Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Этапы развития парогазовых технологий в российской энергетике и постановка задач исследования 13
1.1. Анализ технической литературы 13
1.2. Постановка задач диссертационного исследования 16
Глава 2. Описание оборудования блока ПГУ-450Т как объекта управления 20
2.1. Особенности оборудования и его технические характеристики 20
2.2. Режимы работы энергоблока 22
2.3. Краткое техническое описание оборудования конденсатно-питательного тракта и режимов его работы 22
2.3.1. Режим заполнения и взятия начальной нагрузки установкой по расходу пара 22
2.3.2. Режим нагружения блока до заданной нагрузки и работа оборудования в базовом режиме 23
2.3.3. Особенности технологической схемы ГПК и БОУ 24
2.3.4. Особенности технологической схемы тракта питательной воды 25
2.4. Техническое описание газотурбинной установки и режимов ее работы 26
2.4.1. Основные технические характеристики ГТУ 26
2.4.2. Краткое техническое описание подсистем ГТ 28
2.4.3. Электрогидравлическая система регулирования (ЭГЧСР) 33
2.4.4. Система автоматического контроля и управления ГТУ (Teleperm ME) 34
2.5. Техническое описание котла-утилизатора и режимов его работы... 36
2.5.1. Котел-утилизатор (КУ) 36
2.5.2. Пусковые режимы КУ 38
2.6. Техническое описание паровой турбины Т-150-7.7 40
2.7. Особенности пусковой схемы блока 45
2.8. Постановка задачи выбора оптимальной технологии пуска ПГУ46
Глава 3. Разработка методики оптимизации режимов пуска энергоблока на основе шаговой логики 51
3.1. Основные концептуальные решения построения подсистем логического управления оборудованием энергоблока 51
3.1.1. Основные требования к программно-техническому комплексу 51
3.1.2. Основные характеристики интегрированной системы и взаимосвязи логики различных технологических зон 52
3.1.3. Приоритеты управляющих функций 56
3.1.4. Основные режимы работы логических программ и их особенности 57
3.2. Основные концептуальные решения по оптимизации технологии пусковых режимов 60
3.3. Общая структура функционально-группового управ-ления пуском оборудования энергоблока 70
3.4. Выбор критериев начала и завершения пошаговых логических программ и логика их построения 73
3.4.1. Основные положения построения оптимального алгоритма логической пошаговой программы управления функциональной группой оборудования 73
3.4.2. Особенности и возможности автоматизированной системы при выборе направлений действия программы в зависимости от состояния оборудования в текущий момент времени 78
Глава 4. Разработка алгоритмов управления оборудованием блока ПГУ-450Т в пусковых режимах 82
4.1. Программа заполнения конденсатно-питательного тракта (КПТ)... 82
4.2. Автоматическая программа пуска котла-утилизатора 84
4.3. Логическая пошаговая программа пуска ГТУ 88
4.3.1. Подготовительный этап, разворот и синхронизация... 88
4.3.2. Программатор нагружения ГТУ 89
4.3.3. Краткое пояснение к изменениям, внесенным в алгоритм программы пуска ГТУ на основе разработанного алгоритма программатора нагружения блока 90
4.4. Логика управления БРОУ ВД 95
4.5. Логика управления ГПЗ 96
4.6. Программатор разворота паровой турбины 99
4.7. Программатор нагружения блока 101
4.8. Задачи перераспределения нагрузок 103
Глава 5. Результаты внедрения пошаговой логики 104
5.1. Пуск полублока из холодного состояния 106
5.2. Пуск блока из горячего состояния 114
5.3. Пуск блока из неостывшего состояния 116
Глава 6. Заключение и рекомендации 119
Приложения 121
- Постановка задач диссертационного исследования
- Техническое описание паровой турбины Т-150-7.7
- Основные характеристики интегрированной системы и взаимосвязи логики различных технологических зон
- Автоматическая программа пуска котла-утилизатора
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Задачи совершенствования систем автоматизации технологических процессов, проходящих на оборудовании энергетических объектов, постоянно стояли перед российскими энергетиками. Такие технологические управляющие функции, как дистанционное управление исполнительными механизмами, технологические блокировки, сигнализация, технологические защиты и автоматические системы регулирования постоянно совершенствовались и, прежде всего на релейных технических средствах автоматизации. Основное развитие вышеперечисленных технических функций автоматизации было связано с совершенствованием алгоритмов управления, но любое усложнение алгоритма, влекло за собой увеличение контактных групп, что в свою очередь снижало надежность отдельных подсистем контроля и управления. Предпринимаемые попытки по разработке более сложных технологических алгоритмов управления оборудованием, таких как автоматизированный пуск котла, паровой турбины или энергоблока в целом, не достигали успеха. Более того, в 90-х годах прошлого столетия вопросы разработки и внедрения систем функционально-группового управления у многих специалистов вызывали скептические настроения.
В то же время на российском рынке появились первые программно-технические комплексы (ПТК) многофункционального назначения, положительный опыт внедрения которых был зафиксирован в Германии и США. Причем немецкий опыт разработки и внедрения ПТК АСУТП распространялся гораздо интенсивнее, чем американский. Российские аналоги (КВИНТ-4, ПИК-Зебра, ПИК-Прогресс, КРУГ, ТОРНАДО и т.п.) отставали от зарубежных образцов, поскольку в 90-х
годах были ориентированы, в основном, на измерительные функции, и только к концу 90-х годов - на управляющие.
В соответствии со стратегией развития энергетики в РФ и с Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» до 2009 года приоритетным направлением в строительстве новых энергетических объектов стали бинарные парогазовые установки большой мощности -800, 450, 325, 180 МВт [1]. При этом новые энергоблоки ПГУ должны оснащаться полномасштабными автоматизированными системами управления с высокоразвитой диагностикой и высокой степенью автоматизации, как внутренней (взаимосвязь с отдельными технологическими зонами и агрегатами), так и внешней (взаимосвязь с общестанционными системами верхнего уровня и с системами оперативного диспетчерского управления).
В этой связи, очевидно, что актуальность темы настоящей работы определена поставленными задачами и необходимостью широкого внедрения программно-технических комплексов в технологическом процессе управления энергетическим оборудованием тепловых электростанций не только при новом их строительстве, но и при модернизации энергетических объектов. Вместе с тем, очевидно, что стоимость программно-технических средств и их базового и прикладного программного обеспечения достаточно высока и для их окупаемости в первую очередь необходимо широкое применение в процессе эксплуатации тех функций АСУТП, которые дают наибольший экономический эффект, в числе которых автоматизированные пуски ПГУ из различных тепловых состояний.
В настоящее время процесс закупки оборудования для энергоблоков ТЭС происходит по принципу выбора отдельных элементов комплекса, а задача связать их воедино возлагается на проектные, научно-исследовательские институты и наладочные организации. Именно
этим и определяется актуальность темы - необходимость разработки и внедрения логики верхнего уровня АСУ ТП, в которой наиболее значимую часть занимают вопросы автоматизации переходных режимов и, в первую очередь, пусковых. Особенность такого проекта заключается в том, что оборудование различных поставщиков должно работать в едином, непрерывном процессе и этому следует уделять особое внимание на стадии проектирования.
Сама по себе задача отработки технологии пуска оборудования энергоблока для вновь вводимого в эксплуатацию комплекса является приоритетной, поскольку правильное ведение пускового режима предполагает эксплуатацию оборудования в соответствии с требованиями заводов-изготовителей с обеспечением при этом максимальной эффективности и экономичности его работы.
Автоматизация пусковых процессов не позволяет нарушать эти требования и правила.
Цель работы и конкретные рассматриваемые задачи.
Целью работы является разработка и внедрение алгоритмического прикладного программного обеспечения, позволяющего организовать основные взаимосвязи между технологическими узлами и агрегатами энергоблока ПГУ-450 при пусках оборудования из различного теплового состояния.
Для достижения этой цели должны быть разрабо:
основные концептуальные положения АСУ ТП энергоблока типа ПГУ, определяющие степень его автоматизации;
методика построения и теоретического обоснования алгоритмов пошаговых программ, позволяющая при проектировании других энергетических объектов использовать их как исходные данные для разработки прикладного программного обеспечения.
Научная новизна диссертационной работы.
Диссертационная работа построена, в основном, на базе практических результатов по освоению первого энергоблока Северо-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге. Сама по себе парогазовая установка, мощностью 450 МВт представляет собой первый образец технологии нового типа в российской энергетике, основную долю которого составляет российское оборудование. При разработке и внедрении алгоритмов пошаговой логики проведена большая научно-исследовательская работа по адаптации программного алгоритмического обеспечения.
Алгоритмы управления котлов-утилизаторов, паровой турбины, технологических узлов БРОУ и ГПЗ, а также их взаимосвязь с алгоритмами управления ГТУ являются уникальными разработками прикладного программного обеспечения.
В соответствии с поставленными задачами выявлены технологические зависимости, а также произведены соответствующие расчеты начального уровня нагружения газовых турбин для предварительного прогрева паропроводов ВД и прогрева ЦВД паровой турбины, позволившие адаптировать алгоритмы ГТУ к решению взаимосвязанных задач управления оборудованием энергоблока. Определены взаимосвязи работы технологического узла БРОУ при различных режимах работы оборудования:
открытие при наличии начального давления в барабане,
закрытие при открытии регулирующих клапанов турбины,
работа БРОУ в стерегущем режиме).
Выявлены и обоснованы с научной точки зрения взаимосвязи совместной работы алгоритмов нагружения ГТУ и ПТУ.
Разработана методика оптимизации пусковых режимов энергоблока на основе пошаговой логики.
Представленные в работе алгоритмы скорректированы по ре-
зультатам испытаний и представляют собой интерес для дальнейшего развития логических пошаговых программ функционально группового управления.
Практическая значимость диссертационной работы.
Практическая значимость разработки заключается прежде всего в новых принципиальных подходах к пуску основного и вспомогательного оборудования энергоблоков, основой которых являются парогазовые установки. Методические основы построения логических пошаговых программ управления оборудованием, могут и должны лечь в основу разработки систем автоматизации парогазовых установок. В этом смысле, настоящий материал представляет собой базу для разработки и проектирования подобных энергетических объектов, основу для создания типового проекта.
С точки зрения производства наладочных работ результаты диссертации позволяют произвести анализ ряда важных технологических параметров, играющих определяющую роль в оптимизации пусковых режимов парогазовых установок.
Большинство решений, не касающихся алгоритмов управления ГТУ, могут быть использованы для разработки программного алгоритмического обеспечения энергоблоков с энергетическими котлами, сжигающими любые виды топлива. Например, на Псковской ГРЭС такие работы в настоящее время уже выполнены, а их результаты должны быть получены после замены части ручной арматуры на электрифицированную. Таким образом, в ближайшее время следует ожидать, что опыт разработки и внедрения логических программ пошагового управления на базе высокоразвитых программно-технических комплексов позволит в значительный степени продвинуться вперед в разработке и освоении систем комплексной автоматизации энергетических объектов.
Достоверность и обоснованность результатов.
Представленные в диссертационной работе диаграммы - точные копии результатов натурных испытаний, а текстовые пояснения к ним достаточно полно описывают приводимые переходные процессы, что в полной мере обосновывает достоверность полученных результатов.
Участники работы и личный вклад автора.
Работа по автоматизации пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 ОАО «Северо-Западная ТЭЦ» проводилась силами Филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» (основные участники - Аристархова И.В., Мартюк С. А.), ОАО «ВТИ» (основные участники - Радин Ю.А. к.т.н., Давыдов А.В.), ОАО «Северо-Западная ТЭЦ» (основные участники -Маслеников А.Н., Хибин А.А., Чугин А.В., Смирнов А.А. к.т.н.). Все работы проводились под руководством автора настоящей диссертационной работы Невзгодина B.C. Ряд технологических предложений принципиального характера, таких как организация взаимосвязи логических программ нагружения ГТУ и ПГУ путем поддержания стабильного давления перед паровой турбиной или полное закрытие БРОУ при взятии стартовой нагрузки паровой турбиной легли в основу разработки алгоритмов. Автором настоящей диссертации разработаны все технические и рабочие программы испытаний логических программ управления оборудованием энергоблока № 1 ОАО «Северо-Западная ТЭЦ».
Публикации.
По теме диссертационной работы имеется 9 публикаций, перечень которых приведен ниже.
Невзгодин B.C., Аристархова, И. В., Мартюк С.А. Опыт внедрения функциональных задач АСУ ТП на энергоблоке № 1 ПГУ-450 ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ» (г. Санкт - Петербург). Сборник докладов научно-технической конференции «Перспективные разработки ОАО «Фирма ОРГРЭС»». Москва, СПО ОРГРЭС, 2002 г., стр.45-65
Невзгодин B.C., Аристархова И.В. Опыт организации пускона-ладочных работ при внедрении АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Журнал «Электрические станции» № 4,
2003 г., стр. 13-16
Невзгодин В. С, Аристархова И. В., Мартюк С. А., Биленко В. А. Опыт внедрения технологических функций АСУ ТП на энергоблоке ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Журнал «Электрические станции» №4, 2003 г., стр. 16-26
Невзгодин В. С, Лабутин И. С, Маслеников А. Н., Уколов С. В., Радин Ю. А., Смирнов А. А. Результаты внедрения систем автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ». Журнал «Электрические станции» № 5,
2003 г., стр. 8-12
Общие технические требования к арматуре ТЭС (ОТТ ТЭС -2000). РД 153-34.1-39.504-00. Москва, СПО ОРГРЭС, 2000 г. Исполнители; В.Б. Какузин, И.Д. Лисанский, B.C. Невзгодин
Доклад на НТС РАО «ЕЭС России» - «Маневренные характеристики ПГУ-450Т применительно к задаче участия ПГУ в регулировании частоты и мощности в энергосистеме». Авторы: Радин Ю.А., Давыдов А.В. - ОАО ВТИ; Невзгодин B.C. - ОАО фирма ОРГРЭС, 2005 г.; Кос-тюк Р.И., Чугин А.В. - ОАО С-3 ТЭЦ
Методические указания по объему технологических измерений,
сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПГУ, оснащенных АСУ ТП. РД 153-34.1-35.104-2001. Москва, СПО ОРГРЭС, 2002 г. Исполнители: Н.И. Чучкина, Т.П. Штань, Е.Е. Говердовский, B.C. Гончарова, А.Ю. Булавко, B.C. Невзгодин, Ю.Б. Поволоцкий
Невзгодин B.C., Жданов М.А. Современные методы разработки, испытаний и опробования в эксплуатационных условиях технологических защит, выполненных на базе ПТК АСУ ТП. Материалы Международной научной конференции CONTROL-2005 - Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП. 4-6 октября 2005 г. Москва. Стр. 169-172.
Невзгодин B.C., Радин Ю.А., Панько М.А. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности. Журнал «Теплоэнергетика» № 10, 2007 г., стр. 46-51.
10. Невзгодин B.C. Опыт организации и выполнения фирмой
ОРГРЭС комплексных наладочных работ на вновь вводимых или мо
дернизируемых объектах энергетики. Журнал «Энергетик» № 4,
2008 г., Стр. 4-7.
Постановка задач диссертационного исследования
Опыт проведения пусконаладочных работ и режимной наладки автоматизированных систем контроля и управления показал, что для обеспечения требований технического задания необходима более глубокая проработка и модернизация пошаговых логических программ пуска котлов-утилизаторов, паровой турбины и паросбросных устройств на основе реальных технологических характеристик оборудо вания. Именно на это и была ориентирована статья [27] Генерального директора АО «Северо-Западная ТЭЦ» Р.И. Костюка. Наравне с корректировкой отдельных алгоритмов логических пошаговых программ управления основным и вспомогательным оборудованием энергоблока предстояло решить задачу автоматического пуска основного оборудования энергоблока (обеих газотурбинных установок, обоих котлов-утилизаторов, паросбросных устройств и паровой турбины) в комплексе, оптимально использовав при этом технические средства АСУ ТП и функциональные возможности программно-технического комплекса. Целью работы является обеспечение графиков-задания пусков энергоблока из различных исходных тепловых состояний по отработанной технологии на основе автоматизации пусковых режимов, поскольку именно пусковые режимы определяют наиболее сложные и ответственные действия оперативного персонала с точки зрения последовательности выполнения многочисленных операций, в том числе проводимых параллельно. Актуальность темы вызвана объективной необходимостью широкого использования многофункциональных автоматизированных систем контроля и управления технологическими процессами, реализованных на современной базе микропроцессорных программно-технических комплексов с высокоразвитой САПР и системой самодиагностики. Обобщение опыта разработки и внедрения логических программ управления оборудованием дает возможность: более .глубоко и всесторонне изучить и систематизировать технологические процессы, заключив их в технические границы, определенные требованиями и нормами эксплуатации оборудования; оптимально определить уровень автоматизации энергоблоков ПГУ большой мощности; реально оценить возможности ПТК при работе с российским вспомогательным оборудованием, в том числе с исполнительными органами; реально оценить роль разработчика АСУ ТП, положив в осно ву разработки сначала технологию, а затем реализацию задач на технических средствах АСУ ТП. Результаты настоящей работы могут и должны быть использованы при разработке и проектировании вновь строящихся и модернизируемых объектов с парогазовыми установками бинарного типа. Исходя из: требований, предъявляемых к запроектированному уровню автоматизации, наличия современных средств контроля и управления оборудованием, сложности управления оборудованием при пусках из различных тепловых состояний актуальности проблемы, общую постановку задач диссертационного исследования можно сформулировать следующим образом: - «Разработка и внедрение алгоритма логической программы пуска энергоблока и программатора нагружения». Круг рассматриваемых задач относительно широк, несмотря на то, что автоматизированный пуск ГТУ был освоен в 2000 г., а логическая программа заполнения котлов-утилизаторов - в 2002 г. На первом этапе производства работ предстояло решить задачи разворота паровой турбины при пусках из холодного, неостывшего и горячего состояния во взаимодействии с работой быстродействующей редукционно-охладительной установки (БРОУ). Более глубокая проработка алгоритмов управления БРОУ разделила процесс нагружения газовой турбины на два этапа, первый из которых ориентирован на прогрев паропроводов контура, высокого давления, второй связан с прогревом металла паровпуска цилиндра высокого давления (ЦВД) и стопорных клапанов турбины, где немаловажную роль играет модернизированный, относительно простой, но, безусловно, важный алгоритм управления технологического узла главной паровой задвижки (ГПЗ) ВД.
На завершающей стадии работ планом было намечено автоматическое нагружение паровой турбины за счет нагружения ГГУ и котлов-утилизаторов, вырабатывающих необходимое количество пара, требуемых параметров (температура и давление).
Техническое описание паровой турбины Т-150-7.7
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Пар на турбину подводится от двух котлов-утилизаторов П-90, имеющих два контура: высокого и низкого давления. Турбина рассчитана на работу в режиме скользящих параметров пара обоих контуров. Допускается производить в год до 250 пусков турбины из различных тепловых состояний, в том числе до 200 пусков из горячего состояния. Для улучшения маневренных характеристик при пусках турбины из холодного и неостывшего состояний, турбина снабжена системой обогрева фланцев ЦВД. Пар в систему обогрева подается от паропроводов ВД до ГПЗ турбины. Турбина имеет дроссельное парораспределение. Из каждого контура котлов пар поступает к двум блокам клапанов, состоящих из блоков СК и РК (совмещенных для ВД и раздельных для НД) с сервомоторами. Перед СК между трубопроводами контуров ВД и НД каждого КУ имеются перемычки Ду 175 и Ду 250 соответственно, позволяющие производить поочередную проверку работы СК на работающей турбине путем частичного или полного их закрытия. От блоков клапанов РК ВД пар поступает в нижнюю половину ЦВД. От блоков клапанов РК НД пар поступает в нижнюю половину ЦВД между 16-й и 17-й ступенями. Из ЦВД пар по двум перепускным трубам Ду1400 направляется в ЦНД, а из ЦНД в конденсатор. ЦВД турбины выполнен двухпоточным, двухкорпусным с петлевой схемой течения пара и имеет 20 ступеней давления. Пароподво-дящий штуцер имеет сварное соединение с наружным корпусом и подвижное с патрубком внутреннего корпуса. Внутренний корпус объединяет 8 ступеней, диафрагмы остальных ступеней установлены в обоймах. ЦНД выполнен двухпоточным, двухкорпусным. В каждом потоке располагается 4 ступени давления. Перед третьими ступенями левого и правого потоков установлены поворотные диафрагмы, с помощью которых регулируется давление в теплофикационных отборах. Выхлопные патрубки ЦНД оснащены водяной системой охлаждения с форсунками, обеспечивающей допустимое тепловое состояние ЦНД, при работе с полностью закрытыми поворотными диафрагмами, в теплофикационном режиме. На крышке ЦНД размещены предохранительные атмосферные клапана, которые открываются при повышении давления в выхлопных патрубках до 118 кПа (абс.) Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), установленным на крышке подшипника №4 в задней части ЦНД и обеспечивающим вращение роторов с частотой 3-4 об/мин. ВПУ предназначено для равномерного прогрева при пуске и равномерного остывания при останове турбины. В конструкции ВПУ предусмотрена возможность вращения валопровода вручную, при работающей системе гидроподъема роторов. Система гидроподъема шеек роторов предназначена для уменьшения износа баббита вкладышей подшипников, при вращении ротора на ВПУ и при малых частотах вращения ротора турбины до 800 об/мин, при пусках и остановах турбины. Турбина имеет 3 отопительных отбора, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды. Теплофикационная установка состоит из подогревателей сетевой воды ПСГ-1 и ПСГ-2 и пикового бойлера ПСВ-3. В состав установки входит и пиковый бойлер ПСВ-4, питаемый паром из контура ВД через РОУ или из контура НД. Регенеративная установка. При работе блока на газе, в регенерации участвует только конденсатор пара уплотнений (КПУ). В КПУ используется тепло пара, отсасываемого из концевых уплотнений ЦВД и ЦНД и штоков СК и РК ВД и НД, КОСМ, поворотных диафрагм. Конденсат греющего пара из КПУ сливается в конденсатор через 15-ти метровый гидрозатвор. При работе блока на жидком топливе подключается ПНД (ПН-400-26-7-11). Греющий пар в ПНД подается из отбора на ПСГ-2, конденсат греющего пара через регулирующий клапан сливается в конденсатор. Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, состоящей из гидравлической (ГЧСР) и электрической (ЭЧСР) частей. Работа ГЧСР и ЭЧСР взаимосвязана. В качестве рабочей жидкости системы, применено огнестойкое синтетическое масло "ОМТИ" с температурой самовоспламенения 740С. Система смазки. Система смазки предназначена для обеспечения маслом подшипников турбины и генератора. В системе смазки применяются минеральное турбинное масло марки Тп-22С по ТУ 38. 101821-83. Давление масла на оси турбины 0,12± 0,01 МПа. Общая емкость системы смазки составляет около 20 м3. Система смазки включает следующие основные узлы: - масляный бак емкостью 17,5 м3; - два маслонасоса переменного тока - основной и резервный; - два аварийных маслонасоса 10MAV13/14AP001 постоянного тока; - насос фильтрации масла смазки; - фильтр тонкой очистки; - эксгаустер, предназначенный для отсоса масляных паров; - маслоохладители. Конденсатор паровой турбины 150КП-10000-3 двухкорпусной. Номинальный расход охлаждающей воды составляет 19000 м/час. В конденсаторах предусмотрены два пароприемных устройства Ду400, предназначенных для приема пара от БРОУ ВД. Каждое пароприем-ное устройство рассчитано на пропуск около 260т/ч пара.
Основные характеристики интегрированной системы и взаимосвязи логики различных технологических зон
В организации технологических функций управления АСУТП энергоблока выделяются следующие уровни функционального дискретного управления: - уровень управления оборудованием энергоблока - блочное координирующее устройство; - уровень управления технологическими, функциональными зонами и агрегатами, на котором решаются задачи контроля и управления конкретным агрегатом или технологической системой в различных режимах эксплуатации оборудования, в том числе пусковых и аварийных - функциональные группы; - поузловой уровень управления (группа насосного оборудования, система охлаждения генератора, маслосистема турбины и т.п.), на котором решаются задачи контроля и управления конкретным технологическим узлом или вспомогательной системой - функциональные подгруппы; - индивидуальный уровень управления (насос, регулирующий клапан, задвижка, разъединитель, выключатель и т.п.) - дистанционное управление. Количество выделяемых уровней в задачах автоматического управления определяет возможности вмешательства оператора в ход автоматического процесса. Оператору должна предоставляться возможность отключения логических программ управления любого уровня в соответствии с их иерархической структурой построения, вплоть до перехода на дистанционное управление оборудованием. Вместе с тем логические программы любого уровня оператор может включить в работу в любое удобное для себя время, если технологический процесс по данной логике не завершен. При этом шаговая программа не должна выполнять пройденные операции, а продолжать управление технологическим процессом до ее окончания.
На уровне дистанционного управления исполнительными устройствами реализуется алгоритм управления данным исполнительным устройством с учетом приоритетов воздействий от вышестоящих систем и формирование информации, необходимой для их функционирования.
На уровне функциональных подгрупп реализуются алгоритмы дискретного управления ограниченной группой оборудования, так называемые, короткие последовательности, как правило, не зависящие от режима работы оборудования, а также блокировки и АВР. Каждая функциональная подгруппа является составной частью какой-либо функциональной группы.
На уровне функциональных групп реализуются алгоритмы управления достаточно больших групп оборудования (так называемые длительные последовательности), объединенных по принципу выполнения законченной технологической функции. В функциональные группы может входить одна или несколько функциональных подгрупп. Алгоритм управления функциональной группы неоднозначен и зависит от состояния оборудования и режима его работы.
На уровне блочного координирующего устройства осуществляется выбор программ повышения параметров и нагрузки, в зависимости от исходного теплового состояния, контроль за их выполнением и ограничивающие воздействия при превышении заданных критериев тепломеханического состояния оборудования в пусковых режимах. Также на уровне блочного координирующего устройства выполняется взаимосвязь работы функциональных групп и подгрупп. В нормальных режимах изменения нагрузки (в определенном технологами диапазоне регулирования) блочное координирующее устройство выполняет функции системы регулирования мощности. При разработке алгоритмов логических пошаговых программ управления оборудованием следует руководствоваться правилами: 1. программы нижнего уровня иерархически подчиняются программам верхнего уровня; 2. программа верхнего уровня не сможет включить в работу программу нижнего уровня, если для последней не соблюдаются технологические условия; 3. в этом случае программа верхнего уровня будет вынуждена остановиться и ждать выполнения условий работы программы нижнего уровня. Пошаговая логика автоматического управления оборудованием, безусловно, является технологической функцией АСУ ТП высшего порядка с точки зрения управления режимами технологической установки, однако, с точки зрения безопасного ведения технологического процесса наивысший приоритет отдается технологическим защитам. В этой связи команды всех управляющих функций АСУ ТП должны классифицироваться по уровням приоритетных задач управления (технологические управляющие функции перечислены в порядке убывания уровней безопасности) в строгой иерархии: - команды технологических защит от ключей (кнопок), расположенных по месту или на аварийном пульте управления; - команды технологических защит, действующие на останов оборудования от первичных измерительных приборов с запретом противоположного действия; - команды запрещающих (защитных) технологических блокировок, формируемые по изменению состояний исполнительных устройств; - команды логических программ управления, формируемые по изменению состояний исполнительных устройств; - команды технологических блокировок и АВР, формируемые по изменению состояний исполнительных устройств и технологических параметров; - команды управления от автоматических систем регулирования, в том числе их автоматический ввод в работу, включая автоматический выбор структуры регулятора и вывод из работы; - команды дистанционного управления исполнительными органами с АРМ операторов - технологов; - команды дистанционного управления исполнительными органами с местных пультов управления. С точки зрения пользователя обязательными режимами работы автоматизированной системы должны быть: - «Автоматический режим» и «Тестовый режим». «Автоматический» режим работы функциональных групп обеспечивает автоматизированное управление функциональной группой (подгруппой) из любого теплового состояния и плановый или аварийный останов блока в резерв без вмешательства персонала. После активизации какой-либо из подпрограмм («Пуск» или «Останов») пошаговая программа начинает последовательно обрабатывать каждый шаг программы. Шаг программы может быть простой (после окончания которого безусловно выполняется следующий по порядку шаг) или с ветвлением [(когда в зависимости от сформировавшихся на шаге условий программа пойдет по той или иной ветви) см. п. 3.4.2.].
Автоматическая программа пуска котла-утилизатора
Разворот первого из группы насосов КЭН-2 реализуется по аналогичному алгоритму, за исключением использования аналогового сигнала по уровню в конденсаторе.
Подключение на заполнение и промывку контура ГПК котла-утилизатора производится при наличии стабильного давления на входе в ГПК Р пк 0,9 МПа. При этом деаэратор должен оставаться отключенным соответствующими регулирующими и запорными органами. Логика открытия и закрытия арматуры и включения насосов рециркуляции узлов ГПК, производится автоматически по логическим подпрограммам пуска ГПК. Критерием завершенности логических подпрограмм пуска ГПК является получение положительных результатов анализа качества конденсата.
Если пуск энергоблока предполагается полным составом оборудования, то операции по заполнению и промывке ГПК целесообразно производить последовательно. Сначала для одного котла-утилизатора, а затем для другого.
После окончания работы логических подпрограммам пуска ГПК в работу включается логика АВР КЭН-2. Ill этап. Заполнение деаэратора и включение питательных насосов низкого давления. Заполнение деаэратора производится открытием запорной и регулирующей арматуры на подводе конденсата от узла ГПК к деаэратору по алгоритму, обеспечивающему стабильную работу конденсат-ных насосов и насосов рециркуляции ГПК. Подпрограмма прогрева деаэратора начинает свою работу при следующих условиях: давление пара в коллекторе собственных нужд Рсн 0,1 МПа, уровень в деаэраторе 1_д 1700 мм. - нижняя уставка аварийной сигнализации (определяется условиями включения в работу питательных электронасосов (ПЭН). Преддеаэрация производится при включенном ПЭН НД на рециркуляцию с одновременным прогревом деаэратора от коллектора собственных нужд. ПЭН НД включается после стабилизации режима прогрева деаэратора и при уровне в деаэраторе 1_д 2100 мм - нижняя уставка предупредительной сигнализации. Условиями завершения этапа и программы заполнения КПТ: уровень в деаэраторе І_я 2300 мм (номинальный), давление в деаэраторе Рд 0,012 МПа (абс), температура питательной воды в деаэраторе Тпв 103 С, результаты анализа качества питательной воды положительные - концентрация 02 = 10 мкг/дм3, ПЭН НД - в работе по программе АВР. В процессе выполнения алгоритма программой заполнения КПТ предусматриваются остановки для выполнения ручных операций, связанных с закрытием воздушников и проведением химических анализов. После выполнения ручных операций оператор производит действия, направленные на продолжение реализации алгоритма пошаговой программы. Блок-схема алгоритма пошаговой программы логического управления котла-утилизатора представлена в Приложении 1. Автоматическая программа пуска котла-утилизатора начинает свою работу при включенном в работу хотя бы одном ПЭН НД и температуре питательной воды в деаэраторе Тпв 103 С. Это позволяет производить заполнение котлов-утилизаторов деаэрированной водой и несколько сократить продолжительность подготовки КУ к пуску на этапе прогрева барабана высокого давления (ВД). Контур низкого давления КУ всегда заполняется первым, так как при его заполнении могут быть отключены питательные электронасосы высокого давления. Включение ПЭН ВД на рециркуляцию производится несколько позже, на завершающей стадии прогрева деаэратора. Надежное поддержание уровня воды в деаэраторе обеспечивается питательными насосами низкого давления. Подача питательной воды в пускаемый котел-утилизатор производится в следующей последовательности: - открывается вентиль на байпасе основной задвижки; - при достижении перепада давления на основной задвижке, достаточного для ее открытия, открывается сама основная задвижка на подаче питательной воды в контур НД; - после открытия основной задвижки вентиль на ее байпасе закрывается; - регулирующий питательный клапан (РПК) открывается до 12% по указателю положения (УП). Значение 12% подобрано опытным путем в процессе отработки технологии пусков котлов-утилизаторов. Это позволяет обеспечить стабильную работу ПЭН НД при заполнении котла и одновременно рециркуляцию воды в деаэратор (при подводе к деаэратору стороннего пара из коллектора собственных нужд (КСН). При таком положении арматуры контур низкого давления заполняется за 60 - 70 мин до уровня заполнения барабана НД L = - 350 мм (при нормальном уровне 0 мм). Уровень заполнения барабанов низкого и высокого давления выбрав несколько большим пускового уровня, так как при включении насосов рециркуляции испарительного контура уровень воды в барабане снижается на объем заполнения контура рециркуляции.
