Автоматизация паровых турбин

Реконструкция САР.

Регуляторы скорости (РС) и давления (РД)

При реконструкции САР выполняется автоматизация процесса пуска и управления за счет замены исполнительных механизмов (масляного сервомотора и стопорного клапана).

В замен, масляного сервомотора устанавливается электрический сервопривод для управления регулирующими клапанами.

Пуск, синхронизация и выход на режим осуществляется задатчиком частоты вращения, управляемым персоналом или регулятором в автоматическом режиме.

Изменение задания по давлению за турбиной осуществляется задатчиком электронного РД на АРМ оператора.

Защита турбины

Защита турбины осуществляется за счет электронного автомата безопасности.

Регулятор температуры масла

Регулятор температуры масла, управляя клапаном охлаждающей воды, регулирует расход воды через маслоохладители, поддерживая температуру масла постоянной. Клапан охлаждающей воды врезается на слив воды после маслоохладителей перед сливом воды из воздухоохладителей генератора. Управление электроприводом клапана охлаждающей воды осуществляется регулятором температуры масла (из ШУ) в автоматическом режиме по уставке, заданной оператором с АРМ.

Реконструкция КИП

Датчики температуры и термометры

Все датчики температуры, за исключением встроенных (в подшипники, в статор генератора), заменяются на датчики с унифицированным выходом 4-20 мА. Ртутные и спиртовые термометры предлагаем заменить на биметаллические.

Датчики давления, электроконтактные манометры (ЭКМ), манометры

Все датчики давления меняются на современные компактные преобразователи давления с унифицированным выходом 4-20 мА.

Электроконтактные манометры подлежат замене на датчики-реле давления, а там где это необходимо — на датчики давления 4-20 мА.

Существующие манометры предлагаем заменить на более современные и надежные.

Система измерения виброскорости подшипников

Система измерения виброскорости подшипников турбины может быть оставлена без изменений и подключена к ПТК.

Дополнительно предлагаем к внедрению новые датчики 4-20 мА с прямым подключением в ПТК для измерения виброскорости подшипников генератора.

Осевой сдвиг

Система измерения осевого сдвига ротора турбины оставлена без изменений и подключена в ПТК.

Частота вращения

Система измерения частоты вращения ротора турбины выполняется по схеме 2 из 3. Датчики устанавливаются на специальный кронштейн и подключены в ПТК.

Прочий КИП

Остается без изменений.

Щит контроля давления (по месту)

Предлагаем упразднить. Вместо ЩКД предлагаем сгруппировать и установить манометры в единой плоскости аналогично установленным сейчас манометрам и ЭКМ возле пульта управления МН и ВПУ.

Реконструкция электрической части

Питание и управление МН и ВПУ турбин

Все функции переносятся во вновь устанавливаемый щит КИП.

Синхронизация

Блок синхронизации подключается к ПТК для дистанционного автоматического управления синхронизацией генераторов с сетью. Функции местного управления синхронизацией по возможности сохраняются.

Шкаф управления возбуждением

Шкаф остается без изменений. Шкаф подключается к шкафу управления ввода-вывода ШУВВ при помощи цифрового интерфейса RS-485, а также дискретных и аналоговых сигналов. Происходит обмен данными между системой возбуждения и АСУ.

Аналоговые и дискретные сигналы турбины

Вторичная аппаратура ИП (виброскорость, осевой сдвиг и частота вращения) переносится в ШУИМ. Все аналоговые и дискретные сигналы заводятся в ШУИМ.

Сигнализация

Все дискретные сигналы «сигнализации» заводятся в ШУВВ.

Пульт управления МН и ВПУ (по месту)

Управление МН и ВПУ переносится щит КИП.

Построение новой АСУ в результате реконструкции.

АСУ ПТУ состоит из:

• Датчиков;
• Исполнительных механизмов;
• Программно-технического комплекса;
• Шкафа управления исполнительными механизмами;
• Кабельных связей.

АСУ ПТУ построена на базе современного модульного программируемого логического контроллера.

АСУ ПТУ выполняет следующие функции:

• автоматическое регулирование технологических параметров;
• автоматическая защита оборудования;
• автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;
• технологическая и аварийная сигнализация;
• дистанционное управление регулирующей, запорной арматурой;
• автоматическое измерение и контроль технологических параметров;
• автоматический контроль и анализ состояния теплоэнергетического и электротехнического оборудования;
• автоматизированный пуск (логическое управление);
• технологические защиты и блокировки;
• технологический (температурный) контроль генератора;
• взаимодействие с системой синхронизации и защиты генератора;
• архивирование информации о ходе и управлении технологическими процессами;
• оперативное отображение хода и документирование ведения технологических процессов.

Контролируемые параметры

АСУ ПТУ осуществляет измерение и контроль всех необходимых параметров ПТУ и генератора. Конкретный перечень параметров определяется в ходе рабочего проектирования в соответствии с рекомендациями СО 34.35.101-2003 и требованиями Заказчика.

Исполнительные механизмы

АСУ осуществляет управление исполнительными механизмами в соответствии с таблицей 1. Перечисленные исполнительные механизмы подключаются к клеммам ШУ.

Таблица 1.

ПТК

В состав ПТК входят: турбинный контроллер с модулями ввода-вывода, пускорегулирующая и защитная аппаратура исполнительных механизмов, в соответствие с таблицей 2. На двери располагаются органы управления, а также индикация работы МН, ВПУ, ЭКОВ, ГПЗ, ЗП, ДВ, МЭО, индикаторы наличия питания, кнопка аварийного останова.

ПТК размещается рядом с турбиной, чтобы уменьшить длину кабельных линий от датчиков и исполнительных механизмов до операторской.

Шкаф управления исполнительными механизмами

В состав ШУИМ входят модули ввода-вывода, модули вторичной аппаратуры ИП – виброскорость, осевой сдвиг, частота вращения.

АРМ оператора

АРМ – совмещенное автоматизированное рабочее место оператора-технолога и инженера АСУ, предназначенное для визуального контроля и оперативного управления ПТУ, в том числе для настройки контуров регулирования, контроля технического состояния АСУ, восстановления утраченных функций, технического обслуживания АСУ и регистрации состояния технологического оборудования ПТУ.

Программное обеспечение АРМ также представляет ретроспективную информацию в виде таблиц, графиков, протоколов и в других согласованных с Заказчиком формах по указанию оператора, как на мониторах, так и на бумажных носителях.

Система управления паротурбинной установки

Система управления представляет собой цифровую, многоканальную микропроцессорную систему управления и защиты.

Система управления совмещает эффективность современного программного обеспечения (софтвер) с надежной и проверенной системой технического обеспечения (hardware), а также опыт специалистов нашей фирмы, которые получили эти знание на основании многолетней безаварийной эксплуатации электронно-электрической системы регулирования турбин.

Архитектура системы двухуровневая – сигналы от измерительных приборов собираются в одном шкафу, размещенном у агрегата, и тут же обрабатываются и выдаются необходимые выходные воздействия, а с помощью  коммуникации передаются отображаемые данные для оператора. Это решение максимальным образом снижает количество необходимой кабельной проводки, а также существенно повышает надежность всей системы.

Система управления и защиты турбоагрегата сконструирована для дистанционного управления. Для пуска турбоагрегата необходимо ручная подготовка оборудования в машинном зале. Это относится, прежде всего, для вручную управляемой арматуры, в частности дренажной системы турбины.

После выполнения данных работ турбина может управляться дистанционно,  в частности: автоматическое тестирование и запуск маслосистемы, валоповоротного устройства, клапанов и т.п. После всех проверок возможно автоматическое увеличения скорости турбины вплоть до достижения номинальной скорости, а также, если это необходимо,  автоматической синхронизации и нагружения турбины.