Заказчики: Уфимская ТЭЦ-2 Подрядчики: КРУГ НПФ Продукт: ПТК КРУГ-2000Второй продукт: SCADA КРУГ-2000 Третий продукт: КРУГ: Система Реального Времени Контроллеров (СРВК) Дата проекта: 2020/10 — 2023/12
|
Содержание |
2023
Модернизация АСУ ТП котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2
Произведено расширение до полномасштабной автоматизированной системы управления технологическим процессом парового котла БКЗ-320-140/ГМ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2 существующей системы автоматического управления горелками котла (САУГ). Об этом НПФ Круг сообщил 26 января 2024 года.
Уфимская ТЭЦ-2 обеспечивает теплом почти половину жилых микрорайонов Уфы, а также большое число промышленных предприятий.
Установленная электрическая мощность – 519 МВт, тепловая – 1 528 Гкал/ч. Основное топливо – природный газ, резервное – мазут.
Система управления технологическим оборудованием котлоагрегата создана с использованием типового технического решения, на базе которого ранее уже разрабатывались и успешно внедрялись подобные системы автоматизации на ряде тепловых электростанций России и ближнего зарубежья.
Цели и задачи:
- Расширение системы автоматизации до уровня полномасштабной АСУ ТП
- Модернизация существующей САУГ котла
- Обеспечение персонала ТЭЦ своевременной, достоверной и достаточной информацией о ходе технологического процесса и состоянии основного оборудования для оперативного управления и ведения технической отчетности
- Реализация алгоритмов защит и блокировок котла в соответствии с требованиями нормативных документов
- Повышение надежности работы оборудования, качества регулирования за счет использования передовых технологий контроля и управления.
В рамках проекта выполнены:
- разработка полного комплекта проектной документации
- демонтаж существующей системы контроля за работой агрегата
- поставка и монтаж оборудования КИПиА, исполнительных механизмов, шкафов, пультов и панелей управления
- полный комплекс инжиниринговых и пусконаладочных работ.
Модернизацией также были затронуты:
- информационно-измерительная система (ИИС)
- система бесперебойного питания АРМов и электроприводов газовых блоков
- система технологических защит и блокировок (ТЗиБ)
- система технологических сигнализаций (ТС)
- система дистанционного управления арматурой котла (ДУ).
Основные функции системы:
- Измерение и контроль технологических параметров с последующим архивированием ретроспективной информации
- Обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений параметров от установленных границ
- Выполнение алгоритмов технологических защит и блокировок (ТЗиБ) котлоагрегата на базе контроллера c резервированием процессорной части
- Автоматический розжиг и управление газовыми горелками (САУГ)
- Дистанционное управление оборудованием котла:
- автоматизированный пуск
- дистанционный останов (ДОК)
- управление арматурой котла
- Формирование отчетных документов
- Поддержка единства системного времени
- Разграничение доступа к функциям системы
- Протоколирование всех событий в системе, включая действия оперативного персонала
- и другие
АСУ ТП парового котла функционирует на базе программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000 (ПАК ПТК КРУГ-2000) и представляет собой трехуровневую систему.TAdviser SummIT 28 мая стал самым масштабным за всю историю его проведения. Более 1,5 тыс участников и 50 стендов. ФОТО
Первый (нижний) уровень системы включает в себя датчики измеряемых параметров, запорную и регулирующую арматуру совместно с исполнительными механизмами, источники дискретной информации.
Второй (средний) уровень системы представлен:
- Шкафом управления котлом
- Шкафами управления горелками №1 и №2 с сенсорными панелями операторов
- Шкафом автоматического розжига горелок
- Шкафом информационно-измерительной системы.
Третий (верхний) уровень содержит:
- Два резервируемых АРМ машиниста котла, совмещенных с серверами, под управлением SCADA КРУГ-2000, осуществляющих управление, сбор, обработку, хранение и визуализацию данных от контроллеров
- Станцию АРМ машиниста котла (клиент) для мониторинга состояния системы
- Экраны коллективного пользования.
Компанией «КРУГ» выполнены работы «под ключ» по проектированию, поставке оборудования, инжинирингу, монтажу и пусконаладочным работам.
Внедрение АСУ ТП на базе ПАК ПТК КРУГ-2000 обеспечивает выполнение всех требований действующих нормативных документов в области энергетики, приводит к значительному расширению функциональных возможностей системы, повышению уровня надежности технологического оборудования и средств автоматизации, снижению трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.
Модернизация АСУ ТП котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №8 Уфимской ТЭЦ-2
В рамках реализации инвестиционного проекта произведено расширение до полномасштабной автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №8 Уфимской ТЭЦ-2 с модернизацией существующей системы автоматического управления горелками котла (САУГ). Об этом 5 июля 2023 года сообщила компания Круг.
Система управления технологическим оборудованием котлоагрегата создана с использованием типового технического решения, реализованного на ряде тепловых электростанций России.
АСУ ТП котла и САУГ разработаны на базе российского программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000 (ПАК ПТК КРУГ-2000).
Модернизацией также были затронуты:
- информационно-измерительная система (ИИС)
- система бесперебойного питания АРМов и электроприводов газовых блоков.
Компанией «КРУГ» выполнен весь комплекс работ под ключ, включая проектирование, поставку оборудования и программного обеспечения (SCADA КРУГ-2000 и СРВК).
В Республике Башкортостан на базе российского ПАК ПТК КРУГ-2000 на июль 2023 года внедрено более 160 АСУ ТП котлоагрегатов, турбоагрегатов, бойлерных установок, систем телемеханики, компьютерных тренажерных комплексов для персонала ТЭЦ, автоматизированных систем диспетчерского контроля (АСДК).
2021: Внедрение автоматизированной ЭГСР паровой турбины
29 марта 2021 года стало известно, что внедрение автоматизированной ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2 осуществлено с применением разработанного компанией «КРУГ» технического решения. Подсистема ЭГСР была интегрирована в существующую АСУ ТП турбины, которая функционирует на базе ПТК КРУГ-2000.
Как сообщалось, типовое решение – автоматизированная электрогидравлическая система регулирования паровой турбины (ЭГСР) – предназначено для оптимизации уровня автоматизации электростанций с учетом современных требований к технологическому оборудованию ТЭЦ.
ЭГСР, разработанная на базе ПТК КРУГ-2000, обеспечивает:
- качественное регулирование основных параметров паровой турбины
- стабильные показатели с максимально возможным КПД
- оптимизация надежность эксплуатации оборудования.
Экономическая эффективность внедрения ЭГСР заключается в снижении стоимости производства электрической и тепловой энергии за счет:
- исключения «человеческого фактора»
- длительной безаварийной работы оборудования
- увеличения межремонтных периодов оборудования.
Основной целью проекта было обеспечение управления турбиной, регулирование основных параметров турбины во всех допустимых технологических режимах работы, а также в аварийных ситуациях, является основной целью создания типового решения электрогидравлической системы регулирования.
Задачами было:
- Разработка типового решения на базе ПТК КРУГ-2000 для построения ЭГСР с целью получения единой интегрированной АСУ ТП турбины
- Предоставление персоналу единого интерфейса для оперативного управления всеми подсистемами турбины
- Предоставление персоналу своевременной, достоверной и достаточной информации о ходе технологического процесса и состоянии основного оборудования
- Реализация алгоритмов диагностики и контроля отклонений от нормального режима эксплуатации турбоагрегата
- Оптимизация надежности работы оборудования, качества регулирования за счет передовых технологий контроля и управления.
Внедрение ЭГСР на базе ПТК КРУГ-2000 обеспечивает:
- выполнение всех требований действующих нормативных документов в области энергетики
- значительное расширение функциональных возможностей АСУ ТП турбины
- оптимизация уровня надежности технологического оборудования и средств автоматизации
- снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.
Основной особенностью системы, выводящей ее на следующий уровень, является реализация на единых средствах комплексного решения по автоматизации турбоагрегата (включая ЭГСР). Это позволяет оперативному и обслуживающему персоналу видеть полную 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.
Система автоматического управления электрогидравлической системой регулирования параметров работы турбины реализована в виде шкафа автоматики ЭГСР (Шкаф ЭГСР) на базе микропроцессорного промышленного контроллера TREI-5B-04 (ПЛК).
ПЛК включает:
- основной и резервный блоки питания
- резервируемые процессорные модули
- резервируемую локальную сеть верхнего уровня (через коммутаторы Ethernet)
- выделенную локальную сеть нижнего уровня для зеркализации данных
- модули аналогового и дискретного ввода/ввода
- модули микропроцессорных позиционеров
- модули универсального ввода-вывода сигналов
- основной и резервный блоки контроля оборотов турбины.
В контроллере выполняются следующие задачи:
- поддержание заданной частоты вращения ротора турбины в диапазоне от 200 до 3240 об/мин с заданной неравномерностью регулирования путем воздействия на сервомотор повышенного давления (СМВД)
- поддержание на заданном уровне активной электрической мощности генератора с нулевой неравномерностью путем воздействия на сервомотор СМВД и коррекцией задания мощности по частоте
- поддержание заданного давления пара в производственном отборе путем воздействия на сервомотор среднего давления (СМСД)
- поддержание заданного давления пара в теплофикационном отборе путем воздействия на сервомотор низкого давления (СМНД)
- 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 сервомоторами СМВД, СМСД, СМНД турбины осуществляется посредством микропроцессорных позиционеров DevLink-А10.АIO-3UI/3UI производства НПФ «КРУГ», которые подключаются к ведущему блоку контроля частоты. Позиционеры 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).
Непосредственно в процессорных модулях контроллера осуществляется ведение архивных лент для фиксации изменения рабочих параметров турбины с течением времени.
Процессорные модули объединены дополнительной выделенной локальной сетью нижнего уровня для зеркализации оперативной и архивной базы данных.
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.
АСУ ТП турбины реализована на базе программно-технического комплекса КРУГ-2000 (ПТК КРУГ-2000) и представлена тремя иерархическими уровнями:
- Нижний уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы.
- Средний уровень представлен шкафом автоматики 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 – АРМ1, АРМ2 (двухмониторные), с функциями архивирования
- дополнительным АРМ3 (мониторинга)
- станцией диагностики ЭГСР.
АРМ1 и АРМ2 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 – АРМ3.
Сокращения на схеме:
- ГЩУ – главный щит управления
- АПУ – аварийный пульт управления
- ПУ – пульт управления.
Общая информационная мощность подсистемы ЭГСР (на примере турбины ПТ-65/75-130):
- 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.
Данное типовое решение является совместной разработкой ООО НПФ «КРУГ» и ТОО «Карагандинский турбомеханический завод (КТМЗ)», которая осуществлялась под эгидой ООО «Башкирская генерирующая компания».
Примером внедрения данного технического решения является ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2. Подсистема ЭГСР была интегрирована в существующую АСУ ТП турбины, которая функционирует на базе ПТК КРУГ-2000.
В рамках данного проекта компанией «КРУГ» были выполнены следующие работы:
- разработка проектной документации на шкаф автоматики ЭГСР
- шеф-монтажные работы
- инжиниринговые работы
- пусконаладка.