АСУ ТП Мутновской геотермальной электростанции

АСУ ТП Мутновской геотермальной электростанции
Идзон О. М., Иванов В. В., Илюшин В. В., Никольский А. И., инженеры
ЗАО “Интеравтоматика” - ФГУП “ВО”Технопромэкспорт” - АО “Наука”

Мутновская ГеоЭС предназначена для производства электрической энергии при использовании геотермального тепла. Электростанция состоит из двух условных энергоблоков, каждый из которых включает парогенерирующую и паротурбинную части.
В парогенерирующую часть каждого энергоблока входят геотермальные скважины, система трубопроводов подвода пароводяной смеси от скважин к сепаратору первой ступени и сепаратор первой ступени, удаленный от скважин на расстояние порядка 1 км.
Главной особенностью геотермальных скважин является существенное различие их производительности (примерно в 10 раз) и степени паросодержания (от 30 до 100%), которые к тому же подвержены временным циклическим изменениям.
Трубопроводы за сепараторами первой ступени двух энергоблоков имеют технологическую поперечную связь (перемычку).
В относительной близости от сепараторов первой ступени (около 200 м) располагается главный корпус электростанции, содержащий оборудование паротурбинной части, основное оборудование которой имеет блочную структуру без технологических поперечных связей. Паротурбинная часть каждого энергоблока состоит из сепаратора второй ступени и паровой турбины мощностью 25 МВт с конденсатором смешивающего типа и градирней.

Тепловой цикл электростанции и особенности тепловой схемы.

Принципиальная технологическая схема МГеоЭС показана на рис. 1.
Пароводяная смесь (ПВС) из геотермальных скважин по системе трубопроводов поступает в сепараторы первой ступени, где происходят предварительная сепарация и очистка от примесей.
На каждом из трубопроводов подвода ПВС к сепараторам установлены:
позиционная задвижка на начальном участке (за скважиной);
система из двух электрифицированных задвижек непосредственно перед сепаратором: на самом трубопроводе ПВС и на линии сброса ПВС в шумоглушители помимо сепаратора.
Кроме этого, на двух трубопроводах подвода ПВС к сепараторам (по одному на каждый сепаратор) имеются регулирующие клапаны на байпасах электрифицированных задвижек перед сепараторами, которые используются в пусковых режимах.
Для обеспечения возможности работы каждого из сепараторов первой ступени не только на свою турбину, но и, в случае необходимости, на турбину другого блока паропроводы этих сепараторов соединены перемычкой с электрифицированной секционной задвижкой (СЗ).
Для сброса излишков пара в шумоглушители в перемычке установлены четыре регулирующих клапана (по два с каждой стороны секционной задвижки).

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема МГеоЭС:
1 - паровая турбина; 2 - генератор; 3 - градирня; 4 - конденсатор; 5 - насосы охлаждающей воды; 6 -насосы промывочной воды; 7 - сепаратор второй ступени; 8 - насосы котлована; 9 - пруд аварийного сброса; 10 - шумоглушители; 11 - сепаратор первой ступени; 12 - насосы сепарата; 13 - насосы закачки консерванта; 14 - реинжекционные скважины; 15 - продуктивные скважины
В номинальном режиме сепараторы первой ступени работают при таких параметрах пара на выходе: расход 44,5 кг/с, давление 6,5 кгс/см², температура 162°С, степень сухости 99,9%.
Сепарат из сепараторов первой ступени четырьмя насосами откачивается в три скважины реинжекции. Часть этого расхода (около 300 т/ч) используется для подогрева воды на теплофикацию.
Отсепарированный пар после сепараторов первой ступени по двум паропроводам (по одному на каждый энергоблок) направляется в сепараторы второй ступени. На каждом из паропроводов установлены по две электрифицированные задвижки: за сепаратором первой ступени и перед сепаратором второй ступени.
Задвижка перед сепаратором второй ступени снабжена байпасом, используемым в пусковых режимах для прогрева сепаратора, на котором установлены запорно-регулирующий клапан и “ручная” запорная задвижка.
В номинальном режиме сепараторы второй ступени работают при следующих параметрах пара на выходе: расход 44,4 кг/с, давление 6,4 кгс/см², температура 161,3°С, степень сухости 99,98%.
Сепарат из сепараторов второй ступени под действием перепада давления отводится в глушители бассейна аварийного сброса через водо-водяные теплообменники, где служит греющей средой для промывочной воды сепараторов второй ступени. Вода на промывку сепараторов подается насосами из конденсаторов.
После сепаратора второй ступени отсепарированный пар по двум паропроводам, соединенным перемычкой, подается к турбине. Из перемычки осуществляются отборы пара к эжекторам системы удаления неконденсирующихся газов и к системе уплотнений турбины.
Паропроводы подвода пара к турбине оснащены главными паровыми задвижками (ГПЗ) с байпасами, на которых установлены запорно-регулирующие клапаны.
Узел парораспределения турбины включает два стопорных клапана (быстрозапорные захлопки) и два регулирующих клапана (регулирующие заслонки). Предусмотрены линии дренирования быстрозапорных захлопок и регулирующих заслонок (РЗ) с электрифицированной арматурой. После узла парораспределения пар поступает в проточную часть турбины и после последних ступеней отводится в конденсатор смешивающего типа.
В конденсаторе смешивающего типа осуществляются конденсация отработавшего пара при его смешении с холодной циркуляционной водой и удаление насосами в градирню. Градирня - мокрого типа с вентиляторами принудительного охлаждения распыленной воды потоком воздуха. Из градирни избыток воды из системы охлаждения откачивается насосами реинжекции две скважины реинжекции.
Отсос неконденсирующихся газов из парового пространства конденсатора осуществляется основными эжекторами, питание которых производится свежим паром из главных паропроводов. Основные эжекторы снабжены охладителями смешивающего типа. Конденсат греющего пара направляется в конденсатор для смешения.
Паровая турбина Калужского турбинного завода снабжена системой смазки, включающей маслобак, пусковой и главный маслонасосы, причем, главный маслонасос размещен на одном валу с ротором турбины. Система маслоснабжения - общая для турбины и генератора.
Паровая турбина имеет валоповоротное устройство.
Паровая турбина с генератором снабжена замкнутым контуром охлаждения с насосами замкнутого контура, в который включены маслоохладители турбины и газоохладители генератора. Подпитка замкнутого контура осуществляется из бака, питаемого водой из артезианской скважины.
Система концевых уплотнений турбины имеет камеры подвода уплотняющего пара из коллектора уплотнений, который питается свежим паром из главных паропроводов до ГПЗ, и эжекторы уплотнений, питание которых обеспечивается так же, как и основных эжекторов из общего коллектора.
Расход пара в турбину регулируется двумя параллельно работающими регулирующими заслонками (РЗ). Приводами РЗ служат два сервомотора, положение которых определяет свой для каждого сервомотора отсечной золотник. Управление отсечным золотником осуществляет электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который, в свою очередь, получает входные воздействия от электронного регулятора, реализованного в программно-техническом комплексе (ПТК) АСУ ТП.

Комплекс технических средств АСУ ТП Мутновской ГеоЭС.

Структура комплекса.

Структурная схема комплекса технических средств АСУ ТП МГеоЭС показана на рис. 2. АСУ ТП энергоблока, выполненная на базе аппаратуры ТПТС51 и ОМ650, состоит из следующих частей:
объекта управления с датчиками и приводами выключателей. Информация с объекта управления и команды на него поступают через панели промклеммников и панели промреле. Связь осуществляется индивидуальными проводными соединениями;
панелей промклеммников и промреле. С этих панелей осуществляется передача сигналов на устройства нижнего уровня управления - шкафы с контроллерами ТПТС51. Связь осуществляется индивидуальными проводными соединениями;
аппаратуры ТПТС51 (нижний или первый уровень управления), которая представляет собой распределенную микропроцессорную систему и выполняет весь объем функций прямого цифрового управления (защиты, блокировки, автоматическое регулирование, логическое управление всех уровней, а также предварительная обработка информации для решения задач верхнего уровня). Связь между модулями в пределах одной AS системы производится по внутренней цифровой резервированной шине. Связь между AS системами осуществляется по системной шине RS485 и по резервированной шине дальней связи CS275 в цифровом виде;
аппаратуры ОМ650. Это - верхний, информационно-вычислительный и управляющий уровень АСУ ТП, связанный с нижним контроллерным уровнем ТПТС51 через магистральные шины CS275 и представляющий распределенную цифровую систему, в которой шина терминалов объединяет устройства обработки и передачи сигналов PU, серверные устройства SU и операторские терминалы ОТ. На верхнем уровне АСУ ТП реализуются задачи оперативного контроля и управления, архивирования, протоколирования информации, а также расчетные задачи;
сервера удаленного доступа, осуществляющего через спутник связь с центром управления в Москве.

Организация управления.

Главный щит управления Мутновской ГеоЭС (ГЩУ) является рабочим местом операторов станции. На ГЩУ установлены пять операторских терминала, четыре из них имеют по два монитора и один операторский терминал с одним монитором. Каждый операторский терминал снабжен клавиатурой и мышью для реализации управления через комплекс ОМ650.
Операторские терминалы работают независимо друг от друга, что позволяет персоналу использовать несколько мониторов, оперируя с различными участками технологического процесса, а также с разными элементами программного обеспечения, например, с видеограммами и с протоколами.
С любого из мониторов можно вести наблюдение за состоянием технологического и электротехнического оборудования энергоблоков и общестанционного оборудования.

Рис. 2. Структурная схема комплекса технических средств ПТК АСУ ТП Мутновской ГеоЭС:
1 - матричный принтер; 2 - струйный цветной принтер; 3 - инженерная система ES 68G; 4 - шина терминалов SINEC H1FG; 5 -  резервированная магистральная шина CS275; 6 - обрабатывающее устройство PU; 7 - обрабатывающее/серверное устройство PU/SU; 8 - шлюз coupling PC; 9 - сервер удаленной связи; 10 - шкафы питания; 11 - шкафы промреле; 12 - кроссовые шкафы; 13 - шкаф УСО Oscillostore, Oscillostore на 328 сигналов
Рядом с ГЩУ расположены лазерные и матричные принтеры для вывода данных на бумажные носители, оборудовано рабочее место администратора ОМ650 и установлена рабочая станция ES680, через которую, при необходимости, можно корректировать программно-алгоритмическое и видеограммное обеспечение АСУ ТП.

Описание комплекса ОМ650 при управлении с ГЩУ.

Система управления и контроля OM65G - составная часть АСУ ТП Мутновской ГеоЭС, реализованная на базе аппаратуры ТПТС51 и совмещающая функции операторской станции и информационной системы.
Основными задачами OM65G являются:
предоставление информации оператору о текущем состоянии оборудования и выполнении автоматизированных функций;
организация дистанционного управления;
сигнализация о нарушениях в работе оборудования и отказах АСУ ТП;
решение информационно-вычислительных задач;
формирование оперативной и отчетной документации.
Информация представляется на мониторах операторских терминалов в виде видеограмм. Управление объектами происходит через стандартные окна управления, которые открываются после выбора мышью управляемого символа видеограммы (пиктограммы).

Принципы построения программно-алгоритмического обеспечения АСУ ТП МГеоЭС.

Структура ПТК АСУ ТП.
Программно-алгоритмическая часть АСУ ТП имеет иерархическую структуру, показанную на рис. 3.
Самый нижний уровень этой иерархии образует логика контроля и управления арматурой (задвижки, соленоидные и регулирующие клапаны, двигатели и т.д.), т.е. логика разрешений и неотключаемых блокировок.
Следующий уровень создают устройства автоматического ввода резерва (АВР), блокировки и автоматические системы регулирования (АСР), управляющие арматурой, образующей ту или иную технологическую группу. Блокировки, АВР и АСР имеют два основных режима: “ДИСТ” и “АВТ”. При этом логика переключений, осуществляемая блокировками и АВР, становится активной только в режиме “АВТ”. Выбор режима доступен как оператору, так и программам следующего, более высокого уровня управления.
На этом уровне располагаются пошаговые программы, управляющие отдельными технологическими системами (программы пуска систем вторичной охлаждающей воды, главной охлаждающей воды, прогрева сепаратора II ступени, системы удаления НКГ, разворота турбины, включения генератора в сеть). Каждая из перечисленных программ переводит соответствующую систему из произвольного начального состояния во вполне конкретное конечное состояние, необходимое для устойчивой работы блока. Как уже было сказано, задача этих программ - управлять АВР, блокировками, АСР и непосредственно арматурой, составляющей данную технологическую систему.
Наконец, в АСУ ТП МГеоЭС существует программа наивысшего уровня иерархии - программа пуска-останова блока, которая управляет перечисленными пошаговыми программами, запуская их в нужной очередности. Кроме того, эта программа опускается и до уровня управления теми блокировками и АВР и даже непосредственно арматурой, которые оказались вне управления автоматики более низких уровней.
Необходимо отметить, что из-за наличия множества ручной арматуры операции заполнения трубопроводов рабочей средой не вошли в объем автоматизации и выполняются либо по месту, либо дистанционно оператором. С учетом этого замечания при полностью исправных и подключенных к ПТК АСУ ТП арматуре и датчикам оператору достаточно запустить всего лишь самую “верхнюю” программу пуска-останова блока, чтобы пройти все пусковые операции и выйти на начальную нагрузку 2 МВт. Дальнейшее изменение нагрузки происходит по согласованию с диспетчером энергосети дистанционно оператором.

Организация режимов рабочих нагрузок и автоматическое регулирование основных параметров МГеоЭС.

Изначально предполагалось, что МГеоЭС в режиме рабочих нагрузок должна обеспечивать максимально возможную при текущей производительности скважин выработку электроэнергии при условии поддержания заданного значения давления в паровой магистрали между сепараторами первой и второй ступеней. Реально, однако, оказалось, что этот режим - всего лишь эпизодически возникающий, когда потребности выдачи электроэнергии по диспетчерскому заданию равны или превышают возможности МГеоЭС. Основным же режимом МГеоЭС стал как раз режим работы по диспетчерскому графику. Вообще же имеются следующие режимы работы МГеоЭС.

Статические режимы.

Работа на общую сеть:
поддержание заданной мощности со статической неравномерностью по частоте;
поддержание частоты 50 Гц в режиме работы на общую сеть;
поддержание заданной степени открытия клапанов турбины со статической неравномерностью по частоте.
Работа на выделенную сеть, в частности, режим плавки гололеда.

Рис. 3. Структура управления блоком
Работа в режиме холостого хода. Регулятор разворота.

Динамические режимы:
отключение генераторного выключателя (переход в режим холостого хода);
отключение трансформаторного или линейного выключателя (переход в режим собственных нужд);
неконтролируемое АСУ ТП отключение станции на выделенную нагрузку, в частности, в режим собственных нужд;
включение режима плавки гололеда.
Во всех режимах работают стерегущий регулятор минимального давления и ограничитель максимального значения мощности турбины (27,5 МВт).
Устойчивая работа станции во всех перечисленных режимах обеспечивается главным образом поддержанием следующих регулируемых параметров: частоты вращения турбины, вырабатываемой ею мощности и давления пара после сепараторов.

Описание регулятора турбины (рис. 4). Из-за множества задач, возложенных на регулирующие клапаны, система регулятора турбины состоит из нескольких регуляторов, каждый из которых берет на себя управление клапанами в зависимости от режимов работы блока. Все переключения между регуляторами происходят безударно.

Рис. 4. Принципиальная схема системы регулятора турбины

Регулятор разворота турбины представляет собой ПИД-регулятор с изменяемой структурой, автоподстройкой параметров при изменении режимов работы блока и сложным формированием задания. Регулятор воздействует на один из клапанов, выбранный оператором кнопкой предвыбора с экрана операторской станции.
Задатчик оборотов регулятора разворота турбины имеет автоматический и дистанционный режимы работы. В дистанционном режиме задание изменяется с экрана операторской станции со скоростью частоты вращения 100 об/мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно через экранную клавиатуру ввода значений. В автоматическом режиме задание поступает от программатора разворота через ограничитель темпа задания.
Пошаговая программа пуска турбины, воздействуя дискретными сигналами на программатор разворота и ограничитель темпа задания, организует график разворота турбины со следующими выдержками времени для прогрева и скоростями увеличения частоты вращения:
мгновенно при выходе на 700 об/мин;
прогрев 10 мин;
200 об/мин2 при выходе на 1300 об/мин;
прогрев 15 мин;
1000 об/мин2 при выходе на 2200 об/мин;
прогрев 10 мин;
100 об/мин2 при выходе на 3000 об/мин.
Сборный сигнал о тепломеханическом состоянии турбины приостанавливает программатор разворота для обеспечения возможности выявления причин неполадок. При частоте вращения n> 2850 об/мин отключается дифференциатор, изменяются коэффициент усиления Кр и постоянная времени Ти регулятора. После выхода на n > 2950 об/мин дается команда на синхронизацию для включения в сеть, при этом интегратор отключается от входа регулятора и используется для подгонки частоты вращения турбины под частоту сети.
После включения в сеть, о чем свидетельствуют замкнутые выключатели генератора и трансформатора, управление регулирующими заслонками берет на себя регулятор положения клапанов, а интегратор регулятора разворота обнуляется.
Возврат на регулятор разворота после включения генератора в сеть осуществляется только при отключении генератора от сети - режим холостого хода. При этом регулятор разворота начнет поддерживать частоту вращения 3000 об/мин с соответствующими настройками Кр и Ти.

Рис. 5. Динамика изменения частоты вращения турбины при отключении от сети генераторным выключателем (сброс с 25 МВт на XX)
Регулятор положения клапанов турбины представляет собой задатчик положения клапанов с корректором по частоте сети (примерно 5% неравномерности). Регулятор начинает воздействовать на обе регулирующие заслонки турбины по сигналу включения в сеть. Задание изменяется оператором с экрана операторской станции со скоростью 20%/мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно через экранную клавиатуру ввода значений.
В автоматический режим задатчик может включить только оператор. В этом случае клапаны турбины управляются регулятором мощности.
В аварийных режимах управление автоматически переключается с регулятора мощности на регулятор положения клапанов путем перевода задатчика в режим “ДИСТ”. В этом режиме может осуществляться автоматическое управление задатчиком через отслеживание им заданных значений по заранее определенным дискретным сигналам, характеризующим то или иное состояние технологического процесса.
Аварийными режимами являются:
недостоверность сигнала электрической мощности;
отклонение фактической частоты вращения турбины от заданной более чем на 30 об/мин;
резкое снижение мощности (больше 3,0 МВт в период до 176 мс);
резкое повышение частоты вращения турбины (больше 30 об/мин в период до 172 мс);
отключение одного из циркнасосов;
режим собственных нужд, определяемый следующими сигналами: отключение трансформаторного выключателя; резкое изменение электрической мощности (больше 3 МВт в период до 176 мс); резкое снижение мощности (больше 10,0 МВт в период до 176 мс); резкое повышение мощности (больше 10,0 МВт в период до 176 мс).
Сигналы, переводящие задатчик положения в режим отслеживания, и соответствующие им уставки положения клапанов представлены в таблице в порядке убывания их приоритета.
Во всех приведенных в таблице случаях, кроме первого, после автоматической отработки задатчиком сигналов отслеживания оператор сохраняет возможность управления задатчиком положения клапанов с экрана операторской станции.
Коррекция по частоте осуществляется с переменным коэффициентом усиления К = 0,25 при мощности ниже 3,0 МВт и К = 0,5 при увеличении электрической мощности более 4,5 МВт. Потребность в переменном коэффициенте усиления связана с существенной нелинейностью расходных характеристик регулирующих заслонок.

Регулятор мощности.

При постановке на “АВТ” задатчика положения клапанов в работу вступает регулятор мощности. Регулятор мощности турбины представляет собой ПИ-регулятор с корректором по частоте сети (5% неравномерности) и автоподстройкой параметров при снятии с автоматического управления одной из заслонок.
Коррекция по частоте в этом регуляторе осуществляется одновременно как по каналу регулятора мощности с коэффициентом усиления К = 0,667, так и напрямую суммированием с сигналом выхода задатчика положения клапанов с коэффициентом усиления К=0,25 при мощности ниже 3,0 МВт и с К = 0,5 при увеличении электрической мощности более 4,5 МВт.
Регулятор одновременно воздействует на обе регулирующие заслонки турбины. Задание изменяется с экрана операторской станции со скоростью 5 МВт/мин воздействием на кнопки “Б”, “М” и “Стоп” или мгновенно через экранную клавиатуру ввода значений.

Рис. 6. Динамика изменения частоты вращения турбины при имитации обрыва линии связи МГеоЭС с сетью Камчатскэнерго (сброс с 25 МВт на с.н.)
Стерегущий регулятор минимального давления - простейший ПИ-регулятор давления “до себя”, работающий в стерегущем режиме. При резком наборе нагрузки (и падении давления) регулятор минимального давления перехватывает управление заслонками, препятствуя падению давления ниже заданного, чем обеспечивается щадящий режим работы сепараторов I ступени и насосов инжекции сепарата.
Обратный переход происходит при снижении заданной нагрузки блока или увеличении производительности скважин.

Стерегущий регулятор максимальной мощности.

При работе регулятора положения клапанов корректор по частоте может набрать мощность более 27,5 МВт (максимально допустимая). Чтобы этого не происходило, стерегущий регулятор максимальной мощности перехватывает управление клапанами турбины при увеличении мощности более 27,5 МВт.
Обратное переключение происходит при увеличении частоты сети, когда выход регулятора положения клапанов (или регулятора мощности) станет меньше, чем выход стерегущего регулятора максимальной мощности.

Корректирующий регулятор положения клапанов.

Для компенсации нелинейности и люфтов регулирующих заслонок и ЭГП предусмотрены два корректирующих регулятора (позиционера), которые доводят указатели положения регулирующих заслонок в соответствие с заданием.
В октябре 2002 г. оба энергоблока Мутновской ГеоЭС были синхронизированы с региональной энергосистемой и начали нести нагрузку по диспетчерскому графику. К настоящему времени полностью отлажен и сдан в эксплуатацию весь программно-технический комплекс АСУ всех технологических систем. Турбинный регулятор успешно выдержал испытания по всему комплексу режимов, в том числе при наиболее тяжелых возмущениях, связанных с неконтролируемым ПТК отключением станции на выделенную нагрузку и в режим холостого хода.
На рис. 5 показан переходный процесс отклонения частоты вращения от 3000 об/мин при отключении турбогенератора от сети генераторным выключателем в режим холостого хода с полной нагрузки (25 МВт) при работающем регуляторе мощности. Регулятор турбины перешел в режим регулятора разворота и вывел турбину на 3000 об/мин примерно за 3 мин.  Заброс оборотов не превысил 3175 об/мин. Минимальная частота вращения была 2970 об/мин, установившееся значение частоты вращения - 3000 об/мин.

На рис. 6 показан переходный процесс отклонения частоты вращения от 3000 об/мин при отключении турбогенератора от сети имитацией обрыва линии в наиболее тяжелом режиме: с полной нагрузки (25 МВт) на нагрузку собственных нужд (около 1,3 МВт) при работающем регуляторе мощности. Заброс оборотов не превысил 3230 об/мин.
Установившееся значение частоты вращения - 3020 об/мин.
На настоящий момент имеется уже более чем годовой опыт эксплуатации МГеоЭС. Все это время наблюдалась устойчивая работа станции во всех рабочих диапазонах нагрузок. Постоянно включены в работу все штатные блокировки, АВР и регуляторы. Пуски и остановы энергоблоков проводятся оперативным персоналом практически “от кнопки” по запроектированным пошаговым программам.