Пояснительная записка (1218895), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

Метрологические характеристики ряда измерительных каналов не соответствуют требуемым нормам, а это ведет к погрешностям в расчетах технико-экономических показателей, в оценке состояния технологического оборудования. Расчеты все производятся по диаграммным лентам, которые потом складируются и хранятся в течении длительного времени.

1.3 Дистанционное управление

Система управления, как правило, выполнена на традиционных ключах и кнопках управления. Избирательного управления нет. Датчики положения органов управления или не имеют токового выхода, или постоянно выходят из строя. Концевые выключатели и все управление выполнено на 220В.

Система управления морально устарела, но работает достаточно надежно и не требует немедленной замены. При этом надо отметить, что сохранение старой подсистемы ДУ при переходе на новые СКУ крайне не желательна, то есть при реконструкции системы контроля и управления СКУ старые кнопочные пульты управления необходимо демонтировать.

1.4 Технологические защиты

Технологические защиты, автоматический ввод резерва (АВР) и блокировки. Подсистема имеет в своем составе свои датчики и свои вторичные приборы. Все контактные датчики рассчитаны на напряжение 220Вольт. Подсистема выполнена на релейной техники и при соблюдении регламента обслуживания может работать и в будущем достаточно надежно. Вместе с тем, следует отметить, что релейная техника не позволяет решать такие задачи, как регистрация аварийных ситуаций, которая позволяет значительно повысить достоверность и представительность анализа аварий. Сократить время анализа действия защит и автоматизированную проверку защит и тем самым, сократить время простоя оборудования. Особенно это важно будет тогда, когда с износом оборудования, включая технологическое, возрастет число аварийных ситуаций.

Рисунок 5 – Технологических защит блока 200 Мегаватт

Технологическая сигнализация имеет только две составляющие, предупредительную и аварийную. В современной микропроцессорной СКУ сигнализация не имеет ограничений и может заранее предупреждать машиниста о появлении, каких либо технологических ограничений или о наметившихся отклонениях режима, что упреждает развитие аварийных ситуаций.

Рисунок 6 – Оборудование технологической сигнализации

1.5 Автоматическая система регулирования (АСР)

Подсистема автоматизированной системы регулирования, как правило, выполнена на аппаратуре с жесткой логикой, не имеющей какого либо «интеллекта». Она морально устарела и не может в принципе удовлетворять возросшие требования к системам регулирования. Для расширения диапазона регулирования энергетического оборудования, для решения новых задач автоматического управления с точки зрения оптимизации процесса сжигания, снижения вредных выбросов или расширения диапазона работы самих автоматизированных систем регулирования АСР при появлении технологических ограничений, требуется изменение структурных схем, усложнения алгоритма их работы [3].

Рисунок 7 – Регулирующее оборудование

В традиционной СКУ это не возможно сделать по двум причинам. С одной стороны, функциональные возможности самой аппаратуры сильно ограничены. С другой стороны, усложнение алгоритмов управления ведет к увеличению, как количества модулей самой аппаратуры, так и проводных связей. Все это резко снижает надежность таких схем и увеличивает проблемы при последующей эксплуатации. Кроме того, сама аппаратура требует постоянного обслуживания и ремонта. При дальнейшей эксплуатации затраты на ее ЗИП и обслуживание только возрастут, так как подобная аппаратура, как правило, уже снята с производства.

Электростанция, постепенно меняет аппаратуру выполненных на современных микроконтроллерах. Однако такая локальная замена ведет к тому, что при последующей модернизации всей СКУ на цифровой аппаратуре, технические средства локальной автоматики оказываются не нужными по причине того, что, как правило, не совместимы с аппаратной частью новых микропроцессорных СКУ.

Регуляторы и оборудование одноконтурное однопрофильное настроенное на поддержания заданных параметров только в своей системе определенного участка и их не возможно связать друг с другом [4].

Если соединять регуляторы получается каскадная схема с множеством приборов со многими связями, эти схемы регуляторов занимают много места, но и требуют сложнейшей обвязки проводными соединениями которые крайне не надежны и после монтирования регуляторов на аналоговых схемах и преобразователях их приходится долго настраивать, так как информации о состоянии объекта настройки нет.

Еще один минус это большое потребление приборов на собственные нужды электроэнергии с большим выделением тепла что сказывается большими затратами на собственные нужды, тогда как приборы на микроконтроллерной технике потребляют электроэнергии в десятки раз меньше и просты в настройке.

2 ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УПРАЛЕНИЯ

Самыми слабыми местами в СКУ, безусловно, являются контрольно измерительные приборы (КИП) и система автоматического регулирования. Исходя из этого, многие энергокомпании разрабатывают техническую стратегию замены вторичных приборов на информационно вычислительную систему (ИВС) и аппаратуру регулирования на микроконтроллеры, которые также объединяют с ИВС.

Рисунок 8 – Пульт оператора

Однако в этом случае надо иметь ввиду следующее:

– мониторы операторских станций управления вместо вторичных приборов придется все равно ставить на пульт управления перед машинистами котлов и турбин. А поскольку, как правило, на пульте нет для этого достаточного места, придется часть ключей управления убирать и переносить их в программно технический комплекс (ПТК) ИВС. Другими словами, все равно требуется перекомпоновка пульта управления;

– при создании ИВС стараются контроль положения исполнительных органов также вывести на экраны мониторов. Но в этом случае по объему входной информации полномасштабная автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) отличается от информационно вычислительной системы ИВС только отсутствием команд управления, что составляет примерно 20-25% от стоимости АСУ ТП;

– при переходе в дальнейшем от ИВС к автоматизированной системе управления технологическими процессами потребуется перекомпоновка шкафов контроллеров в программно технический комплекс, так как принципы построения АСУ ТП и ИВС - разные. Для автоматизированной системы управления технологическими процессами структура ПТК строится по технологическим узлам, пылесистема, питательный тракт, пароперегреватель, а для ИВС по функциональным подсистемам, измерения и регуляторы. Перекомпоновка шкафов потребует дополнительных затрат примерно 10% от стоимости АСУ ТП, поскольку часть вторичных приборов использовалось в защитах потребуется дополнительное размножение аналоговых сигналов, а для каналов измерения температур дополнительно установка нормирующих преобразователей [5].

Половинчатое решение создания информационно вычислительных систем при незначительном снижении затрат по сравнению с автоматизированной системой управления технологическими процессами в конечном итоге не достигает основной цели модернизации системы контроля и управления повышения надежности и экономичности работы оборудования и снижения затрат на эксплуатацию.

Новое технологическое оборудование проектируется в данный момент устанавливаться на энергоблок № 5 200 Мегаватт.

Рисунок 9 – Турбина энергоблока №5

2.1 Модернизация устаревших систем контроля и управления

Проводится по принципу полномасштабной автоматизированной системы управления технологическими процессами, а высвобождающееся старые средства автоматизации используются в качестве ЗИП для существующих систем контроля и управления. Безусловно, такой подход к СКУ является самым радикальным решением всех проблем.

Это позволяет:

– повысить коэффициент готовности технологического оборудования за счет оперативных и диагностических задач;

– повысить надежность от аварийных ситуаций за счет введения нового оборудования;

– повысить эффективность работы оборудования за счет более оптимального ведения режима, в том числе и за счет более современных автоматизированным системам управления;

– повысить надежность работы оборудования, например, за счет автоматизированного контроля пуска и останова.

В процессе работы АСУ ТП можно будет выполнять автоматизированный расчет технико-экономических показателей, расчет ресурса оборудования и металла. При этом варианте модернизации оперативный контур меняется полностью:

– исключаются вторичные приборы и ключи управления;

– вместо пульта устанавливается специальный стол с мониторами, через которые осуществляется весь контроль за работой оборудования и все управление;

– исключаются табло технологической сигнализации;

– все защиты и регуляторы выполняются на тех же контроллерах, что и информационная часть;

– из вторичных приборов и ключей управления остаются только самые ответственные (не более 5%), необходимые только для аварийного останова энергооборудования. Связь оперативного персонала с технологическим процессом обеспечивается с помощью мониторов операторских станций и манипуляторов типа "мышь", установленных на пульте управления. Также предусматриваются кнопки аварийного отключения, воздействующие на исполнительные органы помимо операторских станций. Объем таких кнопок, расположенных на пульте минимален. Щиты управления в этом случаи становятся компактными и при реконструкции, можно сказать, мобильными [6].

2.2 Мониторинг

Мониторы позволяют оператору непосредственно с экрана управлять работой механизмов собственных нужд, регуляторами, функционально-групповым управлением, запорной арматурой, используя для этого изображение объектов на экране видеокадры мнемосхем.

Рисунок 10 – Пример изображения интерфейса машиниста

Фрагменты мнемосхем подробно изображают логически завершённый участок технологического процесса в виде мнемосхемы, на которой показаны текущие значения параметров, при этом значения параметров меняются по цвету в зависимости от их состояния, кроме того, отражено положение регулирующей и запорной арматуры, состояние двигателей механизмов, состояние автоматических устройств, заданные значения регулируемых параметров. С целью сокращения кабельных трасс при проработке проектных решений, отдельные контроллеры ставятся по месту у оборудования. Естественно, что контроллеры в этом случае должны быть установлены в шкафах с защитой. Технологические защиты для повышения надежности выполняются, как правило, дублирующими, рассредоточенными по разным интеллектуальным модулям (микроконтроллерам). Из состава функционально группового управления (ФГУ) в АСУ ТП предлагается, как минимум, включать следующее:

­– включение, отключение тягодутьевых машин;

­– предварительная вентиляция топки;

– автоматический розжиг горелок;

– пуск/останов пылесистем;

­– координатор пуска котла/турбины;

­– автоматизация подключения подогревателей высокого давления;

­– подключение деаэратора;

­– автоматизация валоповорота.

Объем ФГУ определяется, как правило, не возможностями ПТК, а готовностью технологического оборудования к автоматизации. Так, например, глупо рассчитывать на полную автоматизацию конденсатного тракта турбины, если здесь используется 50% ручной арматуры.

В объем автоматического регулирования в СКУ включаются все АСР, необходимые для решения выше поставленных задач. При этом проводится разработка всех алгоритмов автоматического управления с учетом возможностей аппаратуры и современных решений в области автоматизации теплоэнергетических процессов.

В перечень информационных и расчетных задач предлагается включить как минимум, следующее:

1) сбор и первичная обработка информации;

Характеристики

Список файлов ВКР