АСУ ТП паровой турбины ПТ-60-130/13 Уфимской ТЭЦ-4

АСУ ТП паровой турбины ПТ-60-130/13 ст.№7 Уфимской ТЭЦ-4 на базе программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000^® (ПАК ПТК КРУГ-2000^®) расширена до полномасштабной системы.

В рамках проекта модернизирован существующий функционал автоматизации турбины: в частности, в АСУ ТП интегрирована внешняя система вибромониторинга и механических величин (САВД), а также осуществлено сопряжение с электрогидравлической системой регулирования турбины (ЭГСР). Основанием для модернизации стала необходимость замены на современное физически и морально устаревшего контроллерного оборудования, сроки функционирования которого составляли от 10 до 25 лет.

Модернизация АСУ ТП паровой турбины ПТ-60-130/13 ст.№7 Уфимской ТЭЦ-4 произведена с применением типового технического решения, на базе которого ранее уже разрабатывались и успешно внедрялись подобные системы автоматизации на ряде других тепловых электростанций России, в том числе на Пензенской ТЭЦ-1, Стерлитамакской ТЭЦ, Ульяновских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Саранской ТЭЦ-2, Самарской ГРЭС и др.

Уфимская ТЭЦ-4 – филиал Башкирской генерирующей компании. Снабжает энергоресурсами промышленную площадку филиала АНК «Башнефть» – «Башнефть-Уфанефтехим». Установленная электрическая мощность – 270 МВт, тепловая – 792 Гкал/ч. Основное топливо – природный газ, резервное – мазут. (Фото с официального сайта ООО «Башкирская генерирующая компания»).

Цель и задачи

• Модернизация и интеграция в АСУ ТП турбины подсистем технологических защит и блокировок (ТЗиБ), дистанционного управления (ДУ), информационно-измерительной системы (ИИС), технологических сигнализаций (ТС), автоматического регулирования (АР)
• Интеграция в АСУ ТП системы вибромониторинга и механических величин (САВД) с реализацией функции диагностики паровой турбины
• Интеграция в АСУ ТП электрогидравлической системы регулирования турбины (ЭГСР) на базе одного ПАК ПТК
• 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.

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) паровой турбины
• Дистанционное управление оборудованием
• Формирование отчетных документов
• Поддержка единства системного времени
• Разграничение доступа к функциям системы
• Протоколирование всех событий в системе, включая действия оперативного персонала.

Вспомогательные функции

• Диагностика состояния программно-технических средств управления
• Проверка достоверности информационных сигналов
• Информирование инженера АСУ ТП при отказе технических устройств с указанием устройства, места, времени и вида отказа
• Регистрация ошибок, отказов, неисправностей и действий по их устранению
• Перенастройка системы (реконфигурация и параметрическая настройка программного обеспечения).

Архитектура системы

АСУТП паровой турбины ПТ-60-130/13 функционирует на базе ПАК ПТК КРУГ-2000^® и представляет собой трехуровневую систему.

Первый (нижний) уровень системы включает в себя датчики измеряемых параметров, запорную и регулирующую арматуру совместно с исполнительными механизмами, источники дискретной информации и др.

Во второй (средний) уровень системы входят промышленные контроллеры из состава ПАК ПТК КРУГ-2000:

• TREI-5B-04 Standard для автоматического сбора и первичной обработки измеряемых параметров, выполнения функций ТЗиБ, АР, ДУ
• TREI-5B-05 Smart с выносными модулями ввода-вывода для автоматического сбора и первичной обработки измеряемых параметров
• Контроллер системы вибродиагностики и механических величин
• Сетевое оборудование и линии связи АСУ ТП.

Третий (верхний) уровень содержит:

• Два резервируемых АРМ машиниста турбины, совмещенных с серверами, под управлением SCADA КРУГ-2000, осуществляющих управление, сбор, обработку, хранение и визуализацию данных с контроллеров
• Станция АРМ машиниста турбины (клиент) для мониторинга состояния системы.

Проект верхнего уровня выполнен с расширенным функционалом АСУ ТП, включающим систему автоматического регулирования (САР). Мнемосхемы SCADA КРУГ-2000 АРМ операторов разработаны согласно ГОСТ Р МЭК 60073-200 и иным требованиям в промышленной автоматизации. Для удобства дополнительные функции отображения могут быть скрыты с целью исключения загромождения экранов лишней информацией в штатном режиме. Реализованы алгоритмы проверки технологических защит и сигнализаций для удобного проведения сервисного обслуживания системы.

Информационная мощность

• количество аналоговых измерительных каналов - 299
• количество дискретных измерительных каналов - 160
• количество аналоговых управляющих каналов (регуляторов) – 22
• количество дискретных управляющих каналов – 126.

Особенности проекта

Особенность проекта – сопряжение АСУ ТП с электрогидравлической системой регулирования турбины (ЭГСР), важным элементом надежности и экономичности функционирования технологического оборудования.

В рамках проекта выполнены:

• разработка полномасштабной АСУ ТП паровой турбины с интеграцией модернизированных подсистем
• модернизация подсистем ИИС, ТЗиБ, АР, ТС, ДУ турбины
• реализация уровней доступа к управлению технологическими процессами системы
• разработка программного обеспечения верхнего и среднего уровня системы
• полный комплекс инжиниринговых и пусконаладочных работ.

АСУ ТП реализована в соответствии с требованиями резервирования и надежности системы электропитания.

Результаты

Внедрение системы 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. В том числе обеспечивается возможность централизованного сбора информации и удаленного просмотра (Web-клиент) ответственных видеокадров системы посредством станционной ЛВС с соблюдением всех современных требований к информационной безопасности.