Б) Функціональна структура АСУ

У керуванні технологічним процесом можна виділити три фази:

– одержання й первинна обробка інформації;

– аналіз отриманої інформації й прийняття рішень;

– реалізація керуючих впливів.

Для сучасних АСУ ТП енергоблоків характерне стремління автоматизувати всі три фази керування й звести до мінімуму участь оператора-технолога в управлінні процесом, поклавши на нього завдання контролю за процесом і роботою автоматизованої системи й підміни автоматики у випадку її відмови. Для успішного контролю за ходом процесу й ефективного виконання функцій резервування оперативному персоналу необхідна різноманітна інформація. Це завдання в АСУ ТП енергоблоку вирішуються за допомогою УВК.

Функціональна структура АСУ ТП сучасного потужного енергоблоку теплової електростанції (ТЕС) наведена на рис. 4.2. Всі функції, реалізовані в АСУ ТП, можна розділити на інформаційні й керуючі. У свою чергу, інформаційні функції АСУ ТП можна додатково розділити на:

– функції, які являють собою найпростіші перетворення сигналів і реалізуються на індивідуальних приладових засобах контролю, реєстрації й сигналізації:

– інформаційно-обчислювальні функції, що охоплюють централізовану первинну обробку інформації з відносно простих алгоритмів (що мають масовий і регулярний характер) і наступну її обробку по складних, розгалужених алгоритмах: інформаційно-обчислювальні функції покладають на УВК.

Висновок інформації здійснюється на централізованих засобах відображення; частина отриманої в АСУ ТП енергоблоку інформації передається в АСУ електростанцією для обробки і прийняття рішень.

Керуючі функції виконуються переважно індивідуальними пристроями автоматичного регулювання, функціонально-групового керування й технологічних захистів або оперативним персоналом вручну, за допомогою засобів дистанційного керування (виборчого або індивідуального). Ряд систем УВК працюють у режимі поради операторові, здійснюючи при цьому аналіз отриманої інформації й прийняття попередніх рішень (формування порад персоналу). Іноді на УВК покладають функції реалізацій керуючого впливу в супервізорному режимі або в режимі НЦУ.

Вищеперераховані три фази характерні при реалізації функцій керування за допомогою якіндивідуальних, так і централізованих пристроїв. Однак на рис. 4.2 такий поділ показаний тільки для функцій, реалізованих за допомогою УВК, оскільки при цьому розкриваються зв'язки міжокремими функціями і їхнє місце в загальному процесі керування. В індивідуальних пристроях ФГУ, автоматичного регулювання й технологічних захистів елементи, що реалізовують три фази керування, зазвичай конструктивно об'єднані і розподіл їх на три частини в загальнофункціональній схемі АСУ ТП енергоблоку не дає додаткової інформації.

Розглянемо більш докладно функції, реалізовані в АСУ ТП енергоблоків.

Індивідуальний контроль найбільш відповідальних, найважливіших технологічних параметрів виконується за допомогою постійно включених аналогових приладів; для подання операторові передісторії й тенденції зміни параметрів в якості постійних приладів часто використовуютьсяіндивідуальні графічні регістори (реєстратори) (3—5% загальної кількості технологічних перемінних).

Контроль по виклику на централізовані аналогові прилади призначений для забезпечення підвищеної надійності вимірювання обмеженої групи (до 20% загальної кількості) технологічних параметрів. Цей видконтролю охоплює в основному оперативні технологічні параметри (тобто ті, відхилення яких від нормальних значень сигналізуються), а також параметри, що характеризують керуючі взаємодії (наприклад,

розходи палива, води, тощо).

Керуючий обчислювальний комплекс здійснює централізований збір і первинну обробку інформації, необхідної для реалізації всіх покладених на нього функцій. На цій стадії здійснюються циклічне опитування всіх вхідних каналів інформації, перетворення аналогових сигналів у цифровий двійковий код і запис цих кодів у масив ОЗУ, загальний для всіх функцій. Для цифрового контролю по виклику здійснюються перетворення двійкового коду в десятковий і масштабування вхідних сигналів. На цій же стадії виконується апаратний контроль справності вхідних ланцюгів УВК.

До найпростіших, але важливих видів контролю, реалізованих в АСУ ТП енергоблоку, також відносяться:

– контроль станів допоміжного устаткування (положень засувок, шиберів, агрегатів і привідних електродвигунів, режимів роботи регуляторів, функціональних груп і т.п.), що здійснюється на елементах мнемосхеми, розташованої в оперативному контурі центрального пункту керування енергоблоком;

– попереджуючий контроль технологічних параметрів, що вийшли за межі установлених значень, який здійснюється підсвічуванням клавіш полів предметного та предметно-групового виклику миготливим світлом з одночасною подачею звукового сигналу;

– контроль по виклику на цифрові прилади, що забезпечує операторові подання цифрового значення будь-якого параметра, підключеного до входу УВК;

– цифрова реєстрація по виклику, що забезпечує можливість друку на цифродрукарських пристроях одночасно будь-яких 20 вхідних параметрів;

– графічна реєстрація по виклику на паперовій стрічці будь-якого вхідного параметра.

Найбільш перспективним видом контролю, використовуваним в АСУ ТП енергоблоку, є узагальнений контроль на кольорових електронно-променевих індикаторах- дисплеях. Основною формою подання інформації для функції узагальненого контролю є виклик на екран ЕЛІ фрагментів мнемосхеми (див. гл. 3). Як допоміжні форми використовуються графіки, таблиці, картограми й гістограми.

мнемосхемі можуть висвітлюватися поточні значення вимірюваних і обчислюваних параметрів, вказуватись ступені відкриття регулюючих органів, стан механізмів і арматури, види управління і т. д. Розрізняють етапні мнемосхеми і фрагменти ділянок. На етапних мнемосхемах укрупнено показується стан об'єкта в цілому, зв'язки між окремими агрегатами та елементами, а також вказуються ділянки, де сталися ті чи інші технологічні порушення. На фрагментах мнемосхем збирається докладна інформація, що відноситься до конкретного вузлу обладнання або теплової схеми, вказуються (і сигналізуються при небезпечних відхиленнях) значення технологічних параметрів. Таким чином, за допомогою ЕЛІ забезпечується двоступінчастий (ієрархічний) принцип виведення інформації оператору з переходом від загального до приватного. У деяких випадках при використанні систем множинного контролю з'являється третя, групова або «роз'яснююча» ступінь представлення інформації. Так, наприклад, при перегріві одного з підшипників живильного насоса на етапній мнемосхемі виникає сигнал несправності вузла живильних насосів (ЖН), на фрагменті живильних насосів з'явиться груповий сигнал про перегрів підшипників, а по таблиці підшипників ЖН можна буде встановити номер підшипника і його поточну температуру.

Ряд більш складних функцій реалізується безпосередньо УВК.

Функція реєстрації аварійних ситуацій призначається для представлення персоналу даних про передаварійний режим роботи енергоблоку, про причини виникнення і хід розвитку аварії, про дії персоналу та автоматичних пристроїв в аварійній ситуації. Для цієї мети режим фіксується постійно в ході нормальної експлуатації блоку. Збір та оновлення накопичених даних здійснюються періодично, в результаті чого в пам'яті УВК зберігається інформація про події та значення параметрів за 10-хвилинний інтервал часу, що передує моменту останнього запиту. При кожному черговому запиті робиться стирання застарілою і запис нової інформації. При цьому використовуються алгоритми стиснення, які мінімізують обсяг накопичуваної інформації. Фіксація аварійного режиму починається відразу після виникнення сигналу, класифікованого УВК як ознака аварії. Функція реєстрації аварійних ситуацій забезпечує фіксацію послідовності і часу спрацьовування технологічних захистів, положень найважливіших регулюючих органів, значень технологічних параметрів, положень і моментів перемикань всіх контрольованих двохпозиційних органів. Обробка і виведення інформації на бланки пристроїв реєстрації здійснюються після закінчення фіксації аварійного режиму в вигляді, зручному для подальшого аналізу.

Функція аналізу дії захистів розрахована на оперативний персонал і покликана полегшити цьому персоналу орієнтацію в аварійних ситуаціях. Вона полягає у формуванні та автоматичному виведенні на екран дисплея інформації про перший спрацювавший захист і про всі відхилення від заданого алгоритму виконання операцій після зупинки або розвантаженні енергоблока, які виробляються на устаткуванні після спрацьовування захисту.

Функція автоматичного розрахунку техніко-економічних показників (ТЕП) і технічних показників (ТП) призначена для подання персоналу електростанції поточної та звітної інформації про стан устаткування і якість його експлуатації на окремих ділянках технологічного процесу. До складу обчислюваних ТЕП входять показники ділянок котлоагрегату, турбоагрегату, теплових і електричних власних потреб, конденсаційної установки, енергоблоку в цілому та ін.. Крім обчислень, УВК проводить аналіз паливовикористання за окремими складовими і блоку в цілому, а також аналіз стану елементів основного обладнання. Всі розрахунки ТЕП проводяться одночасно з ходом технологічного процесу на основі даних, одержуваних за різні інтервали часу безпосередньо від об'єкта, або результатів обробки інформації, що накопичується в УВК. Для безпосереднього використання ТЕП в ході управління процесом передбачається спеціальний мінімально можливий інтервал розрахунку показників (оперативні ТЕП). Для аналізу якості роботи оперативного персоналу передбачений змінний (8-годинний) інтервал розрахунку ТЕП, а для фіксації якості роботи всього енергоблоку та складання місячного технічного звіту - місячний інтервал.

На рис. 4.3 показана блок-схема типового алгоритму обробки інформації на прикладі розрахунку техніко-економічних показників. Вихідна інформація від аналогових і дискретних датчиків автоматично вводиться в УВК з інтервалом 4-10с. При цьому здійснюються оцифровка вхідних аналогових сигналів, накопичення та усереднення вихідних даних для первинного інтервалу обробки. Якщо безперервне автоматичне вимірювання параметрів технічно не може бути виконано, то в якості вихідних даних можуть використовуватися також змінні константи, до яких відносяться, наприклад, склад і характеристики палива, вміст горючих у шлаку і заборі і т. п. При кожному циклі опитування датчиків, крім того, аналізується технологічна ситуація на енергоблоці (режим роботи, кількість спалюваного палива, склад допоміжного обладнання, включені трубопроводи і т. п.). Розпізнавання ситуації проводиться за дискретним сигналами (ознаками), що характеризує стан відповідних елементів основного обладнання. В залежності від технологічної ситуації змінюється склад вихідної інформації, що бере участь у розрахунку ТЕП, коригуються формули і набір обчислюваних параметрів.

Після накопичення вихідної інформації на інтервалі передбачається її додаткова обробка, яка включає в себе:

· визначення абсолютного тиску середовища по виміряним надлишкового та барометричного тиску;

· обчислення термодинамічних функцій стану води та водяної пари (питомого об'єму, ентальпії, ентропії);

· визначення дійсної витрати середовища по його виміряним значенням (введення поправок на зміну питомої обсягу);

· обчислення витрати середовища по виміряному перепаду тисків на витратомірному звужуючому пристрої;

· визначення середньоарифметичної і сумарних значень параметрів середовища по потоку і лініях;

· обчислення деяких допоміжних параметрів (показників) та коефіцієнтів.

Поряд з цією обробкою інформації на інтервалі проводиться контроль її достовірності з заміною недостовірних даних. Контроль здійснюється для найважливіших вхідних каналів вимірювання по усередненим (за) значенням параметрів і виконується шляхом їх порівняння з сигналами дублюючих датчиків, з подібними параметрами, отриманими на основі непрямих обчислень і з використанням апріорної інформації, а також сигналами інших датчиків.

На оперативному інтервалі, який може приймати одне з трьох значень:, обчислюються, аналізуються і реєструються оперативні ТЕП. При цьому за допомогою УВК здійснюється контроль достовірності розрахунку наступних узагальнених показників: ККД котлоагрегату (нетто), питомої витрати тепла (нетто) на турбоустановку і умовного палива на відпущену електроенергію. При цьому фактичні значення зазначених показників порівнюються з допустимими значеннями. При недостовірності будь-якого з трьох аналізованих показників всі результати і вихідні дані розглянутого інтервалу класифікуються як недостовірні і не використовуються для накопичення в наступних інтервалах. Таким чином, контроль достовірності показників використовується для захисту від попадання явно недостовірної інформації в масиви, накопичені за змінний, добовий і місячний інтервали. На цих інтервалах (рис. 4.3) реалізуються алгоритми розрахунку ТЕП, аналогічні використовуваним на оперативному інтервалі.

Власне обчислення ТЕП провадиться у такому порядку: фактичні ТЕП, нормативні показники і перевитрати палива, показники техніко-економічного аналізу роботи та стану котельні та турбінної установок.

Результати розрахунку показників і дані техніко-економічного аналізу роботи та стану обладнання реєструються на бланках алфавітно-цифрових друкувальних пристроїв і виводяться за запитом на екран ЕЛІ. Розроблено спеціальні типові форми, які мають ідентичний вигляд як для реєстрації показників на друкувальних пристроях, так і для виведе-

Рис.4.3. Блок-схема алгоритму розрахунку ТЕП

ння на ЕЛІ. Ідентичність цих форм дотримується і при виведенні показників, що відповідають різним тимчасовим інтервалам.

Визначення енергетичних характеристик енергоблоку проводиться для підготовки нормативних витратних характеристик, використовуваних АСУ ТЕС для вибору складу обладнання розподілу навантажень, палива і т. п., для побудови оптимальних карт і оцінки ефективності режимів роботи основного обладнання, У цій функції використовуються показники і вихідні дані, визначувані при розрахунку ТЕП.

Оптимізація процесу горіння в топці котлоагрегату здійснюється для підтримки максимального значення ККД парогенератора в різних режимах нормальної експлуатації шляхом впливу на витрату повітря, що подається в топку. Ця функція виконується аналоговими регуляторами палива, живильної води, співвідношення «паливо - повітря» і екстремальним регулятором, реалізованим в УВК. При екстремальному регулюванні використовується значення ККД котлоагрегату, яке визначається функцією розрахунку ТЕП.

Автоматична оптимізація тиску гострої пари проводиться для вибору і підтримки оптимального по економічності і допустимого за умовами експлуатації співвідношення тиску пари і положення регулюючих клапанів турбіни. Оптимальне співвідношення встановлюється впливом на клапани турбіни і на систему регулювання навантаження енергоблоку.

Оптимізація вакууму в конденсаторі турбіни призначена для вибору оптимального значення витрати циркуляційної води на турбоустановку і застосовується для енергоблоків з індивідуальною системою постачання циркуляційної водою, мають пристрої зміни продуктивності циркуляційних насосів. Функція оптимізації вакууму має спільний з функцією розрахунку ТЕП масив вихідних даних.

Передбачається, що УВК спільно з функціональними групами, аналоговими регуляторами, системами захистів і блокувань може здійснювати також автоматизований пуск-зупин енергоблоку, виконуючи функції автоматичного регулювання, логічного управління і контролю. Функція автоматичного регулювання реалізується за допомогою автономних аналогових регуляторів і шляхом безпосереднього цифрового управління та забезпечує автоматичну зміну основних параметрів при пуску. Керуючий обчислювальний комплекс виробляє регулюючі впливи для контурів з безпосереднім цифровим керуванням і впливи, що задають для аналогових регуляторів, змінює параметри динамічної настройки будь-яких контурів регулювання відповідно до заданого алгоритму. Основні функції логічного управління при цьому покладаються на спеціальні пристрої ФГУ, робота яких координується УВК. Керуючий обчислювальний комплекс здійснює автоматичну збірку схем регулювання (включення регуляторів у роботу по тепломеханічного стану з узгодженням їх схеми перед включенням), управляє деякими двопозиційними органами і механізмами, виконуючи операції по збірці схем на окремих етапах пуску, автоматично припиняє зміна параметрів при відхиленні певних факторів від норми або при невиконанні управляючих впливів, виробляє керуючі впливи для пристроїв ФГУ.

Обмін даними з вищестоящою АСУ здійснюється для передачі і прийому інформації, необхідної при розрахунку та аналізі ТЕП електростанції в цілому, складання звітної документації, а також для представлення персоналу узагальненої інформації про стан устаткування і ході технологічних процесів.

Підводячи підсумок короткому опису функцій АСУ ТП енергоблоку і повертаючись до схеми на рис. 4.2, можна констатувати, що при реалізації тих чи інших функцій АСУ ТП в УВК доводиться мати справу з однією, двома або трьома фазами управління технологічним процесом. Так, функцію збору і обробки інформації, що включає в себе управління комутацією вхідних сигналів, аналого-цифрове перетворення, масштабування, двійково-десяткове перетворення і т. д., слід віднести до фази отримання і первинної обробки інформації. Складні інформаційно-обчислювальні функції УВК, до яких відносяться обчислення комплексних технічних і техніко-економічних показників, фіксація ситуацій по досить складних алгоритмах обробки вихідних даних, контроль станів технічних засобів АСУ ТП, також умовно можна віднести до першої фази управління, так як вся ця інформація вимагає від людини-оператора додаткового аналізу перед ухваленням рішення. До фазі аналізу отриманої інформації і вироблення рішень слід віднести функції аналізу показників паливовикористання і стану основного обладнання, розрахунки по оптимізації режимів, діагностиці основного обладнання, а також функцію обміну даними з АСУ ТЕС, вироблення порад персоналу та розрахунки впливів на ФГУ, регулятори і виконавчі механізми (ІМ).

в) Технічна структура АСУ

Укрупнена технічна структура АСУ ТП енергоблоку наведена на рис. 4.4. Комплекс технічних засобів такої АСУ ТП будується за ієрархічним принципом і складається з джерел інформації про хід технологічного процесу і стан обладнання, виконавчих механізмів, автоматичних регуляторів, пристроїв логічного керування, захисту засобів відображення інформації, пристроїв зв'язку оператора з об'єктом управління (пульти та панелі керування), а також обчислювального комплексу.

Системи автоматичного регулювання, логічного управління і блокувань будуються в основному на серійній електронної аналогової апаратури, безконтактних і контактних логічних пристроях. Компонування цих пристроїв і зв'язки між ними виконуються відповідно, з типовими технічними рішеннями, прийнятими для енергоблоків.

Для зручності виконання операцій по дистанційному керуванню і виключення помилкових дій персоналу більша частина виконавчих елементів системи управління енергоблоком (механізми, засувки, регулюючі органи) об'єднана в функціональні групи, призначені для виконання єдиної технологічної функції. Завданнями пристроїв логічного керування цими функціональними групами є:

· «індивідуальне» управління кожним виконавчим механізмом, що входять у функціональну групу, при якому здійснюються прийом, обробка і передача команд на виконавчі органи, збір і обробка інформації про становище керованих елементів, а також контроль справності в ланцюгах управління;

· групове керування обладнанням функціональних груп за заданою програмою при різних режимах його роботи.

Центральною частиною АСУ є УВК або інформаційно-обчислювальний комплекс (ІОК). Нижню сходинку комплексу становить спеціалізована інформаційна підсистема (ІП), що забезпечує збір і первинну обробку інформації, оперативний контроль, сигналізацію, викличну цифрову печатку, графічну реєстрацію та передачу інформації обчислювальному комплексу. Верхнім ступенем є власне обчислювальний комплекс - обчислювальна підсистема (ОП), вирішальна функціональні завдання зі складними алгоритмами.

Ієрархічна структура ВК (див. роз. 3) має ряд істотних переваг в порівнянні з однорівневою системою:

· більш високі показники надійності при реалізації викличного контролю, сигналізації, викличної друку внаслідок спрощення структури нижній підсистеми і введення апаратної надмірності;

· можливість поетапного введення в експлуатацію ВК і його функцій;

· спрощена структура ВК та його програмного забезпечення.

Інформаційна та обчислювальна підсистеми побудовані за блочно-модульним принципом і передбачають можливість зміни їх конфігурації шляхом вилучення або додавання ряду пристроїв (блоків пам'яті, пристроїв введення-виведення, модулів зв'язку з об'єктом та ін.) Такий підхід дозволяє вибрати оптимальні склад і номенклатуру пристроїв ВК в кожному конкретному випадку.

Цифрові прилади і графічні реєстратори використовуються для виведення виміряних і обчислених значень технологічних параметрів на відповідні пульти або панелі за викликом оператора з набірного поля. Максимальний час обробки інформації та видачі результатів порівняння не перевищує 50мкс.

Рис. 4.4. Технічна структура АСУ

Друкуючі пристрої здійснюють реєстрацію в цифровій формі інформації про значення технологічних параметрів і відхилень їх від норми, а також обчислених даних. Вони можуть працювати в наступних режимах:

· одноразового друку за викликом до 24 набраних адрес;

· циклічного друку, що представляє собою автоматичне повторення через заздалегідь заданий інтервал часу () режиму одноразової друку;

· одноразового друку масиву інформації, заданого початковим і кінцевим адресами параметрів;

· циклічного друку масивів - автоматичного повторення через заданий інтервал часу режиму одноразової друку масивів;

· друк значень відхилилися від норми параметрів (червоним кольором) із зазначенням адреси датчиків і поточного часу опитування.

Обчислювальний комплекс являє собою специфікований двомашинний комплекс, побудований на базі ЕОМ типу М-7000 або СМ-2, що працюють в режимі розділення завдань з взаємним резервуванням по найважливіших функцій. Наявність у ВК двох процесорів забезпечує не тільки підвищену надійність реалізації функцій АСУ, але й налагодження програм на одному з процесорів на об'єкті, проведення профілактичних робіт незалежно від стану основного обладнання енергоблоку в будь-який час при збереженні основних функцій системи.

Основні технічні характеристики ВК для АСУ блоками потужністю 300, 500, 800 і 1200МВт наведені нижче:

Число аналогових входів	Від 480 до 1920
Число дискретних входів	Від 1024 до 4048
Число дискретних ініціативних входів	Від 240 до 960
Число контактних дискретних виходів на управління	Від 360 до 720
Число безконтактних дискретних виходів на управління	Від 50 до 150
Число виходів на групову сигналізацію	До 240
Число виходів на індивідуальну сигналізацію	Від 128 до 1024

За допомогою незалежних пристроїв логічного керування (ПЛК) функціональними групами в АСУ ТП здійснюється основний обсяг операцій по дискретному управлінню блоком - включення і відключення механізмів, відкриття і закриття засувок, включення і відключення автоматичних регуляторів і зміна заданих значень регульованих величин. Індивідуальне управління при цьому зберігається тільки для найбільш відповідальних механізмів, запірних і регулюючих органів, а також для деяких елементів обладнання, що не увійшли у функціональні групи.

Необхідна послідовність виконання операцій по управлінню окремими об'єктами в групах реалізується автоматично за заздалегідь заданим програмам після надходження однієї відповідної команди від оператора енергоблоку або від вищестоящих автоматичних пристроїв. Завдяки цьому істотно скорочується обсяг операцій з управління блоком, виконуваний оператором, підвищується маневреність блоку і зменшується ймовірність помилкових дій персоналу.

На енергоблоці потужністю 500-800 МВт може бути утворене 20-25 функціональних груп, що охоплюють велику частину механізмів, запірної та регулюючої арматури. На котлоагрегаті виділяються наступні основні функціональні групи: тяго-дуттьова установка (дві групи), вбудовані сепаратори, підведення палива до котлоагрегатів, пальники або молоткові млини, впорскування високого тиску і уприскування промперегріву; на турбоустановці виділяються: власне турбіна (прогрів, поворот, нагрузка і останов турбіни), конденсаційна установка, вакуумна система, циркуляційна система, система ущільнень турбіни, підігрівачі високого тиску і ін.. В окремі функціональні групи об'єднуються також турбоживильний насос, деаератор, пускоскидні пристрої, система охолодження генератора та інше.

Укрупнена схема ПЛК ФГ показана на рис. 4.5. Самий нижній рівень управління (ПЛК першого рівня) дозволяє вести управління кожним з механізмів окремо і включає в себе ІМ, блоки управління (БУ) ними, які можуть приймати команди блокувань, команди від пристроїв керування більш високого рівня і від оператора. Блоки управління приймають інформацію про становище двохпозиційних виконавчих механізмів, формують необхідні команди керування виконавчими пристроями засувок і механізмів, виробляють переключення ланцюгів керування автоматичних регуляторів і видають необхідну інформацію в різні пристрої управління та сигналізації. Таким чином, ПЛК першого рівня реалізують програму керування окремими виконавчими пристроями, видають інформацію про їх положенні і виконують найпростіші логічні операції при управлінні обладнанням.

Автоматичне управління обладнанням, що входять у функціональну групу, при пуску, зупинці, зміні навантаження або складу працюючого обладнання забезпечується пристроями логічного керування другого рівня; володіючи інформацією про стан технологічного процесу і положенні виконавчих механізмів (ця інформація надходить до них від датчиків Д і БУ), ПЛК другого рівня при подачі оперативної команди і на основі заданої програми формують команди управління, які надходять на відповідні блоки першого рівня.

Технологічною основою роботи кожного ПЛК другого рівня є алгоритм, що представляє собою гранично деталізовану послідовність елементарних дискретних операцій з управління технологічним обладнанням та регуляторами даної функціональної групи. Групи паралельних і послідовних елементарних операцій зазвичай об'єднуються в кроки, кожен з яких володіє закінченим змістом з позицій технолога. Виконання всіх поданих на кожному з кроків команд контролюється ПЛК другого рівня з обмеженням за часом. Якщо за встановлений алгоритмом час будь-яка з операцій не буде виконана, то подальше просування програми призупиниться, про що буде видана інформація оператору. При успішному завершенні кроку, а також при наявності додаткових умов, якщо вони передбачені алгоритмом, починається виконання наступного кроку програми. Однак загальна структура ПЛК другого рівня у всіх випадках зберігається незмінною. До складу ПЛК другого рівня входять:

· блоки перетворювачів (БП), призначені для узгодження і гальванічного розділення вхідних сигналів;

Рис. 4.5. Збільшена технічна структура пристроїв логічного керування

· інформаційні блоки (ІБ), що формують стандартні логічні сигнали;

· блоки комутаційних полів (БК), в які записуються підлягають реалізації алгоритми;

· блоки змінної логіки (БЛ), що дозволяють формувати команди і сигнали, що виходять за рамки стандартної логіки кроків і перевірок;

· блоки кроків (БК), в яких формуються команди і перевіряється їх виконання на кожному кроці;

· блоки формування команд до пристроїв керування першого рівня (БФ);

· блок заборони (БЗ), який зупиняє видачу команд при виникненні несправностей, невиконанні команд будь-якого кроку і при завершенні програми;

· блоки сигналізації (БС), що формують інформаційні сигнали про хід виконання програми та виникаючих несправностях;

· блок відліку часу (БЧ), що забезпечує контроль невиконання поданих команд за встановлений час, формування команд заданої тривалості і періодичності, а також створення затримок за часом, передбачених алгоритмами.

Рис. 4.6. Функціональна група «Система ущільнення турбіни»

Прийнята структура ПЛК другого рівня передбачає можливість роботи в двох різних режимах, Основним є режим автоматичного керування функціональною групою, коли після надходження команди від оператора або пристрої керування більш високого рівня передбачається автоматичне послідовне виконання всіх кроків обраної програми. Крім цього режиму, ПЛК другого рівня може здійснювати напівавтоматичне керування групою. У напівавтоматичному режимі кожен крок програми виконується роздільно після подачі команди оператором із сигналізацією про його виконання або невиконання за встановлений час. Ініціатива виконання того чи іншого кроку програми і контроль за наявністю умов, які дозволяють його виконання, при напівавтоматичному режимі надається оператору.

В якості прикладу розглянемо ПЛК функціональною групою «Система ущільнень» (рис. 4.6), що забезпечує подачу пари в лабіринтові ущільнення турбіни К-1200-240 як при пуску її, так і при нормальній роботі. Ця ФГ впливає на десять одиниць електрифікованої запірної арматури подачі пари до колекторів ущільнень частин турбіни: ВТ, СТ і НТ, а також на регулюючі органи двох регуляторів тиску пари і одного регулятора скидання пари. В ФГ надходить інформація від датчиків, які вимірюють тиск і температуру, 21 сигнал від кінцевих вимикачів засувок і 11 сигналів від регуляторів та валоповоротного пристрою.

Розглянемо алгоритм роботи цієї ФГ при пуску турбіни з холодного стану (вис. 4.7). Після подачі оператором енергоблоку команди «Пуск» виконується перший крок програми - «збірка схеми»:

Рис. 4.7. Алгоритм управління (приклад)

· закриває п'ять засувок і два регулюючих клапана на тракті подачі пари на ущільнення;

· відключаються регулятор тиску пари на ущільнення частини високого тиску (ЧВТ) і частини середнього тиску (ЧСТ) і регулятор тиску на ущільнення частині низького тиску (ЧНТ);

· закривають дві засувки на відсмоктуванні повітря і дві засувки на подачу води до ежектора.

На другому кроці («відкриття дренажів») здійснюється подача води на ежектори (відкриваються дві засувки), а також відкриваються дренажні засувки на трубопроводах подачі пари до ущільнень.

На третьому кроці («збірка системи відсмоктування і прогрів трубопроводів») відкриваються засувки на відсмоктуванні повітря до обох ежектор і здійснюється прогрів паропроводів до тих пір, поки температура пари перед дренажем не досягне заданого значення.

Четвертий крок програми («подача пари на ущільнення і прогрів паропроводів») проводиться тільки при включеному валоповоротного пристрою і наявності розрідження в охолоджувачі. При цьому закриваються відкриті раніше дренажні засувки на трубопроводах ущільнень, подається команда на включення регулятора на скиді пара в ПНД і відкривається засувка перед регулюючим клапаном подачі пари до ущільнення в частину турбіни.

Прогрів паропроводів за регулюючим клапаном виробляється приблизно протягом, тому п'ятий крок («включення регуляторів тиску») проводиться через 6 хвилин після початку четвертого кроку.

При досягненні турбіною 30% навантаження подача стороннього пара на ущільнення ЧВТ і ЧСТ припиняється. На шостому кроці закриваються засувки перед регулюючим клапаном на подачі пара до ущільнень цих циліндрів і на перемичці між колекторами, а також відключається регулятор тиску пари на ущільнення ЧВТ і ЧСТ. При роботі турбіни в нормальному режимі пар на ущільнення ЧВТ і ЧСТ надходить з відповідних циліндрів, а на ущільнення ЧНТ від зовнішнього джерела. Після виконання шостого кроку програма «Пуск» завершується.

На закінчення зазначимо, що для управління енбргоблоком потужністю використовується інформація приблизно від 1000 датчиків з уніфікованим входом, що вимірюють тиску, розрідження, перепади тиску, рівні й інші параметри, від 800 термопар і термометрів опору з перетворювачами, від 2000 двох-позиційних органів, механізмів і пристроїв. На блоці встановлено близько 500 різних показують або реєструвальних вторинних приладів. Система автоматичного регулювання містить більше 120 контурів і компонується приблизно з 1000 регулюючих блоків комплексів «Каскад» і АКЕСР.

Загальний вигляд пункту управління тепловим енергоблоком наведено на рис. 4.8.

г) Деякі результати експлуатації

Технічний ефект від впровадження АСУ ТП теплового енергоблоку складається в основному з трьох компонентів:

· підвищення економічності енергоблоку шляхом зниження витрати палива на одиницю виробленої електроенергії та зменшення витрат на власні потреби;

· підвищення надійності основного обладнання, що призводить до зменшення числа аварій, скорочення тривалості аварійних простоїв та подовженню періоду використання встановленої потужності;

· збільшення довговічності основного обладнання, тобто терміну служби окремих елементів блоку до їх повної заміни завдяки своєчасній діагностиці їхнього стану.

Впровадження кожної з функцій АСУ дає всі три або тільки частину складових технічного ефекту. Так, функція централізованого контролю забезпечує технічний ефект за всіма складовими.

Рис. 4.8.Загальний вигляд операторського пункту управлыння теплових блоком

Підвищення економічності досягається завдяки наочності і своєчасності подання інформації оперативному персоналу, що дозволяє більш точно вести управління технологічним процесом. Функції розрахунку ТЕП, аналізу топливоиспользования та стану обладнання постачають оперативний і керівний персонал не тільки своєчасною інформацією про показники процесу, але й інформацією про стан устаткування, що також дає ефект за всіма складовими. За експертними оцінками організацій Міненерго СРСР впровадження цих функцій у повному обсязі підвищує економічність роботи енергоблоку на

При автоматизації пускових режимів енергоблока підвищення економічності досягається шляхом скорочення часу пуску, що зменшує витрату палива, електроенергії, тепла та інших складових втрат на пуск. Крім того, автоматизація пуску-зупини забезпечує збереження і довговічність роботи обладнання. За даними ВТІ, автоматизація процесу пуску тільки по проточної частини турбінної установки дає додатково підвищення ККД енергоблоку на. Ефект від автоматизації пусків енергоблока ділиться приблизно порівну між системами управління до контролю і, природно, тим вище, чим більше самих пусків.

Функції реєстрації аварійних ситуацій і пред-аварійного аналізу стану обладнання в основному спрямовані на підвищення надійності і довговічності устаткування.

4.2. АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ ПОТУЖНИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ АТОМНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Особливості технологічного процесу одержання енергії на атомній електростанції (АЕС) (необхідність взаємозалежної безперервної роботи десятків основних і допоміжних агрегатів та систем, радіоактивна зараженість і обмежена доступність багатьох приміщень станції, велика одинична потужність агрегатів і висока інтенсивність процесів) вимагають такого ступеня автоматизації, яка дозволила б невеликому числу обслуговуючого персоналу здійснювати надійне оптимальне управління об'єктом. Основним завданням, якій підпорядковані проектування, будівництво та експлуатація АЕС, є забезпечення безпеки і насамперед зменшення ймовірності радіаційного ураження персоналу АЕС і викиду радіоактивних речовин у навколишнє середовище як у нормальних режимах роботи АЕС, так і в будь-яких аварійних ситуаціях. Застосування на АЕС спеціальних пристроїв контролю та автоматичного захисту повинна сприяти вирішенню завдань забезпечення безпеки роботи атомної електростанції.

Дата добавления: 2015-07-18