Главная страница 1 ... страница 2страница 3страница 4страница 5 ... страница 7страница 8


8.2 Гарантии
8.2.1 Поставщик ПТК должен гарантировать надежную и эффективную работу ПТК в целом (включая средства, используемые им как комплектующие изделия) в соответствии с техническими условиями на ПТК, которые должны соответствовать оговоренным в ОТТ показателям.

8.2.2 Гарантийный срок на ПТК должен быть не менее 18 мес. после изготовления и готовности к поставке ПТК заказчику при условии хранения ПТК на площадке заказчика в соответствии с требованиями поставщика. В этот период поставщик ПТК должен производить гарантийный ремонт. В дальнейшем, на весь срок службы ПТК поставщик должен гарантировать поставку за отдельную плату ЗИП в необходимом объеме.




Приложение А

(справочное)


КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ПО АСУ ТП ТЭС
АСУ ТП ТЭС — система, состоящая из персонала и комплекса средств автоматизации, осуществляющая управление технологическим процессом на оборудовании ТЭС в реальном времени.

АСУ ТП ТЭС в общем случае является многоуровневой системой управления, содержащей (рисунок А.1):

— АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС;

- локальные АСУ ТП (АСУ ТП энергоблоков, АСУ ТП открытого (закрытого) распределительного устройства высокого напряжения и другого общестанционного технологического оборудования).

Основными системами управления на ТЭС являются АСУ ТП энергоблоков, взаимодействующие с вышестоящей АСУ ТП — АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС (при ее наличии), а при необходимости и с другими смежными, локальными АСУ ТП ТЭС.

АСУ ТП общестанционного уровня управления ТЭС взаимодействует с АСУ вышестоящего уровня управления (АСДУ) и локальными АСУ ТП ТЭС, подготавливает и пересылает информацию в АСУ П ТЭС, а также сравнительно редко получает из АСУ П необходимую информацию (например, результаты расчетов по диагностике оборудования и т.п.).

Обобщенная структура АСУ ТП энергетического объекта ТЭС показана на рисунке А.2.

Различные значения показателей аппаратной надежности (таблица А.1) для вариантов ответственности подсистем позволяют при разработке и проектировании АСУ ТП ТЭС применять обоснованное и дифференцированное дублирование сетей, сетевых средств, контроллеров и других устройств ПТК для различных сегментов сети и частей оборудования ТЭС (например, топливоподача, водоподготовительная установка, ОРУ и т.п.).




Рисунок А.1 Обобщенная структурная схема АСУ ТП ТЭС

Рисунок А.2 Обобщенная структурная схема АСУ ТП энергетического объекта ТЭС

Таблица А.1 - Показатели аппаратной надежности отдельных подсистем


Подсистема, формулировка отказа

Средняя наработка на отказ, тыс. ч, не менее

Средняя продолжительность




Вариант ответственности подсистемы

восстановления, ч, не более

Обычный

Повышенной надежности

Высокой надежности

1

2

3

4

5

1. Сбор и предварительная обработка аналоговой информации:













- отказ одного канала

10,0

20,0

30,0

1

- одновременный отказ двух или более каналов в одной УСО

30,0

70,0

100,0

1

- одновременный отказ всех каналов одного УСО

100,0

150,0

200,0

1

2. Сбор и предварительная обработка дискретной информации:













- отказ одного канала

10,0

20,0

30,0

1

- одновременный отказ всех каналов одного УСО

100,0

150,0

200,0

1

3. Передача данных по интерфейсным каналам:













- невозможность обмена данными между двумя любыми контроллерами

20,0

30,0

50,0

1

- невозможность обмена данными между тремя или более контроллерами

30,0

50,0

100,0

1

- невозможность обмена данными между любым из контроллеров и устройствами верхнего уровня (сервер, операторские и другие станции ПТК)

100

200

400

1

4. Предупредительная и аварийная сигнализация:













- отказ одного канала

10,0

20,0

30,0

1

- отказ более чем одного канала

50,0

80,0

100,0

1

5. Автоматическое регулирование:













- отказ одного контура АР

10,0

15,0

20,0

1

- одновременный отказ всех контуров АР в пределах одного контроллера

30,0

40,0

50,0

1

- ложное срабатывание по одному каналу

100,0

200,0

300,0

0,5

6. Логическое и программное управление ЛУ и ПУ:













- отказ одной программы ЛУ, ПУ

10,0

15,0

20,0

1

- одновременный отказ всех программ одного контроллера

15,0

30,0

50,0

1

- ложное срабатывание по одному каналу

100,0

200,0

300,0

0,5

7. Отображение информации оператору-технологу:













- невозможность вызова одного видеокадра

3,0

8,0

10,0

1

- отсутствие динамической информации по одному каналу

3,0

5,0

10,0

1

- невозможность вызова всех видеокадров на одной операторской станции

20,0

30,0

100,0

1

- невозможность вызова всех видеокадров на всех операторских станциях

200

300

400

1

8. Дистанционное управление:













- невозможность управления по одному каналу

50,0

100,0

200,0

1

- невозможность управления по двум и более каналам

100,0

200,0

300,0

1

- ложное срабатывание по одному каналу

500,0

750,0

1000,0

0,5

9. Регистрация аварийных ситуаций РАС:













- отказ по одному параметру РАС

3,0

10,0

20,0

1

- полный отказ РАС

30,0

50,0

100,0

1

10. Расчетные функции:













- отказ функции

1,0

2,0

3,0

4,0

Примечание. В данную таблицу не входят показатели надежности устройств НТК, используемых при реализации функций технологических защит и защитных блокировок.



Приложение Б

(справочное)


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ
Б.1 Автоматизированные системы управления технологическими процессами, которые создаются на базе ПТК, отвечающих настоящим ОТТ, предназначаются для автоматизации ТЭС или их отдельных частей (установок, агрегатов, технологических узлов и т.п.) как вновь создаваемых, так и модернизируемых вне зависимости от типов, мощности, параметров и других характеристик оборудования.

Б.2 Электрическая станция (ЭС) — крупное промышленное предприятие, производящее электрическую и (или) тепловую энергию. Основным типом ЭС являются ТЭС на органическом топливе. На ТЭС используется твердое (уголь, торф, сланцы и лигнит), жидкое (мазут) и газообразное (преимущественно природный газ) топливо. Электроэнергия производится вращающимися машинами — электрогенераторами (ЭГ). Для привода ЭГ на ТЭС применяются паровые и газовые турбины (ПТ и ГТ). В зависимости от применяемого привода ЭГ существуют два типа ТЭС — паротурбинные и парогазовые (ПТУ и ПГУ).

Паротурбинные ТЭС, вырабатывающие только электрическую энергию, оснащаются турбинами конденсационного типа и называются конденсационными электростанциями (КЭС). На электростанциях, вырабатывающих как электрическую, так и тепловую энергию, устанавливаются паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара или с противодавлением. Такие электростанции называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), а их турбины — теплофикационными. Тепловая энергия может производиться также и на чисто теплофикационных установках, как правило, котельных. В ПГУ производится комбинированная выработка энергии во взаимосвязанных газо- и паротурбинных установках, в большинстве случаев вырабатывающих оба вида энергии. Современные ТЭС имеют преимущественно блочную структуру. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты — паровая турбина с электрогенератором, паровой котел и связанное с ними вспомогательное оборудование. В настоящее время сооружаются ТЭС с моноблочной структурой — один котел, одна турбина. На КЭС устанавливаются моноблоки мощностью 150 и 200 МВт с барабанными котлами и параметрами пара перед турбиной 13 МПа, 540/540°С; 300, 500 и 800 МВт с прямоточными котлами и параметрами пара 24 МПа, 540/540°С. На ТЭЦ используются моноблоки с теплофикационными турбинами 100, 130 и 175 МВт, барабанными котлами на параметры 13 МПа, 555°С и блоки мощностью 250 МВт с прямоточными котлами 24 МПа, 540/540°С.

В настоящее время наиболее перспективными и экономичными являются ТЭС, укомплектованные ПГУ. При большом разнообразии ПГУ можно выделить следующие основные технологические схемы.

В состав энергоблока ПГУ входят: одна или две высокотемпературных газовых турбины, выхлопные газы которых используются для получения пара в одном или двух котлах-утилизаторах, как правило, барабанных двух давлений 8,0 МПа и 0,7 МПа, а также паровая турбина с теплофикационными регулируемыми и нерегулируемыми отборами пара. Прорабатываются схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива. Такие ПГУ являются наиболее сложными и трудно управляемыми объектами.

В комплекте с паровыми и газовыми турбинами поставляются их локальные системы регулирования и автоматического управления, различные вспомогательные установки. Программно-технические комплексы этих систем должны удовлетворять требованиям настоящих ОТТ.

В состав общеблочного оборудования входят конденсатная, деаэраторная и бойлерная установки, главные паропроводы и пуско-сбросные устройства, трубопроводы пара собственных нужд.

Основное оборудование энергоблоков КЭС должно удовлетворять "Требованиям к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемые условиями их автоматизации" (М: СПО ОРГРЭС, 1976), "Техническим требованиям к маневренности энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными турбинами" (Минэнерго-Минэнергомаш-Минэлектротехпром, 1986), "Техническим требованиям к маневренности энергетических полупиковых блоков тепловых электростанций с конденсационными турбинами" (Минэнерго-Минэнергомаш-Минэлектротехпром, 1988) — для вновь строящихся и проектируемых электростанций и "Нормам минимально допустимых уровней и предельно допустимых скоростей изменения нагрузок энергоблоков 150-1200 МВт (М.: СПО "Союзтехэнерго", 1987) — для действующих электростанций.

Основное оборудование энергоблоков ТЭЦ должно удовлетворять "Техническим требованиям к маневренным характеристикам проектируемых и модернизируемых энергоблоков теплоэлектроцентралей" (Минэнерго-Минэнергомаш-Минэлектротехпром, 1980).

Электротехническое оборудование энергоблоков содержит генераторы с автономными регуляторами напряжения (для ГТУ с тиристорной пусковой установкой) и различными вспомогательными системами (возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, гашения поля, пожаротушения).

Генераторы присоединяются к энергосистеме через трансформаторы и высоковольтные выключатели, также оборудованные автономными и вспомогательными установками; трансформаторы — устройством регулирования напряжения под нагрузкой и системами охлаждения, маслоснабжения, газовой защиты и пожаротушения, а выключатели — компрессорной установкой воздухоснабжения, системой подогрева масла, приводами.

В состав электротехнического оборудования энергоблока входят:

— генератор и его вспомогательные системы;

— тиристорная пусковая установка для ГТУ;

— блочный трансформатор и его вспомогательные системы;

— высоковольтные коммутационные выключатели, разъединители, разъединители - заземлители;

— электрооборудование схемы электропитания собственных нужд 6 и 0,4 кВ (трансформаторы, РПН, коммутационные аппараты);

— электрооборудование установок оперативного постоянного тока (АБ, ЩПТ, распределительная сеть).

Кроме того, в состав энергоблока входят автономные системы и устройства:

— система возбуждения генератора;

— релейной защиты и автоматика главной схемы и схемы с.н. энергоблока;

— системы управления вспомогательным оборудованием генераторов, трансформаторов, выключателей и разъединителей высокого напряжения;

— система управления активной и реактивной мощностью электростанции, реализованная на блочном уровне;

— информационно-измерительная система для контроля и коммерческого учета выработанной и отпущенной электроэнергии (АСКУЭ);

— системы рабочего и аварийного освещения и пожаротушения;

— система охранного освещения.

Электротехническое оборудование энергоблоков должно удовлетворять ПУЭ и ПТЭ (РД 34.20.501-95).

Б.3 В состав оборудования блочных ТЭС входят различные общестанционные (общеблочные) технологические установки:

— основное и вспомогательное электротехническое оборудование распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ) высшего напряжения;

— основное и вспомогательное электротехническое оборудование схемы электроснабжения общестанционных собственных нужд, резервирования собственных нужд энергоблоков;

— общестанционное электрооборудование оперативного постоянного (переменного) тока;

— технологически обособленное оборудование общестанционных технологических установок (ОТУ) — комплексов и хозяйств, представляющих собой отдельные сооружения на ТЭС; топливного хозяйства, общестанционного теплофикационного оборудования, системы технического водоснабжения, испарительной установки, водоподготовительной установки, очистных сооружений;

— оборудование административного, инженерного и других вспомогательных корпусов и сооружений ТЭС, получающих электропитание от системы электроснабжения общестанционных собственных нужд;

— оборудование электрического освещения помещений и территории ТЭС;

— оборудование системы пожаротушения ТЭС.

Электротехническое оборудование общестанционных технологических установок должно удовлетворять ПУЭ и ПТЭ, а технологическое оборудование ОТУ — соответствующим требованиям к этим установкам.

Б.4 Состояние оборудования ТЭС и ход технологического процесса оценивается по значениям непосредственно измеренных или вычисленных параметров. Информация о значениях параметров разбивается на аналоговую и дискретную. Аналоговая информация включает следующие группы измерений:

— теплотехнические:

1) температура (400 — 600);

2) давление и разности давлений (250 — 300);

3) расход жидкостей, газа, пара (50—100);

4) уровень жидкостей и сыпучих тел (50 — 80);

— электрические:

1) мощность активная и реактивная (10 — 20);

2) ток (100-200)*;

3) напряжение (100-200)*;

4) частота (5—10)*;

5) выработка и потребление энергии (30—100);

— состава газов (концентрация отдельных составляющих в смеси газов);

— контроль качества воды, пара, конденсата, концентрации и состава растворов:

1) электропроводность (10—15);

2) рН (5-10);

3) Na (5-10);

4) растворенный кислород (3 — 5);

5) жесткость *;

6) содержание водорода *;

7) содержание соединений кремния (1 — 2);

8) мутность *;

9) содержание нефтепродуктов *;

10) солесодержание (1—3);

— механические: вибрация, относительные перемещения и т.п. (30-50)*.

______________

* Измерения не освоены.
Примечание — В скобках приведены усредненные по ряду проектов данные о количестве точек каждого вида измерений в пределах энергоблока без учета вспомогательных систем оборудования.
Измерение всех перечисленных выше параметров производятся приборами, преобразующими измеряемый параметр в электрический выходной сигнал. Преимущественно используются унифицированные электрические сигналы. Технические параметры наиболее употребительных сигналов приведены в таблице Б.1.
Таблица Б.1 - Технические параметры аналоговых сигналов


Сигналы

Технические характеристики сигналов и каналов ввода информации

Диапазон измерения

Значение сигнала

1

2

3

4

1 Унифицированные токовые

Входное сопротивление каналов ввода не более 500 Ом

-

±5 мА




Максимально допустимое сопротивление нагрузки датчиков и нормирующих преобразователей 2000-2500 Ом

-

0-5 мА

Входное сопротивление каналов ввода не более 250 Ом

-

±20 мА




Максимально допустимое сопротивление нагрузки датчиков и нормирующих преобразователей 1000-1500 Ом




0-20 мА

4-20 мА


2. Унифицированные напряжения

Входное сопротивление не менее 10 кОм

-

±5 В

0-5 В





Минимальное сопротивление нагрузки 2000 Ом




±10 В

0-10 В


2-10 В

3. От термопар по ГОСТ Р 8.585-2001 и ГОСТ 6616-94

ХА(К)

XK(L)


ПП(S)

ПР(В)


-200 - 1000°С

-200 - 600°С

0-1300°С

300-1600°С



0,04 мВ/°С

0,07 мВ/°С

0,006 мВ/°С

0,014 мВ/°С



4. От термометров

50 М

±50°С




сопротивления по




0-50°С




ГОСТ 6651-94




0-100°С










0-50°С







100 М

0-100°С

-







0-200°С







50 П

0-600°С







100 П

0-600°С




5. От трансформаторов тока

Входная мощность нагрузки, не менее:

4 Iн - длительная ТУ;

0-1 А

0-5 А





0,1 VA при Iн = 1 А

20 Iн -ТУ 10 с;







0,3 VA при Iн = 5 А

100 Iн - ТУ 1 с;










250 Iн - ТУ при импульсном воздействии длительностью не более 10 мс




6. От трансформаторов напряжения

Входная мощность нагрузки, не менее:

1,4 Uн - длительная ТУ;

0-100 В




0,25 VA

1,9 Uн - ТУ 1 с



Примечание - ТУ - термическая устойчивость.


Общее количество аналоговых сигналов, используемых в АСУ ТП энергоблока, составляет 1500 — 2000.

Б.5 Дискретные сигналы используются в основном для сообщений о состоянии ("включено" — "выключено") или положении ("открыто" — "закрыто") исполнительных органов и объектов управления.

Общее количество исполнительных органов и других объектов управления на одном энергоблоке ТЭС может достигать нескольких тысяч единиц. Они отличаются большим разнообразием, но могут по назначению быть разбиты на три группы: отсечная запорная арматура (задвижки, вентили и шиберы) 600 — 700 единиц, регулирующая арматура (регулирующие клапаны) 100—150 шт. и механизмы собственных нужд, включая нагреватели, до 200 шт., выключатели, разъединители на электротехническом оборудовании — 20 — 60 шт. Кроме устройств технологического оборудования в состав объектов управления входят также автоматические устройства ПТК, такие как регуляторы, логические автоматы, защиты и т.п.

Задвижки и механизмы являются (в основном) двухпозиционными органами. Задвижки могут находиться в открытом или закрытом состоянии, которое должно индицироваться на средствах отображения. Кроме того, для них, как правило, необходимо отображать направление движения и наличие (отсутствие) электропитания. Для механизмов индицируется включенное или отключенное состояние. Дополнительно индицируется наличие (отсутствие) электропитания. По регулирующей арматуре должна сообщаться также информация о степени ее открытия, которая по сути своей является аналоговой информацией, а также состояние регулятора ("Вкл.", "Авт.", "Ручн."). Общее количество входных дискретных сигналов в зависимости от типа энергоблока может составлять 2—10 тыс. и более.

Общее количество управляющих сигналов может составлять:

- аналоговых - 50-200;

- дискретных - 500-2000.

Количество входных - выходных аналоговых и дискретных сигналов различных общестанционных технологических установок может варьироваться в очень широких пределах в зависимости от состава оборудования и намеченных к реализации функций АСУ ТП.

Количество входных - выходных аналоговых и дискретных сигналов основного и вспомогательного оборудования открытых распределительных устройств (ОРУ) высокого напряжения также зависит от количества ОРУ на ТЭС, состава оборудования ОРУ, количества линий высокого напряжения и т.п.

Ориентировочное количество входных - выходных аналоговых и дискретных сигналов для ОРУ 500 кВ (4 энергоблока, работающих на напряжение 500 кВ, две линии 500 кВ, один автотрансформатор 500/220/10 кВ) может составлять:

входные:

— токовые 4-20 мА (0-5 мА) - 30-40;

— токовые сигналы 1 А, 5 А — 30-50;

— сигналы напряжения 100 В — 20-30;

— дискретные сигналы 220 В — 450-600;

выходные дискретные — 250-400.



<< предыдущая страница   следующая страница >>

Смотрите также:
«еэс россии» общие технические требования к программно-техническим комплексам для асу тп тепловых электростанций
1739.45kb.
8 стр.
Требования к выдаче свидетельств о допуске по виду работ «Монтаж оборудования тепловых электростанций»
52.87kb.
1 стр.
Технические требования к модернизации систем контроля и управления технологическим оборудованием
523.15kb.
3 стр.
Применение промышленных субд в системах диспетчерского управления
72.6kb.
1 стр.
Российское акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии»
259.03kb.
1 стр.
И управления эвакуацией пожарные. Общие технические требования. Методы испытаний
261.28kb.
1 стр.
Техника пожарная. Дыхательные аппараты со сжатым воздухом для пожарных. Общие технические требования и методы испытаний
975.78kb.
6 стр.
Установки газового пожаротушения автоматические. Резервуары изотермические. Общие технические требования. Методы испытаний
240.97kb.
1 стр.
Кулинарная продукция, реализуемая населению. Общие технические условия от 5 апреля 1995 г
144.12kb.
1 стр.
Пособие для работников госархстройнадзора россии по осуществлению контроля за качеством строительно-монтажных работ
1634.79kb.
9 стр.
Системотехника асу. Общие вопросы и понятия. Umasd м. В. Токарев, к т. н., В. И. Мелдов
347.45kb.
1 стр.
Установки водяного и пенного пожаротушения автоматические. Оросители. Общие технические требования. Методы испытаний
577.16kb.
3 стр.