Объем реконструкции энергоблока ст. №11 Луганской ТЭС включает (стр. 5 )

Объем работ по модернизации КРУ-6,3 кВ является неокончательным и может быть изменен по результатам тендера на основании предложений Подрядчика.

1.5.11 Реконструкция системы контроля и управления энергоблока

Внедряемая АСУ ТП предназначена для автоматического и дистанционного управления основным оборудованием энергоблока и отображения оператору достоверной информации о ходе технологического процесса выработки электрической энергии энергоблока 210 МВт.

АСУ ТП предназначена для:

сбора и обработки информации, поступающей от датчиков аналоговой и дискретной информации, расчета ТЭП; централизованного мониторинга и контроля технологических процессов и состояния оборудования;

  -  мониторинг участия энергоблока в регулировании частоты и мощности согласно требований, определенных пунктом «5.1.4. «Мониторинг участия энергоблоков ТЭС и ТЭЦ в регулировании частоты и мощности» СОУ-Н ЕЕ 04.157:2009, а также напряжения и реактивной мощности».

отображения и фиксации первичной и обработанной информации для операторов БЩУ и другого эксплуатационного персонала; автоматического регулирования непрерывных процессов, включая набор и снижение нагрузки по требуемому графику; реализации технологических защит и блокировок; реализации функций группового управления; дистанционного управления запорной, регулирующей арматурой и механизмами собственных нужд; реализации предупредительной и аварийной технологической сигнализации, регистрации событий и параметров (включая действия оперативного персонала), ведения архива; выдачу данных о состоянии системы в смежные системы АСУ; приема и логической обработки сигналов, поступающих из смежных подсистем.

Система контроля и управления энергоблока ст. №11 Луганской ТЭС по результатам реконструкции должна обеспечить следующий объем автоматизации:

во всех режимах работы оборудования:

ввод и первичную обработку информации; отображение информации оперативному персоналу энергоблока; подачу на исполнительные механизмы (ИМ) команд управления, в том числе и для защиты технологического оборудования в соответствии с условиями защит и блокировок; автоматический ввод/вывод защит, ввод/вывод защит в ручном режиме, и ввод/вывод защит по заявкам оперативного персонала; реализацию команд функциональных групп (ФГ) на ИМ, которые входят в СТЗ с учетом приоритетов защит и технологических блокировок; дистанционное управление ИМ, на которые действуют защиты, по командам оператора БЩУ в соответствии с заданными приоритетами; блокирование, автоматическое регулирование, АВР механизмов собственных нужд, дистанционное и автоматическое управление; аварийную и предупредительную технологическую сигнализацию, сигнали­зацию неисправностей АСУ ТП и электрических схем управления и информации; диагностику технических средств АСУ ТП; регистрацию основных тепломеханических и электрических параметров и дискретной информации; решение расчетных задач; архивирование и документирование информации; обмен информацией между компонентами АСУ ТП и внешними системами; обработку и представление результатов испытания технологического оборудования.

в стационарных режимах:

стабилизацию нагрузки и технологических параметров на заданном уровне; регулирование тепловой нагрузки; изменение активной мощности в диапазоне регулирования по заданию автоматики энергосистемы и по командам эксплуатационного персонала; автоматическое логическое управление оборудованием (изменение состава оборудования путем автоматического ввода/вывода) при изменении активной мощности.

в пусковых режимах:

автоматизированный пуск энергоблока из разных тепловых состояний. Пошаговый пуск энергоблока должен предусматривать действия оператора по ручному пуску/остановке отдельных ФГ и отдельных шагов в работе ФГ, при отказе ФГ оператор должен иметь возможность в ручном режиме выполнить все операции по пуску энергоблока (с учетом приоритетов защит и технологических блокировок); автоматический пуск отдельных узлов и механизмов в составе ФГ; формирование графиков задач пуска по текущему состоянию оборудования; контроль выполнения программ пуска; автоматическое поддержание и регулирование в соответствие с алгоритмом технологических, тепломеханических и электрических параметров.

в режимах остановки:

автоматическое нагружение и разгрузка энергоблока согласно диспетчерского графика несения нагрузки; автоматическую аварийную остановку энергоблока; автоматическую разгрузку энергоблока по командам защит и блокировок; проверка способности работать при нагрузке собственных нужд; проверка способности работы блока при сбросе нагрузки от 100% номинальной проверка отключения блока при нагрузках 40%, 75%, 100% от номинальной мощности; до холостого хода турбины.

Внедрение на энергоблоке следующих систем:

а)        современной системы контроля вибрации и мехвеличин турбины. На энергоблоке ст. №11 будет применена автоматизированная система контроля и мониторинга вибрации и механических величин турбоагрегата типа «Вибробит», предназначенная для непрерывного стационарного измерения, контроля и мониторинга параметров механического состояния. Система «Вибробит» аппаратно и программно стыкуется с ПТК АСУ;

б)        автоматического розжига котла на газе в комплекте с ЗЗУ. Система автоматического розжига котла на газе должна быть спроектирована и отвечать всем требованиям в соответствии с НПАОП 0.00-1.20-98 «Правила безопасности систем газоснабжения Украины»;

в)        системы контроля температурного состояния турбогенератора и охлаждающих сред, регистрации и сигнализации параметров;

г)        автоматической системы непрерывного контроля вредных выбросов в атмосферу;

д)  автоматической системы первичного и вторичного регулирования частоты и активной электрической мощности в соответствии с СОУ-Н ЕЕ04.157-2009, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156-2009.

  В пояснительной записке проекта должны быть представлены основные характеристики системы регулирования с разбивкой на виды регулирования в соответствии с требованием ГП «НЭК «Укрэнерго».

Основные характеристики системы регулирования

- для нормированного первичного регулирования:

- диапазон для нормальных режимов работы энергосистемы -5% от номинальной мощности и до ± 10% для аварийных режимов работы энергосистемы;

- статическую характеристику, с учетом требования по обеспечению статичности в диапазоне 4-6% с дискретностью не хуже 1%;

- нечувствительность первичных регуляторов (не более ± 0,01 Гц);

- точность локальных измерений частоты, используемых в первичных регуляторах частоты  (не хуже ± 0,01 Гц) и цикличность этих измерений в диапазоне от 0,1с до1с.

- для режима вторичного регулирования:

- нижнюю границу диапазона регулирования;

- скорость изменения мощности (начало реализации не позднее 30 секунд, и полная реализация вторичных резервов за время не более 15 минут) с учетом ограничения темпа задачи при неплановом изменении нагрузки в соответствии с требованиями нормативных документов;

- время полного хода регулирующих клапанов турбины (РК) при воздействии на механизм управления турбиной (МУТ) в сторону открытия и закрытия (при остановах турбины);

- схемы организации системы регулирования частоты и мощности.

  Кроме того, должен быть указан диапазон и скорость изменения уставок по напряжению генератора, статизм регулирования напряжения на выводах генератора (шинах высокого напряжения станции за блочным трансформатором).

Реконструкция водно-химического контроля, включая:

-        замену датчиков и аппаратуры водно-химического контроля – 20% с доведением до нормативов согласно ГКД 34.20.507-2003 Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила» и методических указаний по ведению водно-химического режима на ТЭС и в соответствии с требованиями СОУ Н ЕЕ 37.306-2007 и РД 34.37.510;

-        оснащение установок подготовки проб (УПП) контроллерами, обеспечивающими измерение температуры, давления и расхода пробы, протекающей через датчики анализаторов, сигнализацию аварийных ситуаций в узле понижения давления и температуры пробы, а также функции сбора и передачи информации от анализаторов в ПТК.

Замена полевого оборудования регулирования, управления и измерения (датчиков, реле, анализаторов, местных контроллеров (при необходимости), электрифицированных исполнительных механизмов и т. д.) со всеми необходимыми кабелями, электропроводкой, клемными коробками, стендами, импульсными линиями, вентилями, монтажными материалами и т. д.

Установка коммутационных устройств, преобразователей электрических величин (напряжение, мощность, ток, частота) всех параметров электроцеха в унифицированные сигналы, воспринимаемые ПТК, заземляющих устройств.

Реконструкция центрального щита управления.

С целью принятия участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и мощности путем обеспечения взаимодействия соответствующих блоков с центральным регулятором САРЧМ  ГП «НЭК «Укрэнерго» предусматривать внедрение станционной системы управления (ССК), которая должна соответствовать требованиям разделов 5.9 - 5.16  СОУ-Н ЕЕ 04.157:2009, внедрение «последней мили» связи с регулятором САРЧМ ГП «НЭК «Укрэнерго  и соответствующей приемо-передающей аппаратуры.

Согласно требований Минэнергоуголь при разработке Проекта Проектировщик должен предусмотреть установку на центральном щите управления  (ЦЩУ) терминала центрального регулятора для полноценного участия энергоблоков  в регулировании частоты и мощности в ОЭС Украины.

  В Проекте должны быть предусмотрены:

-  возможность дистанционного изменения уставки по напряжению с общестанционного щита управления, а также внедрение системы регистрации данных по изменению напряжения, мониторинга участия блоков в этом процессе и поднятия указанной информации на уровень ЭС (ЦДУ ГП «НЭК«Укрэнерго»);
-  выполнение требований п.9.1.2, 9.3.1 СОУ-Н МЭУ 40.1-00100227-68:2012 «Устойчивость энергосистем. Руководящие указания », для этого отдельными проектными решениями осуществить расчеты по статической и динамической устойчивости блока с новой системой возбуждения и станции в целом, а также асинхронных режимов;
-  обеспечение автоматической отправки экспресс-информации и осциллограмм аварийных процессов на верхний уровень диспетчерского управления (ЭС, ГП «НЭК «Укрэнерго»).