0_tzd_asutp

СОДЕРЖАНИЕ:

I.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ._______________________________________________________________ 4

II.ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ. ___________________________________ 5

2.1.Состав и краткая характеристика оборудования турбоустановки. _______________________ 5

2.2.Режим работы оборудования турбоустановки. _________________________________________ 7

2.3.Концепция контроля и управления технологическим оборудованием. ___________________ 7

III.ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ. ________________________________________________________ 9

3.1.Требования к системе в целом._______________________________________________________ 9

3.1.1.Требования к структуре и функционированию ПТК АСУТП. ___________________________ 9

3.1.2.Описание структурной схемы ПТК АСУТП (см. рисунок 1 приложения).________________ 10

3.1.3.Требования к надежности. _______________________________________________________ 12

3.1.4.Требования к безопасности. ______________________________________________________ 15

3.1.5.Требования к эргономике и технической эстетике. ___________________________________ 16

3.1.6.Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту. __________________ 16

3.1.7.Требования к защите от влияния внешних воздействий. ______________________________ 17

3.1.8.Требования к электропитанию компонентов ПТК АСУТП. ____________________________ 18

3.1.9.Требования к защите информации от несанкционированного доступа. __________________ 18

3.1.10.Требования к сохранности информации при авариях._________________________________ 18

3.1.11.Требования по стандартизации и унификации. ______________________________________ 19

3.2.Требования к функциям АСУТП. ___________________________________________________ 19

3.2.1.Требования к составу технологических функций АСУТП._____________________________ 19

3.2.2.Требования к общесистемным функциям АСУТП. ___________________________________ 20

3.2.3.Требования к информационным функциям АСУТП. _________________________________ 26

3.2.4.Требования к управляющим функциям АСУТП._____________________________________ 34

3.3.Требования к видам обеспечения. ___________________________________________________ 40

3.3.1.Требования к математическому обеспечению._______________________________________ 40

3.3.2.Требования к информационному обеспечению.______________________________________ 40

3.3.3.Требования к лингвистическому обеспечению. ______________________________________ 40

3.3.4.Требования к программному обеспечению. _________________________________________ 41

3.3.5.Требования к техническому обеспечению.__________________________________________ 41

3.3.6.Требования к метрологическому обеспечению.______________________________________ 46

IV. СОСТАВ РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ АСУТП. ___________________________________________ 48 V. ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ И ПРИЕМКИ. _______________________________________________ 50 VI. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТИРОВАНИЮ.__________________________________________ 52 VII. ГАРАНТИЙНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА. ________________________________________________ 54 VIII. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. __________________________________________________________ 55 IX. ПРИЛОЖЕНИЕ. __________________________________________________________________ 57

9.1.Таблица 1. Перечень аналоговых входных сигналов. ___________________________________ 1

9.2.Таблица 2. Запорная и регулирующая арматура, управляемая ПТК. _____________________ 5

9.3.Таблица 3. Механизмы собственных нужд и электродвигатели, поставляемые комплектно с турбиной, управляемые ПТК.________________________________________________________ 6

9.4.Таблица 4.1. Перечень дискретных входных сигналов, поступающих из исполнительных устройств в соответствии с каталогом схем управления.________________________________ 7

9.5.Таблица 4.2. Перечень дискретных входных сигналов (кроме поступающих из ИУ в соответствии с каталогом схем управления). _________________________________________ 10

9.6.Таблица 5.1. Перечень дискретных выходных сигналов (команд), поступающих на исполнительные устройства в соответствии с каталогом схем управления. ______________ 12

9.7.Таблица 5.2. Перечень дискретных выходных сигналов (команд) (кроме поступающих на ИУ в соответствии с каталогом схем управления).________________________________________ 13

9.8.Таблица 6. Количество исполнительных устройств и входных/выходных сигналов ПТК ТГ-5

Самарской ТЭЦ. __________________________________________________________________ 14

9.9.Таблица 7.1. Перечень органов управления аварийного пульта ТЩУ. __________________ 15

9.10.Таблица 7.2. Перечень основных приборов, устанавливаемых на панели аварийного контроля._________________________________________________________________________ 16

I.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ.

1.1.Полное наименование системы – Автоматизированная система управления технологическими процессами паровой турбины типа Р-50-130-1 на Самарской ТЭЦ.

1.2.Настоящее “Техническое задание…” разработано в соответствии с ГОСТ 34.602-89 (Л.1) и является основным документом передаче АСУТП в эксплуатацию.

1.3.Организация разработки и внедрения системы ведется с учетом требований (Л.2).

1.4.Заказчиком и финансирующей стороной разработки и внедрения АСУТП является АО “Самарская ТЭЦ”, да- лее именуемый ЗАКАЗЧИК.

1.5.Технологическим разработчиком системы и координатором работ по АСУТП является АО “Фирма ОРГРЭС”, г. Москва, далее именуемый РАЗРАБОТЧИК.

1.6.Поставщик ПТК АСУТП и разработчик прикладного программного обеспечения является ООО “Ай Си Пи Груп”, далее именуемая ПОСТАВЩИК ПТК.

1.7.Разработку технорабочего проекта в части установки периферийного оборудования АСУ ТП, прокладки и подключению кабельных связей вне ПТК АСУТП, автономных систем контроля осуществляет БелНИПИ- энергопром, далее именуемый ПРОЕКТИРОВЩИК.

1.9. Плановый срок завершения работ 22.12.2002 г.

II.ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ.

2.1.Состав и краткая характеристика оборудования турбоустановки.

Всостав оборудования турбоустановки входят:

üтурбина с вспомогательным оборудованием;

üгенератор со вспомогательным оборудованием.

2.1.1.Краткая характеристика турбины.

Турбина паровая с противодавлением типа Р-50-130-1 имеет следующие технические данные:

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, имеющий одновенечную регулирующую сту- пень и 16 ступеней давления. Турбина предназначена для непосредственного привода генератора перемен- ного тока. Ротор турбины соединен с ротором генератора муфтой.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой ко- робке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть ци- линдра. Четвертый регулирующий клапан открывается одновременно с пятым перегрузочным клапаном, пе- репускающим пар из камеры регулирующего колеса в камеру за четвертой ступенью.

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), служащий для проворачивания ротора после останова и перед пуском, которое обеспечивает скорость вращения ротора 3,4 об/мин. Валоповоротное уст- ройство приводится во вращение от электродвигателя.

Турбина снабжена автоматом поворота ротора, который обеспечивает поворот ротора остывающей турбины через каждые 10 мин на 1800.

Турбина имеет гидравлическую систему регулирования, управление которой при пуске и при работе под нагрузкой осуществляется механизмом управления турбиной (МУТ).

Концевые уплотнения ротора турбины выполнены без каминов. В соответствующие отсеки уплотне- ния подается пар из коллектора. Давление в коллекторе составляет 3,00-3,50 ата. Из крайних отсеков паро- воздушная смесь отсасывается в вакуумный охладитель.

Фикс-пункт турбины расположен на раме заднего подшипника со стороны генератора, и расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение. Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажей при пусках и остановках турбины преду- смотрено групповое дренирование в расширитель дренажей турбины.

2.1.2.Масляная система турбины.

Масляная система турбины питает маслом марки “22” турбинное “Л” ГОСТ 32-53 как систему регу- лирования при давлении 20 кгс/см2, так и систему смазки подшипников при давлении 0,8 кгс/см2 после мас- лоохладителей на уровне подшипников. Подача масла в систему регулирования производится центробеж- ным насосом, приводимым непосредственно от вала турбины. В систему смазки до маслоохладителей масло подается с помощью двух инжекторов, включенных последовательно. Первый инжектор обеспечивает, кро-

ме того, необходимый подпор на всасывании центробежного насоса системы регулирования (около 1 кгс/см2).

Для обслуживания турбины в период ее пуска предусматривается пусковой масляный электронасос на 1500 об/мин, производительность 180 м3/ч и напором 425 м вод.ст. Для нормальной эксплуатации насос пе- реводится на работу с электродвигателем переменного тока на 1000 об/мин, при этом достигается произво- дительность около 120 м3/ч и напор 187 м вод.ст.

Турбина снабжена одним резервным насосом смазки производительностью 100 м3/ч при напоре 22 м вод.ст. и одним аварийным насосом смазки производительностью 100 м3/ч при напоре 22 м вод.ст. Резерв- ный насос приводится в движение от электродвигателя переменного тока. Аварийный насос приводится в движение от электродвигателя постоянного тока.

Масляный бак сварной конструкции имеет рабочую емкость 14 м3. Для очистки масла от механиче- ских примесей в масляном баке установлены фильтры.

Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные, вертикальные) с

поверхностью охлаждения 63 м2 ±5 % и номинальным расходом масла через каждый маслоохладитель 90 м3/ч.

Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы с температурой, не превышающей 33 0С. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 140 м3/ч. При этом расхо- де гидравлическое сопротивление маслоохладителей равно 1,9 м вод. ст.

Подача охлаждающей воды к газоохладителям генератора осуществляется подъемными насосами. Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохладителям агре- гата, установлены фильтры с поворотными сетками для промывки на ходу.

2.1.3.Регенеративное устройство турбины.

Регенеративное устройство предназначается для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из трех поверхностных подогревателей высокого давления № 1, 2 и 3. Водяная сторона подогревателей рассчитана на полное давление, развиваемое питательными насо- сами, но не выше 230 кгс/см2.

Подогреватели высокого давления вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. Подогреватели имеют трубные секции, состоящие из стальных трубок, вваренных в

коллекторы. Корпуса подогревателей сварные, днища штампованные.

Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринтовых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель горизонтального типа, снабженный эжектором, поддерживающим давление в охла- дителе 0,95-0,97 ата. Отсос пара из промежуточных отсеков лабиринтовых уплотнений производится в по- догреватель ПСВ-200.

Охладитель пара лабиринтовых уплотнений охлаждается химически очищенной водой с температу- рой около 40 0С в количестве 60 т/ч.

Рабочим паром эжектора вакуумного охладителя служит пар из деаэратора 6 ата.

2.1.4.Краткая характеристика генератора.

Генератор ТВФ-63-2 предназначен для выработки электрической энергии при непосредственном со- единении с паровой турбиной.

Номинальные параметры генератора:

Генератор выполнен с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора и косвенным водородным охлаждением обмотки статора.

Технические характеристики водорода:

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на ва- лу ротора, и охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус генератора.

Циркуляция воды в газоохладителях осуществляется насосами, расположенными вне генератора. Технические характеристики воды в газоохладителях:

Маслоснабжение опорных подшипников и уплотнений вала производится от масляной системы тур-

бины (см. п. 2.1.2).

2.2.Режим работы оборудования турбоустановки.

2.2.1.Турбина Р-50-130-1 предназначены для выработки электрической энергии в базовом и регулирующем режимах работы.

Система контроля и управления должна обеспечивать возможность:

üостанов турбины;

üпуска турбины из холодного, неостывшего и горячего состояний;

üрегулирования нагрузки турбины;

üизменения мощности в регулировочном диапазоне при номинальных параметрах.

Эксплуатационные режимы работы турбины подразделяются на нормальные, переходные, предава- рийные, аварийные и специальные. В каждом из перечисленных режимов должны выполняться требования, которые приводятся ниже.

2.2.2.Нормальные эксплуатационные режимы включают в себя базовый и регулирующий режимы работы турбины.

При работе турбины в этих режимах в регулировочном диапазоне нагрузок должны удовлетворяться следующие требования:

üподдержание заданного значения нагрузки турбины, в том числе промежуточного, максималь- ного или минимального допустимого значения;

üподдержание заданных значений или соотношений регулируемых параметров;

üподдержание остальных (нерегулируемых параметров) в пределах заданных ограничений.

2.2.3.Переходные режимы работы турбины – режимы плановых пусков и остановов – разделяются на пуск из холодного состояния, пуск из неостывшего состояния, пуск из горячего состояния, плановый останов.

2.2.4.Предаварийные режимы связаны с аварийным отключением механизмов и агрегатов турбины, аварийными событиями в энергосистеме, требующими сброса нагрузки турбины, нарушениями устойчивости технологического процесса, ошибками управления, повреждениями оборудования, не позволяющими оставить его в работе и пр.

При возникновении предаварийных режимов должны выполняться следующие специальные требова-

ния:

üудержание параметров в пределах аварийных ограничений с целью предотвращения развития аварий;

üвключение имеющихся резервных механизмов или отключение рабочих при необходимости.

2.2.5.Аварийные режимы связаны с разрушением или недопустимым отклонением параметров технологического оборудования.

При возникновении таких режимов оборудование должно быть аварийно отключено с обеспечением условий безопасности и минимального ущерба.

2.2.6.Разрешается работа турбины в беспаровом режиме не более 4-х минут.

2.2.7.В аварийных ситуациях, связанных с невозможностью отключения генератора от сети по каким-либо причинам, допускается работа турбины в беспаровом режиме с охлаждением проточной части методом противотока длительностью не более 1-го часа.

2.2.8.Специальные режимы создаются для проведения испытаний и других целей, не связанных с выполнением основной функции турбины.

При проведении специальных режимов должны выполняться требования безопасности и сохранения целостности оборудования. Другие условия должны оговариваться в программах испытаний.

2.3.Концепция контроля и управления технологическим оборудованием.

На турбоустановке должны быть реализованы следующие виды контроля и управления:

üосновной контроль и управление с ГрЩУ-2;

üавтономные системы контроля, связанные с ПТК;

üаварийное управление с ГрЩУ-2 и по месту;

üавтономный контроль и управление с ГрЩУ-2 электротехническим оборудованием;

üавтономный контроль и управление с МЩУ и по месту.

2.3.1.Основной контроль и управление с ГрЩУ-2 осуществляется с автоматизированного рабочего места оператора-технолога (АРМ ОТ) по турбине с использованием дисплеев, манипуляторов типа “мышь” и функциональных промышленных клавиатур.

Этот вид контроля и управления распространяется на все оборудование турбины, а также на часть те- пломеханического оборудования генератора.

2.3.2.Автономные системы контроля, связанные с ПТК:

üсистема контроля мехвеличин турбины и др.

Эти системы передают информацию в ПТК АСУ ТП посредством системных шин или прямых ка- бельных связей.

2.3.3.Аварийное управление предусматривается:

üс ГрЩУ-2;

üпо месту.

2.3.3.1.Аварийное управление с ГрЩУ-2 реализуется на аварийном пульте управления (АПУ) турбины, устанав- ливаемом в оперативном контуре управления ГрЩУ-2.

Объем аварийного управления ГрЩУ-2 должен быть минимальным и обеспечивать безо- пасное аварийное отключение оборудования через ПТК или при выходе из строя ПТК. Пере- чень органов управления и приборов контроля приведен в таблицах 7.1 и 7.2 приложении.

2.3.3.2.Аварийное управление по месту механизмами собственных нужд осуществляется посредством кнопок, устанавливаемых непосредственно у механизмов.

Команды от кнопок поступают в схемы управления механизмами, информация о нажа- тии на кнопку поступает в ПТК для регистрации.

2.3.4.Автономный контроль и управление с ГрЩУ-2 электротехническим оборудованием (панели и пульты управления) остается в прежнем объеме.

ВПТК может подаваться информация от ключей управления в минимальном объеме (до 10 сигна-

лов).

2.3.5.Автономный контроль и управление с МЩУ и по месту реализуется для объектов неоперативного управления, для электротехнического оборудования турбины, система контроля и управления которым реализована с применением традиционных технических средств.

Ключи (кнопки) и датчики технологических параметров постов автономного контроля и управления не связаны с ПТК АСУ ТП.

Состояния отдельных исполнительных устройств могут поступать в ПТК для отображения и регист-

рации.

III.ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ.

3.1.Требования к системе в целом.

3.1.1. Требования к структуре и функционированию ПТК АСУТП.

3.1.1.1.Функциональная структура ПТК должна представлять собой ряд взаимосвязанных подсистем, классифи- цируемым по исполняемым функциям:

üподсистема сбора и первичной обработки значений технологических параметров и состояния полевого оборудования;

üподсистема графического отображения состояния технологического оборудования и полевого оборудования;

üподсистема предупредительной и аварийной сигнализации отклонений технологических пара- метров и состояния задач;

üподсистема регистрации значений технологических параметров и событий в системе;

üподсистема обеспечения связи с внешними (по отношению к АСУТП турбины) потребителями информации;

üподсистема автоматического регулирования;

üподсистема логического бесшагового управления технологическим оборудованием (техноло- гические блокировки, в т.ч. АВР);

üподсистема технологических защит;

üподсистема дистанционного управления исполнительными органами и задачами;

üподсистема обработки приоритетов и формирования выходных команд управления исполни- тельными устройствами;

üподсистема аварийного дистанционного останова технологического оборудования.

3.1.1.2.Подсистема сбора и первичной обработки значений технологических параметров и состояния перифе- рийных устройств должна выполнять следующие функции:

üприем измерительной информации от датчиков технологических параметров и, при необходи- мости, нормализующих преобразователей;

üдиагностика достоверности принимаемой информации;

üпервичная обработка измерительной информации (фильтрация, линеаризация, масштабирова- ние, контроль достоверности и т.д.);

üрасчет уставок технологической сигнализации и срабатывания защит.

3.1.1.3.Подсистема графического отображения состояния технологического оборудования и периферийных уст- ройств должна выполнять следующие функции:

üпредставление информации оперативному персоналу и другим пользователям по состоянию основного и вспомогательного технологического оборудования;

üпредставление информации о значениях технологических параметров и их отклонениях;

üпредставление информации о состоянии и работоспособности полевого оборудования АСУТП;

üпредставление информации о состоянии и ходе выполнения задач управления.

3.1.1.4.Подсистема предупредительной и аварийной сигнализации отклонений технологических параметров и состояния задач должна выполнять следующие функции:

üформирование информации о превышении уставок технологической сигнализации;

üпредставление информации о появлении сообщений технологической сигнализации, работе программ защит, отказах полевого оборудования и ПТК АСУТП на экране дисплея;

üпредставление информации об отклонениях параметров за уставки сигнализации на видео- граммах фрагментов тепловой схемы;

üформирование звуковой сигнализации и речевых сообщений (опционально).

3.1.1.5.Подсистема регистрации значений технологических параметров, работы задач АСУТП, других событий должна обеспечивать сохранение значений технологических параметров, состояний задач управления, системных событий разного рода на устройствах долговременного хранения. По запросу пользователей из массивов архива должны формироваться протоколы для вывода на печать. Структура баз данных ар- хива должна быть доступной для использования сохраняемой информации (в том числе и оперативной)