1. Описание структуры предлагаемых ПТК

Предлагаемый ПТК системы автоматического регулирования турбины (САР) может быть построен как на базе многофункционального модульного контроллера серии MELSEC iQ-R фирмы «Mitsubishi Electric» так и на базе программно-технического комплекса (ПТК) фирмы «COMPRESSOR CONTROLS CORPORATION» с установкой необходимых датчиков и исполнительных механизмов. Имеет открытую архитектуру и разработан для регулирования, защиты и управления турбиной. Структура ПТК полностью дублированная, то есть дублируются не только программируемые контроллеры, но и все модули ввода-вывода, блоки питания, а также сетевое оборудование. Функциональные модули связи с объектом при помощи стандартных интерфейсов взаимодействуют с центральными контролерами управления и информации. Для повышения надежности работы отдельных контуров регулирования (мощность, давление острого пара, положение сервомотора РК) в системе дополнительно устанавливаются датчики аналоговой информации для реализации их дублирования. В центральных процессорах серии iQ-R значительно увеличена производительность, устанавливающая новые стандарты скорости обработки. Это позволяет не только реализовать улучшенный дизайн системы, но и обеспечивает основу для значительного снижения затрат на аппаратное обеспечение. Вместе с этим, серия iQ-R снижает риск сбоя системы, затраты на разработку и обслуживание.

Система свободно интегрируется в разработанный на аналогичной аппаратуре проект АСУ ТП энергоблока, что в целом снизит необходимость использования проводных связей между смежными системами, а также позволит использовать для целей управления, отображения, регистрации и архивирования информации средства верхнего уровня АСУ ТП энергоблока.

ПТК САР реализует полный объем функций, которые позволяют осуществлять пуск турбины, синхронизацию с сетью, защиту от разгона турбины при сбросе нагрузки, автоматическое управление турбиной во всех режимах работы энергоблока при взаимодействии с котельным регулятором мощности (КРМ) и системой автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ) электростанции/энергосистемы.

Кроме этого в ПТК САР реализуется независимый трехканальный электронный автомат безопасности (ЭАБ). ЭАБ получает сигналы от трех независимых каналов измерения частоты вращения (также независимых от каналов регулирования частоты вращения) и обрабатывает их по схеме голосования: 2 из 3-х. Отказ одного из датчиков не приводит к срабатыванию защиты, однако срабатывание защиты при этом обеспечивается по схеме 2 из 2-х.

Управление режимами работы САР и ввод заданных значений регулируемых параметров осуществляются с верхнего уровня СКУ энергоблока. САР интегрирована в СКУ по представлению и регистрации информации и по управлению. Верхний уровень СКУ является резервированным (функциональное резервирование рабочих станций, резервирование сетевых средств и серверов). При этом в качестве рабочего места оператора используется любое (или определенное при конфигурировании СКУ) автоматизированное рабочее место (АРМ) СКУ.

2. Функции, реализуемые в ПТК САР

ПТК САР обеспечивает выполнение следующих функций:

1) управляющих:

• опробование управления сервомотором по команде оператора на остановленной турбине с целью его перемещения на полный ход;
• автоматическое регулирование частоты вращения ротора турбины при пуске из любого теплового состояния. Тепловое состояние турбины определяется по температуре металла наружного корпуса в зоне паровпуска Точность поддержания номинальной частоты вращения в установившемся режиме не хуже ±0,02 %.
• плавное повышение частоты вращения ротора турбины по команде оператора для проверки механического автомата безопасности;
• плавное изменение частоты вращения ротора турбины по команде оператора (автоматического синхронизатора) при синхронизации турбогенератора с сетью;
• нормированное первичное регулирование частоты тока в энергосистеме (частоты вращения ротора) при параллельной работе генератора с программируемыми неравномерностью и мертвой зоной, при минимальной нечувствительности не более ±0,02% (±10 мГц);
• поддержание частоты вращения ротора при одиночной работе генератора с программируемой мертвой зоной, при минимальной нечувствительности ±0,02% (±10 мГц);
• первичное нагружение турбогенератора до заданного уровня (в зависимости от теплового состояния турбины) после включения генератора в сеть;
• автоматическое регулирование активной мощности генератора с коррекцией по частоте сети (первичное регулирование частоты);
• автоматическое регулирование активной мощности генератора с коррекцией по частоте сети (первичное регулирование частоты) и давлению свежего пара перед турбиной;
• автоматическое регулирование заданного положения сервомотора турбины в соответствии с заданием оператора;
• автоматическое регулирование давления свежего пара перед турбиной;
• ограничение скачка и темпа изменения задания по мощности турбогенератора;
• автоматическое ограничение регулирования по следующим параметрам технологического процесса в статических и переходных режимах:

— активная мощность генератора (сверху и снизу);

— давление свежего пара перед турбиной (сверху и снизу);

— давление пара в камере регулирующей ступени (сверху);

— технологические ограничения по котлу;

• безударное переключение режимов работы ПТК САР;
• форсированное закрытие регулирующих клапанов турбины при отключении генератора от сети и перевод турбины на холостой ход или собственные нужды;
• возможность ограничения активной мощности генератора по командам противоаварийной автоматики (длительное и импульсное ограничение);
• дистанционное управление сервомотором по команде оператора;
• противоразгонная защита турбины (электронный автомат безопасности), обеспечивающая закрытие стопорных и регулирующих клапанов;
• дистанционное управление механизмом управления турбины для взведения защитныхустройств;
• проверка нечувствительности первичного регулятора частоты путем имитации сигнала по изменению частоты вращения турбины;

2) сервисных:

• непрерывная самодиагностика системы с сигнализацией, локализацией и идентификацией выявленного отказа, включением резервных элементов, а при отказе обоих резервированных элементов — автоматическое включение соответствующей отказу «стратегии выживания» (заранее запрограммированного режима продолжения работы в условиях, соответствующих выявленному отказу);
• непрерывный контроль достоверности входных сигналов с сигнализацией их недостоверности и соответствующей маркировкой недостоверного сигнала;
• представление информации о работе алгоритмов управления и результатах расчетов в режиме ON-LINE;
• синхронизация системного времени между всеми устройствами, входящими в систему;
• поддержка процедуры проверки скорости закрытия сервомотора;
• поддержка процедуры проверки функции первичного регулирования частоты путем имитации сигнала по отклонению частоты вращения ротора турбины от номинального значения;
• поддержка процедуры проверки плотности защитных и регулирующих клапанов турбины;

3) информационных:

• первичная обработка входной информации с формированием достоверизованного значения измеряемого параметра;
• непрерывное представление информации о параметрах режима работы и о состоянии оборудования в графическом, текстовом и цифровом видах, регистрация и архивирование этой информации;
• выдача аварийной, предупредительной и технологической сигнализации о режиме работы, параметрах режима и состоянии оборудования на рабочую станцию оператора (станцию контроля и управления);
• регистрация и архивирование информации о параметрах режима работы и о состоянии оборудования, о командах системы и действиях оператора с указанием времени событий, формирование аварийного архива;
• мониторинг участия энергоблока в первичном и вторичном регулировании частоты;
• коммуникация со смежными системами управления и регулирования.