Учебная работа. Работа электростанции

Учебная работа. Работа электростанции

Введение

В период с 27.01.14 по 06.04.14 я проходил производственную преддипломную практику на Аксуской ТЭС являющейся структурным подразделением АО «Евроазиатская Энергетическая Компания». Акционерное общество «Евроазиатская Энергетическая Компания» представляет собой замкнутый производственный цикл, конечной продукцией которого является электроэнергия. По высоковольтным линиям электропередачи она поставляется в северные и центральные регионы Казахстана, в Западную Сибирь и Алтайский край Русской Федерации. Предприятие соединяет воединыжды в собственном составе три структурных подразделения — Аксускую электростанцию (г. Аксу), угольный разрез «Восточный» (г. Экибастуз), производственно-ремонтное подразделение (г. Павлодар).

Аксуская ТЭС является опорным узлом в энергосистеме Казахстана, связывающим энергосистемы Западной Сибири, Алтая и Северо-Восточного Казахстана. На долю этого энергообъекта приходится 18-20 процентов всей вырабатываемой в стране электроэнергии. сейчас аксускую энергию потребляют наикрупнейшие компании страны — АО «Соколовско-Сарбайское горно-производственное объединение», АО «Транснациональная компания «Казхром», АО «Алюминий Казахстана» и др.

Согласно личного задания я исследовал систему управления автоматическим автоматом сохранности системы защиты «EPRO». В предстоящем собранную информацию я буду применять в написании дипломного проекта.

1. Общие сведения о технологическом процессе и оборудования электростанции

Электронная станция — это станция, на которой осуществляется преобразование термический энергии, выделяющейся при сжигании хим горючего (угля, мазута), в электронную энергию.

Поступающее на электростанцию жесткое горючее (уголь) разгружается на вагоноопрокидывателе, проходит подготовительную обработку (дробление молотилками до 28 мм) и транспортируется (по ленточным конвейерам) по местности электростанции в систему пылеприготовления.

Весь комплекс устройств по разгрузке, хранению, подготовительной обработке, транспортировке горючего, именуется топливным хозяйством либо топливоподачей.

Топливоподача и пылеприготовление образуют топливный тракт электростанции. В системе пылеприготовления происходит подготовка твердого горючего к сжиганию (размол мельницами и подсушка).

Готовая пыль потоком жаркого воздуха подается в топку парогенератора, где она сгорает, а выделяющееся при всем этом тепло расходуется на получение пара. Воздух для горения подается при помощи дутьевого вентилятора.

Образующиеся при сгорании горючего дымовые газы отводятся из парогенератора при помощи дымососа через особые устройства электрофильтры, служащие для чистки газов от золы и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу при температуре 120°-130°С.

совокупа перечисленных частей образует газовоздушный тракт котла.

На электронной станции парогенератором служит прямоточный котел — это обогревательный змеевик, в один конец которого подается вода, а с другого безпрерывно поступает в турбину перегретый пар с температурой 565°-580°С, давление 255 кгс/см2. Пар и вода прогоняются по трубам насосами.

Пар от котлоагрегатов по системе паропроводов поступает в турбину, в рабочий орган турбины, носящий заглавие ступени, в каком его термическая энергия преобразуется в механическую работу вращения ее вала, который соединен с валом электронного генератора. Совершая работу, пар расширяется от исходного давления до конечного 0,035-0,045 кгс/см2.

Опосля расширения в турбине пар направляют в конденсатор, где пар конденсируясь, преобразуется в воду. Образующийся конденсат пара при помощи насосов (конденсатного насоса первой ступени КЭН 1 ст.) откачивается и опять поступает в котел, потом цикл повторяется поначалу. При конденсации пара выделяется тепло, которое передается в конденсаторе проходящей через него охлаждающей воде (циркуляционной).

Цирквода, проходя конденсатор, греется на 8°-10°С и при температуре 25°-35° С сбрасывается в водоем.

Паровой котлоагрегат, турбина, конденсатор, насос, трубопроводные коммуникации меж аппаратами и другое оборудование, через которое проходят вода и пар, образуют пароводяной тракт.

совокупа устройств, предназначаемых для снабжения конденсаторов циркуляционной водой, именуется системой технического водоснабжения.

В нее входят насосы, подающие воду в конденсатор (циркуляционные ЦН), подводящие и отводящие водоводы, также источник водоснабжения.

Циркуляционная вода берется из канала и опосля прохождения сбрасывается в иной канал, впадающий в протоку Иртыша, ниже по течению, чем пространство ее забора, чтоб не подогревать забираемую воду.

электронный генератор, повышающий трансформатор, основное распределительное устройство, также система электроснабжения собственных устройств электронной станции через трансформатор собственных нужд, образуют электронное хозяйство.

Не считая того на электронной станции имеются вспомогательные хозяйства — мастерские, склады масла и товароматериальных ценностей, лаборатории и т.д.

2. Общие сведения о цехе термический автоматики и измерений

Цех термический автоматики и измерений производит обеспечение непрерывного достоверного контроля характеристик работы в объеме, нужном для управления и защиты тепломеханического оборудования ЭС в согласовании с действующими директивными документами, содержание в исправном, работоспособном состоянии всех введенных в эксплуатацию устройств термический автоматики и измерений информационно — управляющей вычислительной техники, автоматической системы управления технологическим действием.

ЦТАИ состоит из последующих структурных звеньев:

— технологических защит и дистанционного привода (ТЗ и д/п);

— автоматических систем управления технологическими действиями (АСУ ТП);

— контрольно-измерительных устройств (КИП);

— общецехового ремонта (ОЦР);

— оперативный персонал;

— служба метрологии;

— инженер по ремонту, техник;

— общецеховой персонал.

Функции структурных звеньев участка ТЗ и д/п заключаются в обеспечении техобслуживания, ремонта и наладки датчиков, программных и логических устройств, пускателей, реле и исполнительных устройств, указателей положения, устройств ТЗ и С, диспривода.

Функции структурных звеньев участка АСУ ТП заключается в обеспечении техобслуживания, ремонта, наладки оборудования, схем, устройств технических и программных средств, входящих в систему автоматического регулирования турбины (САРТ), «Ремиконт», ТПТС-51, ТВСО, математического обеспечения оборудования информационно, вычислительного комплекса с электронно-вычислительными машинками, оперативное и техническое сервис оборудования ТВСО, АСУ ТП.

Функции структурных звеньев уч. «КИП» заключаются в обеспечении техобслуживания и ремонта датчиков, нормирующих преобразователей, вторичных устройств, входящих в набор средств измерений.

Функции структурных звеньев уч. «ОЦР» заключаются в обеспечении выполнения сварочных, слесарных работ, работ по монтажу и демонтажу кабеля, также работ по четкой механике для нужд цеха, техобслуживание, ремонт схем, оборудования, аппаратуры периферийных объектов ЭС.

Оперативный персонал производит эксплуатацию, оперативное и техническое сервис оборудования закреплённого за цехом, подготовку рабочих мест и допуск к работам, воспринимает меры по обеспечению работоспособности устройств ТАИ.

Служба метрологии производит метрологическое обеспечение цеха, обеспечение свойства и сроков выполнения метрологических работ.

Главные небезопасные и вредные производственные причины в зоне обслуживания являются:

— крутящиеся и передвигающиеся машинки, механизмы, подвижные части производственного оборудования;

— завышенная запыленность и загазованность рабочей зоны;

— завышенная температура рабочей зоны;

— завышенный уровень шума;

— завышенный уровень вибрации;

— завышенное

— размещение устройств ЦГАИ на высоте наиболее 1,3 м относительно поверхности пола (земли);

— завышенная температура поверхностей оборудования;

— недостающая освещенность рабочей зоны;

— возможность возникновения свищей, выброса горючего, жаркой золы, воды, пара и затопления водой пола помещений на нижних отметках;

— возможность падения с высоты случайных предметов;

— возможность отравления и ожога брутальными и ядовитыми

субстанциями.

Для защиты от действия небезопасных и вредных производственных причин персонал должен воспользоваться спецодеждой и др. средствами персональной защиты согласно работающим отраслевым нормам в согласовании с нравом выполняемых работ.

3. Сохранность эксплуатации турбоагрегатов

В связи с ростом единичных мощностей значительно возрос и вред, наносимый разрушениями турбоагрегатов. Потому как и раньше животрепещущей остаётся неувязка обеспечения сохранности их эксплуатации, которая решается, а именно, и в нюансе защиты при появлении опасности трагедии вследствие возрастания частоты вращения выше определённого значения.

Как понятно, значительную часть более ответственных частей современной турбины составляют системы регулирования определённых характеристик и предотвращения их увеличения сверх допустимого уровня. В качестве примера на рисунке 1 представлена некая обобщенная структурная схема теплофикационной турбины, взятая из работы.

Набросок 1: Структурная схема турбины

Турбина работает по блочной схеме и приводит в действие электронный генератор 13. Пар из парогенератора 1 поступает в цилиндр высочайшего давления (ЦВД), опосля чего же направляется в промежный пароперегреватель 5, а потом в 1-ый цилиндр среднего давления (ЦСД-I) и дальше в ЦСД-II и цилиндр низкого давления (ЦНД). Конденсат пара из конденсатора 15 насосами 16 откачивается в подогреватель низкого давления (ПНД).

Автоматом регулируются частота вращения (регулятор 2), давление пара в отопительном отборе (по сигналу регулятора 10 меняется поступление пара в сетевой подогреватель 19), уровень в конденсатосборнике конденсатора (регулятор 17 и регулирующий клапан 18), давление в уплотнениях турбины (регулятор 12).

Регулирующие клапаны 3 ЦВД и 7 ЦСД и поворотная диафрагма 11 являются исполнительными элементами при регулировании частоты вращения и давления пара в отопительном отборе.

Действие автоматической защиты турбоагрегата предвидено в случае заслуги максимально допустимых значений характеристик, превышение которых может привести к трагедии: частоты вращения (чувствительный элемент 21); осевого сдвига ротора (чувствительный элемент 8); давления масла в системе смазки (чувствительный элемент 9); давления в конденсаторе (чувствительный элемент 14) и др.

защита отопительного отбора от недопустимого увеличения давления осуществляется предохранительным клапаном 22.

На ряде турбоагрегатов имеется защита по предельному уровню вибрации.

Сохранность эксплуатации турбоагрегата увеличивается при наличии инфы, предупреждающей о нарушении работоспособности либо изменении черт тех либо других частей, которое в перспективе может привести к трагедии. Получение таковой инфы обеспечивается проведением диагностики состояния турбоагрегата на шаге пуско-наладки, к примеру, до и опосля ремонта, также опосля реконструкции; неизменным контролем отдельных характеристик, отклонение от номинальных значений которых может привести к томным последствиям; многофункциональным и тестовым диагностированием систем, управляющих турбоагрегатом в эксплуатационных и аварийных ситуациях.

При всем этом задачка высококачественного аппаратурного обеспечения контроля и диагностики играет решающую роль в плане ублажения требований, предъявляемых к сиим системам, и в истинное время решается применением современной электрической техники. Освоены либо находятся в стадии освоения разработанные спец организациями стационарные и переносные системы контроля и диагностирования (КСК и др.).

Посреди перечисленных защит самую большую ответственность за сохранность турбоагрегата несёт защита от недопустимого увеличения частоты вращения ротора (разгона), которая обязана срабатывать в ситуации, когда возникает наибольшая угроза нарушения целостности турбоагрегата. Как понятно, главным требованием, которому обязана отвечать система защиты турбины, является надёжность. Его ублажению подчинены и структура, и технические свойства частей, входящих в систему защиты.

структура системы защиты обеспечивает независимость её срабатывания от состояния системы регулирования турбоагрегата. По сигналу чувствительного элемента защиты турбоагрегат быть может остановлен закрытием стопорных клапанов 4 ЦВД и 6 ЦСД либо регулирующих клапанов 3 ЦВД и 7 ЦСД и поворотной диафрагмы 11 либо совместным закрытием нареченных выше стопорных и регулирующих органов.

Таковым образом, срабатывание защиты обязано вызывать закрытие не только лишь стопорных клапанов, но также и регулирующих органов. В свою очередь в системе регулирования ряда турбин при повышении частоты вращения сверх определённой величины в случае отказа чувствительного элемента защиты 21 формируется сигнал (доборная защита), который вызывает закрытие не только лишь регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы, да и стопорных клапанов.

Надёжная система защиты от увеличения частоты вращения обязана владеть высочайшим быстродействием для того, чтоб при разгоне с наибольшей интенсивностью не допустить заброс частоты до величины, небезопасной для данного турбоагрегата. Как понятно, чувствительным элементом данной защиты является автомат сохранности. Опосля его срабатывания наибольший уровень частоты вращения, который будет достигнут ротором, существенно выше значения, соответственного настройке.

Доп рост частоты вращения опосля срабатывания автомата сохранности происходит вследствие запаздывания, обусловленного временем прохождения сигнала на вход стопорных клапанов, их нечувствительности и времени, нужного для существенного уменьшения поступления пара в турбину при их перемещении, также демпфирующего воздействия пара, аккумулированного в промежных размерах. Благодаря энергии аккумулированного пара даже опосля плотного закрытия стопорных клапанов в течение некого промежутка времени может быть некое увеличение частоты вращения.

Для определенного типа турбоагрегата требующееся время срабатывания защиты зависит от убыстрения, которое может появиться при разгоне с наибольшей интенсивностью, т.е. от инерционных параметров его валопровода. Очень вероятное убыстрение для всякого турбоагрегата определено «неизменной времени ротора» — промежутком времени, в течение которого частота вращения возрастает на 3000 о/мин при номинальных параметрах пара до и опосля турбины и при номинальном расходе пара. В силу ряда обстоятельств наблюдается тенденция к понижению значения неизменной времени ротора современных турбоагрегатов (к примеру, для турбины К-800-240 оно составляет 5,34 секунды, а для турбины Р-100-130 ТМЗ — 4 секунды).

Понятно, что опосля отключения генератора от сети разгон с наибольшей интенсивностью вероятен из-за отказа цепи регулирования, предыдущей сервоприводам клапанов. В этом случае все сервомоторы остаются в начальном положении, а все регулирующие клапаны оказываются вполне открытыми. Появление таковой ситуации на турбинах, имеющих классическую механогидравлическую систему регулирования, представляется наиболее возможным, чем на турбинах, оборудованных современной электрогидравлической системой с очень развитой электронной частью и личным управлением каждым из регулирующих сервоприводов.

Понятно также, что очень допустимый уровень частоты вращения, равный 120% по отношению к номинальному, нужно разглядывать как величину, относящуюся к безупречному оборудованию. Практически же в течение срока эксплуатации турбоагрегата в нём скапливается огромное количество изъянов.

В работе [3] отмечено, что ряд аварий турбоагрегатов К-300-240 и К-500-240 на ГРЭС (Сырдарьинской в 1981, 1982, 1990 и 1997 гг., Азербайджанской и Экибастузской в 1990 г.), также трагедия на турбоагрегате ПТ-135/165-130/15 ТЭЦ Волжского авто завода в 2002 г. свидетельствуют о том, что наличие таковых изъянов, как эрозионный износ лопаток во мокроватом паре либо коррозионное растрескивание под напряжением частей валопровода в зоне фазового перехода, являются более настоящими факторами, которые могут стать предпосылкой трагедии даже при номинальной частоте вращения либо содействовать развитию трагедии, инициированной иными причинами.

Потому довольно высочайшей можно считать возможность проявления этих изъянов в ситуациях, сопровождающихся увеличением уровня напряжений в деталях валопровода. нужно к тому же учесть, что увеличению частоты вращения сверх номинальной на 12% соответствует повышение напряжений в элементах валопровода как минимум на 25%. Как следует, каждое превышение номинального уровня частоты вращения в той либо другой степени уменьшает ресурс частей валопровода турбины и увеличивает возможность появления трагедии.

Конкретно эти причины были приняты в качестве главных обстоятельств аварий, произошедших при разгонных испытаниях системы защиты турбоагрегатов Т-175/210-130 Омской ТЭЦ-2 (1995 г.) и Барнаульской ТЭЦ-3 (1996 г.), и турбоагрегата К-500-240 ХТЗ Назаровской ГРЭС (1996 г.), когда превышение частоты вращения по сопоставлению с номинальной было значительно ниже уровня опции автомата сохранности (10%), а срок эксплуатации машин далёк от исчерпания ресурса.

Понижению уровня напряжений в деталях валопровода при интенсивных разгонах содействует ряд особых мер, предусмотренных в системах регулирования для ускоренного угнетения темпа нарастания частоты вращения, позволяющих не допустить её увеличение до уровня опции защиты. Эти меры базируются на учёте убыстрения, с которым происходит разгон ротора, при помощи механогидравлического дифференциатора либо механогидравлического механизма подготовительной защиты, работающей по сигналу, поступающему из электронной части системы регулирования.

Так как требуемая надёжность защиты обязана временами подтверждаться особыми проверками и испытаниями, очень животрепещуще, чтоб процедура более нередко проводимых проверок (в том числе и расхаживаний) не была связана с необходимостью значимой корректировки режима работы агрегата в момент их проведения и, основное, процедура проверок, опций и испытаний не обязана стимулировать рисковых ситуаций.

Для опции либо проверки механического автомата сохранности турбоагрегата нередко требуются неоднократные разгоны ротора, потому выполнение этих процедур конкретно на турбине так же, как и предписанные в нормативно-технической документации тесты всей цепи защиты разгоном ротора, соединено с риском разрушения турбоагрегата. Не считая того, при таковых проверках нередко выявляются отказы, ранее не обнаруженные, потому что в системе задействованы механогидравлические элементы, подверженные застойной нечувствительности, и, как показала практика, не исключено появление критерий, при которых частота вращения превзойдет неопасный уровень.

Но, невзирая на парадоксальность ситуации, обусловленную трагедиями турбоагрегатов при настройках и проверочных испытаниях системы, которая по определению предназначена защищать эти объекты, автоматы сохранности механического типа ещё в течение некого времени будут употребляться по собственному предназначению. Тем не наименее не вызывает колебаний необходимость их подмены на другие средства защиты, проверка которых не просит конфигурации частоты вращения ротора и не связана с появлением риска разрушения турбины.

Для исключения разгона ротора из практики опции и испытаний защиты от увеличения частоты вращения предложено в комплексе со стендовой настройкой механического автомата сохранности, выполняемой опосля его разборки и проведения регламентных испытаний всей цепи системы защиты подачей масла к его бойкам, применять параллельно существующему механическому электрический автомат сохранности. Надёжность такового устройства обязана быть обещана наличием резервированного энергопитания, отсутствием неверных срабатываний, высочайшим быстродействием. Необходимость его внедрения обоснована возможностью создавать проверки защиты путём подачи на вход сигнала, имитирующего частоту вращения ротора, не подвергая турбоагрегат риску.

Для обеспечения отсутствия неверных срабатываний в автоматических системах обычно употребляется резервирование в виде 3-х параллельных каналов. Результирующий сигнал формируется по принципу «два из 3-х». Если для механического автомата сохранности реализация этого принципа затруднена, то тривиально осуществима для электрического, что является весомым аргументом в его пользу.

Для увеличения сохранности турбоагрегата целенаправлено существенное понижение уставки срабатывания автомата сохранности, которая в согласовании с нормативно-технической документацией обычно назначается равной 110 — 112% от номинального значения частоты вращения. Её изменение до уровня, не превосходящего 108%, препятствует выводу турбоагрегата на холостой ход под управлением работоспособной системы регулирования. Такое понижение неприемлимо для турбоагрегатов, относительно которых существует требование выхода на холостой ход при сбросе перегрузки отключением генератора от сети.

На турбоагрегатах, которые в таковой ситуации согласно работающим требованиям подлежат незамедлительной остановке, уровень частоты вращения, на которую настраивается защита, мог бы быть снижен приблизительно до 106% от номинального значения (независимо от убыстрения вращения ротора). Это допустимо исходя из убеждений способности ликвидации аварийных режимов в энергосистеме, возможность которых нужно учесть. Но для механического автомата сохранности мало допустимое способности его проверок расхаживанием на турбоагрегате с включенным в сеть генератором.

Внедрение электрического автомата сохранности параллельно механическому дозволяет понизить уставку срабатывания защиты до целесообразного значения путём реализации значительно различающихся друг от друга опций механического и электрического автоматов. Благодаря таковой дифференциации система защиты выполнит свои функции по своевременному и действенному угнетению нарастания частоты вращения по команде электрического автомата сохранности ещё до момента срабатывания механического автомата, настроенного на наиболее высочайший уровень, не препятствующий его расхаживанию. В таком варианте опции защиты механический автомат является дублирующим в случае отказа электронного.

Как уже отмечалось, защита создана для того, чтоб при разгоне с наибольшей интенсивностью не допустить заброс оборотов ротора до величины, небезопасной для данного турбоагрегата. На турбоагрегате с турбиной К-300-240-1 ЛМЗ (неизменная времени ротора равна примерно 7 секунд) время роста частоты вращения ротора на величину, составляющую 10% номинального значения (на 3000 о/мин), до срабатывания автомата сохранности при вполне открытых регулирующих и стопорных клапанах и номинальных параметрах пара составит приблизительно 0,7 секунды. Через 0,7с опосля срабатывания автомата сохранности значение частоты вращения достигнет 120% от номинальной величины, если к этому моменту не будет прекращено поступление в турбину свежайшего пара с номинальным расходом. Таковым образом, для турбины К-300-240-1 ЛМЗ время срабатывания (быстродействие) системы защиты обязано быть значительно меньше величины, равной 0,7 секунды.

анализ результатов испытаний штатной защиты на нескольких остановленных турбоагрегатах с турбиной К-300-240-1, также данных динамических испытаний их систем регулирования дозволил оценить отрезок времени, в течение которого опосля подачи сигнала о достижении уставки срабатывания противоразгонной защиты частота вращения будет нарастать с наибольшим убыстрением, если стопорные клапаны будут запираться по сигналу, поступившему на вход штатного электромагнитного выключателя защиты. Предполагается, что его действие было инициировано неким элементом, в каком был сформирован сигнал о достижении уставки срабатывания.

Соответственное этому отрезку времени приращение частоты вращения может составить 5,7% от номинальной величины согласно обозначенному выше значению неизменной времени ротора. Учёт конфигурации расходной свойства клапана при его перемещении, также энергии пара, аккумулированного в промежных объёмах, дозволяет считать, что доп повышение частоты, происходящее с наименьшей интенсивностью, составит 1,7% от номинальной частоты вращения.

Если принять допустимое приращение частоты вращения опосля заслуги уставки срабатывания противоразгонной защиты равным 10% (при всем этом уставка срабатывания не обязана превосходить 110%), то очень допустимое время формирования сигнала, посылаемого на вход электромагнитного выключателя защиты, соответствует времени, в течение которого частота возрастет на величину, равную 2,6% от номинальной, при условии, что ротор будет вращаться с наибольшим убыстрением. Это время отсчитывается с момента фактического заслуги частотой вращения значения, равного уставке, и составляет 0,182 секунды. Оно содержит в себе время принятия решения о том, что в систему должен быть подан сигнал (быстродействие электрического автомата сохранности), и время срабатывания реле, при замыкании которого этот сигнал перевоплотится в команду, другими словами поступит реально на вход электромагнитного выключателя.

Как указывает практика разработки и внедрения надёжных самодиагностирующихся электрических автоматов сохранности, обеспечение их быстродействия на уровне 0,02 секунды не представляет препядствия. Для рассмотренной схемы отработки сигнала противоразгонной защиты «припас прочности», определяемый разностью на теоретическом уровне допустимой частоты и реально достигнутой, зависит от времени срабатывания реле. Но главным фактором, определяющим автомата сохранности.

Практика реконструкции систем автоматического регулирования и защиты современных турбоагрегатов в наибольшей степени задела систем регулирования. В системах защиты она затронула пока лишь автомат сохранности. Начиная с золотников автомата сохранности, вполне сохранена механогидравлическая природа всех узлов, составляющих цепь, по которой передаётся сигнал защиты на золотники сервомоторов стопорных и регулирующих парораспределительных органов.

Увеличение эффективности сигнала защиты турбоагрегата, как отмечалось выше, просит совершенствования структуры всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, и черт составляющих её частей. Да и в случае сохранения начального (механогидравлического) варианта всей цепи защиты применение электрического автомата сохранности дозволяет повысить её эффективность за счёт совершенствования метода формирования сигнала.

Выше было показано, как быть может осуществлено понижение уставки срабатывания защиты до 106% на турбоагрегатах, которые при сбросе перегрузки отключением генератора от сети должны быть остановлены. Эффективность защиты турбоагрегатов, которые при сбросе перегрузки отключением генератора от сети должны быть выведены на холостой ход, можно повысить за счет внедрения метода, согласно которому достоверные признаки отказа системы регулирования выявляются ещё на исходной стадии разгона. наличие прогноза относительно неизбежности заслуги уровня опции защиты дозволяет заранее, при частоте вращения, существенно наиболее низкой, чем этот уровень, закончить доступ пара в турбину закрытием стопорных клапанов.

Нужный метод реализуется путём анализа динамики увеличения частоты вращения на основании работающего при всем этом убыстрения. В методе могут быть использованы закономерности, подобные тем, которые применены в методе подготовительной защиты турбоагрегата К-800-240 для формирования сигнала, поступающего в цепи регулирования и защиты и инициирующего временное либо окончательное (зависимо от ситуации) закрытие всех клапанов. Но применительно к рассматриваемому варианту совершенствования защиты выполнение такового анализа обязано быть одной из функций электрического автомата сохранности. Достоверность результата, подтверждённого внедрением принципа «два из 3-х», является основанием для выдачи разрешения на подачу сигнала защиты без предстоящего рассмотрения способности его отмены.

Применение электрического автомата сохранности, наделённого функцией анализа динамики, значительно увеличивает надёжность защиты при моментальном сбросе до нуля полной электронной перегрузки и более целенаправлено на современных массивных турбоагрегатах, конструктивные индивидуальности которых определили уменьшение момента инерции их роторов и повышение количества пара, аккумулированного в промежных размерах.

задачка совершенствования всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, может решаться и в плане разработки других, не считая рассмотренных, автоматов сохранности, к примеру, электрогидравлических, если в дополнение к плюсам, характерным электрическим автоматам, они будут ещё в основном увеличивать свойство сигнала защиты.

Одним из плюсов действенного автомата сохранности является наличие энергонезависимой памяти. Функции запоминания и вычисления уставки срабатывания зависимо от темпа нарастания частоты вращения ротора являются в особенности нужными в случае использования электрических автоматов сохранности для турбоагрегатов, на которых остаются фактически вполне механогидравлическими не только лишь системы защиты, да и системы регулирования.

Вывод:

— скопленный опыт разработки электрических автоматов сохранности и 1-ые результаты их эксплуатации демонстрируют осуществимость широкого использования схожих устройств. Их применение дозволит прирастить ресурс работы турбоагрегатов за счет того, что отпадёт необходимость разгонов турбоагрегата для проведения регламентных испытаний всей цепи защиты от увеличения частоты вращения;

— надежность автоматического регулирования и защиты турбоагрегатов значительно увеличивается при использовании электрических стационарных и переносных систем контроля и диагностирования, результаты которого разрешают вовремя предсказывать либо выявлять отказы и предотвращать появление на турбоагрегате экстремальных ситуаций;

— применение электрических автоматов сохранности дозволяет выйти на новейший уровень сохранности эксплуатации турбоагрегатов благодаря ограничению напряжений, растущих в валопроводе при разгоне ротора, уровнем, не превосходящим допустимый;

— предстоящее увеличение эффективности защиты целенаправлено в направлении совершенствования структуры всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, черт составляющих её частей, также метода формирования сигнала.

4. Система защиты EPRO

технологический электростанция автоматика турбоагрегат

Цифровая система защиты и измерения скорости DOPS (Digital Overspeed Protection System — цифровая система защиты от превышения частоты вращения) служит для:

— измерения частоты вращения и защиты от недопустимого превышения частоты вращения крутящихся машин. С поочередной трехканальной конструкцией,

— включая обнаружение сигнала через обработку сигналов до определения измеренной частоты вращения, система обеспечивает наивысшую сохранность для контролируемых машин. Процедуры измерения и контроля системы соответствует нормам сохранности SIL3, согласно EN 61508.

— Базу данной системы защиты составляют три устройства MMS 6350 для измерения частоты вращения, основная плата MMS 6351/00 размещена в 19» стойке и обеспечивает все электронные соединения меж контрольно-измерительными устройствами.

— Управляемое микроконтроллером контрольно-измерительное устройство MMS 6350

— определяет вращение вала на импульсном колесе с одним измерительным каналом и с цепью измерения вихревых токов PR 642x/CON0xx либо датчиком Холла типа PR 9376.

Требуемое для измерительных схем напряжение питания будет взято с платы MMS 6350.

Опосля следующей обработки зарегистрированные импульсы выводятся как обычные импульсы для сопоставления «2 из 3» с целью отображения результата либо для всех остальных наружных устройств. количество зубьев импульсного колеса и частоты вращения машинки определяют частоту сигнала и, таковым образом, пропорциональное частоте вращения характеристическое

Два доп цифровых и аналоговых входов разрешается сопоставление «2 из 3» с плодами измерений 2-ух других контрольно-измерительных устройств DOPS данной системы. Каждое контрольно- измерительное устройство в системе может инспектировать аналоговые величины (0…10 В) и надзирать их при превышении определенных предельных значений.

Конфигурация блоков контроля частоты вращения MMS 6350 производится при помощи компа и конфигурационного ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) MMS 6950W. Подключение компа к контрольно-измерительному устройству делается через гнездо интерфейса RS-232 на лицевой панели контрольно-измерительного устройства. Нужный интерфейсный кабель заходит в набор поставки MMS 6950W. Доп шинный интерфейс RS-485 на клеммной колодке сзаду либо подключение Profibus на фронтальной панели контрольно-измерительного устройства разрешают выполнить передачу измерительных данных, к примеру, на главные компы.

Для предотвращения несанкционированного доступа и, таковым образом, вероятных сбоев предвидено четыре разных уровня возможностей на доступ для определения доступа к инфы о конфигурации контрольно-измерительных устройств DOPS:

— возможности на доступ DISPLAY (ПОКАЗ) допускают лишь установку подключения и просмотр в режиме онлайн.

— полномочие на доступ USER (ПОЛЬЗОВАТЕЛЬ) разрешает полную настройку характеристик контрольно-измерительных устройств, вызов всех показаний и передачу всех нужных установок.

— полномочие на доступ SERVICE (ОБСЛУЖИВАНИЕ) предназначено лишь для обученного персонала.

— полномочие на доступ FACTORY (ЗАВОДСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ) предназначено лишь для персонала EPRO.

Короткая по эксплуатации обрисовывает функции всей системы DOPS, включая основную плату MMS 6351/00. Все функции настраиваются при помощи встроенного программного обеспечения и описанного пользовательского интерфейса. Если употребляются контрольно-измерительные устройства со старенькыми версиями встроенного программного обеспечения либо заблокированными функциями, некие из обрисованных в этом руководстве функций недозволено будет применять.

DOPS, обзор системы

Для соответствующих измерений и контроля машин по мажоритарной схеме «2 из 3» для системы DOPS нужны последующие составляющие, обозначенные в таблице 1:

Таблица 1 — Составляющие системы

Номер для заказа:

3 x блок контроля частоты вращения MMS 6350

9100-00039

либо MMS 6350/DP (с Profibus)

9100-00065

либо MMS 6350D (с цифровым экраном)

9100-00040

либо MMS 6350D/DP (с экраном и разъемом Profibus)

9100-00066

все со интегрированным программным обеспечением номер 0

плата MMS 6351/00

1 x основная

9100 — 00047

монтажная рама MMS 6352

1

x

9100 — 00053

соединительных кабелей, 25 пол. SUB?D MMS 6360 (3 м)

6

x

9510 — 00006

кабелей, 25 пол. SUB?D MMS 6362 (длина 0,5 м)

либо 6 x соед.

9510 — 00015

винтообразными зажимами MMS 6361

6 x колодок с

9100 — 00052

1 x набор для опции MMS 6950 с

Компакт-диск с конфигурационным ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) MMS 6950W,

аннотацией по монтажу, интерфейсным кабелем,

измерительными кабелями и адаптерами

9510 — 00005

Плата MMS 6350 измерения расчетной скорости

Блоки контроля частоты вращения MMS 6350 разработаны как печатные платы евро формата (100 мм x 160 мм) с анодированной фронтальной панелью шириной 6 TE (примерно 30 мм).

Контрольно-измерительные устройства типа MMS 6350D и MMS 6350D/DP (набросок 2) поставляются с экраном либо экраном и разъемом Profibus, передняя панель имеет ширину 14 TE (примерно 70 мм).

Набросок 2: Вид впереди контрольно-измерительного устройства DOPS MMS 6350D/DP с экраном и разъемом Profibus

Элементы платы MMS 6350:

1. светодиоды «канал волен»;

Светодиод 1 = волен этот канал (A);

Светодиод 2,3 = волен этот канал и последующий за ним канал в последовательности B — C;

2. индикаторы выходов функций ВЫХ 1 — ВЫХ 6;

3. гнездо сигнала датчика, поставляет расцепленный и нефильтрованный необработанный сигнал измерительной цепи;

4. ТТЛ импульсного выхода, импульсный сигнал измерительной цепи, уровень ТТЛ ИС;

5. интерфейс RS-232 для опции конфигурации;

6. экран;

7. разъем Profibus DP.

Заключение

За время обучения в институте я заполучил большой багаж теоретических познаний, которые я сумел применить во время прохождения преддипломной производственной практики на Аксуской ТЭС.

В период прохождения производственной практики на Аксуской ТЭС я был закреплен за инженером-программистом ЦТАИ группы АСУ ТП Сунгатовым А.А. Раз в день я получал наряд задание на выполнение определенных работ. Соответственно любому заданию я проходил инструктаж по технике сохранности.

работы мною производились на энергоблоках номер 1, 2, 3, 4, 6. На этих энергоблоках употребляется производственно-технический комплекс «Ovation» и система сохранности «EPRO».

Заполучил способности работы в производственном коллективе. Получил положительный отзыв от управления цеха по окончанию производственной практики.

Во время прохождения производственной практики я познакомился с технологическим действием ТЭС и ознакомился с обилием оборудований, движков и устройств, использующихся на производстве, которые мы изучали на теоретических упражнениях в институте. Также согласно персональному заданию я исследовал систему управления автоматическим автоматом сохранности системы защиты «EPRO».

Перечень использованных источников

1 Управление по планированию ПТК АСУ ТП «Овация» на базе сети Fast Ethernet. — Эмерсон, 2007

2 Управление юзера базы данных для системы «Овация». — М.: Эмерсон, 2007.

3 Елизаров И.А. Технические средства автоматизации — Издательство машиностроение-1, 2005.

4 Сафарбаков А.М. Становление и развитие энергетики Павлодарской области — ЭКО, 2004.

]]>