Назначение
Системы измерительно-управляющие в составе газотурбинных генераторных установок типа LM 2500/6000 фирмы «GE Packaged Power Inc», США (далее - системы) предназначены для измерений и контроля параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (температуры, давления (избыточного и дифференциального) газа, масла и технологического воздуха, скорости воздуха на входе в установку, расхода и уровня масла, скорости вращения валов агрегатов, состава газа, вибрации), обеспечивают управление, контроль, защиту и предусматривают возможность подключения к системам предупредительной и аварийной сигнализации по уставкам, заданным как программным путем, так и с использованием реле предельных значений.
Описание
Принцип действия систем основан на измерении и обработке информации, поступающей с первичных измерительных преобразователей о контролируемых параметрах, обеспечивающих безопасную работу газотурбинных установок LM 2500/6000, состоящих из газовой турбины, генератора, технологических систем подготовки газа и масла для турбины и генератора, подсистем охлаждения технологического воздуха, а также трансформаторов и вспомогательных устройств.
В зависимости от типа газотурбинного генераторного агрегата системы могут изготавливаться в модификациях LM 2500, LM 2500+xx, LM 5000, LM 6000.
Системы представляют собой трехуровневые иерархические измерительно-управляющие системы распределенного типа, состоящие из верхнего, среднего и нижнего уровней (рис. 1) и включают в себя измерительные каналы (ИК):
- температуры;
- давления и разности давлений;
- расхода;
- уровня;
- состава топливного газа и загазованности воздуха;
- вибрации и скорости вращения.
В состав нижнего уровня систем входят первичные измерительные преобразователи (датчики), преобразующие текущие значения параметров технологического процесса в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и осуществляющие следующие функции:
- автоматизированного и ручного сбора и первичной обработки информации;
- выдачи информации в виде световой и/или звуковой сигнализации при превышении предупредительных и/или аварийных установок;
- формирования и передачи данных на средний уровень систем.
На среднем уровне систем измерительная информация о физических параметрах по каналам связи в аналоговом или дискретном виде поступает на входы программируемых логических контроллеров серии MARK VIe (GE Energy, США), GE Fanuc серий 90-30, 9070 (GE Fanuc Autimation, США), а также на входы автоматических систем:
лист № 2
всего листов 9
- управления газотурбинной установкой “ATLAS PC Control System” (Woodward, GE, США);
- многофункциональной защиты генератора M-3425A (Beckwith);
- регулирования возбуждения генератора и синхронизации;
- пожарной сигнализации Allectec 800 (CEC, США);
- многофункционального измерения электрических параметров.
На верхнем уровне систем вся информация, полученная от программируемых логических контроллеров PLC по каналам связи передается на станцию сбора данных и на автоматизированное рабочее место оператора - вычислительные рабочие станции “Dell Precision 380” с программным пакетом CIMPLICITY HMI (разработчик программного обеспечения - фирма GE Fanuc Automation), выполняющие следующие функции:
- отображения и архивирования результатов измерений;
- выдачу информации в виде световой и/или звуковой сигнализации при превышении предупредительных и/или аварийных установок;
- диагностики состояния оборудования;
- формирования и представления информации в виде отчетных документов различного назначения;
- ведения и управления базами данных;
- защиты информации от несанкционированного доступа;
- синхронизации системного времени.
Принципиальная схема Системы приведена на рис. 1.
Модули ввоза-вывода аналоговых сигналов
| Модуль £-.СД=. | | Модуль вывода аналспхых сигналов |
| сигналов | |
Модули ввода-вывода цифровых си г налов
| Модули зашиты турбины |
| Модуть защиты | Мспуль останзкя | |
| турбины | турбины | |
| |
Модули и одяпит: сигналов ст термспреобрахвателен сои роти Еленкя н тер чс злектрн ческнд. преобразователей
Модуль с ер в отправления
| Модуль | Модуль |
| сервоуп- | контроля |
| раЕлення | виорации |
Модуль акустического
МС'Щль
монитсринга
Первичные преобразов а тели? сигнализаторы
Комплекснзмфнтетьяо-вьннстнтетщый и управляющий МагкЛЧе
Программное обеспечение
Идентификационные данные по программному обеспечению (ПО) приведены в
таблице 1:
Таблица
| Наименование ПО | Идентификацион ное наименование ПО | Номер версии (идентификац ионный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификат ора ПО |
| Toolbox ST | ПО контроллеров MarkVI | DS219GECO NTROLST040 016 | 9aef6707bd15fd4b 15d0e941e92b43d0 0 | MD5 |
| CIMPLICITY HMI(GE Fanuc Automation) | ПО для интерфейса оператора | GECS | 77yui1f93fb0e521 ed17adc4ff54e970 | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «C».
Первичные датчики и преобразователи, входящие в состав измерительных каналов систем:
ИК состава топливного газа и загазованности воздуха:
- детекторы газа 95-8526 «Det-Tronics», США
- газовые хроматографы 700 «Emerson», США -
Информационный фонд средств измерений № 31188-06
ИК давления и разности давлений:
- преобразователи давления 9907-963 «HONEYWELL», США
- преобразователи давления PTX600 «Druck Inc.», США
- преобразователи давления PA3000 «SCHLUMBERGER», США
- преобразователи давления EJA310 «Yokogawa», Япония -
Информационный фонд средств измерений № 14495-09
- манометры 1377, 1279, 1008 «ASHCROFT», США -
Информационный фонд средств измерений № 19380-00
- преобразователи давления измерительные 3051 «Rosemount Inc.», США -
Информационный фонд средств измерений № 24116-08
- контроллеры разности давлений 1950G «DWYER instrument», США
- датчики разности давлений 4010B «DWYER instrument», США»
- контроллеры давления 132P, 180Р, 122P «ITT Neo-Dyn», Испания
- контроллеры разности давлений DPF266 «PYROPRESS», Великобритания
- датчики разности давлений 160P, 152Р, 132Р «ITT Neo-Dyn», Испания
- датчики разности давлений 1502DG «ORANGE RESEARTH, Inc», США
ИК температуры:
- термометры сопротивления двойные платиновые 305 «Weed instrument», США
- термоэлементы 305 «Weed instrument», США
- платиновые термопреобразователи 78 «Rosemount Inc.», США -
Информационный фонд средств измерений № 22255-01
- извещатели пожарные тепловые MEDC 401 225F «MEDC», Великобритания
- термометры 50-Е160Е180 «ASHCROFT», США -
Информационный фонд средств измерений № 21696-01
- преобразователи температуры 102S «ITT Neo-Dyn», Испания
- преобразователи измерительные 100Т, 132T «ITT Neo-Dyn», Испания
- термометры сопротивления серии S «MINCO», США -
Информационный фонд средств измерений № 35580-07
ИК уровня:
- уровнемеры K9900 «Kenco», США
- преобразователи уровня 3300 «Rosemount Inc.», США -Информационный фонд средств измерений № 25547-06
- уровнемеры 63-RL «Daniel industries Inc.», США
- уровнемеры XT31 «Magnetrol», США
- уровнемеры XT20 «Magnetrol», США
ИК вибрации и скорости вращения:
- датчики вибрации 21000 «Bentley Nevada Со», США
- датчики вибрации 23732 «Bentley Nevada Со», США
- датчики вибрации 4-128 «CEC Vibration Products», США
- датчики скорости 70085-1010 «AI-Tex Instruments», США
- преобразователи виброускорения BN-350900 «Bently Nevada LLC», США -Информационный фонд средств измерений № 41669-09
- комплексы измерительно-вычислительные для мониторинга работающих
механизмов BN-3500 «Bently Nevada LLC», США -
Информационный фонд средств измерений № 15540-07
ИК расхода:
- расходомеры DY025 «Yokagawa», Япония
- датчики расхода LSP51 «LUBE DEVICES», США
- контроллеры потока FLT93 «FLUID COMPONENTS», США
Технические характеристики
Диапазон измерений температуры топливного газа на входе установки, °С......... от 0до 150
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры топливного газа на входе установки, °С
Диапазон измерений температуры газа в турбине, °С....................................... от 0 до 1000
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры газа в турбине, °С
Диапазон измерений температуры газа на входе компрессора, °С..................... от 0 до 500
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры газа на входе компрессора, °С
Диапазон измерений температуры газа на входе электрогенератора, °С............ от 0 до 500
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры газа на входе электрогенератора, °С
Диапазон измерений температуры газа на выходе электрогенератора, °С........... от 0 до 150
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры газа на выходе электрогенератора, °С
Диапазон измерений температуры масла, подаваемого для смазки агрегатов турбины, °С........................................................................................ от 0 до 50
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры масла, подаваемого для смазки агрегатов турбины, °С
Диапазон измерений температуры отработанного масла после смазки агрегатов турбины, °С....................................................................................... от 0 до 200
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры отработанного масла после смазки агрегатов турбины, °С............
Диапазон измерений температуры масла, подаваемого для смазки подшипников электрогенератора, °С.................................................................................. от 0 до 100
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
температуры масла, подаваемого для смазки подшипников электрогенератора, °С
Диапазон измерений температуры подшипников силовых агрегатов установки, °С.............................................................. от 0 до 150
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры подшипников силовых агрегатов установки, °С
Диапазон измерений давления природного газа в магистральном газопроводе на входе установки, кПа............................................................................ от 0 до 10000
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений давления природного газа в магистральном газопроводе на входе установки, %
Диапазон измерений давления газа после компрессора, кПа........................... от 0 до 2500
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений давления газа после компрессора, %
Диапазон измерений перепада давления газа на воздушном фильтре на входе в установку, кПа..................................................................................... от 0 до 10
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений перепада давления газа на воздушном фильтре на входе в установку, %
Диапазон измерений скорости воздуха в воздухозаборной системе на входе в установку, м/с...................................................................................... от 0 до 50
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений скорости воздуха в воздухозаборной системе на входе в установку, %
Диапазон измерений перепада давления на фильтрах масла установки, кПа....... от 0 до 150
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений перепада давления на фильтрах масла установки, %
Диапазон измерений давления масла в трубопроводах системы смазки агрегатов установки, кПа..................................................................................... от 0 до 1000
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений давления масла в трубопроводах системы смазки агрегатов установки, %
Диапазон измерений уровня масла в маслобаках системы смазки агрегатов установки, мм..................................................................................... от 0 до 1000
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений уровня масла в маслобаках системы смазки агрегатов установки, мм
Диапазон измерений расхода масла в трубопроводах системы смазки агрегатов установки, куб. м/мин............................................................................ от 0 до 0,2
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений расхода масла в трубопроводах системы смазки агрегатов установки, %
Диапазон измерения вибрации, микрон...................................................... от 0 до 260
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений вибрации, %
Диапазон измерений скорости вращения валов агрегатов установки, об\мин...... от 0 до 12000
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений скорости вращения валов агрегатов установки, %
Диапазон измерений концентрации метана в воздухе рабочей зоны агрегатов установки, об.%................................................................................... от 0,2 до 1
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений концентрации метана в воздухе рабочей зоны агрегатов установки, %
Диапазон измерений концентрации компонентов природного газа в магистральном газопроводе на входе в установку: - кислорода, об.%.......................................................................... от 0 до 2
- сероводорода, ррт (10-4 об.%)....................................................... от 0 до 50
- гелия, об.%................................................................................ от 0 до 10
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений компонентов природного газа в магистральном газопроводе на входе в установку, %
Диапазон измерений номинального напряжения на выходных зажимах статора генератора, В...................................................................................... от 0 до 10000
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений номинального напряжения на выходных зажимах статора генератора, %
Диапазон измерений номинального тока на выходных зажимах статора генератора, А...................................................................................... от 0 до 5000
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений номинального тока на выходных зажимах статора генератора, %
Диапазон измерений номинальной частоты тока на выходных зажимах статора генератора, Гц..................................................................................... от 0 до 100
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений номинальной частоты тока на выходных зажимах статора генератора, %
Диапазон измерений номинального напряжения ротора генератора, В.............. от 0 до 500
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений номинального напряжения ротора генератора, %
Диапазон измерений номинального тока ротора генератора, А........................ от 0 до 2000
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений номинального тока ротора генератора, %
Диапазон измерений электрической мощности генератора, МВА..................... от 0 до 100
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений электрической мощности генератора, %
Погрешность измерений системного времени, с
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С............................................. от 15 до 35
- относительная влажность воздуха (без конденсации), %............................... от 5 до 95
Напряжение питающей сети, В................................................................ 220 ± 10%
Частота питающей сети, Гц..................................................................... 50 ± 1%
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему типографским способом.
Комплектность
| Наименование/Производитель/Модификация | Кол-во |
| Система измерительно-управляющая в составе газотурбинной генераторной установки типа LM 2500/6000, в соответствии с заказом | 1 шт. |
| Техническая и эксплуатационная документация на систему | 1 экз |
| Программное обеспечение Toolbox ST, CIMPLICITY HMI(GE Fanuc Automation) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 48761-11 «Системы измерительно-управляющие в составе газотурбинных генераторных установок LM 2500/6000. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2011 г.
Перечень основного оборудования для поверки:
| Наименование СИ | Средства поверки |
| Автоматизированный комплекс Mark VIe | Калибратор многофункциональный модели TRX-IIR фирмы «GE Sensing», Великобритания (Информационный фонд средств измерений № 42789-09): - воспроизведения силы постоянного тока, от 0 до 24 мА, ±0,03 %; - измерения силы постоянного тока, от 0 до 52 мА, ±0,02 %; - воспроизведения сигналов термопар, от -200 до 1370 °С, ±0,3 °С; - воспроизведение сигналов термометров сопротивления, от -200 |
| до 850 °С, ±0,3 °С. |
| Г азоанализаторы | - переносной калибратор давления с пределами допускаемой основной погрешности не хуже ± 0,05% диапазона измерений ИК; - поверочная газовая смесь, абсолютная погрешность ± 0,2. |
| Преобразователи давления, датчики давления | - переносной калибратор давления с пределами допускаемой основной погрешности не хуже ± 0,05% диапазона измерений ИК; |
| Датчики вибрации | - специальное приспособление СП-1 с микрометрической головкой с ценой деления 0,01 мм 2-го класса точности по ГОСТ 6507-78; - генератор 360 (погрешность установки частоты 0,0025 %); - мультиметр Agilent 34410А (погрешность 0,003 %). |
| Датчики скорости | - калибратор универсальный к.т. 0,5; - установка тахометрическая поверочная УТ-05-60. Диапазон измерений от 10 до 60000 об/мин., погрешность не более ± 0.05 %. |
| Термопары | - калибратор универсальный к.т. 0,5; - термостат нулевой Лед-4, воспроизводимая температура 0 °С, погрешность воспроизведения температуры ±0,03 °С; - термостат регулируемый ТР-1М, диапазон температур от 30 до 200 °С, погрешность поддержания температуры ±0,05 °С; - термостат модель 875, диапазон температур от 50 до 700 °С, погрешность поддержания температуры ±0,1 °С; - эталонные платиновые термометры сопротивления ЭТС 100 3-го разряда для диапазона температур от минус 200 до 660 °С; - установка УПСТ-2М, эталонный второго разряда платинородий-платиновый термоэлектрический термометр; - сличительная печь; - сосуд Дьюара. |
| Устройства синхронизации системного времени | - радиочасы МИР РЧ-01 фирмы ООО НПО «МИР», Россия (Информационный фонд средств измерений № 27008-04), пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC (Coordinated Universal Time) - ±1 мкс., скорость передачи данных по интерфейсам RS-232/RS-485 - 4800 бит/с. |
Нормативные документы
1. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. Р 50.2.077-2011 ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка обеспечения защиты программного обеспечения.
4. Техническая документация фирмы «GE Packaged Power Inc», США.
лист № 9
всего листов 9 Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Осуществление контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.
