АСУ ТП парогазовой ТЭЦ

ЗАО «Родниковская энергетическая компания»

Программно-технический комплекс АСУ ТП парогазовой ТЭЦ обеспечивает автоматическое управление технологическим оборудованием ТЭЦ в следующем составе.

Два газотурбинных агрегата ГТА-6РМ по 6 МВт с тремя дожимными компрессорными станциями ДККС-19-3, камерами дожига, двумя котлами-утилизаторами КГТ-25/2, 4 (Q=19.5 т/ч; Р=2, 4 МПа, t=380 оС);

Две турбогенераторные установки ТГУ-2, 5/2, 4-380 по 2, 5 МВт.

Три паровых котла БЭМ25-2, 4 (Q=25 т/ч; Р=2, 4 МПа, t=380 оС), вспомогательное оборудование, топливное хозяйство.

Водоподготовительные установки ВПУ.

Электрическая часть ТЭЦ на генерируемую мощность до 17 МВТ.

ФУНКЦИИ ПТК АСУ ТП

cбор, контроль на достоверность и первичная обработка входных сигналов;

отображение информации на экране дисплеев;

технологическая: аварийная и предупредительная сигнализация;

автоматическое регулирование и логическое управление;

дистанционное управление;

автоматические пуски, остановы оборудования ТЭЦ;

автоматическая синхронизация электрогенераторов с электросетью;

реализация технологических защит и блокировок;

расчеты технико-экономических показателей;

регистрация истории технологического процесса;

регистрация аварийных ситуаций;

автоматическое ведение отчетной документации.

автоматический контроль компонентов ПТК (конфигурация, диагностика, статистика);

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПТК АСУ ТП

Число каналов аналогового ввода

1024

Число каналов дискретного ввода/вывода

3228 / 1766

Основная приведенная погрешность измерений температур (без учета погрешности терморезистивных датчиков), %

0, 15

Основная приведенная погрешность измерений по входам 4-20мА, (без датчиков), %

0, 1

Диапазон рабочих температур шкафов контроллеров, оС

+5, +50

Диапазон рабочих температур аппаратных средств АРМ, оС

+10, +35

Относительная влажность при температуре +25оС для АРМ, не более %

80

Время реакции на событие в контурах автоуправления (канал: датчик - регулятор/логическая функция - сигнал на силовой исполнительный механизм)

Быстрые - 0, 01 с

Медленные - 0, 1 с

Время прохождения команды дистанционного управления от кнопки на экране монитора до исполнит. механизма, не более;

1 с

Время реакции на событие при отображении состояния технологического процесса (канал: датчик - средства отображения/сигнализации на АРМе оператора)

Быстрые - 1 с

Медленные - 2 с

Период квантования при регистрации истории процесса (неаварийные события)

от 1, 0 с

Период квантования при регистрации аварийных ситуаций (предистория и постистория)

от 1, 0 с

СТРУКТУРА И СОСТАВ ПТК АСУ ТП

ПТК АСУ ТП ТЭЦ имеет иерархическую структуру.

Штриховой линией обведено оборудование, поставляемое в комплекте с технологическими установками. Остальное оборудование ПТК поставлено изготовителем и разработчиком ПТК АСУТП (НПО «Системотехника»).

ПТК АСУТП функционально состоит из следующих уровней.

Верхний уровень включает резервированные серверы сбора и архивации данных с АРМом инженера, АРМы операторов, сетевое оборудование, принтер, кресла, столы.

Основной и резервный серверы работая в режиме горячего резервирования выполняют:

- сбор информации о технологическом процессе и о состоянии ПТК от контроллеров и от микропроцессорных защит КРУ 6 кВ,

- создание архивов истории технологического процесса,

- обмен информацией с АРМами операторов

- передачу информации (параметров настройки и команд управления) от АРМов операторов и АРМа инженера на контроллеры и микропроцессорные защиты КРУ 6 кВ,

- отображение информации о технологическом процессе и системе управления на мониторе АРМа инженера подключенном к серверам через KVM-коммутатор.

АРМ инженера, совмещенный с серверами, выполняет все функции АРМов оператора и, кроме того, имеет дополнительно расширенные формы отображения состояния ПТК.

АРМы операторов объединены в Групповой щит управления (ГрЩУ), который обеспечивает функции контроля и управления всем оборудованием технологической части ПГ ТЭЦ:

Газотурбинные агрегаты (ГТА) поставлены в комплекте с системами управления (САУ) и АРМами. Кроме того, информация от данных САУ через полевую шину Ethernet поступает на серверы и далее на главный компьютер АРМа оператора ГТА, резервируя, таким образом, функции контроля и управления. Главный компьютер АРМа оператора ГТА обеспечивает также контроль и управление дожимными компрессорными станциями и котлами утилизаторами.

Программное обеспечение компьютеров верхнего уровня за исключением АРМов операторов газотурбинной части ТЭЦ базируется на SCADA-системе «Сталкер» и функционирует под OS WINDOWS XP. SCADA-система «Сталкер» обеспечивает возможность редакции проекта и баз данных системы и технологического процесса от любого АРМа без останова функционирования системы в реальном масштабе времени.

Информационная шина ГрЩУ реализована по стандарту Ethernet IEEE 802.3ab 1000BASE-T. Предусмотрена возможность обмена данными с внешней относительно ПТК компьютерной сетью .

Контроллеры технологических установок выполняют ввод и преобразование в цифровой вид данных от датчиков, а также управление технологическим процессом в реальном масштабе времени. Каждая технологическая установка имеет свой контроллер, выполненный в виде отдельного шкафа. Шкафы контроллеров ПТК АСУ ТП (НПО «Системотехника») выполнены на единой базе - ПЛК Win-Pac фирмы ICP DAS. По согласованию с заказчиком шкаф может быть укомплектован PLC Simatic S7-300 (Siemens), VersaMax (GE Fanuc), WinCon (ICP DAS), Микроконт-Р2 (НПО Системотехника).

Всего в состав ПТК входит 19 шкафов.

1. Шкаф контроллера парового котла БЭМ25-2, 4/380Г (3 шт.),

2. Шкаф контроллера котла утилизатора КГТ-25/2, 4 (2 шт.),

3. Шкаф контроллера водоподготовительной установки (1 шт.),

4. Шкаф контроллера ГРП и топливного хозяйства (1 шт.),

5. Шкаф контроллера отопления и вентиляции (1 шт.),

6. Шкаф контроллера системы конденсата, дренажей и продувки (1 шт.),

7. Шкаф контроллера систем трубопроводов пара, питательной воды и деаэраторов (1 шт.),

8. Шкаф контроллера электрической части станции (1шт.),

9. САУ турбогенераторной установки (2 шт.),

10. САУ газотурбинного агрегата (2 шт.),

11. САУ дожимной компрессорной станции (ДКС) (3 шт. плюс 1 общий контроллер).

Контроллеры обеспечивают регулирование параметров технологического процесса, реализацию всех нормативных технологических защит и блокировок (за исключением КРУ-6 кВ, в которых используются автономные микропроцессорные защиты), предоставляют возможность дистанционного управления исполнительными механизмами.

Контроллеры поставленные НПО «Системотехника» связаны с электрифицированными приводами арматуры через шкафы управления электроприводами ШУЭ, которые, кроме функций сопряжения контроллеров с электрифицированными приводами, обеспечивают функции ручного управления и приема сигналов о состоянии арматуры.

Все контроллеры объединены в единую информационную сеть на базе интерфейса Ethernet IEEE 802.3 10BASE-T (протокол ModBus/TCP) обеспечивающую обмен данными с серверами.

Для защиты основного оборудования электрической части станции применяется цифровая микропроцессорная система защиты на базе устройств Sepam, размещённых в шкафах КРУ-6 кВ. Информация от устройств Sepam по каналу RS-485 поступает в компьютеры серверов.

Объем оснащения внутристанционными электрическими защитами, автоматикой и измерениями для электрооборудования ТЭЦ соответствует действующим Нормам Технологического Проектирования, Правилам Устройства Электроустановок с учетом синхронной работы ТЭЦ с внешней электрической сетью ОАО ’’Ивэнерго".

АСУ ТП Районной котельной №2, г. Кокшетау
Наличие в средствах вычислительной техники АСУ ТП функций диагностирования, дублирования и резервирования, реконфигурации и возможность горячей замены модулей без снятия напряжений позволяет повысить надежность работы средств автоматизации и сократить время на текущий ремонт при отказах