Стартовая >> Архив >> Генерация >> Комплекс для электрической части системы регулирования и защит паровых турбин

Комплекс для электрической части системы регулирования и защит паровых турбин

Елов А. И., Лопаткин Б. В., Решетов А. Л.

Информация о том, что сотрудниками ЛМЗ, АО УралОРГРЭС, Сургутской ГРЭС-2 и ООО НПФ ПРОСОФТЕ выполнена разработка и произведено внедрение программно-технического комплекса для электрической части системы регулирования и защит паровых турбин, уже известна специалистам в этой области (в том числе, и по материалам заседания НТС РАО “ЕЭС России” по теме “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России”, материалы которого опубликованы в журнале “Электрические станции”, 2002, № 4). В данной статье, авторы которой являются разработчиками аппаратной и программной части этого комплекса, представлено его краткое описание.

Электрическая часть системы регулирования турбины на основе микропроцессорной техники типа ЭЧСР-М, созданная ЛМЗ, ВЭИ и заводом “Электропульт” в начале 80-х годов, получила довольно широкое распространение на мощных энергоблоках (в том числе и на АЭС). Внедрение первого образца ЭЧСР-М было осуществлено специалистами УралОРГРЭС, ЛМЗ, ВЭИ и СГРЭС-2 на блоке № 1 Сургутской ГРЭС-2 в 1984 - 1985 гг. (турбина К-800-240-5, котел ТГМП-201ХЛ). До настоящего времени это оборудование довольно успешно эксплуатируется на многих электростанциях РАО “ЕЭС России”.
Однако использованная в ЭЧСР-М элементная база аппаратуры 80-х годов не обладает достаточной надежностью, что привело и приводит к большим трудозатратам по ее эксплуатации. Положение с эксплуатацией ЭЧСР-М осложнялось с каждым годом, так как ресурс работы постоянно сокращался (ЭЧСР-М на блоках непрерывно находится в работе от 10 до 15 лет) и дальнейшая эксплуатация системы вызывает все большие затруднения. Кроме того, данное оборудование имело ограниченные возможности по модернизации и расширению функций. В конечном итоге остро встал вопрос о ее замене на энергоблоках.
В связи с этим была проведена работа по разработке и внедрению программно-технического комплекса для электрической части системы регулирования и защит паровых турбин (ПТК ЭЧСРиЗ) на современной аппаратной базе.
ПТК ЭЧСРиЗ предназначен для работы в составе электрической части системы регулирования и защит турбины и является многоцелевой системой автоматического управления турбиной по активной мощности, давлению острого пара, положению регулирующих клапанов турбины, частоте в энергосистеме, а также по сигналам автоматических устройств блочного, общестанционного и энергосистемного уровней в нормальных и аварийных режимах работы блока и энергосистемы.
Основными функциями ПТК ЭЧСРиЗ, совпадающими с реализуемыми в существующих в настоящее время системах ЭЧСР-М, являются:
регулирование мощности и давления острого пара (или положения регулирующих клапанов турбины) с коррекцией по частоте в энергосистеме;
регулирование давления острого пара перед турбиной по принципу регулирования давления “до себя” при некоторых условиях работы блока и ПТК;
защита турбины от недопустимого снижения давления пара при работе блока в режимах с номинальным или скользящим давлением пара;
реализация режима регулирования со скользящим давлением острого пара;
обеспечение дистанционного управления электроприводом механизма управления турбиной;
разгрузка энергоблока при аварийном отключении групп подогревателей высокого давления;
Шкаф управления ПТК ЭЧСРиЗ
Рис. 1. Шкаф управления ПТК ЭЧСРиЗ

перевод энергоблока, работающего в режиме скользящего давления пара, на минимальное давление пара перед турбиной при срабатывании автоматизированной системы аварийной разгрузки блока;
управление регулирующими клапанами турбины при сбросах электрической нагрузки блока с отключением и без отключения генератора от сети;
управление регулирующими клапанами турбины при возникновении больших ускорений ротора турбины;
управление стопорными клапанами турбины при возникновении повышенных значений частоты и ускорения ротора турбины (подсистема предварительной защиты);
осуществление противоразгонной защиты турбины при сбросах нагрузки (подсистема дифференциатора);
уменьшение динамического заброса оборотов турбины при сбросе нагрузки с отключением генератора от сети (подсистема релейной форсировки);
повышение приемистости турбины (подсистема начальной коррекции неравномерности);
кратковременная противоаварийная разгрузка блока с последующим восстановлением до исходного значения мощности по сигналам от противоаварийной автоматики по условиям обеспечения динамической устойчивости (подсистема аварийной импульсной разгрузки);

экранная форма ПТК ЭЧСРиЗ
Рис. 2. Внешний вид основной экранной формы ПТК ЭЧСРиЗ

послеаварийная разгрузка блока до заданного значения по сигналам от противоаварийной автоматики по условиям обеспечения статической устойчивости (подсистема послеаварийного ограничения).
Кроме того, в ПТК значительно улучшены сервисные функции (в том числе, автоматическая диагностика неисправностей), расширены возможности интеграции в АСУ блока (наличие кодовой линии связи из шкафа управления), могут быть реализованы дополнительные технологические функции (режим контроля температурных напряжений элементов турбины, режим автоматизации набора оборотов турбины по сигналам от системы автоматического пуска турбины с ускоренным прохождением критических частот и взятием начальной нагрузки с учетом теплового состояния турбины и др.).
Функционально ПТК включает в себя два контура управления: быстродействующий и медленнодействующий.
Быстродействующий контур действует в аварийных и послеаварийных режимах и обеспечивает необходимое воздействие на исполнительные органы: регулирующие и стопорные клапаны (через электрогидравлический преобразователь и электромагнитный выключатель предварительной защиты). ПТК обеспечивает время цикла съема информации с датчиков, расчет основных технологических параметров (в том числе мощности, частоты и ускорения вращения ротора турбины), а также формирования управляющих воздействий быстродействующего контура 12 мс.
вид экрана настройки коэффициентов и уставок
Рис. 3. Внешний вид экрана настройки коэффициентов и уставок
Регулирование мощности с заданной скоростью ее изменения
Рис. 4. Регулирование мощности с заданной скоростью ее изменения

Медленно действующий контур ПТК ЭЧСРиЗ обеспечивает управление регулирующими клапанами через механизм управления турбиной. Время цикла формирования управляющего воздействия медленнодействующего контура 100 мс.
В соответствии с техническими условиями на ПТК, согласованными с Департаментом научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”, ПТК обеспечивает прием и осуществляет выдачу следующих типов сигналов:
входные дискретные - 48 сигналов (тип -“сухой” контакт, время задержки сигнала не более 1 мс);
Режим срабатывания противоаварийной автоматики
Рис. 5. Режим срабатывания противоаварийной автоматики

входные аналоговые, унифицированные - 16 сигналов (диапазон 0-20 мА, основная приведенная погрешность преобразования 0,2%, время задержки на преобразование аналогового сигнала не более 50 мкс); входные аналоговые для измерения мощности - 3 сигнала напряжения (диапазон 0-100 В) иЗ сигнала тока (диапазон 0-5 А).
Точность измерения мощности - 0,5%, быстродействие измерителя мощности - не более 40 мс при частотах, близких к номинальной;
входной для измерения частоты - 1 сигнал с возможностью увеличения до 3 сигналов (диапазон 30-4000 Гц, максимальное напряжение амплитуды сигнала 100 В, минимальное напряжение амплитуды входного сигнала 2 В, время установки сигнала при изменении частоты от 30 до 3000 Гц и обратно не превышает 36 мс, точность измерения - 0,05%);
выходные дискретные, унифицированные - 24 сигнала (постоянное напряжение 24 В);
выходные дискретные (ШИМ) для воздействия на механизм управления турбиной (постоянное напряжение ± 36 В);
выходные аналоговые, унифицированные - 16 сигналов (постоянный ток в диапазоне 0-20 мА, основная приведенная погрешность преобразования 0,3%, время преобразования не более 1 мс);
выходной аналоговый для управления электрогидравлическим преобразователем - 1 сигнал с возможностью увеличения до 3-х (постоянный ток в диапазоне ± 1,2 А, время преобразования - не более 500 мкс, погрешность - 0,5%).
В состав аппаратной части ПТК входит шкаф управления и пульт оператора. Основное оборудование шкафа управления (рис. 1) представляет собой два идентичных канала, каждый из которых полностью обеспечивает выполнение основных автоматических функций, а также функции самопроверок и диагностирования модулей. В состав канала входит процессорный и несколько периферийных модулей в формате Micro PC, устройства сопряжения с датчиками и исполнительными механизмами, а также буквенно-цифровой дисплей (2 строки по 20 знакомест) и 16-клавишная клавиатура, которые могут использоваться для отображения технологической информации и корректировки уставок и коэффициентов. Каждый канал обеспечивает взаимодействие с АСУ энергоблока или пультом управления ПТК по кодовой линии связи.

Режим срабатывания противоаварийной автоматики - окно
Рис. 6. Режим срабатывания противоаварийной автоматики

Кроме того, в состав шкафа управления входит оборудование для обеспечения дистанционного режима управления механизмом управления турбины (в том числе, при выключенном состоянии обоих управляющих каналов ПТК).
Основные модули шкафа управления имеют следующие характеристики:
процессорный модуль 5066 фирмы Octagon Systems - процессор AMD586/133 МГц, флэш-память 1 Мб, статическое ОЗУ (для хранения коэффициентов, технологических уставок и аварийной информации при выключении питания) - 512 кб;
модуль ввода/вывода UNI096-5 фирмы Fastwel - программно конфигурируемые 96 вход- ных/выходных дискретных/аналоговых каналов;
модуль аналогового ввода AI16-5 фирмы Fastwel - 16 входных каналов напряжения ± 10 В, 14- разрядный аналого-цифровой преобразователь, скорость преобразования до 100 000 измерений в секунду;
модуль аналогового вывода АО 16 фирмы Fastwel - 16 выходных каналов постоянного тока 0-20 мА, 12-разрядный цифро-аналоговый преобразователь, время установления выходного сигнала 20 мкс;
модуль измерения мощности и частоты фирмы Прософт-Е - точность измерения мощности 0,5%, точность измерения частоты 0,05%;
модули нормализации и гальваноразвязки для дискретных каналов фирмы Grayhill (поканальная развязка до 2500 В);
модули нормализации и гальваноразвязки для сигналов напряжения и тока генератора фирмы Прософт-Е (поканальная развязка до 2000 В);
модули гальваноразвязки для унифицированных аналоговых сигналов фирмы Прософт-Е (поканальная развязка до 1000 В).
Оборудование шкафа управления размещено в металлическом корпусе фирмы Shroff размером 1800 х 1200 х 500 мм.
Высокая надежность и долговечность ПТК обеспечиваются:
использованием в основном готовых модулей известных фирм (все применяемые модули разработаны для жестких условий эксплуатации в промышленных условиях, имеют наработку на отказ более 100 000 ч и срок службы более 10 лет. Все импортное оборудование имеет сертификаты соответствия российским стандартам);
использованием в модулях собственной разработки высоконадежных и долговечных комплектующих зарубежных производителей;
Режим скользящего давления
Рис. 7. Режим скользящего давления

всесторонним тестированием аппаратных средств и глубокой отработкой программно-алгоритмической части ПТК на стендах предприятия- изготовителя;
реализацией “горячего” 100%-ного резервирования управляющих каналов с автоматическим переключением управления на резервный канал за время 30 - 40 мс;
автоматической диагностикой неисправного оборудования, возможностью проведения ремонта отказавшего канала без выключения основного.
Пульт управления предназначен для проведения наладочных работ, а также может использоваться и при эксплуатации ПТК в случаях отсутствия интеграции функций ЭЧСР в АСУ энергоблока. Он представляет собой ПЭВМ с модулем сопряжения с управляющими каналами ПТК и обеспечивает выполнение следующих функций:
отображение текущего состояния входных и выходных аналоговых и дискретных сигналов системы на экране дисплея;
отображение текущих технологических признаков системы;
архивирование текущей технологической информации системы (с циклом около 1 с);
архивирование аварийной информации системы (с учетом предыстории) в циклах быстрого и медленного контуров регулирования;
отображение архивной информации в графическом виде, вывод ее на печать, запоминание на магнитные носители;
отображение журнала событий системы (срабатывание технологических подсистем, появление неисправностей и др.);
отображение и коррекция технологических коэффициентов и уставок;
отображение результатов автоматической диагностики оборудования ПТК;
обеспечение ограничения доступа (уровня допуска) пользователя к отдельным технологическим операциям.
На рис. 2 представлен вид основного экрана системы, на рис. 3 - вид экрана настройки коэффициентов и уставок (на примере каналов быстрого контура управления).
На рис. 4-7 представлены графики переходных процессов, полученные с помощью пульта управления при проведении испытаний ПТК с воздействием на энергоблок (рис. 4 - регулирование мощности с заданной скоростью ее изменения 28 МВт/с, рис. 5, 6 - режим одновременного срабатывания противоаварийной автоматики по каналам по информации архивов быстрого и медленного контуров регулирования соответственно, рис. 7 - результаты испытаний ПТК в режиме скользящего давления).
Необходимо отметить, что в связи с достаточно большой сложностью задач, возложенных на ПТК, и высокой степенью ответственности за их правильную реализацию, аппаратура и программное обеспечение комплекса подверглись ряду испытаний и проверок:
испытания ПТК на стендах предприятия-изготовителя (ООО НПФ ПРОСОФТ-Е) с участием специалистов ЛМЗ, УралОРГРЭС и Сургутской ГРЭС-2;
испытания ПТК на энергоблоке Сургутской ГРЭС-2 без воздействия на энергоблок (работа в режиме “на сигнал”). В процессе этих испытаний сигналы с датчиков одновременно поступали на ПТК и действующую ЭЧСР-М, а воздействия с ПТК выдавались на реальные исполнительные механизмы, установленные на испытательном стенде. При этом проводился сравнительный анализ работы ПТК и действующей ЭЧСР-М;
испытания ПТК для приемки ее межведомственной комиссией под председательством представителя Департамента научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России”;
опытная эксплуатация ПТК в режиме “на сигнал” на протяжении более 6 мес;
испытания ПТК с воздействием на энергоблок; опытно-промышленная эксплуатация ПТК с воздействием на энергоблок на протяжении более 1 мес.
С июля 2002 г. ПТК находится в промышленной эксплуатации на блоке № 5 Сургутской ГРЭС-2.
По мнению авторов этой статьи, данный ПТК может быть использован: для замены выработавших свой ресурс существующих систем ЭЧСР-М с обеспечением реализации функциональных алгоритмов с улучшенными временными и точностными характеристиками, более высокой степени надежности и долговечности, возможности выполнения ряда дополнительных функций; при проведении глубокой модернизации энергоблоков, не имеющих в настоящее время в своем составе подобной системы; для установки на вновь вводимых в эксплуатацию турбогенераторах (в том числе, после соответствующей модернизации ПТК, и для турбоагрегатов других типов).
Кроме того, технические решения, реализованные в ПТК (в первую очередь - “горячее” резервирование аппаратуры), могут быть применены и для решения других ответственных технологических задач.
В заключение статьи ее авторы хотят подчеркнуть, что они являются разработчиками аппаратной и программной частей комплекса, а работы по определению реализуемых алгоритмов, проведение испытаний и внедрение ПТК осуществлялись совместно специалистами ЛМЗ, УралОРГРЭС, служб АО Тюменьэнерго и, конечно, сотрудниками Сургутской ГРЭС-2. Мы выражаем глубокую признательность всем принимавшим участие в данном проекте и надеемся на дальнейшее плодотворное сотрудничество.

 
« Исследования трубопроводов питательной воды энергоблоков 160-800МВт   Комплексный подход к нормализации тепловых расширений турбины »
электрические сети