В 2017 году специалисты ООО «Регион Автоматика», в составе команды ООО «Инженерно-проектный центр Новой генерации», приняли активное участие в разработке программного обеспечения среднего и верхнего уровней АСУТП турбогенератора Т-110/120-130-5 ст. №8 Курганской ТЭЦ с выполнением пусконаладочных работ по вводу АСУТП в эксплуатацию. Работы проводились в рамках реконструкции ТГ ст. №8 Курганской ТЭЦ. Функции генерального подрядчика по реконструкции ТГ ст.№8 Курганской ТЭЦ выполнило АО «Интертехэлектро».

Основные характеристики внедренного АСУ ТП:

Аппаратная платформа Резервированный контроллер ABB AC900F
Программное обеспечение ABB Freelance 2016
Количество контроллеров 1 резервированный
Количество операторских станций 4
Количество шкафов ПТК 8
    Из них:
        Шкафов питания ПТК 1
        Шкафов ПЛК 1
        Шкафов УСО 5
        Шкафов аварийного управления 1
Общее количество сигналов (включая резерв) 1152
    Из них:
        Аналоговых входов 4-20 мА 144
        Измерений термосопротивлений 208
        Измерений термоЭДС 32
        Дискретных входов-выходов 768
Общее количество запорной и регулирующей арматуры 103
    Из них:
        регулирующих клапанов 16
        Клапанов импульсных соленоидных 2
        Клапанов отсечных соленоидных 9
Механизмов собственных нужд 16

Группа компаний «Интертехэлектро» осуществляет реализацию комплексных инвестиционных проектов в энергетике на базе EPC/EPCM-контрактов. Опыт компании позволяет выполнять как комплексные работы «под ключ», так и отдельные виды работ по комплексному инжинирингу, строительно-монтажным работам и поставкам МТР. Компании, входящие в группу «Интертехэлектро» имеет все необходимые лицензии, сертификаты, допуски на выполнение проектных и строительных работ. Персонал группы компаний "Интертехэлектро" состоит из высокопрофессиональных специалистов и менеджеров, реализовавших за последние 10 лет ряд крупных инвестиционных проектов в энергетике РФ, странах СНГ и за рубежом.

АСУТП Турбогенератора построена на базе современных резервированных контроллерах AC900F. Данная серия контроллеров применена на территории России впервые. Структура программно-технического комплекса построена по ставшей уже классической трехуровневой иерархической структуре, включающей в себя:

Нижний уровень - датчики технологических параметров и исполнительные устройства;

Средний уровень - функционально-распределенная микропроцессорная система управления (аппаратно-резервированные микропроцессорные программируемые контроллеры), обеспечивающая выполнение функций сбора, обработки входных сигналов, автоматического регулирования, последовательного логического управления, технологических защит, блокировок и сигнализации;

верхний уровень – операторские станции (ОС) машинистов и начальников смен, экран коллективного пользования и инженерные станции, обеспечивающие реализацию функций отображения информации, дистанционного управления технологическим процессом и устройствами, дистанционной настройки системы, протоколирования, архивирования, расчетов и т.д.

В 2008 году за успех в реализации ЕРС-проектов по строительству генерирующих объектов группа компаний "Интертехэлектро" стала лауреатом Национальной премии в области инжиниринга и управления проектами ЕРСМ Awards в номинации «Наиболее перспективная EPC/EPCM-компания». В 2010 году «Интертехэлектро» удостоено престижной международной премии «Европейский стандарт» за соответствие качества услуг и менеджмента компании стандартам, принятым в объединенной Европе.

В ПТК турбогенератора по аппаратному признаку выделяются следующие системы:

  • система управления турбогенератором
  • система управления турбинного и вспомогательного ему оборудования;
  • система аварийного управления;
  • система синхронизации времени;
  • система взаимосвязи ПТК с оперативным персоналом;
  • система взаимосвязи ПТК с ремонтным персоналом;
  • система архивирования.

По функциональному признаку ПТК разделяется на:

  • подсистему сбора и первичной обработки информации;
  • подсистему отображения технологической информации;
  • подсистему дистанционного управления;
  • подсистему автоматического регулирования;
  • подсистему технологических защит и блокировок;
  • подсистему технологической сигнализации;
  • подсистему шагового логического управления;
  • подсистему архивации и документирования.
ООО «Инженерно-проектный центр Новой генерации» выполняет полный комплекс предпроектных и проектных работ по строительству объектов электроэнергетики.

Подсистема сбора и первичной обработки информации осуществляет сбор, обработку и представление аналоговой и дискретной (от контактных датчиков) информации о параметрах технологического процесса. Значения измеряемых, вычисляемых и отклонившихся от нормы параметров передаются во все подсистемы, работающие на процессорном уровне, на операторские станции и в архив.

Подсистема определяет достоверность полученной информации и транслирует соответствующий признак всем смежным подсистемам. Подсистема выполняет линеаризацию, фильтрацию от помех, масштабирование, функциональные математические преобразования полученной информации там, где это необходимо. В подсистеме имеется возможность изменения значений настроечных параметров в соответствии с политикой прав доступа персонала к этим функциям.

Подсистема отображения технологической информации функционирует в пределах операторских станций, предусмотренных проектом. Подсистема отображает информацию на дисплеях ОС в виде мнемосимволов, текстовой и цифровой информации, гистограмм, трендов, «барографов». Вся информация объединяется на отдельных видеокадрах по технологическому принципу и представляется, преимущественно, в виде мнемосхем. Логика отображения информации и цветовая гамма сохраняться на всех ОС системы.

Подсистема дистанционного управления осуществляет контроль состояния и управление запорной и регулирующей арматурой, механизмами собственных нужд турбогенератора по командам операторов через ОС. Система обеспечивает передачу информации о состоянии исполнительных механизмов и действиях оператора во все подсистемы использующие эту информацию. Реализовано избирательное управление исполнительными устройствами по вызову с помощью «мыши» операторской станции. Подсистема контролирует состояния блокировок исполнительных механизмов и запрещает управление ими как со стороны оператора, так и от других подсистем (исключая ТЗ) при наличии запретов управления. Оператор может просматривать информацию о наличии запретов и причинах их возникновения.

Специалисты ООО «Инженерно-проектный центр Новой генерации» принимали участие в проектировании и строительстве Сырдарьинской, Джамбульской, Марыйской, Талимарджанской, Шамурской, Пермской, Нижневартовской ГРЭС, Тюменской ТЭЦ-1, ТЭС Горазал (Бангладеш), ТЭС Жижель (Алжир), ТЭЦ Керацини (Греция)

Подсистема автоматического регулирования обеспечивает управление регулирующими исполнительными органами в автоматическом режиме. Подсистема имеет возможность перевода исполнительных механизмов в режим дистанционного управления и возврата в режим автоматического управления как по командам оператора, так и по командам от других подсистем. Подсистема позволяет изменять настройки контуров регулирования в соответствии с политикой прав доступа персонала к этой функции. Подсистема позволяет передавать информацию о состоянии, изменении состояния исполнительных механизмов, алгоритмов автоматического управления, заданного и текущего значения контролируемых технологических параметров, действиях оператора во все подсистемы, использующие эту информацию. Подсистема обеспечивает поддержание на заданном уровне и изменение по заданному закону значений технологических параметров в регулировочном диапазоне нагрузок.

Подсистема технологических защит и блокировок предусматривается для предотвращения возникновения и развития аварийных ситуаций с помощью автоматического выполнения необходимых экстренных операций по переключению, останову оборудования или снижению его нагрузки. Подсистема передает информацию о состоянии, изменении состояния алгоритмов технологических защит, значений уставок, действиях оператора во все подсистемы, использующие эту информацию. Подсистема имеет возможность изменения значений аварийных и предупредительных уставок каналов защит и положения ремонтных накладок в соответствии с политикой прав доступа персонала к этим функциям.

Эта подсистема является наиболее ответственной в АСУТП. Сигналы защит имеют наивысший приоритет по отношению к другим дискретным воздействиям.

В зависимости от характера аварийной ситуации технологическими защитами выполняются следующие операции:

  • останов турбогенератора;
  • отключение группы подогревателей высокого давления;
  • отключение подогревателей сетевой воды;
  • локальные операции.

Подсистема технологической сигнализации служит для информирования оператора об отклонениях от нормальных величин технологического процесса или о неисправностях программно-технических средств. Технологическая сигнализация строится по иерархическому признаку. Приоритетность вывода сообщений выполняется в соответствии с важностью выводимого сообщения. Различные приоритеты сообщений сопровождаются различными цветовыми и звуковыми сигналами. Подсистема имеет функцию квитирования сообщений со стороны оператора.

ООО «Инженерно-проектный центр Новой генерации» участвует во всех стадиях реализации проектов, начиная от разработки идеи энергоснабжения потребителей и поиска дефицитных регионов, заканчивая проектной документацией и авторским надзором.

Подсистема шагового логического управления выполняет автоматическое программное управление операциями с технологическим оборудованием. Каждая отдельная программа логического управления запускается оператором или специальной программой и при отсутствии обстоятельств, препятствующих её выполнению, реализует функции по управлению оборудованием турбогенератора. Подсистема постоянно контролирует наличие признаков, запрещающих выполнение каждой конкретной программы и при их возникновении автоматически прерывает выполнение программы с запретом её возобновления до исчезновения соответствующего признака.

АСУТП выполнена на основе унифицированных технических, информационных и программных средств с использованием минимального числа типов и конструктивов оборудования и рационального числа форм представления информации. Обеспечен модульный принцип построения ПТК с возможностью его наращивания: технические и программные средства выполнены в виде законченных модулей, функционирующих независимо друг от друга. Обеспечивается возможность замены модулей ввода-вывода сигналов без снятия напряжения с контроллера. Предусмотрено резервирование сетей и сетевых устройств. ПТК поддерживает стандартные протоколы цифровой связи: Profibus, Modbus TCP/IP.

Курганская ТЭЦ вырабатывает в год около 2 миллиардов киловатт часов электроэнергии, закрывая в среднем около 45 процентов потребности Зауралья, и более 2 миллионов гигакалорий тепловой энергии, обеспечивая теплом большую часть потребителей города Кургана. Основное оборудование Курганской ТЭЦ – это шесть котлов БКЗ 420–140, четыре турбогенератора мощностью по 100 мегаватт каждый и еще две турбины меньшей мощности.

Для повышения надежности при единичных отказах системы предусмотрено: резервирование отдельных ответственных каналов ввода/вывода сигналов, резервирование контроллеров, резервирование сетей, резервирование внешнего электропитания и источников питания контроллеров и датчиков.

ПТК допускает развитие собственных возможностей, модернизацию и расширение на всех этапах жизненного цикла. Объем наращивания функций, программного обеспечения, емкости запоминающих устройств и необходимых для этого аппаратных средств обладает не менее чем 10-ти процентным резервом.

Управление турбогенератором осуществляется с блочного щита управления (БЩУ-2), в котором находится постоянный оперативный персонал ТГ ст.№8.

Управление оборудованием турбогенератора осуществляется с операторских станций (ОС) с помощью манипуляторов типа «мышь».

Предусмотрена возможность наладки, программирования, профилактических и регламентных работ, связанных с ПТК, в неоперативном контуре БЩУ-2.

В оперативном контуре БЩУ-2 размещаются ОС №№1, 2, ОС начальника смены, на экраны которых выводятся видеокадры АСУТП ТГ ст.№8 для контроля технологических параметров его работы. Предусмотрен экран коллективного пользования (ЭКП).

В помещении БЩУ-2 предусмотрен аварийный пульт управления ТГ ст.№8 (АПУ), предназначенный для надежного и безопасного останова турбогенератора в случае возникновения экстремальных ситуаций: пожара или иных ситуаций, угрожающих жизни или здоровью персонала или ведущих к поломке энергетического оборудования.

Факты о Курганской ТЭЦ:

  • На Курганской ТЭЦ впервые в СССР построена дымовая труба высотой 270 метров без вентиляционных каналов с футеровкой из полимербетона;
  • В 1988-1993 году основное оборудование ТЭЦ было переведено на природный газ;
  • Курганские энергетики первыми освоили эксплуатацию испарительной установки на ТЭЦ производительностью 100 тонн в час.

Вибромониторинг турбины осуществляется с помощью системы «Вибробит-300». Система «Вибробит 300» непрерывно измеряет и контролирует следующие параметры:

  • среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости опор подшипников;
  • относительные перемещения валов турбины;
  • относительные тепловые расширения валов турбины;
  • абсолютные расширения стульев;
  • углы наклонов ригелей фундаментов стульев;
  • искривление ротора;
  • число оборотов ротора.

Система выполняет:

  • измерение параметров и их преобразование в унифицированные сигналы токовые сигналы 4...20 мА;
  • сравнение параметров с заданными уставками и сигнализацию их превышения;
  • формирование сигналов на отключение оборудования;

Система «Вибробит-300» подключена к основной ПТК АСУТП ТГст.№8 посредством дискретных сигналов для быстрой сигнализации о наступлении аварийных событий и резервированного канала цифровой связи для непрерывного обмена всей диагностической информацией.

Система ЭГСР предназначена для управления органами парораспределения турбины при всех режимах работы и контроля за давлением пара в регулируемом отборе; давлением пара перед турбиной и давлением в конденсаторе; а также осуществления дополнительных защитных функций при разгоне ротора за допустимые пределы. Система ЭГСР состоит из двух основных частей: гидравлической (ГЧСР) и электрической части (ЭЧСР). Связь между ЭЧСР и ГЧСР осуществляется с помощью электрогидравлического преобразователя (ЭГП) - золотник управления с быстроходным приводом. Система ЭГСР состоит из одного шкафа регулирования исполнения IP54 и выносной панели управления. Шкаф регулирования установлен в неоперативном контуре БЩУ-2, выносная панель управления находится в районе переднего стула турбины.


Шкаф регулирования выполнен на базе аппаратуры современной цифровой серийной промышленной автоматики фирмы OMRON (Япония), включает в себя следующие основные устройства:

  • цифровое дублированное процессорное устройство (управляющий контроллер) типа Omron CS1D с блоками ввода-вывода, модулями связи. С помощью контроллера выполняются функции системы регулирования, защиты, реализуются алгоритмы автоматического управления турбиной во всех режимах работы;
  • система бесперебойного питания;
  • три тахометра для измерения частоты вращения ротора;
  • два серводрайвера, необходимых для управления двигателем ЭГП и двигателем быстроходного привода поворотной диафрагмы.
  • кнопки управления турбогенератором;
  • сенсорная панель для вывода информации, контроля параметров, изменения параметров ЭГСР.

Система ЭГСР подключена ПТК АСУТП ТГ ст.№8 посредством дублированных дискретных сигналов для быстрой сигнализации о наступлении аварийных событий и резервированного канала цифровой связи для непрерывного обмена всей диагностической информацией.

ПТК АСУТП ТГ ст.№8 обеспечивает следующие режимы работы:

  • первоначальный запуск;
  • штатное функционирование;
  • вывод компонентов ПТК из эксплуатации и ввод в эксплуатацию;
  • реконфигурацию при неисправностях.

В режиме первоначального запуска осуществляется включение питания, загрузка программного обеспечения, т.е. обеспечение готовности к работе. При этом исключается выдача ложных команд на объекты управления.

Режим штатного функционирования ПТК обеспечивает непрерывный режим работы всех его компонентов и систем.

Режим реконфигурации при неисправностях осуществляется автоматически и реализуется на базе дублирования и резервирования.

ПТК создан как восстанавливаемая и ремонтопригодная система, рассчитанная на длительное функционирование.

АСУТП разработана гибкой, открытой и обладает запасом (не менее 10% по входным/выходным каналам, не менее 15% резерва по мощности устройств электропитания ПТК, не менее 25% по вычислительным и информационным ресурсам контроллеров, операторских станций) по информационным возможностям и производительности. В ПТК обеспечена возможность с наименьшими затратами осуществлять замену устаревших технических и программных средств на более современные.

АСУТП ТГ ст.№8 выполнена на базе ПТК Freelance 2016 разработки «ABB Automation» GmbH. Структурная схема ПТК АСУТП ТГ ст.№8 Курганской ТЭЦ приведена ниже.

Основным источником электропитания технических средств уровня ПТК АСУТП являются два независимых источника переменного тока напряжением 400/230 В частотой 50 Гц. Питание АСУТП подразделяется на 2 подсистемы:

  • подсистема питания ответственных потребителей АСУТП (АРМы, шкафы ПТК, вибромониторинг);
  • подсистема питания неответственных потребителей АСУТП (второстепенные потребители - освещение, вентиляция шкафов, приборы контроля водно-химического режима, газоанализаторы).

Питание подсистемы ответственных потребителей организовано от двух шин гарантированного питания (ШГП) 230 В/50 Гц. Взаиморезервированные потребители (ОС) запитываются от разных ШГП, остальные потребители (шкафы ПТК - шкаф контроллеров и шкафы УСО) запитаны одновременно от обоих ШГП с реализацией резервированного питания 24 В постоянного тока. Резервированное питание 24 В постоянного тока в каждом шкафу ПТК реализуется двумя блоками питания 230VAC/24VDC, каждый из которых запитан от своей ШГП. Блоки питания 230VAC/24VDC установлены непосредственно в шкафах ПТК.

Каждая из двух ШГП формируются от независимого источника 400/230 В/50 Гц, резервируемого источником постоянного оперативного тока. Резервирование происходит с использованием инверторных систем, индивидуальных для каждой ШГП - при пропадании основного напряжения 230 В/50 Гц происходит мгновенное переключение (20 мс) на работу от аккумуляторных батарей через инверторную систему. Емкость аккумуляторных батарей обеспечивают работу всего комплекса «верхнего уровня» ПТК АСУТП ст.ТГ№8 (включая все сетевые устройства) в случае отключения основных источников энергоснабжения в течение времени более 30 мин. Для возможности сервисного обслуживания инверторной системы предусмотрены ручные байпасы (переключатели питающих вводов).

Питание подсистемы неответственных (менее ответственных) потребителей АСУТП организовано через стандартную контакторную схему АВР со временем срабатывания не более 0,5с.

Предусмотрено питание приборов аварийного пульта управления (АПУ) от резервного источника электроснабжения 220В постоянного тока.

Ввод каждого источника тока оснащен автоматическими выключателями и реле контроля напряжения с выводом сигналов о неисправности питания в ПТК. Также в ПТК выдаются сигналы о неисправности всех узлов питания АСУТП.

В конце Декабря 2017 года АСУТП ТГ ст.№8 Курганской ТЭЦ введена в опытную эксплуатацию.

Проекты

Схожие
проекты

Перенос функций контроля и управления мельницами-вентиляторами в существующие программно-технические комплексы Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Интеграция вновь монтируемого оборудования подогревателей сетевой воды ПСВ-500 ст.№5,№6 Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Проведение опытной эксплуатации АСУТП на объекте Железногорская ТЭЦ

Смотреть

Выполнение проектных, монтажных и пусконаладочных работ для реализации контроля и управления вакуумными деаэраторами в АСУТП общестанционного оборудования Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Выполнение проектных, монтажных и пусконаладочных работ для реализации системы водяного пожаротушения мельниц-вентиляторов в АСУТП котлоагрегатов ст. №№1-4 Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Выполнение проектных и пусконаладочных работ для реализации контроля и управления конденсатными насосами и оборудованием теплового распределительного устройства в АСУТП Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Модернизация технологических защит топливоподачи Железногорской ТЭЦ

Смотреть

Модернизация системы контроля и управления ПЭН 1-3 Железногорской ТЭЦ

Смотреть