Структурная схема ИАСУ ТЭС
Структурная схема ИАСУ ТЭС
Анализ существующих АСУ, их структура, недостатки в управлении, тенденции развития, обоснование необходимости модернизации.
2. ИАСУ — решение проблемы комплексной автоматизации систем управления. Общие сведения о ИАСУ.
Определение ИАСУ, назначение, функции, преймущество перед существующими системами.
Структура ИАСУ (общая схема, назначение модулей, иерархия управления. Перспективы развития ИАСУ.
3. Разработка структуры автоматизированной системы управления ТЭС.
Разработать предполагаемую структуру автоматизированной системы управления ТЭС (ИАСУ). Изобразить схему, с указанием уровней управления по иерархии (АСУП, АСУТП и др.). На каждом уровне указать составляющие модули, их назначение, их соединения между собой. Описать уровень SCADA (назначение SCADA систем, выполняемые функции, основные элементы).
4. Анализ и выбор современных средств контроля и обработки информации. Разработка функциональной схемы применительно для контроля температуры пара на входе в регенеративные подогреватели высокого давления.
Разработать функциональную и структурную схемы системы управления за контролируемым параметром, указав назначение всех элементов, входящих в схему; выбрать не менее 2-х элементов сбора или контроля за управляемыми параметрами и исполнительных органов из числа наиболее современных, провести их анализ и выбрать наиболее подходящий с точки зрения надежности, экономичности, быстродействия и т.п. (Датчики, контроллеры, исполнительные механизмы и т.п.). Обосновать свой выбор. Провести синтез регуляторов.
РЕФЕРАТ
Пояснительная записка: 45 с., ил. 7, библиогр. 6.
ИНТЕГРИРОВАННАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, СТРУКТУРНАЯ СХЕМА, АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ, МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, РЕГУЛЯТОР, SCADA СИСТЕМА, РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ОТБОРЫ ТУРБИНЫ, ПОВЕРХНОСТНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ.
Объект разработки – интегрированная автоматизированная система управления.
Цель работы: разработать ИАСУ, выбрать компоненты всех уровней ИАСУ, применить SCADA систему, провести анализ и выбор современных средств контроля и обработки информации.
В процессе работы произведена разработка структурной схемы ИАСУ, описание ее компонентов. Выполнен анализ технологических процессов на нижнем уровне управления и выбраны современные средства контроля и обработки информации. Произведена сравнительная характеристика датчиков температуры. Синтезирован регулятор для ИАСУ на основе оптимизационных методов.
СОДЕРЖАНИЕ
1 РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ИАСУ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА СУЩЕСТВУЮЩИХ ИАСУ ТЭС
1.1 Структурная схема ИАСУ ТЭС
1.2 Обоснования необходимости модернизации
2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ИАСУ ТЭС
2.1 Назначение, функции ИАСУ
2.2 Описание компонентов структурной схемы ИАСУ ТЭС
2.3 Перспективы развития ИАСУ
3 РАЗРАБОТКА СТРУКТУРЫ ИАСУ ТЭС
3.1 Разработка структурная схема ИАСУ
3.2 Разработка функциональных узлов схемы ИАСУ
3.3 Функции и структура автоматизированной системы управления технологическими процессами по уровням
3.4 Функции и структура автоматизированной системы управления предприятием
4 ПРИМЕНЕНИЕ SCADA СИСТЕМЫ ДЛЯ ИАСУ
4.1 Выполняемые функции SCADA
4.2 Основные структурные компоненты ПО SCADA
4.3 Этапы разработки SCADA системы для ИАСУ ТЭС
4.4 Способы и средства обмена данными
5 АНАЛИЗ И ВЫБОР СОВРЕМЕННЫХ СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ И ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ
5.1 Конструкции регенеративных подогревателей. Общие сведения
5.2 Анализ датчиков температуры пара и котроллеров
5.3 Необходимые характеристики контроллеров
5.4 Предлагаемая конфигурация ИАСУ
6. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ПО СИНТЕЗУ РЕГУЛЯТОРОВ
6.1 Расчет погрешности измерения тепловой энергии по трубопроводу
6.2 Синтез регулятора методом последовательной коррекции с подчиненным регулированием координат
ВВЕДЕНИЕ
Для увеличения качества вырабатываемой электроэнергии и снижения потерь при выработке энергии на ТЭС, создание и разработка АСУ ТЭС является наиболее приоритетным направлением. Создание интегрированных АСУ, которая предусматривает переход от первоначально разрабатываемых в отрасли локальных АСУ различного класса и назначения к интегрированным системам на всех уровнях управления с целью обеспечения совместимости функциональной, информационной, программно – технической и организационной основ интегрируемых АСУ.
РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ИАСУ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА СУЩЕСТВУЮЩИХ ИАСУ ТЭС
Структурная схема ИАСУ ТЭС
Разработанная подробная структурная схема ИАСУ представлена на рисунке 1. На ней функциональными связями определяются направления основных информационных потоков, необходимых для выполнения типовых управляющих и информационных функций АСУ. Объем и интенсивность информационного обмена между компонентами ИАСУ ТЭС устанавливаются в рамках конкретного технического задания на АСУТП и АСУП, разрабатываемого заказчиком применительно к особенностям станции с учетом этапности внедрения компонентов ИАСУ и ее открытости.
Согласно функциональной типовой структуре ИАСУ ТЭС содержит четыре основных уровня управления:
· уровень локальных АСУ;
· АСУТП энергоблоков, общестанционных технологических установок, РУ высокого напряжения;
· АСУ управленческих и структурных производственных подразделений.
Локальные АСУТП создаются для управления комплексами технологически специализированного оборудования ТЭС независимо от наличия или отсутствия на этих комплексах индивидуальных щитов оперативного управления.
Локальные АСУ имеют свою иерархию управления по их назначению.
Технической основой ИАСУ ТЭС является программно-технический комплекс (ПТК), реализованный на базе промышленных микропроцессорных устройств с использованием минимально возможного числа типов и конструктивов оборудования и обеспечивающий взаимодействие с телекомплексами связи с ИОАСУ-Энергия, ИАСУ «Теплосеть» и зарубежными информационными сетями.
Методической основой разрабатываемой ИАСУ ТЭС являются положения, концепции создания и развития ИОАСУ-Энергия, отраслевых и межотраслевых нормативных документов единой системы стандартов АСУ и материалов межотраслевой программы «Развитие и применение открытых систем».
ИАСУ «Теплосеть»
В полном объеме ИАСУ «Теплосеть» представляет собой интегрированную многоуровневую систему, сочетающую функции диспетчерского, технологического, производственно-технологического и организационно-экономического управления, включая коммерческий учет энергии, и обеспечивающую совместное функционирование всех автоматизированных систем управления предприятий централизованного теплоснабжения.
ИАСУ «Теплосеть» создаётся на базе функционирующих и вновь создаваемых локальных АСУ предприятий как интегрированная автоматизированная система управления единым производственно-техническим комплексом.
Наибольший экономический эффект интегрирования АСУ даёт в крупных системах централизованного теплоснабжения, вопросы создания которых и рассматривается в данной работе, как включающей все составляющие элементы ИАСУ.
Лекция 9. Автоматические защиты теплового оборудования
Автоматические системы защиты, обслуживающие тепловую часть предприятий, называют тепловыми защитами (ТЗ). Устройства ТЗ должны быть в постоянной готовности, но срабатывать только в том случае, когда возможности автоматического или дистанционного управления по предотвращению отклонений параметров от установленных значений исчерпаны, а оператор не может вовремя на это реагировать.
Следовательно, ТЗ призваны воздействовать на объект управления лишь в исключительных случаях: в предаварийном (аварийном) положении или при резких и глубоких сбросах тепловой или электрической нагрузок.
По степени воздействия на защищаемые установки ТЗ разделяют на главные и локальные. К главным относят ТЗ, срабатывание которых приводит к останову основного оборудования, технологии в целом или к глубокому снижению их нагрузки. Локальные защиты предотвращают развитие аварии без останова основных агрегатов и снижения нагрузки. Чаще всего ТЗ служат для предотвращения аварии оборудования при отклонениях параметров за допустимые пределы. Воздействие защит связано с открытием (закрытием) запорных органов, остановом основного или вспомогательного оборудования или включением его резерва.
Простейшим примером ТЗ служит предохранительный клапан с уравновешивающим грузом или гидрозатвор, устанавливаемый по правилам котлонадзора на всех сосудах, находящихся под избыточным давлением.
Большинство современных защитных устройств — автоматические системы, состоящие из отдельных связанных между собой элементов: первичных измерительных преобразователей, снабженных электрическими контактами (датчиками), промежуточных реле, усилителей и коммутирующих устройств для исполнительных механизмов или электроприводов. Действие ТЗ часто увязывают с работой элетроблокировочных устройств, позволяющих включать или отключать электрические приводы вспомогательных агрегатов только в определенной последовательности — "по цепочке". Например, аварийный останов дымососов приводит через устройства электроблокировки к останову дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств.
9.2. Логические элементы защит
Составные управляющие и исполнительные элементы тепловых защит имеют только два состояния "включено — выключено", "открыто — закрыто", "замкнуто — разомкнуто" и т. п. Устройство защиты в целом, характеризующееся бинарным состоянием, реализует двоичную функцию некоторого числа двоичных аргументов. Математические операции с двоичными аргументами исследуют с помощью аппарата алгебры логики или булевой алгебры, названной по имени английского математика Д. Буля. Приведем некоторые понятия и математические операции булевой алгебры, непосредственно связанные с работой тепловых защит технологических установок и предприятия.
Алгебра логики оперирует с высказываниями (сообщениями), являющимися истинными или ложными, простыми или сложными. Простыми называют отдельно взятые сообщения, принимающее значение только "истинно" или только "ложно", например 0<1 (истинное) или 0>1 (ложное). Сообщения, являющиеся результатом двух и более простых сообщений, относятся к сложным. Простые сообщения, как правило, служат аргументами. Сложные — логическими функциями этих аргументов.
Элемент, реализующий определенную логическую зависимость между входным и выходным сигналами, называют логическим.
Рассмотрим типовые операции, логические функции и логические элементы, наиболее употребительные в автоматических системах тепловых защит.
Инверсия. Ложное сообщение противоположно по смыслу истинному, г.е. служит его отрицанием. Обозначив истинную форму через 1, а ложную через 0, можно записать логическую операцию отрицания (инверсии) НЕ
Реализация этой операции с помощью логического элемента НЕ будет означать при наличии cm нала на входе сигнал на выходе отсутствует или сигнал на выходе появится только при исчезновении сигнала на входе. Релейный эквивалент операции НЕ изображен на рис 9.1.
Логическое усиление. Реализация этой операции с помощью логического элемента (релейный эквивалент показан на рис 9.2) будет означать: сигнал на выходе появится вместе с сигналом на входе, но усиленный в k раз.
Рис. 9.1. Релейный эквивалент операции НЕ
Рис. 9.2. Релейный эквивалент логического усиления
В зависимости от сочетания двоичных аргументов образуют различные сложные логические функции
Конъюнкция (функция И) Сложное сообщение истинно только тогда, когда истинны все отдельные сообщения, его составляющие Сигнал на выходе элемента реализующего функцию И, появится только тогда, когда есть сигнал на всех его входах
Например, для случая аргументов х1 и х2, если истинное сообщение обозначить через 1, ложное через 0, сложную логическую функцию И можно записать следующим образом
По аналогии с алгеброй конъюнкцию называют логическим умножением функцию читают χ1 И х2 Релейный эквивалент функции И для двух сигналов на входе показан на рис 9.3
Дизъюнкция (функция ИЛИ) Сложное сообщение истинно, когда истинно хотя бы одно из сообщений, его составляющих Сигнал на выходе логического элемента, реализующего функцию ИЛИ, появится только тогда, когда есть сигнал хотя бы на одном из его входов
В случае двух аргументов эту функцию можно записать следующим образом
Рис. 9.3. Релейный эквивалент функции И для двух сигналов
Рис. 9.4. Релейный эквиваленте ИЛИ
Дизъюнкция (или) называется логическим сложением и читается х1, ИЛИ х2 Релейный эквивалент функции ИЛИ для двух аргументов показан на рис 9.4.
Существуют и другие более сложные логические функции, но все они могут быть реализованы с помощью унифицированных логических элементов И, ИЛИ и НЕ. Так, функция НИ—НИ может быть реализована последовательным соединением логических элементов ИЛИ и НЕ. Сигнал на выходе логического элемента, реализующего эту функцию, отсутствует при наличии сигнала хотя бы на одном из его входов.
9.3. Обеспечение надежности действия тепловых защит
Повреждения теплового оборудования вследствие аварий и связанные с ними простои приносят большие убытки. В то же время замена систем ТЗ действиями операторов в аварийных ситуациях невозможна. Поэтому системы ТЗ должны быть более надежны, чем информационные подсистемы и АСР.
Надежность ТЗ определяют как числом отказов в срабатывании, так и количеством ложных срабатываний. Под ложным срабатыванием понимают отказ какого-либо элемента системы ТЗ, например отказ типа короткого замыкания в электрической схеме, приводящий к срабатыванию системы в целом. Мерой надежности систем защит служит среднее время, ч, наработки на один отказ (ложное срабатывание):
где tj — время i-й наработки между отказами; n — число отказов. Другой часто употребляемый показатель надежности ТЗ — интенсивность потока отказов
где τΣ — суммарное время исправной работы системы ТЗ между ремонтно-восстановительными работами (суммарная наработка).
Интенсивность потока отказов λтз при чередующихся пусках и остановах технологических ниток определяют по результатам наблюдений за работой ТЗ на оборудовании, находящемся под нагрузкой:
где k’ — число включений оборудования (пусков); ni — число отказов при i’-м включении; t’,· — длительность работы оборудования после i’-го включения (пуска).
Надежность систем ТЗ должна быть определяющим факторе при их проектировании. Однако безотчетное стремление повысит, надежность ТЗ с помощью синтеза сложных логических функций может привести к противоречивым результатам.
Надежность элементов защит
Наименование логической функции
Вероятность безотказной работы, q
для случаев отказа в срабатывании
для случаев ложного срабатывания
С одной стороны — к достижению желаемых показателей, с другой — к удвоению или утроению количества используемых приборов, увеличению времени на их обслуживание и восстановление в случае отказа. Поэтому повышение надежности систем за счет усложнения и удорожания технических средств следует проводить в разумных пределах.
Мероприятием, повышающим надежность действия систем ТЗ за счет увеличения исходной вероятности безотказной работы применяемых технических средств, служит использование для них высоконадежных источников электрического питания. Таким источником на ТЭС служит аккумуляторная батарея с напряжением на выходе 220 В, которая продолжает снабжать цепи защиты электрической энергией при авариях, сопровождаемых полной потерей напряжения переменного тока в системе собственных нужд.
Кроме того, питающее напряжение подводят к панелям защит по двум независимым линиям, одна из которых служит резервной. Оповещение персонала о прекращении электрического питания каждой из групп ТЗ осуществляют автоматически с помощью сигнальных устройств, привлекающих повышенное внимание.
9.4. Технологические защиты
Защита от потускнения и погасания факела. Тепловую защиту этого вида предусматривают в случае погасания факела в топке при неустойчивом горении. Подача топлива при этом должна быть прекращена, так как его скопление в топке может привести к образованию взрывоопасной смеси. Останов котла в системе защиты от погасания факела осуществляют в следующей последовательности:
датчики, установленные с двух сторон топки с контактами — включенными по схеме И;
промежуточное реле — отключающее устройство дутьевых вентиляторов и далее по линиям связей электроблокировки (см. рис. 9.5.).
В качестве датчиков применяют фоторезисторы, визируемые на ядро факела и включаемые последовательно с обмоткой фотореле, которое срабатывает при заданном уровне излучения факела. В качестве подтверждающего сигнала может использоваться разрешение вверху топки, резко возрастающее при обрывах факела. С этой целью контакты сигнализатора падения давления в топке включаются последовательно с контактами фотореле.
Котлы, работающие на пылевидном топливе, снабжают защитой от потускнения факела, воздействующей на подачу резервного топлива (включение газовых горелок или мазутных форсунок) при снижении уровня светимости факела. Система ТЗ содержит реле времени, задерживающее сигнал на открытие клапана с электромагнитным приводом, установленного на линии подвода резервного топлива, на 5—10 с. Это необходимо для предотвращения ложных срабатываний ТЗ в случае кратковременных потускнении (миганий) факела. Защита от погасания и потускнения факела и связанная с нею система звуковой и световой сигнализации приобретают особенно большое значение на крупных ТЭС с блочными или групповыми щитами управления, когда оператор лишен возможности прямого наблюдения ш состоянием факела в тапках. В этом случае используют специальный автомат защиты котла, определяющий потускнение факела по уровню светимости, а погасание — по пульсациям факела в видимой и инфракрасном частях спектра свечения.
Защита от понижения температуры перегрева первичного пара. При понижении температуры пара до предельного значения сигнал от температурного датчика (термопары), пройдя через электронный усилитель поступает на вход релейного устройства И, которое воздействует на останов дутьевого вентилятора и далее по линии электроблокировочной связи на останов котла (см. рис. 9.5)
Автоматические защитные устройства этого вида предохраняют паропровод и проточную часть турбины от заброса частиц воды.
Рис. 9.5. Схема действия тепловых защит барабанных котлов.
Аналогично устроена и действует система защиты от повышения температуры первичного пара сверх установленного максимального значения.
Помимо рассмотренных защит, к останову котла или к снижению нагрузки приводит непредвиденное или ошибочное отключение дутьевых вентиляторов ДВ, дымососов ДС и вентиляторов первичного воздуха ВПВ (см. рис. 9.5).
Защита от прекращения подачи воды (рис.9.6) Для котлов предусматривают автоматическую защиту, воздействующую на останов при снижении расхода воды Gпв. на контур до 30% расчетной производительности. Сигналом, подтверждающим необходимость действия защиты, может служить снижение давления у за регулирующим питательным клапаном (РПМ до 15% по сравнению с дав гением при полном расходе. Одновременное появление этих сигналов вызывает включение резервных питательных насосов, а в случае их отказа через Δτ -= 15—20 с зашита производит останов котла возведением на дутьевые вентиляторы.
Рис. 9.6. Схема действия защит прямоточного котла
Защита от разрыва труб водяного экономайзера. Утечка воды в экономайзере из-за появления свища в трубах может привести к нарушению нормального режима работы испарительного контура и повышению температуры пара в тракте. Поэтому появление небаланса ↑ ΔG в 25—30% между расходами воды до и после водяного экономайзера (ВЭ) на каждом из его потоков служит сигналом для срабатывания защиты, воздействующей на останов котла с выдержкой времени Δτ = 20 с, необходимой для предотвращения ложного останова из-за небаланса расходов по режимным условиям. В качестве подтверждающего сигнала этой защиты используют резкое повышение температуры пара по тракт.
Аналогично могут быть устроены ТЗ от повреждения других поверхностей нагрева.
Структуры АСУ ТП ТЭС и АЭС с использованием управляющих вычислительных комплексов.
Для обеспечения нормального функционирования мощных блоков тепловых и атомных электрических станций необходимо контролировать более 1000 параметров, из них свыше 100 должны иметь высоконадежную автоматическую стабилизацию. Особенно важными параметрами являются: частота вращения вала турбины; давление и температура пара на выходе котла и перед турбиной; давление в конденсаторе турбины; давление, коэффициент избытка воздуха и наличие факела в топке котла; распределение тепловыделения и плотности нейтронов и пр. Для управления блоком используется несколько сот регулирующих органов. Высокая стоимость оборудования, резкое увеличение приведенных затрат при авариях на блоках требуют исключительно надежной работы автоматики.
Совершенствование технологического оборудования повлекло за собой отказ от традиционных принципов контроля и управления. Новый подход к управлению станций в целом и энергоблоками в частности заключается в широком использовании вычислительной техники.
Автоматизированные системы управления технологическими процессами тепловых и атомных электростанций (АСУ ТП ТЭС и АЭС) являются составной частью иерархической структуры системы автоматизированного управления отраслью и реализуют функции по управлению ТЭС и АЭС и связи их с системами управления более высокого уровня (АСУ производственного энергетического объединения, АСУ энергосистемы). В основе АСУ ТП ТЭС и АЭС лежат современные технические решения: унифицированный сигнал постоянного тока; функциональное групповое управление; современные средства отображения информации; новые поколения средств регулирования и вычислительной техники.
Структура АСУ ТП ТЭС и АЭС соответствует иерархической структуре электростанции как объекта управления. Верхний уровень АСУ ТП содержит общестанционную часть, на нижнем уровне находятся системы управления отдельными технологическими установками.
В пределах этих систем организуются подчиненные системы управления технологическими узлами функциональными группами, подгруппами и т. д. вплоть до индивидуальных исполнительных механизмов. АСУ ТП энергоблоков находятся на уровне систем управления технологическими установками, полностью обеспечивают надежное и экономичное управление энергоблоками во всех эксплуатационных режимах и реализуют как информационные, так и управляющие функции.
К числу информационных функций АСУ ТП энергоблока относятся:
контроль параметров и определение показателей, характеризующих текущее состояние технологического оборудования энергоблока;
расчет отклонений текущих показателей от нормативных;
регистрация аварийных ситуаций на энергоблоке с фиксацией изменения важнейших параметров в доаварийной ситуации;
расчет и анализ технико-экономических показателей отдельных установок и по энергоблоку в целом за оперативные интервалы времени;
расчет оптимальных показателей ведения технологического процесса;
расчет характеристик относительных приростов в темпе процесса и передача исходных данных в общестанционную систему для реализации функций оптимального распределения между энергоблоками активной мощности;
представление информации оперативному персоналу по месту и на блочном щите управления (БЩУ);
диагностика состояния технологического оборудования и АСУ ТП.
К числу управляющих функций АСУ ТП энергоблока, реализуемых УВК, относятся:
автоматическое регулирование технологических параметров по заданным законам путем непосредственного управления (НЦУ);
вычисление данных для оптимизации отдельных технологических процессов энергоблока и выдача их в виде совета оператору-технологу (работа УВК в режиме советчика) или вывод управляющих воздействий на датчики локальных автоматических регуляторов (супер- визорное управление);
дискретное управление пусками и остановками технологического оборудования.
Кроме функции, выполняемых с применением УВК, следует назвать управляющие функции, реализуемые на других технических средствах:
дистанционное управление приводами арматуры и регуляторами с БЩУ;
автоматическое регулирование с использованием локальных регуляторов; защиты и блокировки;
функционально-групповое управление определенных технологических узлов по заранее заданным программам.
Тепловая электростанция
Теплова́я электроста́нция (или теплова́я электри́ческая ста́нция) — электростанция, вырабатывающая электрическую энергию за счёт преобразования химической энергии топлива в процессе сжигания в тепловую, а затем в механическую энергию вращения вала электрогенератора. В качестве топлива широко используются различные горючие ископаемые: уголь, природный газ, реже — мазут, ранее — торф и горючие сланцы.
Многие крупные тепловые станции вырабатывают лишь электричество — традиционно ГРЭС (в настоящее время — КЭС); средние станции могут также использоваться для выработки тепла в схемах теплоснабжения (ТЭЦ).
В традиционных теплоэлектростанциях топливо сжигается в топке парового котла (ранее также назывались парогенераторами), нагревая и превращая в пар питательную воду, прокачиваемую внутри котла в специальных трубках (водотрубный котёл). Полученный перегретый пар с высокой температурой (до 400—650 градусов Цельсия) и давлением (от единиц до десятков МПа) подается через паропровод в турбогенератор — совмещенные паровую турбину и электрогенератор. В многоступенчатой паровой турбине тепловая энергия пара частично превращается в механическую энергию вращения вала, на котором установлен электрический генератор. В ТЭЦ часть тепловой энергии пара также используется в сетевых подогревателях.
В ряде теплоэлектростанций получила распространение газотурбинная схема, в которой полученная при сжигании газообразного или жидкого топлива смесь горячих газов непосредственно вращает турбину газотурбинной установки, ось которой соединяется с электрогенератором. После турбины газы остаются достаточно горячими для полезного использования в котле-утилизаторе для питания паросилового двигателя (парогазовая установка) или для целей теплоснабжения (Газотурбинная ТЭЦ).
Содержание
Типы [ править | править код ]
- Котлотурбинные электростанции
- (КЭС, исторически получили название ГРЭС — государственная районная электростанция) (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)
- Электростанции на базе парогазовых установок
- Электростанции на основе поршневых двигателей
- С воспламенением от сжатия (дизель)
- C воспламенением от искры
- Комбинированного цикла
Современные ТЭС делятся на два типа:
- С поперечными связями. Основной агрегат по пару и воде связаны между собой
- С блочной компоновкой. При таком типе основное оборудование описывается отдельным технологическим процессом в пределах каждого энергоблока.
Организация управления технологическим процессом ТЭС [ править | править код ]
Для осуществления управления технологического процесса ТЭЦ необходимо учитывать изменение производительности первоисточников энергии и их состоянием, в зависимости от электрической нагрузки.
Основными факторами, влияющими на организацию управления ТП ТЭС являются:
- организационная структура оперативно-диспетчерского управления;
- комплекс технических средств автоматизации; рабочего места оператора;
- композиционное решение оперативно-диспетчерских постов управления;
- существующий уровень автоматизации.
Реализация и концепции построения АСУ ТП ТЭС [ править | править код ]
Одна из основных задач управления технологическим процессом (ТП) на ТЭС состоит в поддержании непрерывною соответствия между количествами вырабатываемой и потребляемой энергии. Решение этой задачи может осуществляться по частям с помощью автономных АСР [ уточнить ] парового котла, турбины и электрического генератора.
Состав функций АСУ ТП:
- Информационные функции АСУ ТП по энергоблокам:
- Оперативный контроль
- Технологическая сигнализация
- Расчет технико-экономических показателей
- Определение достоверности информации
- Диагностика состояния оборудования
- Регистрация аварийных положений
- Формирование банков данных
- Функции управления АСУ ТП по энергоблоку
- Статическая оптимизация режимов работы энергооборудования
- Исследование объекта управления
- Имитация экстремальных условий
- Информационные функции АСУ ТП по ТЭС
- Общестанционный контроль
- Расчет общестанционных ТЭП
- Контроль достоверности информации
- Регистрация общестанционных аварий
- Обмен оперативно-диспетчерской информацией с АСУ вышестоящих и нижестоящих уровней
- Формирование развитых баз данных
- Функции управления АСУ ТП по ТЭС
- Оптимальное распределение электрических нагрузок между энергоблоками
- Оптимальное распределение экологических нагрузок между энергоблоками
- Выбор состава работающего оборудования энергоблоков
- Дискретное и непрерывно-дискретное управление вспомогательным оборудованием
- Выполнение логических операций по переключениям в главной электрической схеме станции
- Групповое управление автоматическими системами регулирования возбуждения электрических генераторов [3]
Функционально-групповое управление (ФГУ) [ править | править код ]
Осуществляется путем декомпозиции и агрегирования, для разделения энергоблока на отдельные элементы или участки для децентрализованного управления ими. В результате ФГУ повышается надежность и точность автоматизированной системы управления энергоблока в целом. Деление на функциональные группы условное, однако оно облегчает работу оперативно-обслуживающего персонала.
Примеры перечня ФГ для мощного моноблока с прямоточным котлом и конденсационной турбины [3] :
- питания водой,
- полами твердого пылевидного топлива,
- подачи жидкого (газообразного) топлива,
- подачи и подогрева воздуха,
- розжига растопочных горелок,
- удаления и очистки дымовых газов,
- подавления вредных выбросов,
- пароперегреватели;
по генератору:
- система охлаждения,
- система возбуждения,
- система синхронизации;
по турбине и вспомогательному оборудованию:
- система снабжения смазочным маслом
- система снабжения регулирующей жидкостью (аккумуляторный бак, центральный насос, устройства распределения и т.п.)
- система снабжения паром для прогрева соединительных трубопроводов в пределах турбины,
- система снабжении турбины перегретым паром (ГПЗ, паровые байпасы, стопорный и регулирующий клапаны, АСР частоты вращения и т.п.),
- вакуумно-уплотнительные устройства (пусковой и рабочий -эжекторы, система лабиринтовых уплотнений и т.п.),
- охладительная установка (конденсатор, циркуляционные насосы и т.п.),
- конденсатные насосы,
- блочная обессоливающая установка,
- питательно-деаэраторная установка,
- подогреватели среднего давления,
- подогреватели высокого давления.
Экономическая эффективность от автоматизации теплового оборудования ТЭС [ править | править код ]
Все нововведения полезны, если они экономически выгодны, поэтому введение автоматизации на ТЭС следует производить учитывая экономическую эффективность.
Автоматизация в результате экономит следующие аспекты затрат на ТЭС:
- Изменение (прирост) КПД установки
- Изменение (прирост) выработки электроэнергии
- Изменение (уменьшение) расхода тепловой и электрической энергии на собственные нужды.
Математические модели и методы, используемые в задачах управления ТЭС [ править | править код ]
Технологический процесс на ТС заключается в поэтапном преобразовании различных видов энергии (при этом, технологический процесс имеет особенность: конечный продукт — электроэнергия — не подлежит складированию). Косвенным показателем соответствия между паропроизводительностью котла мощностью турбины служит давление перегретого пара.
Для описания технологических процессов и формирования критериев управления составляются математические модели. Их изображают в форме уравнений.
В качестве объекта управления, характеризующего технологический процесс на ТЭС в целом, обычно выбирают типичный энергоблок. Технологический процесс, протекающий в таком блоке, можно представить в виде двух последовательных процессов: в паровом котле и турбогенераторе. [4]
Экологические аспекты использования [ править | править код ]
Энергетика является одним из тех секторов мировой экономики, изменения в которых необходимы, чтобы избежать неприемлемых последствий глобального потепления. Оценки энергоинфраструктуры на основе глобального эмиссионного бюджета CO2 показывают, что после 2017 года в мире не должны вводиться в строй новые электростанции, работающие на ископаемом топливе. [5]
Тепловые электростанции зачастую становятся «мишенями» для радикально настроенных климатических активистов. [6] [7]
