РД 34.35.130-95

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ФИРМА ПО НАЛАДКЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ

ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ОРГРЭС"

Российское акционерное общество энергетики и электрификации

"ЕЭС РОССИИ"

Департамент науки и техники

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ЗАЩИТ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 500 МВт

Рекомендуемый материал

РД 34.35.130-95

Настоящий рекомендуемый материал распространяется на подсистему технологических защит АСУ ТП энергоблоков 500 МВт ТЭС (далее подсистему ТЗ) и устанавливает основные положения по ее надежности, а также требования к диагностике и техническому обслуживанию.

Рекомендуемый материал предназначен для использования при сооружении новых и модернизации действующих энергоблоков на следующих стадиях создания и эксплуатации АСУ ТП:

- на стадии "Техническое задание" - при установлении критериев отказов, выборе состава показателей и количественных значений показателей надежности ТЗ, требований к техническому обслуживанию;

- на стадиях "Технический и Рабочий проект" - при выборе технических средств, структур защиты и проектной оценке надежности ТЗ;

- на стадии "Ввод в действие" - при контроле надежности ТЗ в целом в период опытной эксплуатации;

- на стадии "Эксплуатация" - при экспериментальной оценке надежности отдельных ТЗ по результатам промышленной эксплуатации.

На действующие энергоблоки 500 МВт данный материал не распространяется. В этом случае он является ориентиром для проведения частичных мероприятий по совершенствованию технологических защит.

1. общие ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Подсистема технологических защит является наиболее ответственной частью АСУ ТП энергоблоков 500 МВт, для которых последствия аварий либо ошибочных остановов весьма велики. Подсистема ТЗ выполняет функции управления технологическим оборудованием в аварийных режимах. Ее задачей является защита персонала, исключение разрушения оборудования и предотвращение развития аварийной ситуации.

Функции ТЗ относятся к дискретным функциям, заключающимся в выполнении по запросам заданной процедуры в соответствующие относительно короткие интервалы времени.

Основные термины, принятые в настоящем материале, и их определения даны в приложении 1.

1.2. Подсистема ТЗ включает в себя совокупность технологический защит. Каждая защита реализует определенную простую (неразложимую на составляющие) функцию аварийного управления. Защиты могут иметь как общие, так и индивидуальные устройства.

1.3. Технологические защиты по целевому назначению подразделяются на две группы:

- защиты группы А;

- защиты группы Б.

Главной задачей ТЗ группы А является обеспечение безопасной эксплуатации оборудования.

Задачей ТЗ группы Б является сокращение экономических потерь, связанных с аварийными режимами.

Требования к надежности ТЗ определяются принадлежностью к той или иной группе.

Перечень защит группы А приведен в приложении 2. Остальные ТЗ являются защитами группы Б.

1.4. Различаются показатели функциональной и аппаратной надежности ТЗ.

Требования к функциональной надежности ТЗ в настоящем материале ограничиваются качественными характеристиками. Количественные показатели и критерии функциональной надежности не устанавливаются.

К аппаратной надежности ТЗ предъявляются количественные требования. Они оговариваются для двух типов отказов, различающихся по характеру последствий: отказы, ведущие к несрабатыванию (НС) и отказы, ведущие к ложному срабатыванию (ЛС) ТЗ. Кроме того, отказы типа НС разделяются на критические и некритические.

Устанавливаемые для аппаратной надежности количественные нормативные показатели учитывают надежность технических и программных средств, структуру ТЗ, объем и эффективность средств автодиагностики, реальную периодичность и длительность технического обслуживания защит. При этом в составе технических средств исполнительной части ТЗ не учитываются исполнительные механизмы, кабель и силовые коммутационные устройства. Не учитываются также возможные ошибочные действия эксплуатационного персонала при обслуживании ТЗ и действия операторов основного оборудования энергоблока.

2. функциональная НАДЕЖНОСТЬ

2.1. Для обеспечения наибольшей функциональной надежности в подсистеме защит должны использоваться отказоустойчивые структуры, оснащенные самодиагностикой повреждений технических средств и программного обеспечения. Кроме того технические средства ТЗ должны быть защищены от вероятных неправильных действий работников ТЭС.

2.2. Для эффективного использования возможностей персонала энергоблока по сохранению управляемости оборудованием при отказах отдельных частей ТЗ следует стремиться к максимально возможному объему самодиагностики технических средств и программного обеспечения подсистемы защит. Глубина самодиагностики должна быть достаточной для идентификации повреждений, по крайней мере, с точностью до элемента замены.

2.3. При обнаружении повреждений средствами самодиагностики подсистема ТЗ должна автоматически осуществлять свою реконфигурацию с целью предотвращения возможных отказов, а соответствующая информация об этом должна выдаваться персоналу энергоблока и фиксироваться в архиве состояния ТЗ.

2.4. Для ТЗ группы А необходимо обеспечить отказоустойчивость на уровне выполнения критерия единичного отказа, в соответствии с которым любой единичный отказ в технических средствах ТЗ не должен нарушать работу системы защит. При анализе отказоустойчивости должны учитываться все возможные виды отказов элементов, составляющих систему, в т.ч. скрытые (пассивные), зависимые, по общей причине и др.

2.5. Программное обеспечение ТЗ должно обеспечивать безотказное функционирование технических средств и удовлетворять требованиям к пятому (нормальному) уровню безопасности программного обеспечения (Software Safety Integrity Levels) Международного стандарта МЭК/ПК 65А/РГ9/45 [1].

3. АППАРАТНАЯ НАДЕЖНОСТЬ

3.1. Показатели аппаратной надежности устанавливаются для отдельных ТЗ и для всей подсистемы ТЗ энергоблока в целом.

3.2. Показателями аппаратной надежности отдельных ТЗ являются:

а) вероятность несрабатывания ТЗ при запросе (в отношении критических отказов);

б) то же в отношении некритических отказов;

в) параметр потока ложных срабатываний;

Перечень исполнительных органов защит, являющихся особо важными (критическими) для проведения защитных операций, приведен в приложении 3. Он должен уточняться применительно к конкретной тепловой схеме проектируемого блока.

3.3. Показателями аппаратной надежности подсистемы ТЗ в целом является:

а) параметр потока повреждений подсистемы ТЗ;

б) среднее время устранения повреждения;

в) параметр потока ложных срабатываний;

г) средний срок службы технических средств ТЗ.

3.4. Показатели надежности устанавливаются для регламентированных требований к внешним воздействующим факторам. В состав внешних воздействующих факторов включаются:

- температура окружающего воздуха;

- относительная влажность окружающего воздуха;

- агрессивные составляющие пыли и газов;

- барометрическое давление;

- напряжение питания и возможные его перерывы;

- частота питания переменного тока;

- внешние электрические и магнитные поля;

- электрические и электромагнитные помехи;

- нагрузка выходных элементов;

- вибрационные и сейсмические воздействия.

Состав и количественные значения факторов должны указываться в соответствующем разделе технического задания на АСУ ТП энергоблока и устанавливаться в соответствии с Правилами технической эксплуатации электростанций [2] и действующими НТД.

3.5. Для каждой защиты должен быть установлен регламент технического обслуживания, для которого нормированы показатели надежности ТЗ. В частности, должны устанавливаться период планового технического обслуживания и среднее время устранения неисправности, зафиксированной средствами диагностики.

3.6. Требования к аппаратной надежности ТЗ для условий эксплуатации по ПТЭ указаны в табл. 3-1. Для защит группы А требования установлены при цикле периодических проверок (опробований) равном 1 мес. (700 ч). Для группы Б - 3 мес. (2000 ч). Среднее время устранения неисправности, зафиксированной средствами диагностики, принято, исходя из односменного обслуживания (14 ч). Нормы ориентированы на современные микропроцессорные технические средства с развитыми системами автодиагностики, контроля достоверности входной и выходной информации, контроля метрологических отказов датчиков, средствами реконфигурации при отказах и сбоях.

Табл. 3-1

Аппаратная надежность ТЗ (на защиту)

3.7. Показатель аппаратной надежности подсистемы ТЗ в целом

- параметр суммарного потока повреждений, требующих привлечения ремонтного персонала, не должен превышать 10,0 1/год. Среднее время устранения повреждения - не более 2 ч.

3.8. Параметр суммарного потока ложных срабатываний всех видов для каналов группы А в целом не должен превышать 0,05 1/год, группы Б - 0,15 1/год.

3.9. Средний срок службы до списания для базовых компонентов ТЗ должен быть не менее 15 лет. Срок службы заменяемых узлов - не менее 5 лет. Заменяемые элементы должны входить в состав ЗИП и обеспечиваются поставщиком технических средств ТЗ в течение всего срока службы подсистемы. Имеется ввиду, что в течение срока службы допускается замена поставщиком исходных типов сменных элементов на другие, более совершенные при условии их полной совместимости по конструктивам и интерфейсам.

4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

4.1. Технические средства ТЗ должны быть рассчитаны на односменное техническое обслуживание ремонтным персоналом.

4.2. Периодичность проведения текущих и капитальных ремонтов устанавливается не чаще, чем в действующий нормах [3].

4.3. Должна быть предусмотрена возможность автоматизированной периодической проверки (опробования) ТЗ и отдельных технических средств во время работы технологического оборудования, а также при остановленном оборудовании.

4.4. Длительность автоматизированного опробования одной технологической защиты должна быть не более 0,5 ч.

4.5. Периодичность опробования защит устанавливается не чаще, чем в действующих нормах [4-7].

5. ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ И ПРОВЕРКИ ТРЕБОВАНИЙ К НАДЕЖНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАЩИТ

5.1. Перечень ТЗ по группам А и Б, качественные требования к функциональной и количественные к аппаратной надежности защит, регламентирующие значения внешних воздействующих факторов и интервалов между проверками (опробованиями) защит должны оговариваться в техническом задании на АСУ ТП энергоблока и утверждаться в установленном порядке.

5.2. Выполнение требований к функциональной надежности подтверждается качественным анализом принятых технических решений. Технические решения, обеспечивающие функциональную надежность ТЗ, должны быть подвергнуты анализу на предмет их достаточности (по перечню требований) и эффективности в условиях возникновения различных отказов системы ТЗ при различных аварийных ситуациях. Рабочий проект АСУ ТП должен содержать указанный анализ в виде одного из разделов.

5.3. Подтверждение показателей аппаратной надежности ТЗ на проектной стадии производится аналитическим (расчетным) путем по [8-10] и др. методическим материалам. При этом полагают, что критерии отказов для компонентов, составляющих ТЗ, совпадают с критериями, оговоренными в технических условиях на эти устройства.

При оценках надежности учитываются активные отказы, которые сразу и непосредственно приводят к появлению отказовой ситуации в виде ложного срабатывания, и пассивные отказы, приводящие к отказовой ситуации только в момент возникновения потребности в ее реализации (несрабатывание). Считается, что пассивные отказы, индицируемые средствами самодиагностики, устраняются при восстановительном ремонте, а неиндицируемые - при плановом техническом обслуживании. Среднее время восстановления индицируемых отказов и повреждений принимается, исходя из односменного обслуживания технических и программных средств ТЗ ремонтным персоналом (14 ч), а цикл планового технического обслуживания - по установленным для данной подсистемы ТЗ нормативам или по действующим на ТЭС нормам (700 или 2000 ч) [3-6].

Для упрощения расчетов вероятность несрабатывания ТЗ при запросе допускается оценивать величиной коэффициента неготовности системы.

5.4. Показатель срока службы должен подтверждаться расчетным путем. Расчет выполняется на основании данных о паспортных сроках службы используемых комплектующих элементов и перечней компонентов ТЗ, рекомендуемых к замене в очередной текущий или капитальный ремонт. Указанные перечни должны быть включены в состав эксплуатационной документации на АСУ ТП.

5.5. На стадии опытной эксплуатации производятся контрольные испытания подсистемы ТЗ в целом на надежность с планируемым нулевым числом отказов и временем испытаний по [11].

5.6. На стадии эксплуатации производятся определительные испытания отдельных защит на надежность путем сбора статистических данных о их отказах, повреждениях и сбоях, в т.ч. и при контрольных проверках [12].

5.7. В эксплуатационной документации на АСУ ТП энергоблока должны быть приведены требования к порядку и формам сбора информации о надежности ТЗ в условиях эксплуатации.

ИСПОЛНИТЕЛИ

В разработке технических требований к надежности технологических защит энергоблоков мощностью 500 МВт принимали участие:

ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

1. Международная Электротехническая Комиссия. ПК 65А/РГ9/45, Программное обеспечение АСУ ТП, критичных к вопросам безопасности. Стандарт. Часть I, II. 1989.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М, Энергоатомиздат, 1989.

3. Нормы периодичности капитального ремонта средств измерений, автоматизации и систем технологических защит на тепловых электростанциях. - М., СПО ОРГРЭС, 1976.

4. Нормы технического обслуживания технологических защит теплоэнергетического оборудования на тепловых электростанциях. - М., СПО ОРГРЭС, 1977.

5. Нормы времени на техническое обслуживание и ремонт устройств тепловой автоматики и измерений на ТЭС. - М., СПО Союзтехэнерго, 1980.

6. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание комплектных устройств защит. - М., СПО Союзтехэнерго, 1982.

7. Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Часть II. - М., СПО ОРГРЭС, 1991.

8. МУ 25 678-84. Методические указания. Аналитическая оценка показателей надежности автоматизированных систем управления технологическими процессами. М., Минприбор, 1984.

9. РТМ 25 714-85. Руководящий технический материал. Приборы и средства автоматизации. Автоматизированная оценка показателей надежности на этапе проектирования. М., Минприбор, 1985.

10. РМ 25 893-88. Рекомендуемый материал. Приборы и средства автоматизации. Система автоматизированного типового унифицированного расчета надежности - САПР САТУРН. Многовариантный анализ надежности при проектировании. М., Минприбор, 1988.

11. ГОСТ 27.410-87. Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность. - М., Изд-во стандартов, 1989.

12. РД 50-690-89. Методические указания. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным. - М., Изд-во стандартов, 1990.

13. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения. - М., Изд-во стандартов, 1987.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАЩИТ ГРУППЫ А БЛОКА 500 МВт

а) Защиты на останов блока:

1. Осевое смещение ротора турбины;

2. Понижение давления в системе смазки турбины;

3. Повышение давления (понижение вакуума) в конденсаторе турбины;

4. Повышение уровня в ПВД до 2-го предела;

5. Внутренние повреждения блока генератор-трансформатор;

6. Повышение уровня в деаэраторе.

б) Защиты на останов котла:

7. Прекращение расхода питательной воды;

8. Повышение давления перед задвижкой, встроенной в тракт котла;

9. Погасание факела в топке;

10. Понижение давления газа после регулирующего клапана;

11. Понижение давления мазута после регулирующего клапана;

12. Отключение всех дымососов;

13. Отключение всех дутьевых вентиляторов;

в) Защиты на останов турбины:

14. Осевое смещение ротора турбины;

15. Понижение давления в системе смазки турбины;

16. Повышение давления (понижение вакуума) в конденсаторе турбины;

17. Повышение частоты вращения ротора;

18. Повышение виброскорости корпусов подшипников турбоагрегата;

19. Понижение температуры свежего пара перед турбиной;

20. Понижение уровня в демпферном маслобаке системы уплотнений вала генератора.

г) Защиты на останов питательного турбонасоса:

21. Понижение давления в системе смазки насоса;

22. Осевое смещение ротора ПТН;

23. Повышение давления на стороне нагнетания ПТН;

24. Осевое смещение ротора приводной турбины ПТН;

25. Повышение частоты вращения ротора ПТН;

26. Повышение давления в конденсаторе ПТН;

27. Понижение давления в системе смазки турбопривода ПТН.

д) Локальные защиты:

28. Повышение давления свежего пара до уставки открытия предохранительных клапанов;

29. Повышение давления пара промперегрева до уставки открытия предохранительных клапанов;

30. Невоспламенение или погасание факела любой растопочной горелки при растопке котла.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ ЗАЩИТ, ЯВЛЯЮЩИХСЯ ОСОБО

ВАЖНЫМИ (КРИТИЧЕСКИМИ) ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ ОПЕРАЦИЙ

а) Защиты на останов котла:

1. Быстрозапорный отсечной клапан на газе к котлу;

2. Задвижка на газе к котлу;

3. Быстрозапорный отсечной клапан на мазуте к котлу;

4. Задвижка на мазуте к котлу;

5. Топливоподающее устройство;

6. Задвижка на общей линии подачи газа к запальным устройствам;

7. Отсечной клапан на общей линии подачи газа к запальным устройствам;

б) Защиты на останов турбины:

1. Стопорный клапан турбины;

2. Обратный клапан на отборе пара;

3. Отсечной клапан IV отбора пара.

4. Выключатель рабочего трансформатора собственных нужд;

5. Выключатель генератора;

е) Защиты на останов ПТН:

1. Стопорный клапан турбопривода ПТН;

2. Задвижка на стороне нагнетания ПТН;

г) Защиты на останов ПЭН:

1. Задвижка на стороне нагнетания ПЭН;

2. Выключатель двигателя ПЭН.

д) Защиты на снижение нагрузки блока до 50% номинальной:

1. ЭЧСР;

2. Регулятор "до себя";

3. Топливоподающее устройство;

е) Защиты на снижение нагрузки блока до 30% номинальной:

1. ЭЧСР;

2. Регулятор "до себя";

ж) Защиты на снижение нагрузки котла до 30% номинальной:

1. Топливоподающее устройство;

2. Регулятор давления ПСБУ СН (БРОУ ПТН);

3. Регулятор давления ПСБУ (БРОУ).

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Функциональная надежность

3. Аппаратная надежность

4. Требования к техническому обслуживанию

5. Порядок установления и проверки требований к надежности технологических защит

ИСПОЛНИТЕЛИ

ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Основные термины и определения

2. Перечень технологических защит группы А. блока 500 МВт

3. Перечень исполнительных органов защит, являющихся особо важными (критическими) для проведения защитных операций