Работа электростанции

В период с 27.01.14 по 06.04.14 я проходил производственную преддипломную практику на Аксуской ТЭС являющейся структурным подразделением АО «Евроазиатская Энергетическая Корпорация». Акционерное общество «Евроазиатская Энергетическая Корпорация» 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 Российской Федерации. Предприятие объединяет в своем 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. Сегодня аксускую энергию потребляют крупнейшие предприятия страны — АО «Соколовско-Сарбайское горно-производственное объединение», АО «Транснациональная компания «Казхром», АО «Алюминий Казахстана» и др.

Согласно индивидуального задания я изучил систему управления автоматическим автоматом безопасности системы защиты «EPRO». В дальнейшем собранную информацию я буду использовать в написании дипломного проекта.

1. Общие сведения о технологическом процессе и оборудования электростанции

Электрическая станция — это станция, на которой осуществляется преобразование тепловой энергии, выделяющейся при сжигании химического топлива (угля, мазута), в электрическую энергию.

Поступающее на электростанцию твердое топливо (уголь) разгружается на вагоноопрокидывателе, проходит предварительную обработку (дробление дробилками до 28 мм) и транспортируется (по ленточным конвейерам) по территории электростанции в систему пылеприготовления.

Весь комплекс устройств по разгрузке, хранению, предварительной обработке, транспортировке топлива, называется топливным хозяйством или топливоподачей.

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

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

Образующиеся при сгорании топлива дымовые газы отводятся из парогенератора с помощью дымососа через специальные устройства электрофильтры, служащие для очистки газов от золы и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу при температуре 120°-130°С.

Совокупность перечисленных элементов образует газовоздушный тракт котла.

На электрической станции парогенератором служит прямоточный котел — это обогревательный змеевик, в один конец которого подается вода, а с другого непрерывно 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 название ступени, в котором его тепловая энергия превращается в механическую работу вращения ее вала, который соединен с валом электрического генератора. Совершая работу, пар расширяется от начального давления до конечного 0,035−0,045 кгс/см².

После расширения в турбине пар направляют в конденсатор, где пар конденсируясь, превращается в воду. Образующийся конденсат пара с помощью насосов (конденсатного насоса первой ступени КЭН 1 ст.) откачивается и снова поступает в котел, затем цикл повторяется сначала. При конденсации пара выделяется тепло, которое передается в конденсаторе проходящей через него охлаждающей воде (циркуляционной).

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

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

Совокупность устройств, предназначаемых для снабжения конденсаторов циркуляционной водой, называется системой технического водоснабжения.

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

Циркуляционная вода берется из канала и после прохождения сбрасывается в другой канал, впадающий в протоку Иртыша, ниже по течению, чем место ее забора, чтобы не подогревать забираемую воду.

Электрический генератор, повышающий трансформатор, главное распределительное устройство, а также система электроснабжения собственных механизмов электрической станции через трансформатор собственных нужд, образуют электрическое хозяйство.

Кроме того на электрической станции имеются вспомогательные хозяйства — мастерские, склады масла и товароматериальных ценностей, лаборатории и т. д.

2. Общие сведения о цехе тепловой автоматики и измерений

Цех тепловой автоматики и измерений осуществляет обеспечение непрерывного достоверного контроля параметров работы в объеме, необходимом для управления и защиты тепломеханического оборудования ЭС в соответствии с действующими директивными документами, содержание в исправном, работоспособном состоянии всех введенных в эксплуатацию устройств тепловой автоматики и измерений информационно — управляющей вычислительной техники, автоматизированной системы управления технологическим процессом.

ЦТАИ состоит из следующих структурных звеньев:

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

— автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

— контрольно-измерительных приборов (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 механизмов, 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 машинами, оперативное и техническое обслуживание оборудования ТВСО, АСУ ТП.

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

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

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

Служба метрологии осуществляет метрологическое обеспечение цеха, обеспечение качества и сроков выполнения метрологических работ.

Основные опасные и вредные производственные факторы в зоне обслуживания являются:

— вращающиеся и движущиеся машины, механизмы, подвижные части производственного оборудования;

— повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны;

— повышенная температура рабочей зоны;

— повышенный уровень шума;

— повышенный уровень вибрации;

— повышенное значение напряжений в электрической цепи;

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

— повышенная температура поверхностей оборудования;

— недостаточная освещенность рабочей зоны;

— возможность появления свищей, выброса топлива, горячей золы, воды, пара и затопления водой пола помещений на нижних отметках;

— возможность падения с высоты случайных предметов;

— возможность отравления и ожога агрессивными и ядовитыми веществами.

Для защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов персонал должен пользоваться спецодеждой и др. средствами индивидуальной защиты согласно действующим отраслевым нормам в соответствии с характером выполняемых работ.

3. Безопасность эксплуатации турбоагрегатов

В связи с ростом единичных мощностей существенно возрос и ущерб, наносимый разрушениями турбоагрегатов. Поэтому по-прежнему актуальной остаётся проблема обеспечения безопасности их эксплуатации, которая решается, в частности, и в аспекте защиты при возникновении угрозы аварии вследствие возрастания частоты вращения выше определённого значения.

Как известно, значительную часть наиболее ответственных элементов современной турбины составляют системы регулирования определённых параметров и предотвращения их повышения сверх допустимого уровня. В качестве примера на рисунке 1 представлена некоторая обобщенная структурная схема теплофикационной турбины, заимствованная из работы.

Рисунок 1: Структурная схема турбины Турбина работает по блочной схеме и приводит в действие электрический генератор 13. Пар из парогенератора 1 поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД), после чего направляется в промежуточный пароперегреватель 5, а затем в первый цилиндр среднего давления (ЦСД-I) и далее в ЦСД-II и цилиндр низкого давления (ЦНД). Конденсат пара из конденсатора 15 насосами 16 откачивается в подогреватель низкого давления (ПНД).

Автоматически регулируются частота вращения (регулятор 2), давление пара в отопительном отборе (по сигналу регулятора 10 изменяется 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 предусмотрено в случае достижения предельно допустимых значений параметров, превышение которых может привести к аварии: 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 повышения давления осуществляется предохранительным клапаном 22.

На ряде турбоагрегатов имеется защита по предельному уровню вибрации.

Безопасность эксплуатации турбоагрегата повышается при наличии информации, предупреждающей о нарушении работоспособности или изменении характеристик тех или иных элементов, которое в перспективе может привести к аварии. Получение такой информации обеспечивается проведением диагностики состояния турбоагрегата на этапе пуско-наладки, например, до и после ремонта, а также после реконструкции; постоянным контролем отдельных параметров, отклонение от номинальных значений которых может привести к тяжелым последствиям; функциональным и тестовым диагностированием систем, управляющих турбоагрегатом в эксплуатационных и аварийных ситуациях.

При этом задача качественного аппаратурного обеспечения контроля и диагностики играет решающую роль в плане удовлетворения требований, предъявляемых к этим системам, и в настоящее время решается применением современной электронной техники. Освоены или находятся в стадии освоения разработанные специализированными организациями стационарные и переносные системы контроля и диагностирования (КСК и др.).

Среди перечисленных защит наибольшую ответственность за безопасность турбоагрегата несёт защита от недопустимого повышения частоты вращения ротора (разгона), которая должна срабатывать в ситуации, когда возникает максимальная угроза нарушения целостности турбоагрегата. Как известно, основным требованием, которому должна отвечать система защиты турбины, является надёжность. Его удовлетворению подчинены и структура, и технические характеристики элементов, входящих в систему защиты.

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

Таким образом, срабатывание защиты должно вызывать закрытие не только 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 (дополнительная защита), который вызывает закрытие не только регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы, но и стопорных клапанов.

Надёжная система защиты от повышения частоты вращения должна обладать высоким быстродействием для того, чтобы при разгоне с максимальной интенсивностью не допустить заброс частоты до величины, опасной для данного турбоагрегата. Как известно, чувствительным элементом этой защиты является автомат безопасности. После его срабатывания максимальный уровень частоты вращения, который будет достигнут ротором, значительно выше значения, соответствующего настройке.

Дополнительный рост частоты вращения после срабатывания автомата безопасности происходит вследствие запаздывания, обусловленного временем прохождения сигнала на вход стопорных клапанов, их нечувствительности и времени, необходимого для существенного уменьшения поступления пара в турбину при их перемещении, а также демпфирующего влияния пара, аккумулированного в промежуточных объемах. Благодаря энергии аккумулированного пара даже после плотного закрытия стопорных клапанов в течение некоторого промежутка времени возможно некоторое повышение частоты вращения.

Для конкретного типа турбоагрегата требующееся время срабатывания защиты зависит от ускорения, которое может возникнуть при разгоне с максимальной интенсивностью, т. е. от инерционных свойств его валопровода. Максимально возможное ускорение для каждого турбоагрегата определено «постоянной времени ротора» — промежутком времени, в течение которого частота вращения увеличивается на 3000 об/мин при номинальных параметрах пара до и после турбины и при номинальном расходе пара. В силу ряда причин наблюдается тенденция к снижению значения постоянной времени ротора современных турбоагрегатов (например, для турбины К-800−240 оно составляет 5,34 секунды, а для турбины Р-100−130 ТМЗ — 4 секунды).

Известно, что после отключения генератора от сети разгон с максимальной интенсивностью возможен из-за отказа цепи регулирования, предшествующей сервоприводам клапанов. В этом случае все сервомоторы остаются в исходном положении, а все регулирующие клапаны оказываются полностью открытыми. Возникновение такой ситуации на турбинах, имеющих традиционную механогидравлическую систему регулирования, представляется более вероятным, чем на турбинах, оборудованных современной электрогидравлической системой с максимально развитой электрической частью и индивидуальным управлением каждым из регулирующих сервоприводов.

Известно также, что максимально допустимый уровень частоты вращения, равный 120% по отношению к номинальному, необходимо рассматривать как величину, относящуюся к идеальному оборудованию. Фактически же в течение срока эксплуатации турбоагрегата в нём накапливается большое количество дефектов.

В работе 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.), а также авария на турбоагрегате ПТ-135/165−130/15 ТЭЦ Волжского автомобильного завода в 2002 г. свидетельствуют о том, что наличие таких дефектов, как эрозионный износ лопаток во влажном паре или коррозионное растрескивание под напряжением элементов валопровода в зоне фазового перехода, являются наиболее реальными факторами, которые могут стать причиной аварии даже при номинальной частоте вращения или способствовать развитию аварии, инициированной другими причинами.

Поэтому достаточно высокой можно считать вероятность проявления этих дефектов в ситуациях, сопровождающихся повышением уровня напряжений в деталях валопровода. Необходимо к тому же учитывать, что повышению частоты вращения сверх номинальной на 12% соответствует увеличение напряжений в элементах валопровода как минимум на 25%. Следовательно, каждое превышение номинального уровня частоты вращения в той или иной степени сокращает ресурс элементов валопровода турбины и повышает вероятность возникновения аварии.

Именно эти факторы были приняты в качестве основных причин 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 сравнению с номинальной было существенно ниже уровня настройки автомата безопасности (10%), а срок эксплуатации машин далёк от исчерпания ресурса.

Снижению уровня напряжений в деталях валопровода при интенсивных разгонах способствует ряд специальных мер, предусмотренных в системах регулирования для ускоренного подавления темпа нарастания частоты вращения, позволяющих не допустить её повышение до уровня настройки защиты. Эти меры базируются на учёте ускорения, с которым происходит разгон ротора, с помощью механогидравлического дифференциатора или механогидравлического механизма предварительной защиты, действующей по сигналу, поступающему из электрической части системы регулирования.

Поскольку требуемая надёжность защиты должна периодически подтверждаться специальными проверками и испытаниями, чрезвычайно актуально, чтобы процедура наиболее часто проводимых проверок (в том числе и расхаживаний) не была связана с необходимостью существенной корректировки режима работы агрегата в момент их проведения и, главное, процедура проверок, настроек и испытаний не должна провоцировать рисковых ситуаций.

Для настройки или проверки механического автомата безопасности турбоагрегата часто требуются многократные разгоны ротора, поэтому выполнение этих процедур непосредственно на турбине так же, как и предписанные в нормативно-технической документации испытания всей цепи защиты разгоном ротора, связано с риском разрушения турбоагрегата. Кроме того, при таких проверках часто выявляются отказы, ранее не обнаруженные, так как в системе задействованы механогидравлические элементы, подверженные застойной нечувствительности, и, как показала практика, не исключено возникновение условий, при которых частота вращения превысит безопасный уровень.

Однако, несмотря на парадоксальность ситуации, обусловленную авариями турбоагрегатов при настройках и проверочных испытаниях системы, которая по определению предназначена защищать эти объекты, автоматы безопасности механического типа ещё в течение некоторого времени будут использоваться по своему назначению. Тем не менее не вызывает сомнений целесообразность их замены на иные средства защиты, проверка которых не требует изменения частоты вращения ротора и не связана с возникновением риска разрушения турбины.

Для исключения разгона ротора из практики настройки и испытаний защиты от повышения частоты вращения предложено в комплексе со стендовой настройкой механического автомата безопасности, выполняемой после его разборки и проведения регламентных испытаний всей цепи системы защиты подачей масла к его бойкам, использовать параллельно существующему механическому электронный автомат безопасности. Надёжность такого устройства должна быть гарантирована наличием резервированного энергопитания, отсутствием ложных срабатываний, высоким быстродействием. Целесообразность его применения обусловлена возможностью производить проверки защиты путём подачи на вход сигнала, имитирующего частоту вращения ротора, не подвергая турбоагрегат риску.

Для обеспечения отсутствия ложных срабатываний в автоматических системах обычно используется резервирование в виде трех параллельных каналов. Результирующий сигнал формируется по принципу «два из трех». Если для механического автомата безопасности реализация этого принципа затруднена, то элементарно осуществима для электронного, что является веским аргументом в его пользу.

Для повышения безопасности турбоагрегата целесообразно существенное снижение уставки срабатывания автомата безопасности, которая в соответствии с нормативно-технической документацией обычно назначается равной 110 — 112% от номинального значения частоты вращения. Её изменение до уровня, не превышающего 108%, препятствует выводу турбоагрегата на холостой ход под управлением работоспособной системы регулирования. Такое снижение недопустимо для турбоагрегатов, относительно которых существует требование выхода на холостой ход при сбросе нагрузки отключением генератора от сети.

На турбоагрегатах, которые в такой ситуации согласно действующим требованиям подлежат немедленной остановке, уровень частоты вращения, на которую настраивается защита, мог бы быть снижен ориентировочно до 106% от номинального значения (независимо от ускорения вращения ротора). Это допустимо с точки зрения возможности ликвидации аварийных режимов в энергосистеме, вероятность которых необходимо учитывать. Однако для механического автомата безопасности минимально допустимое значение уставки срабатывания может быть определено только индивидуально, так как настройка этого устройства не должна препятствовать возможности его проверок расхаживанием на турбоагрегате с включенным в сеть генератором.

Использование электронного автомата безопасности параллельно механическому позволяет снизить уставку срабатывания защиты до целесообразного значения путём реализации существенно отличающихся друг от друга настроек механического и электронного автоматов. Благодаря такой дифференциации система защиты выполнит свои функции по своевременному и эффективному подавлению нарастания частоты вращения по команде электронного автомата безопасности ещё до момента срабатывания механического автомата, настроенного на более высокий уровень, не препятствующий его расхаживанию. В таком варианте настройки защиты механический автомат является дублирующим в случае отказа электрического.

Как уже отмечалось, защита предназначена для того, чтобы при разгоне с максимальной интенсивностью не допустить заброс оборотов ротора до величины, опасной для данного турбоагрегата. На турбоагрегате с турбиной К-300−240−1 ЛМЗ (постоянная времени ротора равна приблизительно 7 секунд) время увеличения частоты вращения ротора на величину, составляющую 10% номинального значения (на 3000 об/мин), до срабатывания автомата безопасности при полностью открытых регулирующих и стопорных клапанах и номинальных параметрах пара составит примерно 0,7 секунды. Через 0,7с после срабатывания автомата безопасности значение частоты вращения достигнет 120% от номинальной величины, если к этому моменту не будет прекращено поступление в турбину свежего пара с номинальным расходом. Таким образом, для турбины К-300−240−1 ЛМЗ время срабатывания (быстродействие) системы защиты должно быть существенно меньше величины, равной 0,7 секунды.

Анализ результатов испытаний штатной защиты на нескольких остановленных турбоагрегатах с турбиной К-300−240−1, а также данных динамических испытаний их систем регулирования позволил оценить отрезок времени, в течение которого после подачи сигнала о достижении уставки срабатывания противоразгонной защиты частота вращения будет нарастать с максимальным ускорением, если стопорные клапаны будут закрываться по сигналу, поступившему на вход штатного электромагнитного выключателя защиты. Предполагается, что его действие было инициировано некоторым элементом, в котором был сформирован сигнал о достижении уставки срабатывания. Значение этого отрезка времени с учётом возможного негативного влияния пара на быстродействие клапанов составило 0,4 секунды.

Соответствующее этому отрезку времени приращение частоты вращения может составить 5,7% от номинальной величины согласно указанному выше значению постоянной времени ротора. Учёт изменения расходной характеристики клапана при его перемещении, а также энергии пара, аккумулированного в промежуточных объёмах, позволяет считать, что дополнительное увеличение частоты, происходящее с меньшей интенсивностью, составит 1,7% от номинальной частоты вращения.

Если принять допустимое приращение частоты вращения после достижения уставки срабатывания противоразгонной защиты равным 10% (при этом уставка срабатывания не должна превышать 110%), то максимально допустимое время формирования сигнала, посылаемого на вход электромагнитного выключателя защиты, соответствует времени, в течение которого частота увеличится на величину, равную 2,6% от номинальной, при условии, что ротор будет вращаться с максимальным ускорением. Это время отсчитывается с момента фактического достижения частотой вращения значения, равного уставке, и составляет 0,182 секунды. Оно включает в себя время принятия решения о том, что в систему должен быть подан сигнал (быстродействие электронного автомата безопасности), и время срабатывания реле, при замыкании которого этот сигнал превратится в команду, то есть поступит реально на вход электромагнитного выключателя.

Как показывает практика разработки и применения надёжных самодиагностирующихся электронных автоматов безопасности, обеспечение их быстродействия на уровне 0,02 секунды не представляет проблемы. Для рассмотренной схемы отработки сигнала противоразгонной защиты «запас прочности», определяемый разностью теоретически допустимой частоты и реально достигнутой, зависит от времени срабатывания реле. Но основным фактором, определяющим значение этого «запаса», является, безусловно, время прохождения сигнала по всей цепочке защиты после электронного автомата безопасности.

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

Повышение эффективности сигнала защиты турбоагрегата, как отмечалось выше, требует совершенствования структуры всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, и характеристик составляющих её элементов. Но и в случае сохранения исходного (механогидравлического) варианта всей цепи защиты применение электронного автомата безопасности позволяет повысить её эффективность за счёт совершенствования алгоритма формирования сигнала.

Выше было показано, как может быть осуществлено снижение уставки срабатывания защиты до 106% на турбоагрегатах, которые при сбросе нагрузки отключением генератора от сети должны быть остановлены. Эффективность защиты турбоагрегатов, которые при сбросе нагрузки отключением генератора от сети должны быть выведены на холостой ход, можно повысить за счет применения алгоритма, согласно которому достоверные признаки отказа системы регулирования выявляются ещё на начальной стадии разгона. Наличие прогноза относительно неизбежности достижения уровня настройки защиты позволяет заблаговременно, при частоте вращения, значительно более низкой, чем этот уровень, прекратить доступ пара в турбину закрытием стопорных клапанов.

Необходимый алгоритм реализуется путём анализа динамики повышения частоты вращения на основании действующего при этом ускорения. В алгоритме могут быть применены закономерности, аналогичные тем, которые использованы в алгоритме предварительной защиты турбоагрегата К-800−240 для формирования сигнала, поступающего в цепи регулирования и защиты и инициирующего временное или окончательное (в зависимости от ситуации) закрытие всех клапанов. Однако применительно к рассматриваемому варианту совершенствования защиты выполнение такого анализа должно быть одной из функций электронного автомата безопасности. Достоверность результата, подтверждённого использованием принципа «два из трех», является основанием для выдачи разрешения на подачу сигнала защиты без дальнейшего рассмотрения возможности его отмены.

Применение электронного автомата безопасности, наделённого функцией анализа динамики, существенно повышает надёжность защиты при мгновенном сбросе до нуля полной электрической нагрузки и наиболее целесообразно на современных мощных турбоагрегатах, конструктивные особенности которых обусловили уменьшение момента инерции их роторов и увеличение количества пара, аккумулированного в промежуточных объемах.

Задача совершенствования всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, может решаться и в плане разработки иных, кроме рассмотренных, автоматов безопасности, например, электрогидравлических, если в дополнение к достоинствам, свойственным электронным автоматам, они будут ещё в большей степени повышать качество сигнала защиты.

Одним из достоинств эффективного автомата безопасности является наличие энергонезависимой памяти. Функции запоминания и вычисления уставки срабатывания в зависимости от темпа нарастания частоты вращения ротора являются особенно востребованными в случае использования электронных автоматов безопасности для турбоагрегатов, на которых остаются практически полностью механогидравлическими не только системы защиты, но и системы регулирования.

Вывод:

— накопленный опыт разработки электронных автоматов безопасности и первые результаты их эксплуатации показывают осуществимость широкого использования подобных устройств. Их применение позволит увеличить ресурс работы турбоагрегатов за счет того, что отпадёт необходимость разгонов турбоагрегата для проведения регламентных испытаний всей цепи защиты от повышения частоты вращения;

— надежность автоматического регулирования и защиты турбоагрегатов существенно повышается при использовании электронных стационарных и переносных систем контроля и диагностирования, результаты которого позволяют своевременно прогнозировать или выявлять отказы и предотвращать возникновение на турбоагрегате экстремальных ситуаций;

— применение электронных автоматов безопасности позволяет выйти на новый уровень безопасности эксплуатации турбоагрегатов благодаря ограничению напряжений, возрастающих в валопроводе при разгоне ротора, уровнем, не превышающим допустимый;

— дальнейшее повышение эффективности защиты целесообразно в направлении совершенствования структуры всей цепи, формирующей и передающей сигнал на клапаны, характеристик составляющих её элементов, а также алгоритма 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 вращающихся машин. С последовательной трехканальной конструкцией,

— включая обнаружение сигнала через обработку сигналов до определения измеренной частоты вращения, система обеспечивает максимальную безопасность для контролируемых машин. Процедуры измерения и контроля системы соответствует нормам безопасности SIL3, согласно EN 61 508.

— Основу этой системы защиты составляют три устройства MMS 6350 для измерения частоты вращения, основная плата MMS 6351/00 расположена в 19″ стойке и обеспечивает все электрические соединения между контрольно-измерительными устройствами.

— Управляемое микроконтроллером контрольно-измерительное устройство MMS 6350

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

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

После последующей обработки зарегистрированные импульсы выводятся как стандартные импульсы для сравнения «2 из 3» с целью отображения результата или для любых других внешних устройств. Количество зубьев импульсного колеса и частоты вращения машины определяют частоту сигнала и, таким образом, пропорциональное частоте вращения характеристическое значение. Расчетная характеристическая величина выводится через два токовых выхода 0/4…20 мА.

Два дополнительных цифровых и аналоговых входов разрешается сравнение «2 из 3» с результатами измерений двух остальных контрольно-измерительных устройств DOPS этой системы. Каждое контрольноизмерительное устройство в системе может проверять аналоговые величины (0…10 В) и контролировать их при превышении определенных предельных значений.

Конфигурация блоков контроля частоты вращения MMS 6350 выполняется с помощью компьютера и конфигурационного ПО MMS 6950W. Подключение компьютера к контрольно-измерительному устройству производится через гнездо интерфейса RS-232 на лицевой панели контрольно-измерительного устройства. Необходимый интерфейсный кабель входит в комплект поставки MMS 6950W. Дополнительный шинный интерфейс RS-485 на клеммной колодке сзади или подключение Profibus на передней панели контрольно-измерительного устройства позволяют осуществить передачу измерительных данных, например, на главные компьютеры.

Для предотвращения несанкционированного доступа и, таким образом, возможных сбоев предусмотрено четыре различных уровня полномочий на доступ для определения доступа к информации о конфигурации контрольно-измерительных устройств DOPS:

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

— полномочие на доступ USER (ПОЛЬЗОВАТЕЛЬ) разрешает полную настройку параметров контрольно-измерительных устройств, вызов всех показаний и передачу всех необходимых команд.

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

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

Краткая инструкция по эксплуатации описывает функции всей системы DOPS, включая основную плату MMS 6351/00. Все функции настраиваются с помощью встроенного программного обеспечения и описанного пользовательского интерфейса. Если используются контрольно-измерительные устройства со старыми версиями встроенного программного обеспечения или заблокированными функциями, некоторые из описанных в этом руководстве функций нельзя будет использовать.

DOPS, обзор системы

Для надлежащих измерений и контроля машин по мажоритарной схеме «2 из 3» для системы DOPS необходимы следующие компоненты, указанные в таблице 1:

Таблица 1 — Компоненты системы

Плата MMS 6350 измерения расчетной скорости

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

Контрольно-измерительные устройства типа MMS 6350D и MMS 6350D/DP (рисунок 2) поставляются с дисплеем или дисплеем и разъемом Profibus, передняя панель имеет ширину 14 TE (приблизительно 70 мм).

Рисунок 2: Вид спереди контрольно-измерительного устройства DOPS MMS 6350D/DP с дисплеем и разъемом Profibus

Элементы платы MMS 6350:

1. светодиоды «канал свободен»;

Светодиод 1 = свободен этот канал (A);

Светодиод 2,3 = свободен этот канал и следующий 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 настройки конфигурации;

6. дисплей;

7. разъем Profibus DP.

Заключение

За время обучения в университете я приобрел огромный багаж теоретических знаний, которые я смог 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. Ежедневно я получал наряд задание на выполнение определенных работ. Соответственно каждому заданию я проходил инструктаж по технике безопасности.

Работы мною выполнялись на энергоблоках номер 1, 2, 3, 4, 6. На этих энергоблоках используется производственно-технический комплекс «Ovation» и система безопасности «EPRO».

Приобрел навыки работы в производственном коллективе. Получил положительный отзыв от руководства цеха по окончанию производственной практики.

Во время прохождения производственной практики я познакомился с технологическим процессом ТЭС и ознакомился с множеством оборудований, двигателей и механизмов, использующихся на производстве, которые мы изучали на теоретических занятиях в университете. Также согласно индивидуальному заданию я изучил систему управления автоматическим автоматом безопасности системы защиты «EPRO».

Список использованных источников

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

2 Руководство пользователя 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.