравтоматика на базе аппаратуры Teleperm МЕХР фирмы Siemens [1]. Внедрение современной АСУ ТП позволило достичь принципиально нового для подобного типа российского энергетического оборудования уровня автоматизации, вполне сопоставимого с аналогичными зарубежными объектами. Прошедшие со времени внедрения 4,5 года эксплуатации новой системы полностью подтвердили правильность принятых решений, обеспечивших существенное повышение качества ведения технологических режимов и значительное улучшение условий работы эксплуатационного персонала.

Характеристики оборудования и исходной СКУ. Постановка задачи модернизации.

Энергоблок № 10 (был введен в эксплуатацию в 1980 г.) включает: пылеугольный прямоточный котел П-57-111 ЗиО производительностью 1 650 т/ч на закритические параметры свежего пара 25,5 МПа и 545°С и параметры промперегрева 3,92 МПа и 545°С с расчетным КПД брутто 92,2%; турбину К- 500-240-2 ПОАТ “Харьковский турбинный завод” номинальной мощностью 500 МВт на давление и температуру свежего пара соответственно 24 МПа и 540°С с девятью нерегулируемыми отборами; генератор ТВМ-500 (Сибэлектротяжмаш) мощностью 500 МВт, напряжением 36,5 кВ с тиристорным возбуждением и масляно-водяным охлаждением.
Котел имеет Т-образную компоновку с размещением конвективных поверхностей нагрева в двух симметричных опускных шахтах; 24 вихревые горелки установлены в два яруса на боковых стенах топки. Система пылеприготовления - индивидуальная, замкнутая, с восемью молотковыми тангенциальными мельницами, каждая из которых работает на три горелки. В качестве основного топлива предполагалось использовать экибастузский уголь, в настоящее время наряду с ним сжигаются угли других месторождений с существенно отличающимися характеристиками.
Исходная СКУ энергоблока состояла из логических устройств нижнего уровня УЛУ-1, защиты на базе УКТЗ (устройства комплексных технологических защит), аппаратуры регулирования “Каскад” и информационно-вычислительной системы на основе комплексов М60 и М6000.
На энергоблоке был реализован стандартный для подобного оборудования уровень автоматизации. В типовом объеме введены защиты, блокировки, АВР. Включен в работу “штатный” объем регулирования: регуляторы питания, впрысков, уровней в пвд, пнд, деаэраторе и конденсаторе, другие простейшие регуляторы турбинного и вспомогательного оборудования, пусковые регуляторы давления перед ВЗ. Несмотря на ряд попыток, так и не был введен в эксплуатации наиболее важный комплекс регуляторов нагрузки, топлива, воздуха. Полностью отсутствовало пошаговое логическое управление. Таким образом, наиболее сложные и важные задачи управления: пуск, останов, изменение нагрузки, отработка топливных возмущений, в частности, такого сложного и часто имеющего место, как отключение (а затем включение в работу) пылесистемы, выполнялись практически вручную. Действия оперативного персонала осуществлялись через оборудование традиционного щита управления: мнемосхема, индивидуальное и избирательное управление (ключи, кнопки), показывающие и регистрирующие приборы, табло сигнализации.
Важным отличием организации управления энергоблоком № 10, как и других энергоблоков 500 МВт Рефтинской ГРЭС, являлся высокий уровень использования для улучшения действий оперативного персонала средств вычислительной техники. В рамках блочной информационно-вычислительной системы (ИВС) выполнялись расчеты основных показателей эффективности ведения режима, диагностики состояния металла поверхностей нагрева; была реализована функция контроля качества работы оперативного персонала с балльной оценкой его действий. Большинство этих задач было внедрено, как правило, впервые на электростанциях Советского Союза. Также на одной из первых на Рефтинской ГРЭС было осуществлено оптимальное распределение функций между ИВС блочного и станционного уровней, при котором на блоке выполнялись только задачи оперативного характера, необходимые для обеспечения текущей деятельности персонала, а большинство постоперативных задач, в частности, расчета отчетных технико-экономических показателей, были перенесены на общестанционный уровень ИВС.
К началу 1995 г., когда аппаратура контроля и управления проработала около 15 лет, появились серьезные проблемы в эксплуатации. Приборный парк устарел, многие приборы сняты с производства, отсутствовали запасные части к ним; не устраивал персонал станции низкий уровень автоматизации, существующий на блоке. По мере старения оборудования все больше снижалось качество работы блока. Ухудшалась надежность аппаратуры, увеличились затраты на ее содержание.
Все это определило необходимость модернизации СКУ. Анализ возможных решений по модернизации, изучение характеристик современных ПТК привели к выводу о целесообразности полномасштабной модернизации на базе единой современной АСУ ТП, в рамках которой решался бы весь комплекс задач контроля и управления энергоблоком, ранее реализуемых на разнообразных средствах. В то же время было решено, что проводимая модернизация практически не должна затрагивать периферийное оборудование АСУ ТП (датчики, исполнительные органы), а устанавливаемая АСУ ТП должна обеспечивать качественный интерфейс с этим оборудованием.
На основе конкурсного рассмотрения различных предложений была выбрана фирма ЗАО Интеравтоматика - совместное предприятие ВТИ, фирмы Siemens и ФГУП “ВО Технопромэкспорт”. Основными аргументами в пользу такого выбора явились:
использование современного ПТК Teleperm МЕХР с высокими показателями работоспособности и надежности;
наличие положительного опыта эксплуатации данного ПТК на других энергетических объектах и планируемый (а впоследствии с 1998 г. и осуществленный) выпуск указанной аппаратуры в России - ТПТС51 во ВНИИА им. Духова [ 1 ];
готовность оказать весь спектр услуг по проектированию, поставке и наладке функциональных алгоритмов;
наличие специалистов, имеющих опыт разработки и внедрения цифровых систем управления на отечественном энергетическом оборудовании.
Основными задачами при создании модернизированной АСУ ТП были:
существенное повышение объема автоматизации и качества ведения технологических режимов;
изменение характера действий оперативного персонала за счет минимизации операций по непосредственному управлению оборудованием и переноса акцента на координацию работы автоматических устройств и оптимизацию режимов;
обеспечение высокой надежности функционирования аппаратуры управления и значительное снижение трудозатрат на ее обслуживание;
возможность развития системы, расширения ее функциональных возможностей после передачи в постоянную эксплуатацию.



 
« АСУ ТП химводоподготовки Южноуральской ГРЭС   Атомные электрические станции и их оборудование »
электрические сети