Автоматическая система регулирования энергоблока 300 МВт Черепетской ГРЭС имени Д.Г. Жимерина

Черепетская ГРЭС – первая в Европе мощная паротурбинная электростанция сверхвысокого давления, работающая на угольном топливе. Электростанция располагается вблизи шахт Подмосковного угольного бассейна, юго-западнее Тулы, и создана для покрытия быстрорастущих нагрузок потребителей электроэнергии, расположенных в пределах Московской, Тульской, Орловской, Брянской и Калужской областей. Мощность Черепетской электростанции составляет 1285 МВт.

В 2008–2009 годах в филиале ОГК-3 Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина была построена автоматическая система регулирования (АСР) для обеспечения контроля за состоянием технологического процесса и основного оборудования, автоматизированного регулирования параметров производства электрической энергии с качеством, достаточным для участия энергоблока в общем первичном регулировании частоты и мощности энергосистемы. Проектные системы автоматического регулирования до модернизации были укомплектованы регулирующими приборами типа РПИК, КПИ. Значительная часть АСР на энергоблоке не работала: находилась в неисправном состоянии или была разукомплектована. АСР эксплуатировалась, но поддержка технологических параметров осуществлялась со значительными отклонениями. Эксплуатируемые датчики морально и физически устарели, выработали свой ресурс и требовали замены. Средний ресурс термопар ТХА, ТХК составлял примерно 10 000 часов и также требовал замены.

Внедренная система представляет собой законченный комплекс программно-технических средств на базе оборудования и программного обеспечения ПТК Текон. Функции управления в АСР выполняет контроллер МФК3000 с резервированным ЦП (более подробно о данном контроллере – в № 3(23) 2009 года журнала «ИСУП») производства ПК «Промконтроллер». Подобные контроллеры широко применяются в системах АСР энергоблоков и являются основой надежной системы регулирования.

Структура АСР иерархически распределенная и включает в себя три уровня:

- полевой уровень включает в себя датчики, термопары, нормирующие преобразователи, механизмы сигнализации положения, регулирующие клапаны, исполнительные механизмы, пускатели бесконтактные реверсивные, блоки ручного управления, усилители тиристорные, автоматические выключатели;

- системный уровень включает управляющий контроллер МФК3000, модули ввода/вывода контроллера (устройства связи с объектом);

- терминальный уровень представлен сервером АСР, рабочей станцией АРМ 1, АРМ 2, инженерной станцией и коммуникационным оборудованием. При отказе основного сервера функции сервера выполняет рабочая станция АРМ 1. 

Для обеспечения работоспособности АСР в случае перебоев (пропадание на одном вводе) электроснабжения предусматривается электропитание всего оборудования шкафов сервера, АРМ и контроллера через подсистему гарантированного питания с использованием автоматического включения резервного электропитания (АВР), а при полном пропадании электропитания – от источников бесперебойного электропитания (ИБП) мощностью, достаточной для работы оборудования в течение времени ввода резерва энергопитания (30 минут).

Информационный обмен между компонентами системного (контроллер) и терминального (АРМ 1, АРМ 2, сервера, инженерная станция) уровня происходит по дублированной сети Industrial Ethernet протокол TCP/IP.

Доступ к данным контроллера МФК3000 (значениям каналов ввода/вывода и переменным ISaGRAF) со стороны SCADA-системы терминального уровня осуществляется с помощью специализированного программного шлюза. При этом информация передается в трех направлениях: сервер АСР; АРМ 1, АРМ 2; инженерную станцию.

Для организации человеко-машинного интерфейса на АРМ 1, АРМ 2, сервере и инженерной станции используется полнофункциональная версия SCADA-системы ТЕКОН. Она предоставляет оперативному персоналу обширные возможности работы с системой: просмотр информации в виде индикаторов, графиков, гистограмм, текстовых сообщений; архивация данных и формирование отчетов, протоколирование действий пользователей; диагностика оборудования. 

Система автоматического управления мощности была реализована по схеме САУМ-У, которая предназначена для управления мощностью энергоблока при первичном и вторичном регулировании частоты. САУМ-У не имеет обратной связи по электрической мощности и поэтому менее чувствительна к внутренним возмущениям, что существенно облегчает ее внедрение. Первичное регулирование частоты осуществляется механогидравлическим регулятором скорости вращения турбины с использованием в начальный момент пара, аккумулированного в котле и паропроводах.

- Задатчик плановой мощности (ЗПМ);

- ограничитель темпа задания (ОТЗ);

- частотный корректор (ЧК);

- формирователь задания котлу (ФЗК);

- регулятор давления пара перед турбиной (ТРМ);

- задатчик нагрузки котла (ЗНК-А, Б);

- регулятор топлива корп. А (РТ-А);

- регулятор топлива корп. Б (РТ-Б);

- регулятор питания РПК-А (Б, В, Г);

- регулятор производительности ПТН;

- регулятор общего воздуха корп. А, Б (РОВ-А, Б);

- корректор содержания кислорода корп. А, Б (корректор О2-А);

- регулятор разрежения РР-А (Б);

- АСР температуры острого пара;

- регулятор Топ впрыск 1А (Б, В, Г);

- регулятор Топ впрыск 2А (Б, В, Г);

- регулятор Топ растопочный впрыск А (Б, В, Г);

- АСР температуры вторичного пара;

- регулятор температуры вторичного пара, ППТО-А (Б, В, Г);

- регулятор Тпп аварийный впрыск А (Б, В, Г);

- регулятор уровня в конденсаторе;

- регуляторы уровня в подогревателях низкого давления ПНД-2 (3, 4);

- регуляторы уровня в подогревателях высокого давления ПВД-6 (7, 8)А и ПВД-6 (7, 8)Б;

- регулятор давления пара на лабиринтовые уплотнения;

- регулятор давления пара в 7-м отборе;

- регулятор давления пара до РОУ №1 (2);

- регулятор давления пара до ВЗ А (Б, В, Г);

- регулятор температуры пара за РОУ №1 (2);

- регулятор загрузки шаровых барабанных мельниц А (Б).

Информационная подсистема АСР производит:

- сбор и первичную обработку информации от аналоговых, дискретных и цифровых источников;

- контроль достоверности входной информации с использованием диагнос­тики информационных каналов;

- отображение информации на АРМ;

- технологическую предупредительную и аварийную сигнализацию;

- протоколирование и документирование информации;

- информационно-расчетные функции;

- регистрацию и архивирование событий и параметров.

Управляющая подсистема АСР обеспечивает:

- дистанционное управление исполнительными механизмами (ДУ);

- автоматическое регулирование технологических параметров (АСР);

- информационное сопровождение управляющих функций.

Вспомогательная подсистема АСР выполняет:

- непрерывный автоматический контроль функционирования компонентов ПТК АСР;

- сбор и обработку данных о состоянии и функционировании технических и программных средств ПТК АСР.

На завершающем этапе проектирования программного обеспечения (ПО) проводилась проверка алгоритмов с использованием математического моделирования объектов управления. Модели были загружены непосредственно в контроллер. Это позволило минимизировать ошибки в алгоритмах и время пуска наладки на объекте.

Реализация проекта проходила в полном соответствии с методологической базой первичного и вторичного регулирования частоты ЕЭС России и затронула все технологические узлы энергоблока: от подачи топлива, воды и воздуха до схемы выдачи мощности.

В рамках проекта специалисты Р.В.С. выполнили комплекс работ, включая разработку проектной документации, поставку необходимого оборудования и программного обеспечения, монтаж программно-технического комплекса и полевого оборудования, комплексные испытания, аппаратную и режимную наладку АСР энергоблока.

В сентябре 2009 года специалистами Р.В.С. совместно со специалистами фирмы ОРГРЭС проведены контрольные испытания системы первичного регулирования частоты. Система успешно прошла испытания.

Характеристики системы регулирования турбины соответствуют требованиям ПТЭ:

- степень неравномерности регулирования частоты 5% (по ПТЭ 4–6%);

- степень нечувствительности регулирования частоты 0,13% (по ПТЭ не более 0,3%).

Длительность и характер переходного процесса по электрической нагрузке энергоблока № 7 при имитации частотных возмущений величиной 0,22 Гц (свыше зоны нечувствительности ЧК) соответствуют требованиям, предъявляемым к пылеугольным блокам, участвующим в общем первичном регулировании частоты сети согласно Приказу № 524 РАО «ЕЭС России». 

Эквивалентное изменение электрической нагрузки турбины при ее заданных характеристиках и предельном для режима первичного регулирования частотном возмущении в 0,22 Гц (свыше зоны нечувствительности ЧК) составляет 26,4 МВт. 

Скорость изменения мощности блока после возмущения превышает нормативную, что позволяет достичь необходимого уровня нагрузки за время существенно меньшее нормативного (4 мин вместо 10 мин). 

Получено заключение от фирмы ОРГРЭС о готовности участия блока № 7 Черепетской ГРЭС в общем первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ. Система позволила значительно повысить качество регулирования и надежность работы энергоблока. Объект сдан в эксплуатацию.

Д.Е. Артамонов, инженер,

ОП Тульское ООО «Р.В.С.», г. Тула,

тел.: (495)797-96-92, доб.: 4037,

е-mail: DArtamonov@rvsco.ru