Автоматизированная система управления технологическим процессом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Министерство образования  Республики Беларусь

 

Учреждение образования

БелорусскиЙ государственный университет

информатики и радиоэлектроники

 

 

Кафедра:  Систем управления

 

Факультет:    Заочного отделения

 

 

 

Отчет

по преддипломной практике

 

 

 

 

 

 

 

Студент группы:		М.С. Рожков
Руководитель:		А.Я.Родин

 

2013

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение….............................................................................................................4

1 Основные технические решения  по АСУТП……………………6

1.1 Краткое описание тепловой схемы и оборудования энергоблока…..6

1.2 Назначение и цели создания системы………………………………...8

1.3 Структура АСУ ТП…………………………………………………….9

1.4 Подсистема технологических защит и блокировок………………...12

 

2 Методика выполнения автоматического  контроля герметичности арматуры……………………………………………..14

2.1 Схемы и алгоритм определения герметичности арматуры перед горелками………………………………………………………………….14

2.2 Порядок  автоматической проверки герметичности  арматуры на газопроводах ……………………………………………………..………15

2.3 Алгоритм работы автоматики проверки на герметичность………..16

2.4 Рекомендации по порядку и объему проектирования схем проверки арматуры котлов на герметичность……………………….………….…18

2.5 Необходимое минимальное оборудование………………………….19

Заключение….........................................................................................................20 
ВВЕДЕНИЕ

 

Увеличение мощностей  современных энергоблоков сопровождается усложнением задач управления. Растет количество контролируемых параметров, органов управления, защит и блокировок, регуляторов и т.п., так как увеличение мощности достигается за счет повышенных значений параметров технологического процесса и его интенсификации. В результате увеличиваются габариты щитов управления энергоблоками, на которых сосредотачивается большое количество традиционных контрольно-измерительных показывающих и регистрирующих приборов, ключей управления, табло сигнализации и т.п. Возрастает нагрузка на оперативный персонал, которому становится все труднее в нужном темпе перерабатывать большой объем информации для принятия правильных решений, в то же время абсолютна величина ущерба от ошибочных действий персонала существенно возрастает.

Таким образом, требуются  качественные изменения и совершенствование систем контроля и управления на электростанциях.

Сущность процесса совершенствования  управления и автоматизации технологическими процессами на электростанциях состоит во все большей автоматизации не только "действий", но и автоматизации процесса "принятия" решений, широком и интенсивном использовании новейших средств автоматизации, включая современные микропроцессорные средства и средства вычислительной техники (СВТ), а также использовании современных методов и теорий управления, моделирования и др.

Современная концепция автоматизации  рассматривает энергоблок как единый технологический объект управления, а систему контроля и управления технологическими процессами энергоблока - как комплексную систему, имеющую иерархическую многоуровневую структуру, соответствующую уровням управления.

Комплекс задач, автоматизируемых посредством средств вычислительной техники, должен обеспечить повышение надежности, экономичности оборудования и удобства работы персонала.

Основным фактором выполнение задачи по автоматизации является надежность и безопасность узлов автоматизации, а именно системы технологических защит и блокировок (СТЗ). СТЗ предназначена для предотвращения возникновения и развития аварийных ситуаций путем автоматического формирования и выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы и коммутационные аппараты для экстренного перевода защищаемого технологического оборудования в безопасное состояние при нарушениях нормального режима его работы.

Отсутствие контроля герметичности арматуры на энергоблоке  Березовской ГРЭС перед газовыми горелками делает данный узел более ненадежным и небезопасным, а также  в случае излишнего расхода газа – экономически невыгодный показатель производственных затрат.

Для повышения  надежности работы, уменьшения расхода газа, а так же исключеня человеческого фактара ошибок на технологический процесс, необходимо автоматизировать данный процесс. Схемы контроля герметичности арматуры должны быть задействованы в схемы блокировок, запрещающих растопку котла в случае установления факта негерметичности хотя бы одной арматуры перед горелками.

При разработке предлагаемой методики преследовались цели:

1. Минимум переделок и дополнительного оборудования в технологических схемах и схемах автоматизации, защит, блокировок.
2. Универсальность применения - т.е. неизменность алгоритма контроля независимо:

• от числа установленных, находящихся в работе, резерве;

• от момента проверки (первая растапливаемая или последующие, перед растопкой или после отключения);

3. Достоверность.

 

1 Основные технические  решения по АСУТП

1. Краткое описание тепловой схемы и оборудования энергоблока

 

Березовская ГРЭС введена в эксплуатацию в декабре 1961 года. Березовская ГРЭС является структурной единицей, входящей в состав Республиканского унитарного предприятия электроэнергетики «Брестэнерго». Структура производства на станции – цеховая.

Характеристика  мощности:

Установленная электрическая  мощность Березовской ГРЭС на конец 2012г. составляет 958,12 МВт.

Мощность энергоблоков на конец 2012г.:

- ст.№1 –  160 МВт;

- ст.№2 – 150 МВт;

- ст.№3 – 215 МВт;

- ст.№4 – 215 МВт;

- ст.№5 – 58,12 МВт;

- ст.№6 – 160 МВт.

 

Упрощенная тепловая схема энергоблока Березовской  ГРЭС представлена на листе 1.

В состав энергоблока входят:

• Две газотурбинные установки (ГТУ) типа ГТЭ-25 в контейнерном исполнении производства ГП НПКГ «Машпроект» г. Николаев с генераторами Т-25-23У3 производства ХК ОАО «Привод», г. Лысьва, имеющими номинальную и максимальную активные электрические мощности 25 и 30 МВт при коэффициенте мощности 0,8 и напряжении 10,5 кв. К.п.д. генератора при номинальной мощности - 98,0 %.
• Два прямоточных котла ПК-38Р, реконструированных для возможности утилизации выхлопных газов ГТУ с номинальной паропроизводительностью 270 т/ч, давлением острого пара 140 кгс/см2, температурой острого и вторичного пара 545 °С каждый.
• Паровая конденсационная турбина К-165-130 производства ОАО «Атоммаш» номинальной мощностью 165 МВт с промперегревом пара и нерегулируемыми отборами пара для регенерации, представляет собой двухцилиндровый агрегат, предназначенный для непосредственного привода генератора ТВВ-165-2, и работает по схеме дубль-блока. Турбина рассчитана для работы с номинальным расходом свежего пара 540 т/ч при его давлении 130 кгс/см2 и температуре 540 °С, давлении и температуре пара горячего промперегерева, соответственно, 27,5 кгс/см2 и 540 °С, температуре охлаждающей воды 12 °С и расходе 21000 м3/ч.

Топливом для  ГТУ является природный газ, для  котлов основное топливо – природный  газ, резервное – мазут.

Парогазовый блок выполнен по схеме со сбросом отработавших газов после ГТУ в топку  котла.

Газотурбинный двигатель  ГТУ состоит из компрессоров низкого  и высокого давления, в которых  сжимается атмосферный воздух (расчётная  степень повышения давления 21,2), камеры сгорания, где в среде этого  воздуха сжигается природный  газ, и турбин низкого и высокого давления, в которых расширяются  продукты сгорания и которые приводят во вращение связанные с ними соответственно компрессоры низкого и высокого давления. Выходящий из газотурбинного двигателя газовый поток поступает в силовую турбину, вращающую электрогенератор, который вырабатывает переменный трёхфазный ток частотой 50 Гц. Отработавшие газы с температурой около 480 °С и содержанием кислорода около 14% после газовых турбин через пускозащитные клапаны (ПЗК) направляются в горелки котла, где используются в качестве окислителя для сжигания топлива в топке котла.

Для повышения  концентрации кислорода в окислителе к выхлопным газам ГТУ предусмотрена  подача добавочного воздуха специальными вентиляторами  дополнительного  воздуха. Однако эксплуатация котлоагрегата с дополнительным дутьевым вентилятором показала, что он не обеспечивает оптимальный избыток воздуха в топке. По этой причине в настоящее время в работе находится один основной вентилятор на каждый котлоагрегат.

Паровую часть  энергоблока представляют два паровых  котла и паровая турбина. В  схеме регенерации турбины выполнены  обводные трубопроводы системы регенерации  ПНД и ПВД для подачи, соответственно, основного конденсата и питательной  воды в газоводяные подогреватели низкого и высокого давления (ГВП НД и ВД).

Схема энергоблока обеспечивает возможность автономной работы паровой части энергоблока при вынужденных простоях газотурбинных надстроек (режим ПСУ). В таких случаях для подогрева воздуха используются специально смонтированные калориферные установки, расположенные на нагнетательной стороне основных дутьевых вентиляторов котлов. Греющей средой для подогрева воздуха служит редуцированный пар из холодных ниток промпрегрева с возвратом конденсата в систему регенерации (деаэратор).

 

2. Назначение и цели создания системы

 

1.2.1 Назначение системы

Автоматизированная  система управления технологическим  процессом предназначена для  целенаправленного управления работой  энергоблока с помощью современных  микропроцессорных средств и  средств вычислительной техники.

 

1.2.2 Цели создания системы

 Основными целями создания АСУ ТП  энергоблока являются:

• обеспечение управления энергоблоком в нормальных, переходных и предаварийных и аварийных режимах работы для выполнения главной функции - выработки электрической и тепловой энергии требуемого количества и качества;
• защита энергоблока и его агрегатов путем останова или снижения нагрузки при угрозе аварии;
• обеспечение персонала достаточной, достоверной и своевременной информацией о ходе технологического процесса и состоянии оборудования для оперативного управления.

АСУ ТП  энергоблока должна обеспечить улучшение следующих  показателей:

• повышение эксплуатационной готовности энергоблока и точности выполнения диспетчерского графика;
• повышение экономичности работы энергоблока, включая экономию топлива и затрат энергии на собственные нужды;
• повышение надежности и долговечности работы оборудования и сокращение затрат на его ремонты;
• улучшение использования резервов мощности и маневренности энергоблока;
• сокращение ошибок оперативного персонала.

Улучшение показателей должно быть достигнуто благодаря применению современных микропроцессорных  средств и средств вычислительной техники, обеспечивающих:

• реализацию более оптимальных стратегий и алгоритмов управления и регулирования;
• улучшение интерфейса "человек-машина";
• расширение информационных и управляющих функций системы;
• улучшение диагностики технологического оборудования и программно-технических средств АСУ ТП энергоблока;
• повышение живучести и надежности системы при отказах ее элементов.

3. Структура модели АСУ ТП

 

1. Общая структура АСУ ТП

АСУ ТП энергоблока должна строиться как человеко-машинная система, работающая в темпе технологического процесса (режиме реального времени) и содержащая технологический, обслуживающий  персонал и комплекс технических  средств (КТС), включающий программно-технический  комплекс (ПТК), резервные средства контроля и управления (РСКУ), датчики, средства воздействия на процессы (ИМ, РТЗО, ячейку КРУ и т.п.), лист 2.