Prodotto:Scheda Snubber DS200BDAAG1AAA GE

INTRODUZIONE

Il sistema di controllo della turbina a gas SPEEDTRONIC™ Mark V è l'ultimo derivato della serie SPEEDTRONIC™ di grande successo. I sistemi precedenti si basavano su tecniche di controllo, protezione e sequenziamento automatizzati delle turbine risalenti alla fine degli anni '40 e sono cresciuti e si sono sviluppati con la tecnologia disponibile. L'implementazione del controllo, della protezione e del sequenziamento elettronici delle turbine è iniziata con il sistema Mark I nel 1968. Il sistema Mark V è un'implementazione digitale delle tecniche di automazione delle turbine apprese e perfezionate in oltre 40 anni di esperienza di successo, di cui oltre l'80% attraverso l'uso della tecnologia di controllo elettronico.

Il sistema di controllo della turbina a gas SPEEDTRONIC™ Mark V utilizza la tecnologia all'avanguardia, inclusi controller a microprocessore a 16 bit a tripla ridondanza, ridondanza di voto due su tre sui parametri critici di controllo e protezione e Software-Implemented Fault Tolerance (SIFT). I sensori critici di controllo e protezione sono a tripla ridondanza e votati da tutti e tre i processori di controllo. I segnali di uscita del sistema vengono votati a livello di contatto per i solenoidi critici, a livello logico per le restanti uscite a contatto e a tre elettrovalvole servo per i segnali di controllo analogici, massimizzando così l'affidabilità sia protettiva che di funzionamento. Un modulo di protezione indipendente fornisce il rilevamento cablato a tripla ridondanza e l'arresto per eccesso di velocità, oltre al rilevamento della fiamma. Questo modulo sincronizza anche il generatore della turbina al sistema di alimentazione. La sincronizzazione è supportata da una funzione di controllo nei tre processori di controllo.

Il sistema di controllo Mark V è progettato per soddisfare tutti i requisiti di controllo della turbina a gas. Questi includono il controllo di combustibili liquidi, gassosi o entrambi in conformità con i requisiti di velocità, controllo del carico in condizioni di carico parziale, controllo della temperatura in condizioni di massima capacità o durante le condizioni di avvio. Inoltre, le palette guida in ingresso e l'iniezione di acqua o vapore vengono controllate per soddisfare i requisiti di emissioni e di funzionamento. Se il controllo delle emissioni utilizza tecniche Dry Low NOx, la fase del combustibile e la modalità di combustione sono controllate dal sistema Mark V, che monitora anche il processo. Il sequenziamento degli ausiliari per consentire l'avvio, l'arresto e il raffreddamento completamente automatizzati sono gestiti anche dal sistema di controllo Mark V. La protezione della turbina contro situazioni operative avverse e l'annuncio di condizioni anomale sono incorporati nel sistema di base.

L'interfaccia operatore è costituita da un monitor grafico a colori e da una tastiera per fornire feedback sulle attuali condizioni operative. I comandi in ingresso dall'operatore vengono inseriti utilizzando un dispositivo di posizionamento del cursore. Una sequenza di arm/exe-cute viene utilizzata per prevenire il funzionamento involontario della turbina. La comunicazione tra l'interfaccia operatore e il controllo della turbina avviene tramite il Common Data Processor, o , ai tre processori di controllo chiamati , e . L'interfaccia operatore gestisce anche le funzioni di comunicazione con dispositivi remoti ed esterni. Un'organizzazione opzionale, che utilizza un'interfaccia operatore ridondante, è disponibile per quelle applicazioni in cui l'integrità del collegamento dati esterno è considerata essenziale per le operazioni continue dell'impianto. La tecnologia SIFT protegge dai guasti dei moduli e dalla propagazione degli errori dei dati. Un display operatore di backup montato su pannello, collegato direttamente ai processori di controllo, consente il funzionamento continuo della turbina a gas nell'improbabile eventualità di un guasto dell'interfaccia operatore principale o del modulo
.La diagnostica integrata per la risoluzione dei problemi è estesa e include routine diagnostiche di “accensione,” in background e avviate manualmente in grado di identificare i guasti sia del pannello di controllo che dei sensori. Questi guasti vengono identificati fino al livello della scheda per il pannello e al livello del circuito per i componenti del sensore o dell'attuatore. La possibilità di sostituire le schede online è integrata nel design del pannello ed è

disponibile per quei sensori della turbina in cui l'accesso fisico e l'isolamento del sistema sono fattibili.
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