мя в окончательном виде скорректированы технология и последовательность заполнения КПТ, разработано и утверждено техническое решение по изменению алгоритма. Есть все основания надеяться, что после изменения алгоритма испытания пройдут успешно.
Выводы
Блок ПГУ-450Т ЗАО “Северо-Западная ТЭЦ” является головным экспериментальным энергоблоком и в настоящее время работает только в конденсационном режиме. В процессе производства пусконаладочных работ в значительной степени были изменены исходные данные, а также внесены значительные изменения в технологию пуска и останова оборудования энергоблока. Технологиче-
ские функции АСУ ТП работают удовлетворительно, за исключением логической программы заполнения конденсатно-питательного тракта и программы пуска и останова паровой турбины по указанным в статье объективным причинам. После отладки программы заполнения КПТ и программы пуска и останова ПТ алгоритм пошаговой программы пуска блока должен быть переработан с учетом всех изменений, внесенных в технологию на основании опыта эксплуатации.
Необходимо продолжать работы по повышению маневренности энергоблока ПГУ-450Т. Для этого планируется выполнить комплекс работ по внедрению системы регулирования частоты и мощности и не предусмотренной проектом системы аварийной разгрузки блока до холостого хода или собственных нужд.
Разработка и эксплуатационная проверка алгоритма аварийной разгрузки энергоблоков 200 МВт Псковской ГРЭС
Жданов М. А., Соловьев В. П., инженеры
ОАО “Фирма ОРГРЭС”
Развитие энергосистем, повышение мощности блочных установок выдвигает в числе первооче- редных задач обеспечение автоматического маневренного управления энергоблоками в режимах, требующих быстрого и глубокого изменения нагрузки.
Необходимость этого может возникнуть в результате нестационарных явлений в электрических сетях или появления внутренних неисправностей, требующих ограничения нагрузки энергоблоков. Быстрая разгрузка энергоблоков в этих случаях является эффективным мероприятием, позволяющим избежать отключения оборудования предельными защитами и создать условия для немедленного нагружения энергоблоков после устранения неисправностей.
Внезапный характер возникающих ситуаций, необходимость одновременно выполнения большого числа различных операций, которые должны быть четко скоординированы и проконтролированы, требуют для решения поставленной задачи обязательного использования средств автоматиче- ского управления.
Удержание блока на пониженных нагрузках, в том числе на нагрузках собственных нужд (с.н.) или на холостом ходу (ХХ) при отключении генератора от сети, и перевод котлоагрегата в растопоч- ный режим предусматриваются техническими условиями на выполнение технологических защит.
Далее приводится опыт внедрения системы аварийной разгрузки блоков на барабанных котлах блоков 200 МВт ¹ 1, 2 Псковской ГРЭС. Энергоблок состоит из котла типа ТПЕ-208 и турбины К-215-130-1.
Котел ТПЕ-208 – с естественной циркуляцией, двухкорпусный с симметрично отключаемыми корпусами, спроектирован для работы на фрезерном торфе и реконструирован по проекту ВТИ для сжигания природного газа. Каждый корпус котла имеет П-образную компоновку. Для сжигания природного газа в основные горелки твердого топлива установлены восемь газовых горелок. Газовые горелки 3 – 6 являются растопочными.
Основной вид топлива – природный газ. Температура за каждой поверхностью регули-
руется впрыском собственного конденсата. Паровой тракт каждого корпуса – двухпоточный (по острому пару). В качестве впрыскиваемой среды используется конденсат насыщенного пара из барабана.
Для предотвращения повышения температуры пара промперегрева на выходе из котла предусмотрено четыре регулятора на блок, т.е. по два на каждый корпус котла. В качестве впрыскиваемой среды используется питательная вода, отбираемая из промежуточной ступени питательных электронасосов (ПЭН).
26 |
2003, ¹ 4 |
Регулирование температуры пара низкого давления осуществляется с помощью изменения расхода дымовых газов через газоход промперегревателя, для чего в байпасном газоходе (за экономайзером низкого давления) установлен шибер. Дополнительно между ступенями имеется аварийный пароохладитель.
Паровая конденсационная турбина К-215-130-1 (ЛМЗ), с промперегревом, номинальной мощностью 215 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТГВ-200М и рассчитана для работы в блоке с двухкорпусным котлом ТПЕ-208.
В период растопки котла или при переводе энергоблока на нагрузку с.н. либо в режим ХХ для сброса пара из главных паропроводов (перед ГПЗ) в конденсатор турбины предусмотрена установка двух БРОУ производительностью около 100 т ч каждая. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями.
Системой верхнего уровня в функциональной иерархической структуре системы автоматического регулирования энергоблока является САРМ (система автоматического регулирования мощности). САРМ энергоблока состоит из следующих регуляторов:
ограничителя темпа задания (ОТЗ); регулятора мощности котла (РМК); регулятора мощности турбины (РМТ).
Все эти регуляторы реализованы в микропроцессорном контроллере Р-130.
В системе автоматического регулирования котла использована аппаратура ГСП АКЭСР II, в нее входят следующие регуляторы: топлива на газе, воздуха с коррекцией по О2, разрежения, питания (режимный), температуры острого пара и предельной температуры пара промперегрева.
Регулятор топлива работает по схеме задание – расход газа. Регулятор воздуха выполнен по схеме топливо – воздух с коррекцией по О2. Регулятор разрежения поддерживает разрежение в верхней части топки. Режимный регулятор питания осуществлен по типовой двухконтурной схеме с компенсацией возмущения по нагрузке; внутренний – контур регулирования расхода питательной воды, внешний – контур регулирования уровня.
Регуляторы температуры острого пара и промперегрева выполнены по двухконтурной схеме с дифференцированием промежуточного регулируемого параметра.
Общеблочные технологические защиты, действующие на останов блока, выполнены по проектной схеме и срабатывают при следующих условиях:
останов обоих корпусов котла; осевой сдвиг ротора турбины;
понижение давления масла в системе смазки турбины;
падение вакуума в конденсаторе турбины;
повышение уровня в подогревателе высокого давления (ПВД) до III предела;
внутренние повреждения блока генератор – трансформатор;
отключение всех питательных насосов; отключение турбины; гашение поля генератора;
отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений.
Общеблочные защиты действуют на снижение нагрузки блока до 50% номинальной при:
отключении одного из двух питательных насосов; отключении от турбины одного из корпусов
котла; снижении нагрузки обоих корпусов котла до
50% номинальной.
Общеблочные защиты действуют на снижение нагрузки блока до ХХ при отключении генератора от сети вследствие внешних повреждений.
Согласно проекту (при работе на фрезерном торфе) защита с выдержкой времени 1 с действует на перевод блока в режим ХХ с погашением котла.
На ГРЭС были проведены испытания при частичном и полном сбросах нагрузки. Основные параметры энергоблоков фиксировались штатными приборами контроля, на которых скорость перемещения диаграммной ленты была увеличена до 600 мм ч.
Ряд параметров фиксировался наблюдателями по штатным приборам с интервалом контроля 30 с.
Принцип построения и функционирования автоматической системы аварийной разгрузки блока (АСАРБ) при переводе энергоблока на нагрузку с.н. или в режим ХХ. АСАРБ в аварийных ситуациях производит дискретные воздействия на регулирующую и запорную арматуру, а также необходимые переключения в схемах авторегулирования и технологических защит и выполнена как составная часть общей схемы технологиче- ских защит блока.
При отключении генератора от сети из-за внешних повреждений АСАРБ с выдержкой времени до 1 с переводит блок в режим нагрузки с.н. или ХХ.
Перевод турбины на нагрузку с.н. или ХХ осуществляется ее системой регулирования, а котлоагрегат переводится при этом на пониженную фиксированную нагрузку: один из двух корпусов котла разгружается до 30% номинальной нагрузки, другой отключается и остается в горячем резерве.
При работе защит, автоматически переводящих энергоблок на нагрузку с.н. или ХХ, выполняются следующие дискретные операции.
На турбине: полное открытие БРОУ с последующим включением регулятора давления; закрытие отсечных соленоидных клапанов турбины (только при переводе блока на ХХ); перевод деаэратора на питание от резервного источника пара; перевод
2003, ¹ 4 |
27 |
слива конденсата ПВД в конденсатор турбины по каскадной схеме; открытие задвижки на подаче пара в “горячий” коллектор системы уплотнений турбины от КСН-6,8 380; отключение воздействия турбинного регулятора мощности на регулирующие клапаны турбины; введение запрета на срабатывание защиты “Повышение температуры пара за БРОУ” на 2,5 мин.
На котлоагрегате:
отключение воздействия котельного регулятора мощности на регулятор топлива;
снижение расхода топлива: отключения на 50% горелочных устройств (горелки ¹ 12, 7, 8); перевод регулятора топлива на дистанционное управление и принудительное прикрытие регулирующего клапана топлива до достижения давления перед горелками 0,15 кгс см2;
снижение расхода воздуха: перевод РОВ на дистанционное управление и принудительное прикрытие направляющего аппарата дутьевого вентилятора до заданного значения (300 000 м3 ч); перевод регулятора температуры промперегрева на дистанционное управление и принудительное закрытие регулирующего шибера; закрытие задвижек на впрыск в пароперегреватель низкого и высокого давления; введение запрета на срабатывание защиты “Прекращение расхода через промежуточный пароперегреватель”.
Подготовка испытаний проводилась в соответствии с технической программой и заключалась в выполнении мероприятий по проверке надежности различных элементов блокировок и защит, обеспечивающих безопасную работу оборудования в исследуемых режимах, а также в организации представительных измерений, позволяющих объективно оценить результаты испытаний.
В объем подготовительных работ входило: проведение обследования оборудования энер-
гоблоков; проверка штатного контроля основных пара-
метров блока; установка дополнительных быстродействую-
щих потенциометров и увеличение скорости ленты штатных регистрирующих потенциометров на период испытаний;
оценка работоспособности блокировок БРОУ; подготовка схемы парового резервирования
с.н. блока; проверка работы регуляторов питания как в ба-
зовом режиме, так и в режимах пуска и останова блока;
разработка объема и технических условий защит и блокировок по автоматическому переводу энергоблоков 215 МВт на нагрузку с.н. или ХХ;
составление и утверждение технической и рабочих программ предварительных и итоговых испытаний;
опробование предохранительных клапанов котла;
опробование блокировок БРОУ; проверка срабатывания бойков автомата безо-
пасности; вывод из работы защит, препятствующих про-
ведению технологической отработки исследуемых режимов;
проверка работы регуляторов питания в условиях частичных сбросов и наборов нагрузки, корректировка настроек;
предварительная проверка защит, производящих автоматический перевод блока на нагрузку с.н. или ХХ;
проведение предварительных и итоговых испытаний по автоматическому переводу блока на нагрузку с.н. или ХХ.
Исходя из опыта ОРГРЭС по испытаниям регуляторов питания барабанных котлов было очевидно, что отклонение уровня в барабане может превысить уставку ТКЗ по упуску уровня до минус 100 мм.
На завод был направлен запрос об изменении уставки срабатывания защиты по снижению уровня в барабане котла ТПЕ-208 до –150 мм. По разрешению завода уставка была снижена до –150 мм.
Для проверки качества работы регуляторов питания и поддержания основных параметров технологического процесса (расходов свежего пара, питательной воды, топлива; уровня в барабане, давления в барабане, за котлом) при работе АСР котла и турбины были проведены два опыта с частич- ным разгружением (нагружением) на энергоблоке ст. ¹ 2.
При проведении опытов электрическая нагрузка блока ¹ 2 составляла 200 МВт, параметры пара были номинальными: на котлоагрегате и турбине включены штатные системы авторегулирования за исключением РМТ и РМК. Скорость разгружения (нагружения) была выбрана 1 МВт мин.
Нагрузка снижалась синхронизатором турбины при параллельной разгрузке корпусов котла задат- чиками регулятора топлива.
В первом опыте нагрузка блока была снижена на 20 МВт, отклонение уровня в барабане составило Íá = 30 мм. При взятии нагрузки до исходной отклонение уровня в барабане составило
Íá = 25 ìì.
Во втором опыте нагрузка блока была снижена на 40 МВт (уровень в барабане изменялся в пределах от +20 до –35 мм на котле ¹ 2, корпус А и с +30 до –25 мм на котле ¹ 2, корпус Б). При взятии нагрузки отклонение уровня в барабане составило
Íá = 35 ìì.
Температура острого пара в обоих опытах снижалась до 540°С, а затем повышалась до 545 – 547°С.
При проведении опытов ¹ 3, 4 на котле ¹ 2, корпус 2Б (корпус 2А был остановлен) регуляторы мощности турбины (РМТ) и мощности котла
28 |
2003, ¹ 4 |
(РМК) были отключены, нагрузка снижалась синхронизатором турбины при параллельной дистанционной разгрузке корпуса котла.
Уставка срабатывания защиты по уровню в барабане была установлена на минус 150 мм. Ско-
рость |
разгружения |
(нагружения) была выбрана |
1 ÌÂò ìèí. |
|
|
 |
опыте ¹ 3 |
нагрузка была снижена на |
57 МВт, расход свежего пара уменьшен с 347 до 143 т ч, отклонение уровня в барабане котла составило Íá = 105 мм (с +25 до –80 мм), при взятии исходной нагрузки отклонение уровняÍá = 55 ìì (ñ +25 äî +80 ìì).
В опыте ¹ 4 нагрузка была снижена на 90 МВт (со 110 до 20 МВт), расход свежего пара был уменьшен с 347 до 143 т ч. Скорость разгружения была выбрана 3 МВт мин. Отклонение уровня в барабане Íá = 203 ìì (ñ +45 äî –158 ìì).
Корпус котла 2Б был отключен зашитой по понижению уровня в барабане котла.
После анализа результатов испытаний была произведена коррекция настройки регуляторов питания.
С целью проверки работы регулятора питания на энергоблоке ст. ¹ 1 были проведены два опыта с частичным разгружением (нагружением) энергоблока. Опыты проводились с исходной нагрузкой 92 МВт, корпус 1А был остановлен, параметры пара номинальные, на корпусе 1Б и турбине вклю- чены штатные системы авторегулирования за исключением РМТ и РМК.
Система регенерации высокого давления была отключена. Температура питательной воды составляла 140°С. В работе находился один ПЭН-1Б (ПЭН-1А – в резерве).
Перед проведением опытов был прогрет трубопровод подачи острого пара на передние уплотнения ЦВД и ЦСД и произведена корректировка статической настройки регулятора питания.
Скорость разгружения (нагружения) была выбрана 3 МВт мин. Нагрузка снижалась синхронизатором турбины при параллельной разгрузке корпуса котла задатчиком регулятора топлива.
В первом опыте нагрузка блока была снижена на 41 МВт. Отклонение уровня в барабане котла составило Íá = 70 мм (с +15 до –55 мм). При взятии исходной нагрузки отклонение уровня в барабане котла Íá = 110 ìì (ñ +10 äî +120 ìì).
На основании результатов опыта была произведена корректировка настроек регулятора питания.
Во втором опыте нагрузка блока была снижена на 39 МВт. Отклонение уровня в барабане котла составило Íá = 65 мм (с +15 до –50 мм). При взятии исходной нагрузки отклонение уровня в барабане котла Íá = 105 ìì (ñ 0 äî +105 ìì).
На энергоблоке ст. ¹ 1 были проведены испытания со сбросом нагрузки до с.н. Перед проведе-
нием испытаний выполнены следующие подготовительные работы:
проверка АВР маслонасосов смазки турбины; выполнены работы по подготовке системы
уплотнений турбины; сдренирован трубопровод отсоса пара от што-
ков РК (регулирующий клапан) и СК (стопорный клапан) в деаэратор;
прогреты паропроводы пара к БРОУ; выведены из работы блокировки по конденсату
греющего пара (КГП) ПВД; подготовлена схема питания деаэратора от по-
стороннего источника пара; введен запрет на срабатывание защиты “Пре-
кращение расхода через промежуточный пароперегреватель”;
выведена из работы локальная защита на отключение БРОУ при повышении температуры сбрасываемого пара (200°С).
С исходной нагрузки 92 МВт блок был разгружен до нагрузки с.н. (14 МВт) путем одновременного выполнения следующих операций:
дистанционно с БЩУ отключены горелки ¹ 1, 2, 7, 8;
дистанционно снижена нагрузка корпуса котла (корпус Б) задатчиком регулятора топлива;
дистанционно снижена нагрузка турбины синхронизатором турбины со скоростью 3 МВт с;
дистанционно открыт клапан БРОУ полностью; дистанционно прикрыт направляющий аппарат
дутьевого вентилятора до заданного значения. Расход газа снизился до 10 000 м3 ч, давление
газа перед горелками понизилось до 0,08 кгс см2. Температура металла змеевиков промперегрева находилась на уровне 520 – 510°С. Расход воздуха был уменьшен с 450 103 ì3 ÷ äî 300 103 ì3 ч. Температура свежего пара понизилась до 505°С. Относительные расширения ЦВД, ЦСД, ЦНД находились в допустимых пределах. Дроссельный клапан БРОУ был открыт примерно на 75% по УП. Температура пара за БРОУ не поднималась выше 135°С. Расход свежего пара был уменьшен с 275 до 75 т ч. Отклонение уровня в барабане котла Íá = 103 ìì (ñ +43 äî –60 ìì).
После анализа экспериментальных данных предварительных испытаний были выданы и реализованы следующие рекомендации:
введена в работу блокировка по полному открытию дроссельных клапанов БРОУ с последующим включением регуляторов давления;
введена в работу блокировка по отключению цепи “меньше” регулятора питания при срабатывании импульсных предохранительных клапанов (ИПК) на каждом корпусе котла (так как при открытии ИПК снижается давление пара в барабане котла и происходит быстрый рост Íá);
для устойчивой работы системы уплотнений при переводе блока на нагрузку с.н. выполнен
2003, ¹ 4 |
29 |
монтаж коллектора с.н. (КСН) 6,8 кгс см2 диаметром 108 мм;
введена в работу блокировка по открытию задвижки на линии подачи пара в “горячий” коллектор системы уплотнений турбины от КСН-6,8 380.
Перед проведением испытаний произведена проверка системы защиты турбины от повышения частоты вращения, проверена плотность стопорных и регулирующих клапанов, произведена проверка срабатывания предохранительных клапанов котла.
При отключении генератора от сети с переводом блока в режим ХХ проводились два опыта:
автоматической разгрузки блока с исходной нагрузки 105 МВт;
автоматической разгрузки блока с исходной нагрузки 215 МВт.
Первый опыт был прикидочным и служил для оценки работы оборудования (в основном, системы регулирования турбины) и проверки правильности работы общеблочных защит, переводящих энергоблок в режим ХХ.
В исходном режиме перед разгрузкой со 105 МВт при работающем корпусе котла 1А (К-1Б в горячем резерве) в работе находились регуляторы топлива, питания, РОВ, разрежения, впрыска, РМК и РМТ были отключены. Все восемь горелок были в работе. Давление газа перед котлом составляло 0,266 кгс см2, а расход газа 33 500 м3 ÷.
После отключения генератора корпус котла был переведен цепями общеблочных защит на растопочную нагрузку с отключением четырех горелок (1, 2, 7, 8). Давление газа перед котлом при этом понизилось до 0,07 кгс см2 и расход газа до 8500 м3 ÷.
Расход воздуха на корпус котла составил 240 000 м3 ч. Регулятор топлива, РОВ, регулятор температуры пара промперегрева были переведены на дистанционное управление и принудительно прикрыты до заданного значения. Уровень в барабане котла отклонялся на Íá = 115 мм (с +25 до –90 мм). Температура свежего пара понизилась до 525°С, промперегрева до 510°С.
После отключения генератора система регулирования турбины осуществила снижение ее нагрузки до ХХ. Заброс оборотов был незначительным. Относительные расширения ЦВД, ЦСД и ЦНД находились в допустимых пределах. Температура пара за БРОУ была на уровне 170°С.
Во втором опыте после отключения генератора с исходной нагрузки 215 МВт система регулирования турбины осуществила снижение ее нагрузки до ХХ. Заброс оборотов составил 210 об мин. Система регулирования турбины через 33 с снизила частоту вращения до 3180 об мин, а затем обороты турбины были снижены до 3000 об мин вручную.
Температура пара за БРОУ котла ¹ 1, корпус Б, повысилась до 320°С.
Относительные расширения ЦВД, ЦСД, ЦНД находились в допустимых пределах.
В исходном режиме перед разгрузкой с 215 МВт при двух работающих корпусах котла в работе находились все штатные регуляторы котла и турбины.
После отключения генератора цепями общеблочных защит, переводящих энергоблок на нагрузку с.н. или ХХ, корпус 1А был отключен, а корпус 1Б был переведен на растопочную нагрузку с отключением четырех горелок (1, 2, 7, 8). Регуляторы РМК, РМТ отключились, регуляторы топлива, РОВ, температуры пара промперегрева были переведены до заданного значения.
Давление газа перед горелками снизилось с 0,264 до 0,1 кгс см2 при задании по давлению газа перед горелками Ð = 0,13 êãñ ñì2. Давление газа вручную повысили до 0,14 кгс см2. Расход воздуха на корпус 1Б составил 260 000 м3 ч. Уровень в барабане корпуса котла 1Б кратковременно отклонялся на Íá = 120 мм (с +30 до – 90 мм). Температура свежего пара была в пределах 520 – 530°С, промперегрева 520 – 535°С. Температура газов перед промперегревателем составила не более 600 – 610°С.
При проведении испытаний во втором опыте кратковременно срабатывали предохранительные клапаны корпуса котла 1Б.
Выводы
Общеблочные защиты, переводящие энергоблок на нагрузки с.н. и ХХ, совместно со штатными регуляторами и блокировками обеспечивают в процессе разгрузки блока и на пониженных нагрузках поддержание в допустимых пределах основных параметров.
Температура металла поверхностей нагрева котлоагрегата не превышает предельно допустимые значения, заданные заводом-изготовителем.
Изменение относительных расширений роторов турбины не лимитирует ее работу на нагрузке с.н. и ХХ.
Уставку ТЗ по снижению давления газа перед горелками следует установить 0,15 кгс см2. После сброса нагрузки оператором при необходимости производится корректировка расхода газа на работающем корпусе котла в пределах давления газа перед горелками не менее 0,1 – 0,09 кгс см2.
Регуляторы питания справляются с задачей поддержания уровня в допустимых пределах.
Разгрузка блока с использованием БРОУ и переводом одного корпуса котла на пониженную фиксированную нагрузку позволяет быстро восстановить его исходную нагрузку.
Защиты и блокировки, производящие автоматическое снижение нагрузки котла и блока, могут быть включены в постоянную эксплуатацию после изменения электрических схем защит, переводящих блок на нагрузку с.н.
30 |
2003, ¹ 4 |
Автоматизированная система мониторинга электрооборудования на ПС 110 – 750 кВ
Миронов И. А., èíæ.
ОАО “Фирма ОРГРЭС”
Âмировой практике все активнее внедряются новые подходы к диагностике оборудования.
Âнастоящее время в цехе электрических сетей разрабатывается автоматизированная система мониторинга основного электрооборудования ПС 110 – 750 кВ (АСМЭО).
Разрабатываемая система состоит из двух уровней: контроллеров первичного сбора, хранения и передачи информации и центрального сервера с функциями сбора, хранения и анализа информации. Первичные контроллеры выполнены из специализированных PXI-блоков серии PXI-1010 фирмы National Instruments. PXI-блоки представляют собой, по существу, единое шасси с AC/DC блоком питания и промышленным вариантом шины PCI. Изготавливаются PXI-блоки на четыре или восемь PCI-слотов. Основной элемент системы – PXI-контроллер (PXI-81хх серии), являющийся фактически промышленным компьютером
èимеющий следующие характеристики: процессор Pentium-III (до 1,26 ГГц, максимум), ОЗУ до 256 Мб SDRAM, жесткий диск 10 Гб, SVGA-адап- тер, Ethernet, USB, COM и LPT-порты. Оставшиеся свободные слоты заполняются в соответствии с решаемой задачей платами сбора и обработки аналоговой и дискретной информации (DAQ-модули серии Е, цифровые модули серии 65хх и т.п.). Для нормализации входных сигналов применяются стандартные модули нормализации токов и напряжений с гальванической развязкой фирм National Instruments и Advantech.
Программное обеспечение для системы мониторинга пишется в среде программирования LabView фирмы National Instruments, которая адаптирована как для работы с устройствами сбора аналоговой и дискретной информации, так и для математической и статистической обработки полу- ченной информации.
LabView представляет собой высокоэффективную среду разработки прикладных программ за счет использования интуитивно-понятной графи- ческой системы программирования. Модульная структура и огромное количество прототипов реальных процессов позволяют ускорить разработку приложения по сравнению с другими языками программирования в 5 – 10 раз.
Отличительной особенностью большинства систем фирмы National Instruments является то, что программы для первичных контроллеров и для управляющих головных компьютеров пишутся на
одном языке программирования – LabView, что еще больше упрощает процесс разработки исполняемого приложения.
Немаловажным фактором является также то, что разработчик программного обеспечения теперь не обязан просиживать по 3 – 4 мес на объекте, отлаживая свою программу. Имея на рабочем столе прототип рабочего контроллера, можно внести необходимые изменения в LabView программу, а затем через одно из устройств удаленного доступа войти в свою программу на объекте и внести все необходимые изменения.
При высокоскоростных измерениях, в частности, при измерениях высокочастотных перенапряжений, можно использовать DAQ-платы серии Е, в которых применяется аппаратное увеличение частоты оцифровки при увеличении скорости нарастания сигнала.
Применение высокоскоростных плат сбора аналоговой информации в системе мониторинга электрооборудования (АСМЭО) позволит, наконец, вести полноценный сбор и анализ данных о повышениях напряжения в сетях 110 – 750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах в соответствии с требованиями ПТЭ.
Так, в п.5.11.17 ПТЭ предусматривается, что повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно быть не выше значений, указанных в табл. 5.3. Указанные значе- ния распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой частоты. Длительность и периодичность допустимых повышений напряжения описываются следующим достаточно сложным алгоритмом:
число повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года;
число повышений напряжения продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в государственном стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом число повышений длительностью 20 с должно быть не более 15 в те- чение 1 года и не более 2 в течение 1 сут;
промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших
2003, ¹ 4 |
31 |
24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч;
число повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано.
Естественно, на сегодняшний день нет ни одного регистрирующего прибора, который позволил бы решать поставленную задачу. Внедрение АСМЭО устранит этот пробел.
Разрабатываемая автоматизированная система мониторинга электрооборудования АСМЭО будет поддерживать три основных режима: “Регистратор перенапряжений”, “Контроль электрооборудования” и “Аварийный осциллограф”.
1. В режиме “Регистратор перенапряжений”: система работает в ждущем режиме и при пре-
вышении заданного уровня сигнала производится запись в файл (в виде двухмерного массива) только амплитудных значений исследуемого сигнала и сопоставимое им время;
производится сбор данных о повышениях напряжения в электросетях 110 кВ и выше (п.5.11.17 ПТЭ). Составляется ресурсная карта на оборудование подстанции и при выработке ресурса допустимых перенапряжений в соответствии с требованиями ПТЭ на монитор компьютера диспетчера по подстанции выдается соответствующая информация;
производится запись коммутационных перенапряжений при различных оперативных переклю- чениях, в том числе при коммутациях вакуумными выключателями;
регистрация срабатывания ВР и ОПН, в том числе при высокочастотных перенапряжениях;
выявление феррорезонансных процессов, в том числе в сетях 110 – 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения;
регистрация дуговых перенапряжений в сетях 6 – 35 кВ с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостного тока;
выявление неполнофазных режимов.
2. В режиме “Контроль электрооборудования”: в режиме реального времени производится непрерывный мониторинг исследуемых токов и напряжений, в том числе сигналов с устройств КИН,
ÊÈÂ è äð.;
производится запись в файл всех исследуемых сигналов (возможны два вида старта записи процесса: программный и от внешнего ключа);
производится просмотр и анализ записанных сигналов с применением методов математической и статистической обработки средствами LabView; выдается сигнал диспетчеру о превышении (принижении) критического уровня исследуемого
сигнала; производятся спектральный анализ напряже-
ний и токов, контроль частоты и т.п.
3. В режиме “Аварийный осциллограф”: непрерывно производится запись на жесткий
диск файла заданного объема, так называемой, “предыстории” процесса;
при превышении заданного уровня сигнала производится запись процесса в течение заданного времени;
по окончании процесса производится “склейка” файла предыстории с записанным аварийным процессом с привязкой к реальному времени и запись в файл с текущим номером;
определяется расстояние до места замыкания. Автоматическая система мониторинга может
применяться также и для управления различными технологическими процессами при использовании, так называемой, системы реального времени. Эта система состоит из специализированных RealTime контроллеров или плат АЦП и специализированного программного обеспечения LabView Real-Time. В процессе разработки приложения у нас есть возможность управлять любым технологическим процессом с головного компьютера. После написания программы мы можем загрузить исполняемое LabView Real-Time приложение в RealTime контроллер, который продолжит управление процессом в реальном времени. В случае повисания или программной перезагрузки головного компьютера контроллер продолжит самостоятельную работу.
Разрабатываемая автоматическая система мониторинга электрооборудования (АСМЭО) после внедрения базовой конфигурации за счет использования модульной PXI-технологии фирмы National Instruments позволяет постепенно увеличивать круг решаемых задач.
32 |
2003, ¹ 4 |