Управление турбогенераторами

[VADR]

Приветствую, коллеги.

Передо мной тут моё руководство поставило задачу написать ТЗ на управление турбогенераторами (ну, то есть как ТЗ... у нас на предприятии это называется ТЗ, на деле - скорее первичная постановка задачи для проектирования).
Суть в следующем. Есть два цеха, в которых стоят по 3 паровых турбогенератора. Сейчас они управляются вручную, защиты на релейке. Весь комбинат запитан от двух входящих линий 110 кВ, электричество практически всегда берём из сети (своей генерации на всё оборудование не хватает). Периодически случаются катаклизмы типа гроз, из-за которых входящие линии отваливаются, и тут всё складывается, как карточный домик: из-за дефицита электроэнергии останавливаются большие потребители, электроэнергии становится в избытке, скорость вращения на турбинах растёт, доходит до аварийной, турбины встают (если технологи не успевают на ручном разгрузить), электричество пропадает, встаёт всё, что осталось. Ну и потом, естественно, веселье с запуском всего этого хозяйства. Хотелка следующая: сделать управление турбинами (может быть когда-то в будущем и всеми, а для начала - одной), таким образом, чтобы в подобной ситуации турбина при разгоне переключалась на управление оборотами, дабы не разгоняться до аварийных скоростей, а удерживать свои 3000 оборотов в минуту. Смысл - удержать хотя бы ту часть производства, которая производит электроэнергию, чтобы потом меньше времени на запуск требовалось. На турбинах информации о состоянии входящих линий на предприятие нет (по крайней мере, на текущий момент), "почувствовать" проблему они могут только по разгону.
Вопросы, собственно:
1. Такая задача вообще выполнима или надо с какой-то другой стороны подходить?
2. Как сделать, чтобы всё было совсем-совсем правильно?

[alex45]

Думаю, вам надо проводить для каждой турбины реконструкцию электрогидравлической системы регулирования с переходом на ПЛК. Этим занимаются специализированные фирмы, советую обратиться к ним. Если необходимо, могу дать ссылки на них.

[Jackson]

1. Такая задача вообще выполнима или надо с какой-то другой стороны подходить?

Решаемо, если мощностей хватит и если сделать грамотно, не ожидая чудес.

2. Как сделать, чтобы всё было совсем-совсем правильно?

Чтобы точно сказать, надо "на месте" посмотреть на график нагрузок, баланс мощностей составить, нагрузочную способность турбин оценить.

В любом случае, Саш, это задача не для спешного решения, чтобы сделать грамотно - надо хорошенько продумать.

Задача разбивается на части и по частям и решается (как у Македонского).
1. Отвал сети нужно обнаружить как можно быстрее. Для этого существуют соответствующие защиты и устройства которые их реализуют.
2. Сигнал "сеть отвалилась" нужно как можно быстрее отработать, то есть отключить вводы и передать его в автоматику генерации.
3. Как я понимаю, генерации дефицит, поэтому нужно составит список нагрузок, поделить нагрузку на ответственную и неответственную, при отвале мгновенно отключать неответственную. Обычная АЧР тут может не справиться, потому что она реагирует уже на факт развития аварии (и со штатными задержками), а не на причину.
4. Турбины должны мгновенно перейти из режима "параллель с сетью" в режим островной (конечно с некоторым переходным процессом). Говорить "турбины должны принять нагрузку" - бессмысленно, потому что они и так её примут и никуда не денутся.
5. Предусмотреть средства нормального возврата из автономного режима генерации к питанию от сети, когда сеть восстановится.

Мы таким занимаемся и делали такое не раз (в части электростанции и стыковки с остальными вещами). На ряде объектов нашего только автоматика генерации, и наша идея размазана по всему объекту. :)

Физика процесса в следующем. Отвал сети может быть не на своём вводе (свой вводной выключатель отключился), а где-то далеко - отключилась ТП или ПС всего района, там сработал АВР или АПВ (они и знать не знают про вашу генерацию), ЛЭП порвалась где-то - причин уйма. Главное что они все - далеко. При таком отключении абсолютно вся нагрузка, подключенная к сети на участке от твоей генерации до точки отключения или обрыва - вся эта нагрузка кидается на твои генераторы, этой нагрузки может быть несоизмеримо больше генерации.

[+] примеры

Пример 1. ракетно-артиллерийский корабль, генератор 315 кВт пришел в базу, синхронизировался с береговой сетью чтобы без обесточивания перейти на береговое питание. После включения генераторного автомата электромеханик задумался всего на минутку. За эту минутку что-то отключилось на ПС, питающей всю военную базу и городок при ней - где-то на 110ке отключилось. Вся база и этот городок в виде нагрузки кинулись на этот бедный 315 кВт генератор потому что он был единственным источником на всём этом участке. Итог: дизель не то чтоб остановился, а в него будто лом вогнали, генератор оторвало от вала, сорвало с рамы и он улетел в борт, по счастью борт не пробив насквозь. Устройство ЗОВ выгорело до полных углей - вот такой был вторичный ток от трансформаторов тока (наши свердловские ТШС - отличные трансформаторы тока). Поэтому на всём гражданском флоте параллельная работа с берегом категорически запрещена - только у военных можно.

Пример не самый очевидный, но самый наглядный - что может быть при удалённом отключении сети. Случаи попроще (но тоже с последующими авариями) происходят довольно часто.

На одном объекте на этот случай предусмотрели целую систему (отдельную), которая вычисляла сколько нагрузки надо отключить чтобы удержать станцию и делала это очень быстро - счёт шел на единицы миллисекунд.

Главное что "отреагировать на отвал сети" и "использовать генерацию в автономном режиме", а также и "вернуться к нормальному электроснабжению" - это три разные задачи, и так к ним и надо подходить, невзирая на то что решаться они могут одним ПТК.

[Jackson]

Если необходимо, могу дать ссылки на них.

Можно прямо сюда?

[alex45]

http://www.ktmz.ru/produkciya-i-uslugi/ ... lirovaniy/
https://tornado.nsk.ru/
http://www.ia.ru/about/
https://www.rakurs.com/solutions/echsriz/

[Jackson]

Один момент. Поскольку турбина все равно будет модернизироваться, можно в неё чуть перезаложиться. Мне понравилось немецкое решение для механической защиты турбин - после редуктора стыковка с генератором через муфту с точно торированными шпильками, срезающимися при двухкратной перегрузке по моменту за контрольное время. Много раз выручало при обрывах ЛЭП в электростанциях с такими турбинами: при аварии рвутся шпильки, понятно что станция ложится, но запасные шпильки уже закуплены, их замена занимает 3-4 часа. Остальная часть агрегата при этом не повреждается, нет даже необходимости осматривать редуктор, валы и вообще всё, после замены шпилек можно сразу запускаться.

Я к тому что гарантированной 100%й защиты в таких режимах не существует, как бы ни работала автоматика, а от долгого дорогостоящего ремонта лучше уходить. Иначе риск простоя агрегатов перечеркнёт всю эту красивую автоматику, которая денег стоит и делается долго.

Такую или подобную чисто механическую защиту лучше иметь.

[VADR]

Коллеги, спасибо за информацию, буду переваривать.

[servo85]

На одном объекте на этот случай предусмотрели целую систему (отдельную), которая вычисляла сколько нагрузки надо отключить чтобы удержать станцию и делала это очень быстро - счёт шел на единицы миллисекунд.

Мне довелось дважды видеть подобные системы на крупных предприятиях построенных по западным стандартам, вот тут я попытался изложить их структуру. Всё собирался расспросить вас о них, да повода не было.

Как называлась ваша система? Была ли она построена на базе общепромышленного или специализированного контроллера? Можно ли где нибудь почитать о данном внедрении? Имелись ли в ней все три алгоритма -

"отреагировать на отвал сети" ... "использовать генерацию в автономном режиме" ... "вернуться к нормальному электроснабжению"

Существуют ли другие отечественные (в смысле разработки алгоритмов, а не производства ПЛК) аналоги?

[alex45]

Отечественные разработки существуют, и уже очень давно. Только не в масштабах предприятия, а в масштабах единой энергосистемы. Называется это всё "противоаварийная автоматика". Что интересно, раньше вся логика этой системы была реализована только на электромеханических реле.

[petr2off]

Вообще то говоря, надо вначале с системой управления турбины разобратсяю. У нас был проект АРЧМ (автоматическое регулирование частоты мощности) блоки на 150 Мватт. На S7-400. Но пока не привели в порядок систему управления турбины (гидравлика и механика). Ничего не получалось. Мне кажется надо вначале с турбинами разобратся, и потом уже идти к теххическому решению по АРЧМ.

[Jackson]

Как называлась ваша система?

DEIF (это производитель) AGC-4 (это линейка контроллеров)
Заказчик назвал это всё Автоматизированной Системой Управления Генерацией. ПЛК там нет. ПЛК стоят на самих турбинах, занимаются технологией, их ставил ещё производитель турбин и это мы не трогали совсем.
Доходят слухи что конкретно этот объект уже не работает - в турбинах не стало необходимости. Но есть уйма других объектов, где это все работает даже в большем объеме. Я этот объект привожу в пример потому, что там был получен уникальный опыт - натурные испытания на исчезновение сети на живой и очень ответственной нагрузке с целью как раз Настройки этих защит. Редко где позволяют такое делать на живом объекте. А тут наглядно посмотрели и продемонстрировали не только что система это всё отрабатывает, но и увидели очень тонкие вещи, про которые ни прочитать ни спросить.
Почитать негде - не до публикаций. Это не какая-то уникальная, а вполне серийная вещь, применяется много.

Если считать алгоритмы, то их там намного больше чем три, но заказчик предпочитает автоматизированный режим, решения принимает сам, вот на других станциях заказчики часто предпочитают автоматический режим, в нём кнопки управления просто не работают, и - да, система сама поднимает станцию из любого сколь-нибудь живого состояния и стремится работать в заданном режиме. Тут много от технологии зависит, не всякий агрегат позволяет автоматически по клику запуститься или остановиться. Там где позволяет - отлично. Пример: судовые, аэродромные и платформенные энергосистемы, там всё автоматически. Но и в общепроме тоже встречается такое, и нередко.

Ровно такая же система (и не одна) работает в том числе в Японии (а также на Кубе, в Бразилии, ЮАР и много ещё где) и собирает острова из сотен, а не единиц генераторов полностью автоматически, и работает всем этим в сеть. В России тоже есть. В Японии было важно это все очень быстро развернуть и собрать вместе совершенно разные агрегаты и по брендам и по типу - после известного землетрясения туда навезли тысячи разных агрегатов, и их надо было собрать вместе чтобы дать энергию для аварийно-спасательных работ на АЭС. Тогда это уже было стандартным решением до 16 агрегатов в станции, на тот момент уже были большие станции с больше чем сотней агрегатов, но это решение официально не анонсировалось, а с того момента это (станции на 32 и далее до 256 агрегатов) стало тоже стандартным решением. Можно и ещё больше, да на практике не нужно. :)

Но это уже частности, далёкие от задачи автора. Тут всё совсем просто и полностью автоматический режим вряд ли будет использоваться - потому что это пар, а не поршневая машина.

Отправлено спустя 4 минуты 3 секунды:

Вообще то говоря, надо вначале с системой управления турбины разобратсяю.

естественно. Это априори первый этап работ, без этого об остальном можно даже не мечтать.

Отправлено спустя 4 минуты 14 секунд:

Существуют ли другие отечественные (в смысле разработки алгоритмов, а не производства ПЛК) аналоги?

нет таких. Импортные есть в разной степени. А так чтоб ещё и на серийных не программируемых средствах - такого и в мире по пальцам перечесть, в России нет такого. В России совсем другой подход к автоматизации таких задач, я считаю что подход далеко не универсальный, но с ним идут буквально по всем задачам, и пока это будет продолжаться - аналогов и не появится.

Видел что пытаются копировать импортные решения, но до такого уровня не доросли ещё. Увы.

[petr2off]

По энергоблокам в России есть решения. Вообще то говоря - если все нормально - то разгрузку до 10% система управления должна ловить. Мы существуем на обломках СибКотеса. В свое время он ставил систему управления на китайский энергоблок, которую они потом вполне успешно адаптировали и стали применять в Китае широко и основательно. Это в общем то решенная задача. Другое дело современная АСУ ТП энергоблока это очень не дешевое удовольствие. При этом, исторически так сложилось она зачастую сегментируется на различные подсистемы. Например - на контроле вибрации оборудования сидит Вибробит, и то же Торнадо - туда и не лезет. А еще исторически так сложилось, что системы СОТИ тоже выделились в отдельный класс, причем к ним примкнули РАС РЗА. Про всякую мелочевку - типа охранно-пожарной сигнализации я и не говорю.

[Jackson]

По энергоблокам в России есть решения

Есть. Нет таких о которых я говорил, а так-то есть.

Вопрос-то был только про генерацию. Технология РЗА - это отдельная песня, и то о чём я говорил в силу своей структуры скорее оказывается частью всей системы. Но ещё раз отмечу, что найти правильное место этой части на всех российских проектах бывает непросто в силу существующих представлений о том как строятся такие системы (иногда это возводится в ранг религии). Генерирующая энергетика - это отдельная сфера и к ней нельзя подходить как к обычной АСУТП. А когда так к ней и подходят - да, тоже получаются системы, но они громоздкие и сложные в обслуживании.

Я предлагаю, чтобы тему не замыливать, определить две вещи: 1) технология самой турбины и 2)управление генерацией и электросетью предприятия. РЗА, ПАЗ, ППЗ многое прочее - отдельно, они всё равно есть и там всё стандартно. А остальное тащить сюда и не надо.

[+]

на агрегатах попроще, где высокая степень автоматизации технологии или просто в силу простоты самого агрегата, обе эти задачи решаются у меня одной и той же системой. Одни и те же контроллеры занимаются и технологией и генерацией в масштабах всей сети объекта. С агрегатами посложнее принципиально ничего не меняется, просто появляется "прослойка" между агрегатом и автоматикой в виде локальной САУ, занимающейся технологией. Но со стороны общей автоматики агрегат продолжает выглядеть просто как управляемый источник энергии.

По технологи тут стоит всего одна задача: переоборудовать турбину, оснастить её регуляторами и средствами внешнего управления, чтобы турбина стала управляемой и регулируемой извне всего-то по четырём параметрам. Это должен быть полноценно управляемый источник энергии, только и всего. Что там происходит дальше его выключателя - это агрегата не касается. Что происходит с агрегатом и какое-там давление пара и обороты - на это управлению генерацией тоже наплевать. Взаимоотношения у турбины с внешним миром такие же, как у Таганрога с космосом: Таганрог из космоса не видно, космос из Таганрога тоже, но это не мешает Таганрогу неплохо жить где-то в этом космосе. :)

А с генерацией и электросетью разберётся то, о чём и спрашивал автор. Есть разные подходы к построению таких систем. Лично для меня эта задача решённая полностью, бери и делай хоть сейчас на серийных непрограммируемых устройствах. Как делать и что выберет автор - время покажет.

[petr2off]

Паровая турбина сильно отличается от дизель-генератора и даже газовой турбины. У тех сзади стоит - грубо говоря емкость с топливом. Хотя уже с газовой турбиной дело немного сложней - там еще подготовка газа и дожимные компресорные установки. Даже здесь 4-мя параметрами не обойтись. Я тут намедни копался с американской газовой турбиной, в ее асу тп около 3000 параметров. А с паровой еще интересней. Хорошо, если котел газовый, попроще тогда. А еще у турбины могут быть отборы пара для технологии и отопления. Никак она не может независимо от всего этого существовать.

[Jackson]

Паровая турбина сильно отличается от дизель-генератора и даже газовой турбины. У тех сзади стоит - грубо говоря емкость с топливом. Хотя уже с газовой турбиной дело немного сложней - там еще подготовка газа и дожимные компресорные установки. Даже здесь 4-мя параметрами не обойтись.

Ещё раз. Давайте не мешать в кучу технологию и генерацию. Всё это множество параметров турбины - это технология, к генерации отношения не имеет.
Это ж понятно что паровая турбина и нагрузку берёт не так и рампы у неё совсем другие и запустить её - целая история. Что касается электрической мощности - с этим автоматика генерации и разберётся, запросит столько, сколько турбина может дать и не больше, сама сообразит или оператор даст уставку.
И у газовых турбин тоже есть особенности, там и ДКСки с фильтрами и чёрта ещё в ступе. И у поршневых ДВС тоже всего хватает. Так пусть с этим локальная технология и разбирается, самостоятельно, автоматически или при участии оператора, но сама. Не надо с генерацией это мешать. То что оно связано - и оперативный персонал знает и генерация, и управляют соответственно. Автоматика генерации и персонал эти вещи свяжут, соберут и сделают всё правильно. Не надо эту работу делать дважды. Иначе получается нагромождение автоматики в котором чёрта с два ещё разберёшься.

Я тут намедни копался с американской газовой турбиной, в ее асу тп около 3000 параметров.

И это не предел, есть и больше. И ни один из них к генерации не относится. Это технология. И это не АСУТП никакая, а просто локальная САУ. Да, насыщенная, большая, с отдельным операторским местом и сложными алгоритмами, но локальная и сама по себе.
Чья турбина, если не секрет, не Capstone случаем?

Для генерации любой источник - это кружок с буквой "G", и больше ничего, а внутри у него дизель, турбина, паровоз или рабы педали крутят - это неинтересно.

Отправлено спустя 4 минуты 25 секунд:

Никак она не может независимо от всего этого существовать.

:) Это и есть наша российская "религия", если хотите. А оно существует отдельно и очень хорошо работает. Где? Челябинский трубопрокатный, например. Там отдельно и поэтому очень удобно.

[+]

Это там где первый в России токарь с нетрадиционной ориентацией, и он там правда есть и зовут его также, только про ориентацию мы конечно не спрашивали у него. :)

[petr2off]

General Electric.

российская "религия"

Уже не только наша, если речь идет о комбинированной выработке электроэнергии. Там где длительный отопительный сезон и дорогое топлива - она сразу становится универсальной. Например Дания. Более того, парогазовые установки можно рассматривать как развитие этой идеи.
Асу конечно локальное - тут я спорить не буду, хотя приходится это разжевывать одному московскому специалисту. К сожалению он не хочет рассматривать эту ГТС как кружок с буквоц G - а хочет из москвы через opc сервер ей управлять.
По по постановке задачи - я понял как раз то, что стоит проблема удержания турбины ото аварийного останова при резком сбросе нагрузки. И тут, если рассматривать ее как кружок с буквой G задачу не решить. И прецендентов решения у нас тоже трохи есть, точно сосчитать не берусь, но более 10 ка. Последний кстати - Канская ТЭЦ - интересен был как раз тем, что тепловая нагрузка была не только больше электрической, но и важнее. От потери 12 меговат - энерго системе сильно не поплохеет, а потреля отопительной нагрузки зимой - город замерзнет, не весь конечно - частник с печками померится и выживет. а вот панельным многоэтажкам будет плохо.

[Jackson]

Уже не только наша, если речь идет о комбинированной выработке электроэнергии. Там где длительный отопительный сезон и дорогое топлива - она сразу становится универсальной. Например Дания. Более того, парогазовые установки можно рассматривать как развитие этой идеи.

А по-моему нет. Это энергетика связанная, а не управление в ней. Я же работаю с Датчанами напрямую.

Тут от масштабов зависит и того как всё сделано. Можно станциями и с телефона управлять (наши клиенты так и делают), если станция сделана соответствующим образом и к этому подготовлена. Но в масштабах классической ТЭЦ это пока невозможно. Главное что в вопросе и речи нет о каком-либо диспетчерском управлении, тем более удаленном. Про тепловую нагрузку мы тоже ничего не знаем.

И задача у автора не так звучит.

[VADR]

По технологи тут стоит всего одна задача: переоборудовать турбину, оснастить её регуляторами и средствами внешнего управления, чтобы турбина стала управляемой и регулируемой извне всего-то по четырём параметрам.

Вот тут я как-то упустил. По каким четырём? По мощности, по оборотам - это два. А ещё? Внутритехнологические не в счёт: там действительно есть обеспечение производства паром, есть и промотбор, и противодавление, и всё это должно быть учтено в АСУТП турбогенератора, но это немного другой вопрос.
Пока что из обсуждения вынес для себя следующее:
1. АСУТП турбогенератора должна обеспечивать статизм.
2. Переходные процессы очень быстрые, гидравлика может не успеть.
3. Отлавливать проблемы с сетью "где-то там далеко" по разгону ротора турбины - не лучшая идея, необходимо получать информацию из системы защит по входящей линии. (это так или я ошибаюсь?)
4. Для реализации локальной АСУТП важно знать, какую нагрузку может одномоментно взять на себя генератор.
5. Хорошая идея - комплексная система управления генерацией по всему предприятию, которая выдаёт задания локальным системам генераторов. А также - распределённая система защит. И всё это должно уметь не только распределять задания на выработку электроэнергии и при необходимости отключать от сети, но и возвращать в сеть при восстановлении нормального режима работы.

Главное что в вопросе и речи нет о каком-либо диспетчерском управлении, тем более удаленном.

Есть "оперативно-диспетчерское" :). То есть - по телефону в ручном режиме.

[Jackson]

По мощности, по оборотам - это два

ИМХО
Зависит от реализации. Если электрическая генерирующая часть будет интегрирована в САУ турбины, то это
1 задание активной мощности
2 задание реактивной мощности (или косинуса)
3 нагрузочная способность (информационный)
4 режим работы островной/сеть
Пожалуй, ещё 5 команда синхронизируйся/разгружайся.

Если электрическая часть будет отдельно, то для неё от турбины надо
1 напряжение больше/меньше
2 частота больше/меньше
3 нагрузочная способность (информационный)
4 к нагрузке готов/нет

С остальным автоматика разберётся.

Ловить отключение сети по факту (с помощью АЧР) - плохая идея, прилететь может очень много. Распределять эту защиту по сети не надо - надо определить точки отключения (где будем отключать) - там и делать.

Режима полностью автоматического тут не будет, значит собирать схему обратно будут руками. Для этого на точках включения надо предусмотреть возможность синхронизации.

Статизм нужен обязательно, для двух вещей:
1 паровая турбина - штука инерционная - статизм нужен для того чтобы состояние равновесия было устойчивым, потому что у сети статизма нет.
2 в первый момент отвала сети никакая автоматика турбину не удержит. Если нужно чтобы турбина осталась в работе, то статизм даст ей такой шанс.

Вообще, это только звучит просто, а за каждым словом лежит камень преткновения. Ты уверен что сам всё это будешь делать?

Я бы посоветовал определить фирму(ы), которая сможет это сделать и уже в общении с ними составлял ТЗ. А то мы сейчас нафантазируем и будет в ТЗ "то лапы ломит, то хвост отваливается". Подходы сильно разнятся. И обязательно привлечение эксплуатирующих служб или организаций, потому что такое использование турбин неминуемо приведёт к изменению энергорежимов во всей системе, как бы не пришлось ещё нагрузки переносить и порядок их ввода/вывода в работу менять.

[VADR]

Ты уверен что сам всё это будешь делать?

Я уверен, что мне надо так сформулировать технические требования, чтобы в конкурс могли попасть только фирмы, реально понимающие в этих вопросах. А для этого надо самому иметь понимание. Иначе выиграют конкурс какие-нибудь "Рога и Копыта", нарисуют мне ПИД-регулятор между оборотами и положением паровой заслонки на входе - а я и вякнуть ничего не смогу: по букве ТЗ всё будет правильно.

Я бы посоветовал определить фирму(ы), которая сможет это сделать и уже в общении с ними составлял ТЗ.

Вот с этим у нас проблема... впрочем, это совершенно другая история.

[petr2off]

Просто так, на всякий случай. У турбины есть вообще то говоря карта режимов. Т.е. даже в маркировке это отражается, например T-100/80. Это означает, что да - турбина на 100 меговатт, но при полной теплофикационной нагрузке она более 80 выдать не может. Управление мощной паровой турбиной это не чисто электрическая задача.

[Jackson]

Такая карта режимов есть не только у паровых турбин. А также есть разовая нагрузочная способность (сколько нагрузки на неё можно набросить за ступень, и она зависит от текущей нагрузки. И то же самое на сброс нагрузки. При обычном управлении мощностью это учитывается. Но когда происходит отвал сети - этот наброс/сброс неминуем и неуправляем, он зависит во многом от заложенных проектных решений и выбранного оперативным персоналом режима.

[petr2off]

Правильно, поэтому это проблема прежде всего в системе управления турбины. И проблема решаемая. Т.е. нужно начинать с ревизии системы управления турбоагрегатом. Там возможно придется часть гидравлики менять, ну и с аналоговой системы на цифровую я думаю тоже перейти надо. Это задача решаемая. И нормальная система управления вполне справляется и со сбросом нагрузки и регулированием частоты. А выдаваемая мощность - это параметр задаваемый системным оператором. И отклонения от него чреваты финансовыми потерями. И готовность к приему мощности - это тоже продаваемый параметр. Правда тут тонкость есть, где находится станция. В регионе с конкурентным рынком или на Дальнем востоке.

[VADR]

Т.е. нужно начинать с ревизии системы управления турбоагрегатом.

Вот с этого мы и начинаем :). Вернее, не с ревизии, а с создания. Причём хотим сделать грамотно, с тем, чтобы в дальнейшем, когда (или если) будет делаться комплексная система управления генерацией на предприятии, в АСУТП генератора (или в дельнейшем - генераторов) понадобились минимальные переделки.

[Jackson]

Правильно, поэтому это проблема прежде всего в системе управления турбины. И проблема решаемая. Т.е. нужно начинать с ревизии системы управления турбоагрегатом.

скажем так, эти две вещи никак друг с другом не связаны, я выше писал. САУ на турбине априори надо смотреть, модернизировать и настраивать, чтобы она была управляемой.

А какая именно система будет обеспечивать эти рампы (от англ. Ramp Up /Ramp Down) - это по месту. Сможет сама САУ Турбины - пожалуйста. Не сможет - АСУ генерацией должна это сделать. Главное все эти функции обеспечить и грамотно раскидать по компонентам и увязать между собой. А как именно, кому что доверить - это уже конкретика от места к месту, делают по-разному.

Отправлено спустя 8 минут 35 секунд:

Вот с этого мы и начинаем :). Вернее, не с ревизии, а с создания. Причём хотим сделать грамотно, с тем, чтобы в дальнейшем, когда (или если) будет делаться комплексная система управления генерацией на предприятии

Вот и не забудьте расписать все функции, которые тут нужны, и понять какая система что будет делать и как.

А то бывали разные случаи. Синхронизацию например забыли совсем. Система классная, но выключатель включить нечем. Или выключатель какой-нибудь не тот - был случай когда на финише ПНР пошли выключатель посмотреть, а его нет - там ручной блок однофазных предохранителей стоит, рады бы включить, а нечего.

Кстати, после модернизации турбину надо будет испытать под нагрузкой во всех режимах - перед тем как с ней в сеть заходить. Не забудьте про это. Это вопрос во многом не только технический, но и организационный. И денежный.