Модернизация САР паровых турбин

Эффективность и безопасность эксплуатации ТЭЦ сегодня напрямую зависит от уровня автоматизации процессов. Существует ряд эффективных решений по модернизации действующих ТЭЦ в части автоматизации процессов управления котельным и обще-станционным оборудованием. Интеграция современных, оборудованных АСУ и

электромеханической системой регулирования, турбоустановок в современную АСУ ТЭЦ не представляет сложности.

Однако значительная часть паровых турбин мощностью от 2 до 25МВТ, эксплуатирующихся в настоящее время, оснащены гидравлической системой регулирования и системой управления исполнительными механизмами.

ЭНЕРГОТЕХ ПРЕДЛАГАЕТ СОВРЕМЕННОЕ РЕШЕНИЕ:

МОДЕРНИЗАЦИЯ САР ПАРОВЫХ ТУРБИН

С ЗАМЕНОЙ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ЭЛЕКТРО-МЕХАНИЧЕСКУЮ С ОСНАЩЕНИЕМ СОВРЕМЕННОЙ АСУ, СОВМЕСТИМОЙ С ЛЮБЫМИ СИСТЕМАМИ УПРАВЛЕНИЯ ТЭЦ.

Представленная выше принципиальная схема, иллюстрирует  реконструкцию системы контрольно-измерительных приборов (КИП) и системы автоматического регулирования (САР) с построением автоматизированной системы управления (АСУ), которая предназначена для автоматического регулирования, защиты и автоматизированного управления турбиной ПР-6-35/10/1.2.

ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДЛЕЖАЩИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ:

РЕГУЛЯТОРЫ СКОРОСТИ (РС) И ДАВЛЕНИЯ (РД)

Автоматизация процесса пуска и управления выполняется с помощь электроприводов установленных на стопорном клапане и на крышке переднего подшипника. Существующей сервомотор демонтируется. Задание осуществляется с рабочего места оператора установленного в ЦПУ турбинного цеха..

Сервопривод управляет положением регулирующих клапанов. Сервопривод установлен таким образом, что регулирование осуществляется как во время пуска турбины, так и во всем диапазоне нагрузок турбины от минимально допустимой до максимальной.

Сервопривод может управляться дистанционно, как от программного регулятора скорости во время пуска и синхронизации генератора с сетью,  так и регулятора мощности (режим поддержания нагрузки), а также и от электронного регулятора давления (режим поддержания противодавления).

Пуск, синхронизация и выход на режим осуществляется задатчиком частоты вращения, управляемым персоналом или регулятором в автоматическом режиме.

Изменение задания по давлению в отборе осуществляется вторым сервоприводом от задатчика электронного РД на АРМ оператора.

ЗАЩИТА ТУРБИНЫ

Штатная защита турбины модернизируется. Выполняется установка звездочки на вал генератора с тремя датчиками частоты вращения. Вводится электронный автомат безопасности., управление дистанционным выключателем осуществляется от установленного ШУ.

СТОПОРНЫЙ КЛАПАН

Штатный стопорный клапан демонтируется и устанавливается новый с электроприводом. Новый стопорный клапан выполнен двухседельный для увеличения пропуска пара. Стопорный клапан имеет электропривод (ПСК) и датчики крайних положений. Электропривод стопорного клапана снабжен электромагнитной муфтой, которая обеспечивает аварийное закрытие стопорного клапана при срабатывании защиты паротурбинной установки.

РЕГУЛЯТОР ТЕМПЕРАТУРЫ МАСЛА

Регулятор температуры масла, управляя клапаном охлаждающей воды, регулирует расход воды через маслоохладители, поддерживая температуру масла постоянной. Клапан охлаждающей воды врезается на слив воды после маслоохладителей перед сливом воды из воздухоохладителей генератора. Управление электроприводом клапана охлаждающей воды осуществляется регулятором температуры масла из шкафа управления исполнительными механизмами( ШУИМ) в автоматическом режиме по уставке, заданной оператором с АРМ.

ДАТЧИКИ ТЕМПЕРАТУРЫ И ТЕРМОМЕТРЫ

Все датчики температуры, за исключением встроенных (в подшипники, в статор генератора), заменяются на датчики с унифицированным выходом 4-20 мА. Ртутные и спиртовые термометры заменятся на биметаллические.

ДАТЧИКИ ДАВЛЕНИЯ, ЭЛЕКТРОКОНТАКТНЫЕ МАНОМЕТРЫ (ЭКМ), МАНОМЕТРЫ

Все датчики давления заменяются на современные компактные преобразователи давления с унифицированным выходом 4-20 мА.

Электроконтактные манометры подлежат замене на датчики-реле давления, а там где это необходимо — на датчики давления 4-20 мА.

Существующие манометры заменяются на более современные и надежные.

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ ВИБРОСКОРОСТИ ПОДШИПНИКОВ

Устанавливается система измерения виброскорости подшипников турбины и генератора с подключением к программно-техническому комплексу (ПТК).

ОСЕВОЙ СДВИГ

Система измерения осевого сдвига ротора турбины модернизируется с установкой нового датчика и подключением в ПТК.

ЧАСТОТА ВРАЩЕНИЯ

Система измерения частоты вращения ротора турбины модернизируется, устанавливается звездочка на вал генератора с тремя датчиками частоты вращения и подключается в ПТК.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ:

ПИТАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ МН и ВПУ ТУРБИН

Все функции переносятся во вновь устанавливаемый щит КИП.

СИНХРОНИЗАЦИЯ

Блок синхронизации подключается к ПТК для дистанционного автоматического управления синхронизацией генераторов с сетью. Функции местного управления синхронизацией по возможности сохраняются.

ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ ВОЗБУЖДЕНИЕМ

Шкаф остается без изменений. Шкаф подключается к шкафу управления ввода-вывода ШУВВ при помощи цифрового интерфейса RS-485, а также дискретных и аналоговых сигналов. Происходит обмен данными между системой возбуждения и АСУ.

АНАЛОГОВЫЕ И ДИСКРЕТНЫЕ СИГНАЛЫ ТУРБИНЫ

Вторичная аппаратура ИП (виброскорость, осевой сдвиг и частота вращения) переносится в ШУИМ.

СИГАНЛИЗАЦИЯ

Все дискретные сигналы «сигнализации» заводятся в ШУИМ.

ПУЛЬТ УПРАВЛЕНИЯ МН и ВПУ

Управление МН и ВПУ переносится щит КИП.

ПОСТРОЕНИЕ НОВОЙ АСУ В РЕЗУЛЬТАТЕ РЕКОНСТРУКЦИИ.

АСУ ПТУ СОСТОИТ ИЗ:

1. Датчиков;
2. Исполнительных механизмов;
3. Программно-технического комплекса;
4. Шкафа управления исполнительными механизмами;
5. АРМ оператора;
6. Кабельных связей.

АСУ ПТУ построена на базе современного модульного программируемого логического контроллера.

АСУ ПТУ ВЫПОЛНЯЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ФУНКЦИИ:

• автоматическое регулирование технологических параметров;
• автоматическая защита оборудования;
• автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;
• технологическая и аварийная сигнализация;
• дистанционное управление регулирующей, запорной арматурой в пределах турбины;
• автоматическое измерение и контроль технологических параметров;
• автоматический контроль и анализ состояния теплоэнергетического и электротехнического оборудования;
• автоматизированный пуск (логическое управление);
• технологические защиты и блокировки;
• технологический (температурный) контроль генератора;
• взаимодействие с системой синхронизации и защиты генератора;
• архивирование информации о ходе и управлении технологическими процессами;
• оперативное отображение хода и документирование ведения технологических процессов.

КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

АСУ ПТУ осуществляет измерение и контроль всех необходимых параметров ПТУ и генератора. Конкретный перечень параметров определяется в ходе рабочего проектирования в соответствии с рекомендациями СО 34.35.101-2003 и требованиями Заказчика.

ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ

АСУ осуществляет управление исполнительными механизмами в соответствии с таблицей ниже. Перечисленные исполнительные механизмы подключаются к клеммам ШУ.