Высокая экономичность при различных режимах поддерживается автоматическими регуляторами горения. Падение экономичности при переходе от экономической к максимально длительной нагрузке обычно не превышает 2—3%.
Котлы снабжены звуковыми сигнализаторами предельных уровней воды и автоматическими регуляторами питания котла.
На всех котлах ТЭЦ – 1 предусмотрены водосмотры, не смотря на наличие автоматических регуляторов питания и дистанционного привода для управления регулирующими питательными органами с рабочего места машиниста котла. Во всех других случаях наблюдение за уровнем воды и питанием котлов возлагается на машиниста котла.
Основные операции по управлению блоком осуществляются вычислительной подсистемой совместно с автоматическими регуляторами. В наиболее сложных режимах работы, таких как пуск, останов, аварийные режимы, вычислительная подсистема работает как советчик дежурного оператора. Роль и квалификация дежурного оператора с применением АСУ не только не снижается, но постоянно повышается. Операторами на ТЭЦ – 1 работают, как правило, техники, имеющие опыт работы и хорошо знающие не только основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование, но и изучившие состав и принципы работы АСУ и умеющие контролировать работу системы автоматического управления.
Для обеспечения постоянного соответствия между выработкой пара, подачей топлива, воздуха и воды котельные агрегаты в 1999 – 2002 гг. были снабжены автоматическими регуляторами питания и горения – системой AMAX. Эта система учитывает способность самого котельного агрегата запасать (аккумулировать) некоторое количество тепла, которое может быть использовано в момент перехода от одной нагрузки к другой до того, как будет установлен соответствующий новой нагрузке режим питания и горения. Система AMAX позволяет регулировать питание котельного агрегата с рабочего места машиниста.
В котлах для всего возможного диапазона солесодержания питательной воды продувка осуществляется по качеству воды в солевых отсеках. Котлы № 10, 11 и 12 оснащены автоматическими регуляторами размера продувки по значению солесодержания котловой воды.
Автоматизация системы защиты паровой турбины от падения давления масла:
Защита работает от 3-х датчиков давления масла ДЕМ по схеме "2" из "3-х". Один датчик настроен на 0,7 кгс/см2, два на 0,3 кгс/см2. При понижении давления масла до 0,7 кгс/см2 загорается табло “Давление масла на смазку I предел “. При достижении давления масла 0,3 кгс/см2 подается команда на отключение турбины с выдержкой времени 3 сек., при этом:
– выпадает блинкер “Падение давления масла на смазку”, загорается табло “Давление масла на смазку аварийно” и работает звуковой сигнал;
– срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;
– выпадают блинкера “Аварийное отключение турбины” и “Автомат безопасности”;
– загораются табло “Стопорный клапан закрыт” и “Аварийное отключение турбины”;
– после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;
– открывается задвижка срыва вакуума;
– открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;
– закрываются обратные клапана;
– проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;
– без выдержки времени после закрытия стопорного клапана проходит команда на отключение генератора и загорается табло “ Генератор отключен ”.
Автоматизация системы контроля вакуума в конденсаторе:
Защита работает от 3-х вакуум-реле по схеме "2" из "3-х". Одно реле настроено на 630 мм.рт.ст. (I предел), два на 470 мм.рт.ст. (II предел). Защита вводится автоматически при нормальном вакууме, подтвержденным 2-мя вакуум-реле. При падении вакуума до I предела загорается табло “ Вакуум низок “ и работает звуковой сигнал. При дальнейшем падении вакуума до II предела подается команда на отключение турбины, при этом:
– выпадает блинкер и загорается табло “ Вакуум аварийный “;
– срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;
– выпадают блинкера “Аварийное отключение турбины” и “Автомат безопасности”;
– загораются табло “Стопорный клапан закрыт” и “Аварийное отключение турбины”;
– после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;
– открывается задвижка срыва вакуума;
– открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;
– закрываются обратные клапана;
– проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;
– без выдержки времени после закрытия стопорного клапана проходит команда на отключение генератора и загорается табло “ Генератор отключен ”.
Автоматизация системы контроля температуры пара перед турбиной:
Защита работает от датчиков температуры острого пара в трубопроводах № 1 и № 2 и датчика температуры острого пара в стопорном клапане по схеме "2" из "3-х". Защита вводится автоматически при температуре 520°С в стопорном клапане и при открытом стопорном клапане. При понижении температуры в стопорном клапане до 520°С загорается табло "Температура в стопорном клапане низка I предел". При дальнейшем понижении температуры в стопорном клапане и в паропроводах № 1,2 до температуры 495°С подается команда на отключение турбины, при этом:
– срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;
– после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;
– открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;
– закрываются обратные клапана;
– проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;
– команда на отключение генератора проходит через 3 сек. после срабатывания реле обратной мощности (РОМ), загорается табло “ Генератор отключен “ (от блинкера).
Автоматизация контроля состояния генератора:
При внутреннем повреждении генератора (срабатывании “Дифференциальной защиты генератора Г9”, “Дифференциальной защиты трансформатора Т9”, “Газовой защиты трансформатора Т9”, “Максимальной токовой защиты генератора Г9”) из схемы электрической защиты проходит импульс в схему технологической защиты на отключение турбины, при этом:
– срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;
– после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;
– открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;
– закрываются обратные клапана;
– проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;
– команда на отключение генератора проходит через 3 сек. после срабатывания реле обратной мощности (РОМ), загорается табло “ Генератор отключен “ (от блинкера).
11.6. Структурная схема АСУ ТП
На электростанции ТЭЦ - 1 функционирует АСУ ТП, решающее следующие типовые комплексы задач:
технико-экономическое планирование;
управление сбытом электрической и тепловой энергии;
управление развитием энергопроизводства;
управление качеством продукции, стандартизацией и метрологией;
управление топливоснабжением;
управление кадрами;
Автоматические системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) функционируют как самостоятельные системы и как подсистемы интегрированных АСУ энергосистем.
В состав комплекса технических средств АСУ входят:
средства сбора и передачи информации (датчики информации, кана-
лы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т. д.);
средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональная клавиатура и др.);
средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности и др.);
вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.).
Подразделения, обслуживающие АСУ ТП, должны обеспечивают:
надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения АСУ;
представление согласно графику соответствующим подразделениям информации, обработанной в ЭВМ;
эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующими нормативами;
совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовки исходной информации;
ведение классификаторов нормативно-справочной информации;
организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;
разработку нормативных документов, необходимых для функционирования АСУ;
анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевременное представление отчетности.
Контроль давления и температуры конденсата, питательной воды и пара производится стандартными приборами для измерения и регистрации.
Температурный контроль металла, корпус цилиндров и трубопроводов осуществляется с помощью термопар и вторичных приборов, позволяя оценить тепловое состояние турбины на всех режимах работы и в состоянии резерва.