Una solución total para centrales eléctricas digitales

Resumen: Excelentes fabricantes de medidores de flujo y sus servicios de producción y cotización ofrecen información sobre soluciones integrales para centrales eléctricas digitales. El proyecto Sudan Garri (Geely) de la central eléctrica de coque de petróleo se ubica en la ciudad de Algli, a 70 km al noreste de Jartum, capital de Sudán, y a 13 km al este del río Nilo. Cuenta con dos conjuntos de calderas de 240 t/h. Otros fabricantes de medidores de flujo pueden elegir modelos y solicitar presupuestos. Le invitamos a consultar. A continuación, se detalla una solución integral para centrales eléctricas digitales. El proyecto Sudan Garri (Geely) de la central eléctrica de coque de petróleo se ubica en la ciudad de Algli, a 70 km al noreste de Jartum, capital de Sudán, y a 13 km al este del río Nilo. Cuenta con dos calderas CFB de 240 t/h que queman coque de petróleo, dos turbinas de vapor de condensación de 55 MW y dos generadores refrigerados por aire de 55 MW. El sistema principal de control térmico de la central eléctrica (I&Island C) está subcontratado por el Instituto de Diseño e Investigación de Equipos de Generación de Energía de Shanghái, que se encarga del diseño, la configuración, la ingeniería, el servicio técnico y otros trabajos relacionados. La complejidad de las unidades modernas de generación de energía térmica es cada vez mayor, al igual que los requisitos de operación, control, mantenimiento y optimización. El concepto de control tradicional se limita a la monitorización de los principales puntos de medición del proceso, mientras que una gran cantidad de dispositivos se monitorizan localmente y dispersos. La información de gestión y mantenimiento se completa manualmente o falta, lo que dificulta la gestión unificada e integral de la información de la unidad y la optimización de su funcionamiento. Optimizar el mantenimiento no puede desempeñar un papel de guía eficaz. El sistema de información y control de la central eléctrica, diseñado con base en el concepto digital, con sus potentes instrumentos y equipos de campo inteligentes, amplía considerablemente el alcance de la recopilación, el diagnóstico y la monitorización de información del sistema de control distribuido (DCS) tradicional, de modo que puede obtener eficazmente información de gestión y mantenimiento de equipos in situ. A través de la red de comunicación de alta velocidad, esta información se puede enviar al software de capa superior, como el sistema de información de monitoreo a nivel de planta (SIS) y el sistema de gestión de información (MIS), y al mismo tiempo integra el sistema de gestión de transmisores inteligentes (STMS), sistema de monitoreo de fugas de tubos de calderas (ALDS), sistema de análisis y monitoreo de vibraciones (VMS), sistema de monitoreo de estaciones meteorológicas (WMS), sistema de monitoreo de circuito cerrado de televisión (CCTV) en toda la planta y sistema de inspección electrónica (GTS), etc. Orientación y aseguramiento. Instrumentación y control (I&C) El diseño del sistema debe garantizar la operación segura, eficiente y confiable de la planta de energía bajo los procedimientos operativos, es decir, bajo las condiciones de operación de arranque y parada, operación normal, operación de carga parcial, condiciones de emergencia, etc., para asegurar que el suministro de combustible esté optimizado y el nivel de emisiones se reduzca. , operar a bajo costo y alta eficiencia. 1. Nivel de control de la planta de energía En la planta de energía Garri4, el concepto digital de integración de toda la planta se utiliza para diseñar la I de toda la planta de energía.&Plan C. La I&C de toda la planta cubre principalmente los siguientes sistemas: (1) Sistema de control distribuido (DCS)—sistema de control principal; (2) Sistema de estacionamiento seguro (ESD/MFT, ETS)—sistema de protección; (3) Sistema de control de subcontratistas (MPCS)—auxiliar (4) Red de oficina (OFFICELAN); (5) Sistema de temporización de posicionamiento por satélite (GPS); (6) Sistema de gestión de transmisores inteligentes (STMS); (7) Sistema de monitoreo continuo de emisiones de gases de combustión (CEMS); (8) Sistema de monitoreo de fugas de tubos de calderas (ALDS); (9) Sistema de análisis y monitoreo de vibraciones (VMS); (10) Sistema de visualización en pantalla grande (LVS); (11) Sistema de monitoreo de televisión de circuito cerrado en toda la planta (CCTV); (12) Sistema de inspección electrónica inteligente (GTS); (13) Sistema de radiodifusión (Paging); (14) Sistema de Monitoreo Meteorológico (WMS); (15) Instrumentación de Campo y Equipo de Control de Campo; (16) Laboratorio de Instrumentación. La planta de energía adopta DCS integrado y el equipo de control especial necesario para controlar el equipo térmico y el sistema térmico de toda la planta, formando un sistema de gestión y control dos en uno de control de operación y gestión de operación. DCS proporciona un sistema completo, integrado y consistente para operar, monitorear y controlar calderas y auxiliares, turbinas de vapor y auxiliares, sistemas de soda y el resto de la planta (BOP). La planta de energía tiene una sala de control central (CCR), que consta de varias salas de control locales o salas de gabinetes según las necesidades de operación, mantenimiento y gestión. Todo el monitoreo y las operaciones se pueden realizar desde la sala de control central. 2. Principio de diseño del sistema de control Adopte DCS como el sistema de control principal de la planta de energía, integre BOP y use el dispositivo de control especial del fabricante del subequipo como controlador del equipo especial. La interfaz hombre-máquina (MMD) es la principal interfaz de monitorización del operador, y la interfaz de operación del panel de instrumentos convencional (escritorio) no está configurada. El DCS cuenta con interfaz hombre-máquina, operación mediante teclado y ratón, basada en la pantalla LCD-TFT de la estación del operador y los cuatro monitores de pantalla grande de 1250 mm de las dos unidades. Se caracteriza por su rápida respuesta, diagnóstico y mantenimiento en línea. El sistema de control de velocidad electrohidráulico de la turbina de vapor (DEH) adopta el mismo tipo de sistema que el DCS. El sistema DEH puede integrarse con el DCS siempre que esté conectado a la red troncal del DCS. El DEH no solo puede compartir datos de red con el DCS para completar operaciones integradas, sino que también actúa como un controlador independiente en el DCS, con relativa independencia.

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