Автоматизированная система управления технологическим процессом

Главным звеном АСУ ТП должен быть оператор-технолог (машинист энергоблока), выполняющий общую и детальную  оценку технологической ситуации на энергоблоке и принимающий в  соответствии со сложившейся ситуацией, предусмотренные инструкциями, правилами  и нормами решения.

Основной частью КТС должен быть ПТК, обеспечивающий оператору-технологу  все возможности для эффективного и безопасного управления технологическими процессами во всех режимах работы энергоблока. ПТК должен представлять собой современную систему контроля и управления, построенную на основе средств микропроцессорной техники, персональных компьютеров, локальных  вычислительных сетей (ЛВС).

Резервные средства контроля и управления должны содержать минимальный  набор средств дистанционного контроля и управления, обеспечивающий контроль наиболее важных технологических параметров и прямое индивидуальное управление основными механизмами и арматурой  энергоблока. Основным требованием  к резервным СКУ должна быть высокая надежность, обеспечиваемая путем применения технических средств и схемных решений, проверенных практически в условиях электростанций.

Обслуживающий персонал должен обеспечивать работоспособное состояние  КТС в соответствии с установленными правилами, нормами, требованиями.

 

2. Структура модели АСУ ТП

АСУ ТП должна достаточно полно  охватить технологический процесс  энергоблока и реализовать управление его всеми технологическими подсистемами.

Технологические подсистемы энергоблока включают в себя группы технологического оборудования, осуществляющих определенный технологический цикл и различающихся назначением  и видом технологического процесса.

АСУ ТП энергоблока включает в себя следующие технологические  подсистемы управления (лист 3 рисунок 1):

• подсистемы АСУ ТП каждого котла;
• подсистему АСУ ТП паровой турбины;
• подсистемы АСУ ТП каждой газотурбинной установки;
• подсистемы АСУ ТП каждого генератора;

Работу указанных подсистем  координирует общеблочный уровень АСУ ТП. На этом уровне производится интеграция всех информационных потоков энергоблока и взаимосвязь с вышестоящими уровнями управления ГРЭС.

Управление указанными технологическими подсистемами должно быть реализовано  средствами следующих функциональных подсистем (лист 3 рисунок 2):

• подсистемой технологических защит, реализующей функции защиты персонала и технологического оборудования при угрозе возникновения аварии;
• подсистемой автоматического регулирования, реализующей алгоритмы стабилизации или изменения по заданному закону технологических параметров;
• подсистемой дистанционного управления, обеспечивающей реализацию команд оператора-технолога и управляющих подсистем, а также формирующей информацию о состоянии исполнительных органов подсистемы;
• подсистемой логического управления, реализующей функционально-групповое управление горелками, технологические блокировки;
• информационно-вычислительными подсистемами, реализующими функции расчетов, регистрации, архивации, документирования, отображения информации и технологическую сигнализацию;
• инструментальной (инженерной) подсистемой, обеспечивающей функционирование ПТК.

Работа функциональных подсистем  должна осуществляться путем взаимодействия следующих видов обеспечения  АСУ ТП, (лист 3 рисунок 2):

• лингвистического обеспечения в виде совокупности средств и правил для формализации естественного языка, используемого при общении эксплуатационного персонала с комплексом средств автоматизации;
• информационного обеспечения в виде совокупности нормативной базы, классификаторов, документов и реализованных решений по объемам, размещению и формам существования информации;
• математического обеспечения в виде совокупности математических методов, моделей и алгоритмов;
• программного обеспечения в виде совокупности программ, предназначенных для отладки, функционирования и проверки работоспособности АСУ ТП;
• технического обеспечения в виде совокупности средств вычислительной техники и других технических устройств, используемых при функционировании системы;
• метрологического обеспечения в виде совокупности методов, правил и программно-технических средств, позволяющих реализовать функции АСУ ТП в соответствии с установленными требованиями к достоверности информации;
• организационного обеспечения в виде совокупности документов, устанавливающих организационную структуру, права и обязанности эксплуатационного персонала в условиях функционирования, проверки и обеспечения работоспособности АСУ ТП.

Для реализации всех функций  АСУ ТП используется современный  программно-технический комплекс (ПТК) на базе промышленных микропроцессорных  контроллеров, быстрых сетей передачи данных, рабочих станций на базе ПЭВМ; а также алгоритмического и  программного обеспечения.

АСУ ТП снабжает оператора  энергоблока всей необходимой информацией  для взаимодействия с технологическим  процессом и для поддержания  диалога «оператор-машина». В представляемой информации содержатся следующие сведения:

• значения контролируемых параметров;
• изменение состава работающего технологического оборудования;
• о возникновении предупредительных  и аварийных отклонений в работе;
• показатели эффективности работы технологического оборудования;
• отказы и неисправности исполнительных механизмов, датчиков и других технических средств АСУ ТП.

4. Подсистема технологических защит и блокировок

 

Управляющая система технологических  защит и блокировок (СТЗ) паротурбинного энергоблока, является полностью автоматической системой, входит в состав АСУ ТП в качестве подсистемы и 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.

Основными принципами реализации СТЗ являются автономность ее функционирования и более высокие показатели надежности и живучести, т.е. выполнение  управляющих  функций с некоторой деградацией  сервисных даже в условиях частичных  или полных отказов отдельных  компонентов и всей АСУ ТП энергоблока.

 Реализация принципа  автономности обеспечивается функционированием  СТЗ на отдельных, специально  выделенных для этих целей  контроллерах TREI-5B-02, непосредственным вводом на контроллеры СТЗ всей обрабатываемой информации, управлением исполнительными механизмами и коммутационными аппаратами непосредственно от контроллеров СТЗ с наивысшим приоритетом по отношению ко всем другим управляющим воздействиям.

Повышенные показатели надежности функционирования и живучести обеспечиваются полным дублированием как программного обеспечения, так и самих контроллеров СТЗ, включая их внешние присоединения (т.е. их «горячим» резервированием), и специальными программными средствами (комплексы задач достоверизации входной информации, определения первопричины и анализа действий технологических защит, контроля выполнения технологических блокировок, развитая система самодиагностики технических средств и программного обеспечения, и пр.).

Основными преимуществами реализации СТЗ на средствах микропроцессорной  техники в составе АСУ ТП энергоблока (кроме унификации технических и  программных средств) являются широкие  возможности анализа как технологических  аспектов в аварийных ситуациях, так  и функционирования технических  средств, реализующих функцию ТЗ.

СТЗ функционирует в режиме реального времени в составе  АСУ ТП энергоблока и включает в себя следующие основные комплексы задач:

• автоматический ввод измеряемых параметров;
• вывод управляющих воздействий;
• защита основного оборудования (технологические защиты и  блокировки);
• достоверизация входной информации;

определение первопричины (первой сработавшей единичной ТЗ);

• анализ действий  технологических защит;
• контроль выполнения технологических блокировок;
• организация резервирования;
• связь и обмен информацией между различными компонентами СТЗ и другими подсистемами.

Связь СТЗ с другими  программными комплексами системы  осуществляется путем сетевого обмена с контроллерами, реализующими управляющие  подсистемы и рабочими станциями  верхнего уровня системы, обеспечивающими  взаимодействие персонала с СТЗ  с помощью операторских, событийной и инженерной станций, а также  регистрацию и архивацию параметров и показателей функционирования СТЗ соответствующими средствами (внутренний архив СТЗ и архивная станция).

 

2 Методика выполнения автоматического контроля герметичности арматуры

1. Схемы и алгоритм определения герметичности арматуры перед горелками

 

Функциональная схема  узла подвода газа к горелке показана на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Схема обвязки горелки на газе с оборудованием для проверки арматуры (V1, V2, V3) на герметичность

на рисунке 2.1 обозначено:

а) основное оборудование:

• V1 - 1-й запорно-предохранительный орган на трубопроводе газа к горелке (ПЗК или задвижка с электроприводом);
• V2 - 2-й запорно-предохранительный орган на трубопроводе газа к горелке (ПЗК или задвижка с электроприводом);
• VЗ - запорно-предохранительный   орган   на   трубопроводе   безопасности ("свече") - задвижка с электроприводом;
• W1 - 1-й запорно-предохранительный орган на трубопроводе газа к запальному устройству горелки (ЗУ) - ПЗК или задвижка с электроприводом;
• W2 - 2-й запорно-предохранительный орган на трубопроводе газа к запальному устройству горелки (ЗУ) к горелке - электромагнитный клапан, обычно входящий в комплект ЗУ (ЗЗУ);

б) Дополнительное оборудование:

• линия опрессовки Ду 15 из линии газа к запальникам (или к горелкам) с Р_о= Р_{газа за ГРП} 0,9÷1 кг/см²
• V4 - "НЗ" электромагнитный клапан для газа
• BP1- датчик с токовым выходом 4-20 мА, 0÷1.0 кГ/см², 0÷1,6 кГ/см²
• M0, M1- манометры показывающие 0+1,6 кг/см².

2.2 Порядок автоматической проверки герметичности арматуры на газопроводах

Подготовительные операции:

1. Эксплуатационный персонал проводит подготовительные операции согласно утвержденной инструкции по эксплуатации котла до момента начала растопки 1-й горелки;
2. Убеждается, что перед арматурой V5 (по манометру Мо) имеется давление на уровне P0 = Pг _{за ГРП;}
3. Дает команду "Проверка герметичности" с помощью кнопок, располагаемых на щите управления или на местных щитах управления горелками или с помощью средств управления в системе АСУ ТП. Дополнительным автоматическим разрешением на начало проверки на герметичность является наличие включенных тягодутьевых механизмов котла.

 

Проверка может  проводиться в вариантах:

1. основной - перед пуском (растопкой) котла, а также после останова котла - в этом случае после подачи команд начинается проверка герметичности арматуры практически одновременно на всех горелках после включения вентиляции топки, в этом случае при негерметичности хотя бы одной единицы арматуры автоматический запрет на открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе газа к котлу не снимается, включается сигнализация о негерметичности арматуры; при положительных результатов тестирования на всех горелках запрет снимается на время, достаточное для пуска котла согласно инструкции по эксплуатации котла; в случае остановки по каким-либо причинам тягодутьевых механизмов во время проведения проверок на герметичность или дальнейших операций по растопке котла. тестирование автоматически прекращается, результаты тестирования аннулируются, запрет восстанавливается. Повторные операции по пуску, в т.ч. проверки на герметичность проводятся в очередности, определенной "Правилами".
2. индивидуальная проверка для каждой горелки в отдельности - выполняется после отключения одной или нескольких (но не всех) горелок во время работы котла, в этом случае при негерметичности выдается сигнал, блокировки отсутствуют, решение принимает эксплуатационный персонал в соответствии с должностными инструкциями;
3. индивидуальная проверка для каждой горелки в отдельности может выполняться также перед включением горелки после долгого нахождения ее в резерве на работающем котле, в этом случае при негерметичности выдается сигнал, блокировки отсутствуют, решение принимает эксплуатационный персонал в соответствии с должностными инструкциями.