76
управления с кнопками аварийного отключения генераторов блока. С
рабочего места НСС на ЦЩУ должно осуществляться управление и контроль
за следующими элементами главной схемы электрических соединений и
схемы СН:
- контроль напряжения на КЛ;
- контроль режима работы и регулирование РТСН;
- контроль за режимом блочных трансформаторов;
- контроль и управление ЭГРУ;
- контроль и дистанционное регулирование напряжения ТСН;
- контроль и управление вводами рабочего и резервного питания 6кВ;
- контроль и управление выключателями трансформаторов
возбуждения, а также РУ ТПУ;
- контроль и управление вводными выключателями резервного питания
и секционными выключателями секций питания 0,4кВ;
- контроль и управление автоматами 0,4кВ питания сборок 0,4кВ,
дизель-генераторной установки, источников бесперебойного питания,
подзарядных устройств, УТСП, взаиморезервирования щитов постоянного
тока;
- контроль за аккумуляторными батареями, щитами постоянного тока,
выпрямителями, инверторами и зарядно-подзарядными агрегатами.
Программно-технические средства автоматизации организуются в
единую систему с помощью сетей передачи данных. Для обмена
информацией и командами между ПТК, входящими в АСУ должна быть
реализована единая локальная сеть с цифровыми каналами связи.
Средства централизованного контроля и управления, включая АРМы
оперативного персонала, экраны коллективного доступа, сервера
приложений и др. должны быть объединены посредством сети Ethernet.
77
2.3.2. Автоматизация оборудования ТЭЦ
Главной целью создания АСУТП на ТЭЦ является обеспечение
управления станцией в нормальных, переходных и предаварийных режимах
работы с достижением оптимального уровня автоматизации технологических
процессов.
Специфика парогазовой технологии требует практически полной
автоматизации основных технологических процессов для эффективной
работы.
Система обмена телеинформацией:
- применение в качестве основного средства измерения
многофункциональных микропроцессорных измерительных
преобразователей (МИП) серии АЕТ-411, соединенных по
последовательному интерфейсу RS485 в несколько ветвей, подключенных к
серверам системы через преобразователи интерфейса RS485/Ethernet для
обеспечения требуемой скорости опроса;
- применение высоконадежного дублированного сервера телемеханики
для передачи данных в РДУ;
- использование существующих регистраторов аварийных событий
«Нева»;
- получение сигналов ТС от регистраторов аварийных событий через
сервер АСУ ТП;
- использование GPS для синхронизации часов элементов системы.
АСУ ТП
- использование в АСУ ТП измерений от МИПов СОТИ;
- использование данных, измеренных датчиками для
осциллографирования, в качестве резерва (на случай выхода МИПа из строя);
- применение дублирования серверного оборудования;
- применение оптоволоконной техники для построения локальной
вычислительной сети (ЛВС) Ethernet 100 Мбит;
78
- применение кольцевой сетевой орхитектуры;
- использование коммутаторов ЛВС с функцией защиты от «шторма»;
- применение общего с системой СОТИ GPS для синхронизации часов
элементов системы;
- разработка специальных шкафов управления высоковольтными
коммутационными аппаратами, оборудованием систем возбуждения
генераторов и секций РУСН-6 и 0,4 кВ;
- максимальное использование программного обеспечения «Нева»,
работающего на первом блоке с включением в него функций дистанционного
управления выключателями;
- дублирование наиболее ответственных сегментов и линий связи ЛВС;
- обеспечение возможности развития АСУ ТП, в частности для
подключения устройств контроля и диагностики оборудования.
Основные функции АСУ ТП
1. Дистанционное управление (с экрана монитора АРМ)
коммутационными аппаратами (выключателями 220кВ, 15кВ, 6 и 0,4кВ,
разъединителями 220 и 15кВ);
2. Контроль положения коммутационных аппаратов (выключателей,
разъединителей, заземляющих ножей, вкаченное или выкаченное положение
тележек КРУ);
3. Контроль состояния коммутационных аппаратов (состояние
автоматов питания приводов, контроль элегаза, состояния пружин и т.п.);
4. Измерение электрических параметров контролируемого
электрооборудования;
5. Измерение неэлектрических параметров, используя датчики и
нормирующие преобразователи (например, измерение давления и расхода
дистиллята в системе охлаждения статора генератора и т.п.);
6. Измерение температурных параметров генератора и его систем,
сигнализация при отклонениях температуры за рамки заданного диапазона;
79
7. Контроль состояния и регистрация фактов срабатывания устройств
РЗА и ПА;
8. Регистрация фактов формирования команд управления,
сформированными как средствами самой системы, так и поступивших от
внешних устройств и систем (например, команды управления
выключателями электродвигателей, поступившие от ПТК «Овация»);
9. Автоматическое определение аварийных ситуаций и
осциллографирование параметров работы электроустановок;
10. Автоматическая передача файлов осциллограмм на сервер для
хранения и последующего анализа персоналом ЭТЛ;
11. Отображение поступающей информации в виде мнемосхем, таблиц,
графиков и т.п.;
12. Автоматическое формирование различной отчетной документации
(ведомостей, графиков, отчетов и т.п);
13. Функции текстовой, световой (цветовой) и звуковой (в том числе и
голосовой) сигнализации о событиях;
14. Формирование виртуальных измерений методом дорасчета
(например, вычисление среднего значения фазных напряжений и токов
присоединения и т.п.);
15. Управление единой базой данных системы (значений измеренных
величин и дискетных событий);
16. Функция «самописец», выполняющая анализ любых параметров,
измеренных системой (определяется пользователем), и регистрацию их в
базе. Регистрация может выполняться с заранее определенной
периодичностью (от 0,5 сек.) либо по факту превышения отклонения
заданного значения;
17. Администрирование оборудования локальной сети;
18. Дистанционное изменение настроек контроллеров системы
(коэффициентов преобразования, условий и параметров пуска функции
осциллографирования и т.п.);
80
19. Архивирование данных базы с последующей записью на CD или
DVD;
20. Отбор и передача данных на сервер телемеханики для последующей
отправки в РДУ. Передача может вестись как в протоколе МЭК101, так и
МЭК104.
Локальная вычислительная сеть системы построена по технологии
промышленного Ethernet. Два технологических сегмента ЛВС выполнены по
схеме «кольцо». Одно кольцо объединяет серверное оборудование системы
верхнего уровня АСУ ТП на Центральном Щите Управления и
оборудование, расположенное на релейном щите ОРУ.
Управление ТЭЦ должно быть достаточно точным для того, чтобы
выполнять задание по выработке электрической мощности с точностью не
хуже 1 МВт, а по тепловой мощности – не хуже 10С для температуры воды
на выходе теплофикационных установок.
Проектируемая ТЭЦ должна участвовать в общем регулировании
частоты в энергосистеме. Каждый энергоблок обладает собственным
регулятором мощности, подчиняющимся центральному регулятору станции.
По результатам рассмотрения объекта автоматизации и с учетом
поставленных целей могут быть сформированы основные требования к
АСУТП проектируемой станции.
АСУТП должна представлять собой информационно-вычислительную
систему, построенную с использованием современных программно-
технических комплексов (ПТК) и работающую в темпе протекания
технологических процессов.
Для оперативного контроля работой станции АСУТП должна работать
в режиме реального времени. Системами реального времени в
проектировании АСУТП считаются такие системы, быстродействие которых
«адекватно скорости протекания технологических процессов на объектах
контроля и управления». [33]
81
Блочная структура станции и глубокая взаимосвязь технологических
процессов в блоке требуют выделения АСУТП блоков, на которых
основывается общая система управления ТЭЦ. Для организации наиболее
полного и согласованного управления система должна объединять все
локальные АСУТП в единую информационно-управляющую среду. Как
часть системы автоматизации производства АСУТП должна являться
источником информации для дальнейшего анализа, оптимизации и
планирования работы станции.
Для решения поставленных задач и выполнения всех вышеуказанных
требований предлагается построить АСУТП на основе системы
автоматизации электростанции SPPA-T300. Предлагаемая система SPPA-
T3000 разработана для выполнения всех задач автоматизации оборудования
электростанции: управление турбиной, управление паровым котлом, общими
системами и интеграции с системами сторонних производителей.
Система SPPA-T3000 поддерживает физическое и логическое
распределение компонентов аппаратного и программного обеспечения в
соответствии с функциональными требованиями процесса и необходимой
степенью отказоустойчивости и работоспособности. Распределенная
структура и высокая отказоустойчивость обеспечивает локализацию отказов
и обособление отдельных компонентов для поиска неисправностей и
техобслуживания. Такая развязка обеспечивается для модулей ввода/вывода,
устройств УСО и серверов автоматики. Это позволяет всей системе
выдерживать многочисленные единичные отказы без риска срыва установки
в целом.
SPPA-T300 обеспечивает полную интеграцию всех подсистем в единую
программную систему.
Основные принципы интеграции АСУТП ТЭЦ с локальными САУ:
- контроль и управление оборудованием, комплектуемым локальной
САУ, со стороны АРМ АСУТП ТЭЦ должны быть организованы по
82
принципу «черного ящика»: управление осуществляется технологическим
узлом в целом, а не отдельными компонентами, входящими в этот узел;
- технологические и электрические защиты и блокировки,
формирование условий сигнализации реализуются в локальной САУ и не
должны дублироваться АСУПТ;
- объем информации, поступающей из локальных САУ должен быть
разумно достаточным для предоставления в АСУТП.
Основным механизмом управления оборудованием является
операторский интерфейс, в который встроены все функции, необходимые для
эффективного и надежного управления технологическим объектом и доступа
к информации. Система предоставляет единый пользовательский интерфейс
для решения задач проектирования, конфигурирования, обслуживания,
управления и диагностики. Использование сетевых технологий Windows
устраняет необходимость в использовании дополнительного ПО. Для
отображения и контроля состояния станции или блока, а также для
выполнения всех необходимых действий требуется только браузер.
Система автоматики безопасности и регулирования котла построена на
базе микропроцессорного устройства управления котлами АГАВА 6432.
Контроллер АГАВА 6432 обеспечивает:
- проверку герметичности газовых клапанов горелки;
- автоматический розжиг горелок котла;
- защитное автоматическое отключение горелки при:
- пропадании факела запальника при розжиге,
- пропадании факела горелки при работе и розжиге;
- защитное автоматическое отключение котла при:
- неисправности контроллера управления котлом или датчика
аварийной защиты,
- пропадании напряжения на входе датчика сети контролера (сигнал
снимается до источника бесперебойного питания) с задержкой 20 секунд,
- нажатии кнопки аварийного останова котла на шкафу КИП и А;
83
- сигнализацию в случае неисправности аналоговых датчиков и
блокировку работы контура регулирования по следующим сигналам:
- уровень воды в барабане котла (регулирование, предупредительная
сигнализация по понижению/повышению),
- расход питательной воды (регулирование уровня),
- расход пара (регулирование уровня),
- давление пара (регулирование),
- давление воздуха общее (регулирование, сигнализация по минимуму),
- разрежение (регулирование, защита по понижению),
- давление газа общее (регулирование, защита по понижению),
- температура пара (регулирование),
- температура в рассечке пароохладителя (регулирование Т пара),
- температура воздуха на горение (регулирование соотношения
топливо/воздух),
- температура газа (регулирование соотношения топливо воздух);
- предупредительную сигнализацию по следующим параметрам:
- давление газа после ГРУ (сигнализация по превышению/понижению),
- температура дымовых газов до и после экономайзера (сигнализация
по превышению),
- давление газа общее после регулирующей заслонки (сигнализация по
превышению);
- индикацию и регистрацию следующих параметров:
- положение заслонки регулятора уровня воды,
- положение заслонки подачи воды на пароохладитель;
- предупредительную сигнализацию при наступлении следующих
событий:
- неисправность аналоговых датчиков индикации и датчиков
сигнализации (обрыв, перегруз датчика),
84
- неисправность исполнительного механизма типа МЭО**
(превышение допустимого времени хода; противоречивое положение
концевых выключателей),
- отсутствие связи с модулем ввода вывода подключенного к
контроллеру;
- послеаварийную вентиляцию топки не менее 10 минут.
Кроме реализации всех обязательных защит автоматика выполняет
[24]:
- автоматическое или дистанционное плавное регулирование мощности
котла путем управления исполнительным механизмом заслонки газа в общем
газопроводе по сигналу от датчика давления пара в барабане котла с
динамической коррекцией по расходу пара от котла;
- автоматическое или дистанционное плавное регулирование
соотношения давления топливо/воздух путем управления ЧРП вентилятора
по сигналам от датчиков давления газа и воздуха в общих трубопроводах газа
и воздуха к горелкам котла;
- автоматическое или дистанционное плавное регулирование уровня
воды в барабане котла по трехимпульсной схеме с учетом расхода
питательной воды и расхода пара путем воздействия на регулирующий орган
линии питания;
- автоматическое или дистанционное плавное регулирование
температуры перегретого пара, управление системой двухступенчатого
впрыска конденсата.
85
ГЛАВА 3. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ,
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ
3.1. Оценка экономических показателей проектных решений
3.1.1. Расчет себестоимости производства тепловой и электрической
энергии
Удельные расходы условного топлива на производство тепловой
энергии, составляют 154,22кг/Гкал (кг/МВт), а на производство
электрической энергии 383,55гГВт ч.
Годовой отпуск электроэнергии равен 2055,69 МВт·ч.
Годовой отпуск теплоты равен 2868,39Гкал (МВт).
Расход топлива на производство тепловой энергии:
ТЭ
Г
ТЭ
т у т (3.1)
Расход топлива на производство электрической энергии:
ЭЭ
Э
Г
ЭЭ
т у т (3.2)
где - удельный расход условного топлива на производство единицы
энергии.
Общий расход:
Г
ЭЭ
ТЭ
т у т (3.3)
Расходы на топливо:
ЗТ = ВГ*Цт = 1230823*1200 = 1476 млн. руб. (3.4)
где Цт=1200 руб/т.у.т - стоимость 1т.у.т.
Затраты на заработную плату: