Приложение к приказу - Техническая политика дивизиона Россия (1039493), страница 20

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 20)

В архиве должны накапливаться все типы событий, описанные выше. Объем архива должен быть достаточным для хранения всех событий. Технические возможности Архивной станции должны позволять сохранять данные оперативного (текущего) архива не менее 3 месяцев, для долговременного не менее 3 лет. Программное обеспечение Архивной станции для долговременного архива должно обеспечивать сжатие архивной информации для оптимизации дискового пространства.

Старые события оперативного архива должны вытесняться вновь появившимися, при этом вся информация текущих событий заносится в долговременный архив. Устаревшие данные должны удаляться специальными, в том числе автоматическими процедурами.

Вся информация должна иметь метку времени и переноситься в долговременный архив с заданной периодичностью, где она должна храниться в течение времени определенного техническим заданием и согласованного с Заказчиком.

Программное обеспечение Архивной станции должно обеспечивать наиболее быструю доставку оперативному персоналу информации об опасных и аварийных событиях на оборудовании и в системе, однозначную трактовку этой информации персоналом, сохранение информации о событиях и реакции на эти события персонала архиве.

Информация из архива должна представляться в виде таблиц, графиков, протоколов и других форм на экранах рабочих операторских станций, выводиться на печатающие устройства.

Информация из текущего архива должна быть доступна для просмотра в оперативном режиме (при работающем основном оборудовании) и для использования в расчетных задачах.

Ретроспективное отображение информации в виде таблиц, графиков (трендов), гистограмм должно обеспечиваться программными средствами, аналогичными тем, которые реализуют функцию оперативного отображения информации.

Графики должны строиться с привязкой к текущему времени системы. Должна быть реализована возможность изменения масштаба вывода параметров по оси времени и по амплитуде.

Должна быть предусмотрена возможность считывания значений параметров привязанных к времени в любой точке графика в цифровом виде в физических единицах (с помощью “линейки”).

Должна быть реализована функция свободного назначения пользователем наборов параметров для вывода их на график. Должна быть обеспечена возможность выбора не менее 10 наборов параметров для отображения их на одном графике (свободно конфигурируемый тренд). Выбор переменных должен производиться из предлагаемого пользователю списка, содержащего идентификаторы и наименования всех аналоговых и дискретных, вычисляемых параметров. Для быстрого выбора требуемого параметра в функции выбора должен быть реализован фильтр по идентификатору параметра, работающий или динамически в процессе набора пользователем требуемого идентификатора, или по маскам. В процессе выбора параметров пользователь должен иметь возможность присвоения каждому из них цвета и типа линии отображения. Каждому набору пользователем должно присваиваться уникальное имя, которое в дальнейшем будет служить для идентификации набора в перечне видеограмм этой категории.

Должна быть возможность сохранения выбранных технологических параметров (характеристик работы оборудования) в табличном виде в стандартных структурированных файлах (xls, csv, dbf или иные) и в графическом виде.

В процессе функционирования ПТК в фоновом режиме должен производиться самоконтроль нормальной работы компонентов: контроллеров, модулей ввода/вывода ПТК, АРМ, оборудования ЛВС. При обнаружении отказа сообщение об этом должно выдаваться на АРМ оператора и сохраняться в системном архиве.

Все события сигнализации (появление события, квитирование его оператором, исчезновение события) должны регистрироваться в архиве системы с метками времени их возникновения.

Часть входных дискретных и аналоговых сигналов должна быть введена в ПТК с повышенными требованиями к быстродействию опроса. В основном, это сигналы, участвующие в работе технологических защит и характеризующие текущее состояние оборудования. Значения этих сигналов должны опрашиваться с повышенной частотой, с целью их регистрации в системном архиве при развитии аварийных ситуаций на оборудовании. Точность при записи данных в архив (фиксации) должна быть достаточна для их последующего использования в расчетах; величина квантования по уровню, определяющая условия записи должна быть достаточна для воспроизводства характера процесса. Объем и состав таких быстродействующих параметров уточняются и согласовываются с Заказчиком при рабочем проектировании АСУТП.

Должна быть возможность сохранять архивные данные на внешнем носителе для переноса долговременного хранения (CD/DVD/Blu-ray, внешние HDD).

3.22.5.2.8. Протоколирование информации.

Протоколирование информации должно производиться в виде печати протоколов, отчетов. Должен быть предусмотрен вывод протоколов по вызову и автоматический вывод по событию, в том числе и периодический вывод протоколов:

- из библиотеки (сменной и суточной ведомостей, ведомостей пуска и останова, наработки ресурса (при наличии) и т.д.);

- по форме, составленной оператором.

Оператор должен иметь возможность составлять протоколы размером не менее 10 строк для протоколирования, как минимум, следующих списков:

- недостоверных значений параметров и/или выведенных из работы параметров;

- параметров, отклонившихся за установленные значения срабатывания.

Форматы протоколов и отчетов с периодическим запуском и временные интервалы периодической печати должны разрабатываться на стадии разработке алгоритмов АСУТП и согласовываться эксплуатирующей организацией.

3.22.5.2.9. Автоматическое регулирование.

Автоматическое регулирование должно непрерывно обеспечивать поддержание заданных значений параметров технологического процесса и нагрузки энергоустановки.

В каждом контуре регулирования должны предусматриваться:

• контроль регулируемого параметра, задания и положения регулирующего органа (параметра);

• возможность изменения сигнала задания, ручного управления выходным сигналом регулятора, а также автоматического изменения параметров настройки регуляторов;

• контроль и изменение режима управления (автоматическое, дистанционное);

• сигнализация достижения регулирующим органом (параметром) крайних положений;

• сигнализация отключения электропитания элементов ПТК, исполнительных механизмов и цепей управления;

• возможность взаимодействия с технологическими защитами и подсистемами логического управления, в том числе блокировками, обеспечивающими: отключение автоматических воздействий на регулирующий параметр как в сторону «больше», так и в сторону «меньше», принудительное перемещение регулирующего органа до заданного значения или до крайнего положения.

При отказах должно быть предусмотрено автоматическое отключение контура регулятора и формирование сигнала предупредительной сигнализации, который должен регистрироваться. Данный сигнал должен иметь возможность квитирования оператором.

При реализации функции автоматического регулирования должны обеспечиваться:

• самобалансирование и безударное включение в работу по командам оператора или логических устройств;

• самодиагностика с автоматическим отключением и сигнализацией при неисправности;

• индикация включенного и отключенного состояний.

Общие требования, предъявляемые к ПГУ для участия в НПРЧ и (или) АВРЧМ:

При участии в НПРЧ и (или) АВРЧМ текущая мощность ПГУ (энергоблоков) должна поддерживаться САУМ равной суммарному заданию с точностью не хуже 1% установленной мощности ПГУ.

Измерение частоты вращения каждой турбины должно осуществляться с точностью не хуже 0,01 Гц.

Нечувствительность первичных регуляторов по частоте должна быть не более 0,01 Гц.

Зона нечувствительности первичного регулирования по частоте должна быть не более 0,02 Гц.

Величина «мертвой полосы» первичного регулирования участвующей в НПРЧ ПГУ (энергоблоков) должна быть не более (50 ± 0,02) Гц с возможностью ее расширения до величины не менее (50 ± 0,075) Гц с дискретностью 0,005 Гц.

Должна быть обеспечена возможность оперативного изменения величины «мертвой полосы» первичного регулирования ПГУ(энергоблоков) без потери функции первичного регулирования.

Должен быть обеспечен статизм первичного регулирования ПГУ (энергоблоков) в пределах 4–6% с возможностью его изменения с шагом не более 0,5 %.

Мощность ПГУ(энергоблоков) , используемая в САУМ ПГУ, должна измеряться с точностью не хуже 1% Pном.

Переходный процесс при первичном регулировании должен иметь апериодический характер без перерегулирования (не более 1% Pном). При этом время выдачи требуемой первичной мощности при текущем отклонении частоты не должно ограничиваться.

Каждая турбина в составе ПГУ (энергоблоков)должна иметь постоянно функционирующий РЧВ, обеспечивающий регулирование частоты вращения турбины во всех режимах работы. При этом технологической автоматикой ГТУ ПТУ и(энергоблоков) в пределах регулировочного диапазона должно быть обеспечено поддержание требуемого РЧВ значения первичной мощности.

Регулирование суммарной мощности ПГУ и мощности входящих в ее состав ГТУ и ПТУ, (энергоблоков) должно осуществляться с коррекцией заданной мощности по частоте вращения турбин, обеспечивающей корректное взаимодействие с РЧВ во всем диапазоне нормальных и аварийных режимов ГТУ, ПТУ, ПГУ, (энергоблоков) и энергосистемы.

В РЧВ и в ЧК регуляторов мощности (энергоблоков), ГТУ и ПТУ, входящих в состав ПГУ, в качестве сигналов по частоте должны использоваться измерения частоты вращения соответствующих турбин.

В ЧК блочного регулятора мощности(энергоблоков), ПГУ в качестве сигналов по частоте должны использоваться измерения частоты вращения одной или нескольких турбин.

Для ПГУ: Требования по участию ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ должны выполняться во всем регулировочном диапазоне ПГУ, определяемом составом включенного оборудования и влияющими параметрами окружающей среды (температуры окружающего воздуха, атмосферного давления, влажности). При этом в САУМ ПГУ должна быть обеспечена автоматическая коррекция границ регулировочного диапазона ПГУ при изменениях состава включенного оборудования и параметров окружающей среды.

Требования, предъявляемые к ПГУ (энергоблоков) для участия в АВРЧМ:

Участие ПГУ (энергоблоков) в АВРЧМ должно осуществляться путем изменения мощности в соответствии с заданием вторичной мощности, поступающим от УВК ЦКС АРЧМ ЕЭС или УВК ЦС АРЧМ (далее – УВК ЦКС/ЦС АРЧМ).

Совокупность основного и вспомогательного оборудования ПГУ, режимы его работы, технологическая автоматика должны обеспечивать:

• изменение мощности ПГУ по заданиям УВК ЦКС/ЦС АРЧМ со скоростью до 3 % PПГУном/мин;

• изменение мощности энергоблока по заданиям УВК ЦКС/ЦС АРЧМ со скоростью до 1 % Pном/мин;

• отработку заданий УВК ЦКС/ЦС АРЧМ, требующих выдачи вторичной мощности величиной до ±5 % PПГУном , в пределах регулировочного диапазона.

Количество циклов изменений вторичной мощности ПГУ (энергоблоков) не должно быть ограничено.

При участии ПГУ (энергоблоков) в АВРЧМ должна сохраняться функция его участия в первичном регулировании.

Для участия ПГУ (энергоблоков) в АВРЧМ в САУМ должна быть предусмотрена возможность установки ограничений величины вторичного задания от УВК ЦКС/ЦС АРЧМ и скорости его изменения.

Для обеспечения возможности подключения ПГУ (энергоблоков) к управлению от УВК ЦКС/ЦС АРЧМ должны быть предусмотрены:

• возможность создания ЗВМ в САУМ ПГУ(энергоблоков) для приема и обработки заданий от УВК ЦКС/ЦС АРЧМ;

• возможность подключения станционного терминала АРЧМ к ЗВМ и УВК ЦКС/ЦС АРЧМ для обеспечения их взаимодействия.

Мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ и НПРЧ:

Для целей мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ и НПРЧ на электростанциях должно быть обеспечено:

• измерение частоты вращения турбины с точностью не хуже 0,05 Гц для ОПРЧ и не хуже 0,01 Гц для НПРЧ;

• измерение активной мощности генерирующего оборудования датчиками активной мощности с классом точности 0,5S, подключаемыми к измерительным цепям трансформаторов тока с классом точности 0,5 при соблюдении следующих условий:

• датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с интервалом усреднения 1 с;

• измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;

• измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1% от полного диапазона измерения датчика.

Требования к организации мониторинга участия ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ:

Для осуществления мониторинга участия ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ и оценки технологических параметров ПГУ, характеризующих техническое состояние основного оборудования ПГУ при ее участии в НПРЧ и (или) АВРЧМ, электростанции должны иметь устройства системы мониторинга, посредством которых должна обеспечиваться непрерывная регистрация параметров ПГУ:

• Мощность газовых турбин (кроме одновальных ПГУ);

• Мощность паровой турбины (кроме одновальных ПГУ);

• Мощность ПГУ;

• Частота электрического тока в сети;

• Частота вращения роторов газовых турбин;

• Частота вращения ротора паровой турбины;

• Плановое задание по мощности ПГУ;

• Задания по мощности ГТУ;

• Заданные расширения «мертвой полосы» первичного регулирования для РЧВ турбин, ЧК регуляторов мощности ГТУ, ПТУ, ПГУ;

• Уставки статизма первичного регулирования РЧВ турбин, ЧК регуляторов мощности ГТУ, ПТУ, ПГУ;

• Задание первичной мощности ПГУ (частотная коррекция);

• Задание вторичной мощности ПГУ (только для ПГУ, участвующих в АВРЧМ);

• Уставка максимальной скорости изменения задания вторичной мощности (только для ПГУ, участвующих в АВРЧМ);

• Уставки максимальной и минимальной величин задания вторичной мощности (только для ПГУ, участвующих в АВРЧМ);

• Суммарное задание по мощности ПГУ;

• Сигналы наличия (отсутствия) ограничений на изменение мощности;

• Температура газов за газовыми турбинами;

• Расход топлива в газовые турбины;

• Положение ВНА газовых турбин;

• Положение регулирующих топливных клапанов газовых турбин;

• Давление воздуха за компрессорами газовых турбин;

• Температура окружающей среды (наружного воздуха);

• Давление пара ВД перед паровой турбиной;

• Температура пара ВД перед паровой турбиной;

• Положения регулирующих клапанов ВД паровой турбины;

• Содержание кислорода (О2) в уходящих газах котлов-утилизаторов;

• Содержание оксидов азота (NOx) в уходящих газах котлов-утилизаторов;

• Состояние генераторных и / или линейных выключателей;

• Уровни в барабанах котлов-утилизаторов ВД, СД и НД.

Регистрация параметров ПГУ должна производиться с меткой времени с шагом не более 1 с. Время регистрации должно быть синхронизировано с астрономическим временем с точностью не хуже 1 с.

Характеристики

Список файлов учебной работы