КИПиА мазутного хозяйства

Прибор ThermoDat

Оснащение КИПиА мазутного хозяйства ТЭЦ в соответствии с актуальными требованиями Ростехнадзора:

— установка уровнемеров радарного типа в резервуарах хранения типа РВС с дистанционной передачей данных с выходным сигналом 4-20мА;

— установка извещателей пожарных тепловых на резервуарах хранения типа РВС;

— установка датчиков температуры мазута в резервуарах хранения типа РВС в трех точках по высоте;

— установка уровнемеров радарного типа в приемных емкостях мазута с дистанционной передачей данных с выходным сигналом 4-20 мА;

— установка датчиков контроля температуры пара на паропроводах, подаваемых на мазутное хозяйство из Главного корпуса ТЭЦ;

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в резервуарном парке (количество резервуаров 2 шт.);

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в помещении мазутонасосной;

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций на участке приемно-сливных устройств (ПСУ);

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций на железнодорожной и автоналивных эстакадах;

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в складском помещении для хранения нефтепродуктов в таре (маслоаппаратная);

— установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в районе узла запорно-регулирующей арматуры парка, расположенного за пределами мазутной станции;

— установка газоанализаторов в помещении аппаратной (мазутонасосная) с функцией сигнализации, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и передачей управляющих сигналов в схему автоматического управления вентиляцией помещения;

— управление задвижками, расположенными у Главного корпуса ТЭЦ, дистанционно из ГЩУ и по месту (пост управления);

— установка свето-звуковой сигнализации в парке РВС, на участке ПСУ, на железнодорожных и автоналивных эстакадах, в складском помещении для хранения нефтепродуктов в таре (маслоаппаратная), в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка), расположенного за пределами обвалования, в помещении мазутонасосной;

— установка шкафа управления в помещении диспетчерской/операторной – здании мазутонасосной.

Автоматизация ГРП

Диспетчерский пульт ГРП

В объем задач по автоматизации ГРП на ТЭЦ входит:

— контроль состояния технологических параметров;

— дистанционное и местное управления электроприводами исполнительных механизмов;

— контроль за состоянием воздушной среды в помещениях ГРП на наличие взрывоопасных газов;

— использование современных надежных датчиков и других средств контроля и управления.

Режим работы ГРП – непрерывный.

Управление работой ГРП предусматривается осуществлять с панелей КИПиА. Эти панели установлены в котельном отделении главного корпуса ТЭЦ.

Сигнализатор контроля загазованности размещен в спец шкафу, а дополнительная световая сигнализация – в шкафу ТС, шкафы также установлены в котельном отделении главного корпуса ТЭЦ.

Комплекс технических средств автоматизации включает следующие элементы:

— датчики и приборы контроля технологических параметров и наличия паров взрывоопасных продуктов на объекте;

— исполнительные механизмы.

Решения по контролю и управлению технологических процессов:

— непрерывный контроль перепада давления на фильтре;

— непрерывный контроль и регулирование давления природного газа;

— автоматическое и дистанционное управление электроприводом клапанами;

— контроль загазованности в помещениях ГРП.

В качестве основных технических средств контроля и управления предусмотрены:

— интеллектуальный датчик разности давления Метран-150СDR;

— интеллектуальный датчик избыточного давления Метран-75G1;

— регулятор микропроцессорный РП5-М1-01;

— измеритель двухканальный с интерфейсом RS-485 ТРМ200;

— измеритель-регулятор технологический ИРТ 5922-МВ;

— измеритель двухканальный с интерфейсом RS-485 ТРМ 202;

— преобразователь измерительный модульный ИПМ 0399Ех/М3;

— блок питания и преобразования сигналов четырехканальный БППС 4090Ех;

— блок ручного управления БРУ–32–03;

— задатчик ручной РЗД–22;

— сигнализатор 4-х канальный RGY 000 MBP4 фирмы Seitron;

— взрывозащищенный сигнализатор на метан SGYME0V4ND фирмы Seitron;

— запорно-регулирующий клапан КМРО с контроллером исполнительного механизма КИМ2 и электроприводом ПЭП-А25000/100-100 во взрывозащищенном исполнении.

Все аналоговое оборудование имеет стандартные токовые выходные сигналы 4-20 мА.

Оборудование, устанавливаемое в помещениях ГРП, имеет исполнение по степени защиты «искробезопасная измерительная цепь» или «взрывонепроницаемая оболочка», степень защиты оболочки не ниже IP54 по ГОСТ 14254-96. Искробезопасность цепей обеспечивается приборами.

Система АМАКС

Датчик горения

Описание функций управления системы АМАКС на примере управления горением котла ТГМ-96.

Управление.

Дистанционное управление арматурой блоков газооборудования, шиберами воздуха и запальными устройствами, выполняется как с пульта, так и с операторской станции. Для горелок предусмотрена возможность отключения подачи топлива в горелку по месту кнопкой шкафа АМАКС, также с пульта  управления расположенного в диспетчерской.

Управление шаровыми кранами газа на продувочных «свечах» и на линии запальников выполняется по месту и с пульта управления расположенного в диспетчерской.

Управление ремонтной задвижкой на газопроводе к котлу осуществляется существующей схемой управления.

Управление входной задвижкой на газопроводе к котлу осуществляется существующей схемой управления. В схеме предусмотрена блокировка, запрещающая открытие задвижки, если не закрыт ПЗК любой горелки, и закрытие  задвижки при срабатывании защит, действующих на отключение подачи газа к котлу.

Управление шиберами воздуха горелок выполнено с операторской станции.

Управление задвижкой мазута выполняется по месту и с пульта управления расположенного в диспетчерской.

Управление кранами мазута осуществляется по месту и из диспетчерской.

Автоматическое регулирование.

Регулирование нагрузки котла выполняется с воздействием на регулирующую заслонку горелки, выбранной ведущей. Регулирующие заслонки остальных горелок отслеживают давление после заслонки ведущей горелки. Алгоритм регулятора реализован в шкафу АМАКС.

Регулирование соотношения «газ-воздух» горелок выполняется по сигналам  давления газа и воздуха перед горелкой с воздействием на шибер воздуха данной горелки.

Регулирующая заслонка на газопроводе к котлу заменяется. При этом новая схема управления заслонкой привязывается к существующему регулятору  тепловой нагрузки котла.

Управление регулирующим клапаном мазута осуществляется либо с пульта диспетчерской, либо от существующих цепей регулятора.

Система загазованности метаном

АСУ CH

Контроль содержания концентрации метана в воздухе рабочей зоны котла ТГМ-96.

Контроль загазованности в котельном зале производится переносным газоанализатором марки ПГА-7 из верхней зоны помещения не реже одного раза в смену.

Техническим перевооружением предусматривается оснащение помещения котельного зала стационарной системой контроля загазованности (согласно  требованиям соответствующего раздела проекта). При этом контроль  загазованности переносным газоанализатором осуществляется в прежнем режиме.

Стационарная система контроля обеспечивает также:

— подачу светозвуковой сигнализации и отображение на панели оператора котлов:

  • превышении концентрации метана выше 5% от нижнего концентрационного предела взрывания (далее — НКПВ), Порог-1 метан;
  • превышении концентрации метана выше 20% от нижнего концентрационного предела взрывания (далее — НКПВ), Порог-2 метан.

Световую прерывистую красную индикацию ГАЗ  частотой от 0,5 до 1,0 Гц на сигнализаторе СТГ-3 при достижении концентрации Порог-1 и световую прерывистую красную индикацию ГАЗ частотой от 5,0 до 6,0 Гц на сигнализаторе СТГ-3 при достижении концентрации Порог-2.

Для контроля концентрации метана используется шлейфовый газоанализатор природного газа СТГ-3-Ex производства ФГУП СПО «Аналитприбор» г. Смоленск. Данный прибор закрепить на высоте 0,5м над газовыми блоками БГ горелок котлов.

Сигналы от шлейфовых газоанализаторов поступают на блоки питания и сигнализации БПС-3 установленные в шкафу газоанализатора котлов ШГК.  Электропитание  шкафа должно осуществляться от сети переменного тока 220В (+10%, -15%), 50 Гц (+1 Гц).

В соответствии с п.2.12 ВСН 64-86 «Методические указания по установке сигнализаторов и газоанализаторов контроля довзрывоопасных и предельно допустимых концентраций  химических веществ в воздухе производственных  помещений», металлические площадки рассматриваются как самостоятельные  помещения. Также, учитывая, что котельный зал имеет высоту более 40м, обслуживание датчиков при размещении под потолком будет сильно затруднено. Исходя из вышесказанного, размещение датчиков производить на высоте 0,5-0,7м над газовыми блоками. С учётом общей площади площадок  200м2 и условия  размещения не менее чем 1 датчик на 100м2, количество датчиков заложено с превышением перекрытия площади.

Конфигурацию кабельных трасс уточнить при их монтаже.

Контрольные сети предусматриваются кабелями с медными жилами.

Монтаж электропроводок выполняется в стальных трубах, в лотках и металлорукаве по технологическим и строительным конструкциям, а также электроконструкциям.

Прокладка сетей через перекрытия, стены и перегородки выполняется в  патрубках, зазоры после прокладки заделываются герметизирующей мастикой для кабельных проходов МГКП (ТУ 5772-014-17297211-98).

Производство монтажных и пусконаладочных работ выполняется в соответствии  со СНиП 3.05.06-85 и СНиП 3.05.07.-85.

Для обеспечения мер защиты от поражения электрическим током защитному занулению подлежат все металлические трубы, металлорукава, корпуса электрооборудования, КИП и А и лотки для прокладки кабелей.

Автоматизация газовой горелки АМАКС

АСУ АМАКС

КИП и А газового блока АМАКС горелок котельного агрегата БКЗ-420-140.

Автоматизации системы АМАКС подлежат 28 параметров работы газовой горелки:

  1. Давление газа между ПЗК-1 и ПЗК-2.
  2. Давление газа перед горелкой.
  3. Давление воздуха перед горелкой.
  4. Наличие факела горелки.
  5. Отказ датчика факела.
  6. Наличие пламени запальника горелки.
  7. Наличие факела горелки.
  8. ПЗК-1 открыт.
  9. ПЗК-1 закрыт.
  10. Открыть ПЗК-1.
  11. ПЗК-2 открыт.
  12. ПЗК-2 закрыт.
  13. Открыть ПЗК-2.
  14. Заслонка газа открыта.
  15. Заслонка газа закрыта.
  16. Мощность заслонки ниже минимальной.
  17. Положение исполнительного механизма заслонки газа 0-100%.
  18. Управление заслонкой газа.
  19. Открыть клапан опрессовки.
  20. Клапан безопасности открыт.
  21. Закрыть клапан безопасности.
  22. Клапан запальника закрыт.
  23. Открыть клапан запальника.
  24. Шибер воздуха открыт.
  25. Шибер воздуха закрыт.
  26. Шибер воздуха открыт до положения «вентиляция».
  27. Положение исполнительного механизма шибера воздуха 0-100%
  28. Управление шибером воздуха.

Схема функциональная/автоматизации контроля и управления газовым блоком АМАКС горелок котельного агрегата БКЗ-420-140.

Газовый блок АМАКС. Описание

Аппараты АМАКС

Описание газового блока системы АМАКС.

Блок газооборудования ЗАО «АМАКС-газ» включает в свой состав:

— два предохранительно-запорных клапана (ПЗК), перекрывающих пода­чу — газа при отключении их электропитания;

— опрессовочную гребенку для проверки плотности ПЗК;

— клапан безопасности типа «НО» и клапан подачи газа на запальник типа

«НЗ».

Кроме того, в обязательный комплект поставки входит заслонка дроссель­ная с электроприводом, гребенка КИПиА с отборным устройством и опора. На вводном патрубке блока газооборудования предусмотрена врезка шарового крана для присоединения продувочного трубопровода.

Для розжига и контроля факела запальника использовано запально- сигнализирующее устройство ЗСУ-ПИ-60-05 с сигнализатором горения ЛУЧ-КЭ.

Блоки «АМАКС-газ» предназначены для работы горелок энергетических котлов на природном газе с температурой от минус 30°С до плюс 80°С в автома­тическом режиме и выполняют следующие функции:

— регулирование расхода газа;

— обеспечение безопасного розжига с автоматической опрессовкой своих запорных устройств;

— отсечка газа при нарушении технологических параметров работы котла, недопустимом отклонении давления газа, воздуха перед горелкой или при погаса­нии факела.

Применение блоков газооборудования позволяет исключить возможность загазованности в топке котла и «хлопка» при розжиге горелки и обеспечить возможность погорелочного управления нагрузкой котла.

Для того чтобы установить блоки газооборудования АМАКС необходимо выполнить следующие работы:

  • установить первую задвижку (по ходу движения газа к котлу) Г-11 Ду500 (ручная);
  • переврезать трубопровод ЗЗУ (после отключающих устройств в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ-12-529-03 п.7.32);
  • заменить существующее сужающее устройство для учета газа на диафрагму бескамерную Ду500 Ру0,6. Прямые участки расходомерного устройства выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1-2005 — ГОСТ 8.586.5-2005;
  • заменить регулирующей заслонки;
  • установить газовые блоки состоящие из двух ПЗК и регулирующего органа с присоединением к ним газопроводов в соответствии с требованиями НТД;
  • ЗЗУ с контролем растопочного и основного факела;
  • для контроля общего факела в топке должны быть использованы сигнализаторы горения. Для контроля пламени запальника и факела горелки использовать датчики, входящие в комплект запально-сигнализирующего устройства;
  • устройство дополнительных трубопроводов для продувки газопровода в соответствии с требованиями НТД;
  • шибера воздуха перед горелками сохранить существующие. Для управления шиберами предусмотреть поставку новых МЭО-630/63-0,25У-НВТ4-01 с датчиками с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА.

АСУ подачи мазута

АСУ горения

Полное наименование системы: «Автоматизированная система управления  подачи резервного топлива котлоагрегата ТГМ-84.

Технологическим объектом управления является энергетическая котельная  установка типа ТГМ-84.

Оперативное управление установкой осуществляется оператором-машинистом  с АРМов, установленных на тепловом щите управления.

АСУТП представляет собой систему централизованного контроля и распределенного управления – открытая, многоуровневая, распределенная по  технологическим и функциональным признакам система.

Все элементы АСУТП объединены сетью передачи данных, по которой производится обмен данными между этими элементами.

Комплекс технических средств (КТС) АСУТП представляет собой трехуровневую сетевую структуру:

Верхний уровень образуют компьютеры АРМ оператора-машиниста, расположенные в диспетчерской ТЩУ  ТЭЦ. Они реализуют функции  представления информации, регистрации событий и архивирования,  выполнения  сложных вычислений, дистанционного управления. С АРМ оператор имеет доступ ко всей информации, необходимой для контроля и управления.

Средний уровень образуют микропроцессорные контроллеры, выполняющие  сбор и обработку информации, формирование управляющих воздействий (как по командам оператора, так и в автоматическом режиме). На данный момент средний уровень составляют:

− Одна резервированная пара микропроцессорных контроллеров TREI для сбора  и обработки информации, автоматизированного управления, регулирования, реализации функций защит и блокировок. Контроллеры имеют микропроцессорные блоки УСО для непосредственного приема дискретных сигналов, унифицированных токовых сигналов, сигналов термопар и термосопротивлений и вывода управляющих воздействий на объект управления

−  Две резервированные пары микропроцессорных контроллеров АРМКОНТ-310  и

интеллектуальные  модули  ввода  вывода  для  реализации  функций  регулирования впрысков и непрерывной продувки и интеллектуальные клеммники аналогового ввода для осуществления температурного контроля режимов работы котлоагрегата.

− Восемь резервированных пар микропроцессорных контроллеров АРМОНТ-300  и интеллектуальные модули ввода вывода для реализации функций управления арматурой горелок котла.

Нижний уровень представляет собой совокупность измерительных устройств (датчики давления, термопреобразователи сопротивления, счетчики-расходомеры) и исполнительных механизмов. Для связи между всеми вычислительными узлами ПТК используется локальная вычислительная сеть (ЛВС) Ethernet, включающая кабели и коммутатор 10/100 Мбит/с.

ОЛ на водомерный узел

Узел учета воды

Опросный лист (ОЛ) на коммерческий водомерный узел технической воды.

Состав ОЛ:

— Материал водопроводного ввода.

— Тип присоединения узла учета воды.

— Номер листа по типовому альбому ЦИРВ.

— Желаемый материал фасонных частей.

— Диаметр счетчика воды.

— Тип водозапорной арматуры.

— Функциональные параметры водомерного узла.

— Схема водомерного узла.

— Указания по монтажу узла учета воды.

Скачать опросный лист на водомерный узел в формате pdf >>>

Замена кабеля ВОЛС (ВОК)

ВОК на ТЭЦ

Пример задания на замену волоконно-оптического кабеля от ТЭЦ до РДУ.

Основной задачей технического перевооружения по замене ВОЛС, является повышение надежности оборудования связи теплоэлектростанции.

Волоконно-оптическая линия связи состоит из кабеля ОМЗКГМ 10-01-0,22-12/7 протяженностью 10500м, проложенного в трубах кабельной канализации между ТЭЦ и РДУ. По кабелю осуществляется: телефонная связь, связь с сервером  СКУЭ станции и компьютерной сети ТЭЦ, выход на городские и междугородные номера с телефонов ТЭЦ, передача и прием данных Ethernet.

За время эксплуатации кабель неоднократно выходил из строя по причине разрушения кабельной канализации и обрыва кабеля при проведении несогласованных строительных работ сторонними организациями на трассе прокладки кабеля.

Состав и содержание работ по замене волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) ТЭЦ:

— замена кабеля ВОЛС с креплением по существующим опорам КВЛ 110 кВ «ТЭЦ — РДУ»;

— установка новых кабельных коробов по территории ТЭЦ;

— установка мультисервисных терминальных оптических мультиплексоров. Разработка проектной документации ведется в соответствии с утвержденным заданием на проектирование и техническими условиями АО «СО ЕЭС».

Проектные работы организовать, руководствуясь Градостроительным кодексом Российской Федерации (с действующими изменениями на момент проектирования) и другой нормативно-технической документацией, ГОСТ Р 21.101-2020 «Основные требования к проектной и рабочей документации».

Технические решения, принятые в рабочих чертежах, должны соответствовать требованиям промышленной безопасности, экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории РФ, и обеспечивать безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта.

В составе рабочей документации должны содержаться следующие разделы:

Раздел 1. «Общие данные»;

Раздел 2. «Сети связи»;

Раздел 3 . «Проект производства работ».

Раздел 4. «Смета на строительство объектов капитального строительства».

В состав рабочей документации должно входить:

— схемы и чертежи прокладки кабеля ВОЛС по существующим опорам ЛЭП и кабельным коробам от серверной ТЭЦ до серверной РДУ.

— выбор и обоснование типа кабеля.

Требования к системе радиосвязи на ТЭС

Радио связь на станции

На ТЭС и ТЭЦ, как и на другом масштабном промышленном предприятии, должна быть радиосвязь.

На данный момент, в своем большинстве, используемые средства радиосвязи на станциях  не соответствуют техническим требованиям, предъявляемым к оборудованию связи, характеризуются моральным и физическим износом, отсутствует возможность записи переговоров, шифрования, работы в зашумленных помещениях.

Оборудование должно обеспечивать устойчивую радиосвязь на территории ТЭС и ТЭЦ помимо открытой территории, также в помещениях.

Предпочтение отдается оборудованию производства Российской федерации, аттестованному Министерством Российской Федерации по связи и информатизации.

Оборудование должно обеспечивать возможность записи переговоров, работы в зашумленных помещениях, передачи навигационных данных GPS/Глонасс по радиоканалу.

Требуются следующие абонентские устройства:

— диспетчерские пульты во влагозащищенном корпусе многоканальные;

— носимые радиостанции в ударопрочном корпусе многоканальные.

Дополнительно требуется система мониторинга и управления радиосетью.

Мероприятие по замене систем радиосвязи является некоммерческим инфраструктурным проектом, без срока окупаемости.

Косвенные эффекты мероприятия:

— повышение скорости принятия управленческих решений;

— улучшение взаимодействия персонала в рамках основной деятельности и в чрезвычайных ситуациях;

— повышение производительности и отказоустойчивости оборудования;

— создание платформы для реализации будущих  информационных проектов;

— повышение производительности труда;

— улучшение условий труда.