В статье представлено типовое решение – электрогидравлическая система регулирования паровой турбины – предназначенное для повышения уровня автоматизации электростанций с учетом современных требований к технологическому оборудованию ТЭЦ. Описаны преимущества, функции, архитектура системы. Приведен пример внедрения.

Автоматизированная электрогидравлическая система регулирования (ЭГСР) паровой турбины является типовым решением, разработанным НПФ «КРУГ» совместно с Карагандинским турбомеханическим заводом (КТМЗ) под эгидой Башкирской генерирующей компании (входит в ПАО «Интер РАО»). Предназначено для повышения уровня автоматизации электростанций с учетом современных требований к технологическому оборудованию ТЭЦ.

ЭГСР, разработанная на базе программно-аппаратного (программно-технического) комплекса (ПАК ПТК КРУГ-2000®), обеспечивает качественное регулирование основных параметров паровой турбины и повышает надежность эксплуатации оборудования.

Повышение экономической эффективности функционирования ТЭЦ после внедрения ЭГСР заключается в снижении стоимости производства электрической и тепловой энергии за счет:

● исключения «человеческого фактора»
● длительной безаварийной работы оборудования
● увеличения межремонтных периодов оборудования.

Цель проекта

Цель данного типового решения – обеспечение надежного, непрерывного и качественного управления турбиной, регулирование основных параметров турбины во всех допустимых технологических режимах работы, а также в аварийных ситуациях.

Основной особенностью системы, выводящей ее на более высокий качественный уровень, является реализация комплексного решения по автоматизации турбоагрегата (включая ЭГСР) на единых программных и аппаратных средствах. Это позволяет оперативному и обслуживающему персоналу видеть целостную картину технологического процесса и осуществлять управление и настройку из одной системы, с одного АРМ. Такой подход исключает влияние «человеческого фактора» и минимизирует вероятность возникновения аварийных и нештатных ситуаций.

Преимущества

Внедрение ЭГСР на базе ПАК ПТК КРУГ-2000 обеспечивает:

● выполнение всех требований действующих нормативных документов в области энергетики
● значительное расширение функциональных возможностей АСУ ТП турбины
● снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Вышеуказанные преимущества достигаются, в том числе, за счет:

● обеспечения линеаризации статической характеристики путём демонтажа изношенных механогидравлических узлов САР
● высокого коэффициента готовности ЭГСР
● отсутствия ухудшения с течением времени характеристик и, как следствия, отсутствия потребности в повторных настройках системы (независимо от времени простоя турбогенератора)
● возможности обслуживания осуществления настройки системы без останова турбины
● снижения требований к качеству масла.

Состав и основные функции ЭГСР

ЭГСР состоит из трех основных частей: гидравлической (ГЧСР), электрогидравлических преобразователей (ЭГП) и системы автоматического управления электрогидравлической системой регулирования (САУ ЭГСР). 

Гидравлическая часть предназначена для перемещения регулирующих клапанов и поворотных диафрагм с помощью сервомоторов, а также своевременного закрытия сервомоторов, в случае срабатывания гидравлических защитных устройств.

Электрогидравлические преобразователи предназначены для обеспечения передачи сигналов турбинного контроллера в гидравлическую часть для управления сервомоторами регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы.

Система автоматического управления электрогидравлической системой регулирования параметров работы турбины реализована в виде шкафа управления ЭГСР (рис.1) на базе микропроцессорного промышленного контроллера TREI-5B-04 (ПЛК) и датчиков специальных величин.

Рисунок 1 – шкаф управления ЭГСР

Решение на базе данного ПЛК включает:

● резервируемое питание процессорных модулей и модулей ввода/вывода
● схему 100%-го «горячего» резервирования контроллеров
● резервируемые интерфейсы Ethernet для связи с верхним уровнем АСУ ТП (через коммутаторы)
● резервируемые интерфейсы Ethernet для «зеркализации» данных между контроллерами
● модули аналогового и дискретного ввода/вывода
● модули микропроцессорных позиционеров для управления сервомоторами регулирующих клапанов турбины
● основной и резервный блоки контроля оборотов турбины.

В контроллере выполняются задачи:

● поддержание заданной частоты вращения ротора турбины в диапазоне от 200 до 3240 об/мин с заданной неравномерностью регулирования путем воздействия на сервомотор регулирующего клапана цилиндра высокого давления (СМ РК ЦВД)
● поддержание на заданном уровне активной электрической мощности генератора с нулевой неравномерностью путем воздействия на СМ РК ЦВД и коррекцией задания мощности по частоте
● поддержание заданного давления пара в производственном отборе путем воздействия на сервомотор регулирующего клапана цилиндра среднего давления (СМ РК ЦСД)
● поддержание заданного давления пара в теплофикационном отборе путем воздействия на сервомотор поворотной диафрагмы цилиндра низкого давления (СМ ПД ЦНД)
● ограничительное регулирование минимального снижения давления свежего пара (путем разгрузки турбины)
● ограничительное регулирование максимального давления пара в производственном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
● ограничительное регулирование максимального давления пара в теплофикационном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
● управление от сигналов аппаратуры противоаварийной автоматики станции
● предварительная защита с дифференцированием значения скорости вращения турбины
● дополнительная защита от отказов каналов измерения скорости или превышения скорости вращения турбины выше 3400 об/мин, защита от потери сигнала датчиков частоты.

Управление СМ РК ЦВД, СМ РК ЦСД, СМ ПД ЦНД турбины осуществляется посредством микропроцессорных позиционеров DevLink-А10.АIO-3UI/3UI производства НПФ «КРУГ» (рис. 2), которые управляются контроллером с текущим статусом «Основной» по физическим линиям связи (аналоговый сигнал 0-20мА). Позиционеры также подключены к процессорным модулям контроллера по цифровому интерфейсу RS485, что позволяет вести с ними информационный обмен в режиме реального времени, а также осуществлять настройку (без останова турбины).

Рисунок 2 – позиционер DevLink-А10.АIO-3UI/3UI

В шкафу автоматики ЭГСР размещена локальная сенсорная панель управления (ЛПУ), обеспечивающая человеко-машинный интерфейс для визуализации оперативной информации и управления турбиной по месту. Связь ЛПУ с контроллером выполняется по сети Ethernet. Оперативная информация и архивы передаются на резервируемые серверы единой АСУ ТП турбины.

Архитектура интегрированной АСУ ТП турбины (включая ЭГСР)

АСУ ТП турбины реализована на базе программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000® (ПАК ПТК КРУГ-2000®) и представлена тремя иерархическими уровнями (рис. 3):

● Нижний уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы.

● Средний уровень представлен шкафом управления подсистемы ЭГСР и шкафами управления подсистем технологических защит и блокировок (ТЗиБ), дистанционного управления (ДУ) и информационно-измерительной системы (ИИС).

● Верхний уровень представлен:

● резервируемыми серверами, совмещенными с автоматизированными рабочими местами операторов (двухмониторными АРМ 1 и АРМ 2) и осуществляющими функции архивирования

● дополнительным АРМ 3 (мониторинга).

АРМ 1 и АРМ 2 осуществляют сбор, обработку и хранение данных, поступающих со среднего уровня системы, а также обеспечивают визуализацию и управление оборудованием всех подсистем турбины, включая ЭГСР. Для отображения табло сигнализации по технологическим параметрам и состояний защит турбины используется станция мониторинга-клиент – АРМ 3.

Выполняется автоматическая диагностика в режиме онлайн с выдачей информации на АРМ следующих возможных дефектов:

● Дефект ЭГП
● Заклинивание сервомоторов
● Ухудшение настройки ЭГП
● Износ кинематических передач системы сервомотор – РК
● Износ регулирующего клапана
● Заедание клапана.

Это позволяет оперативно реагировать на ухудшение технического состояния ЭГСР.

Рисунок 3 - Структурная схема интегрированной АСУ ТП турбины с подсистемой ЭГСР

Общая информационная мощность подсистемы ЭГСР зависит от типа турбины и количества контролируемых параметров, но исходя из опыта внедрений информационная мощность будет примерно следующей:

● Входных аналоговых переменных – 300
● Входных дискретных переменных – 500
● Выходных аналоговых переменных – 35
● Выходных дискретных переменных – 140
● Переменных ручного ввода – 800
● Общее количество контуров регулирования – 18.

Пример внедрения ЭГСР паровой турбины

Первым внедрением данного технического решения является ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ЛМЗ ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2 (рис. 4) Башкирской генерирующей компании (входит в ПАО «Интер РАО»). Подсистема ЭГСР была интегрирована в существующую АСУ ТП турбины, которая функционирует на базе ПАК ПТК КРУГ-2000, что позволило выполнить все требования действующих нормативных документов в области энергетики, значительно расширить функциональные возможности АСУ ТП, повысить уровень надежности технологического оборудования и средств автоматизации, снизить трудозатраты на техническое обслуживание и ремонт.

Рисунок 4 – Помещение щита управления КТЦ Уфимской ТЭЦ-2

Данное решение тиражировано на турбины других ТЭЦ Башкирской генерирующей компании:

● Р-50-130/13 ЛМЗ ст. №9 Уфимской ТЭЦ-4 (2022 г.)
● ПР-24-8,8/1,0/0,12 ТМЗ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-1 (2023 г.)
● Т-110/120-130-2 ТМЗ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2 (2023 г.)
● ПТ-60-130/13 ЛМЗ ст. №7 Уфимской ТЭЦ-4 (2024 г.)
● ПТ-60-130/13 ЛМЗ ст.№1 Ново-Стерлитамакской ТЭЦ (2025 г.)

Использование ПАК ПТК КРУГ-2000 позволяет значительно сэкономить финансовые средства при увеличении степени автоматизации объектов и внедрении как небольших, так и масштабных систем, поскольку результатом многолетнего опыта явилось становление штата компетентных специалистов, способных справиться с поставленными задачами без привлечения сторонних организаций.

Сертификация ПАК ПТК КРУГ-2000

ПАК ПТК КРУГ-2000 и контроллер Devlink-C1000 включены в Реестры российской промышленной (ПП РФ №719) и радиоэлектронной (ПП РФ №878) продукции Минпромторга РФ, а также в «реестр ПАКов» Минцифры РФ.

SCADA КРУГ-2000 внесена в Реестр отечественного ПО Минцифры РФ под номером 541. Может работать под управлением как операционной системы Windows, так и под управлением отечественных ОС (Astra Linux, РЕД ОС, Альт).

Среда исполнения контроллеров (СРВК) внесена в Реестр отечественного ПО Минцифры РФ под номером 5769.

Литература

1. З.Х. Алимжанова, А.Е. Кузнецов // Опыт внедрения систем промышленной автоматизации на объектах Башкирской генерирующей компании// «Автоматизация и IT в энергетике», №4/2024
2. А.Ю. Угреватов // ПАК ПТК КРУГ-2000 – российское решение для промышленной автоматизации // «Информатизация и системы управления в промышленности», №6/2022

Алимжанова З.Х., руководитель направления АСУ ТП и метрологии Управления эксплуатации объектов энергетики Башкирской генерирующей компании, г. Уфа

Егоров К.А., инженер по АСУ ТП НПФ «КРУГ», г. Пенза

ООО НПФ «КРУГ»
г. Пенза, ул. Германа Титова, 1
Телефон: +7 (8412) 948-988
krug@krug2000.ru
krug2000.ru




ООО «Башкирская генерирующая компания»
Республика Башкортостан,
г. Уфа, ул. Р. Зорге, д. 3.
bgkrb.ru


Erid: 2VfnxxH75gE
Рекламодатель: ООО НПФ «КРУГ»