3.2 Основные характеристики частей Астанинской тэц-2

Основные показатели Астанинской ТЭЦ-2:

4 – энергетических котлов типа БКЗ 420-140

2 – водогрейных котлов типа КВ-Т-139

4 – турбогенератора типа Т-120/130

Электрическая мощность 360 Мвт

Тепловая мощность 1580 Гкал/ч

Краткая характеристики энергетического котла типа БКЗ 420-140

Котлоагрегат типа БКЗ-420-140 НГМ-3 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, предназначен для производства пара при сжигании газа или мазута под наддувом.

Котел спроектирован для работы со следующими параметрами:

Таблица 1. Параметры котла типа БКЗ 420-140

Производительность по перегретому пару	420 т/ч (116,67 кг/с)
Давление пара в барабане	159 кгс/см2 (15,6 МПа)
Давление перегретого пара за первой задвижкой	140 кгс/см2 (13,7 МПа)
Температура перегретого пара	545 °С
Величина наддува в топочной камере	500 кгс/см2 (49 МПа)

Краткая характеристика водогрейного котла типа КВ-Т-139

Таблица 2. Параметры котла типа КВ-Т-139

Обозначение	Q, Гкал/ч	t, температура воды на выходе, ˚C	Максимальное рабочее давление, MPa	Топливо
КВ-Т-139,6-150	120	150	1,6	Каменный уголь

Краткая характеристика паровой турбины Т-120/130

Одновальная Турбина типа Т-120/130 номинальной мощностью 110000 кВт при 3000 об/мин., с конденсационной установкой и двумя отопительными отборами пара предназначена для выработки электрической энергии и отпуска теплоты для нужд отопления.

Технические характеристики паровой турбины Т-100/120-130-3 приведены в таблице 3.

Таблица 3. Параметры паровой турбины Т-120/130

Давление (абсолютное) свежего пар	130 кгс/см2
Температура свежего пара	555 ºС
Частота вращения ротора	3000 об/мин
Номинальная мощность турбины	110 МВт
Расход свежего пара при номинальной мощности	398 т/ч
Номинальная отопительная нагрузка	175 Гкал/ч (около 340 т/ч)
максимальная отопительная нагрузка с учетом использования теплоты пара, поступающего в конденсатор, для подогрева сетевой воды	184 Гкал/ч

Турбина имеет два отопительных отбора: верхний и нижний, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах. Отборы пара имеют следующие пределы регулирования давления:

- верхний отопительный 0,6 - 2,5 ата;

- нижний отопительный 0,5 - 2 ата.

Электрическая часть системы регулирования паровой турбины

Основные функции системы:

1) Управление положением золотника управления в соответствии с которым перемещается гидравлический сервомотор высокого давления. Осуществляется в трех режимах (определяется положением ключа (тумблера) ВД):

- Автоматический - все управление в автоматическом режиме

- Ручной - синхронизация с сетью в автоматическом режиме, под нагрузкой ручное управление с помощью контроллера

- Аварийный - ручное управление сервомотором высокого давления без участия контроллера

2) Управление положением электрического сервомотора низкого давления. Осуществляется в двух режимах (определяется положением ключа (тумблера) НД):

- Автоматический - все управление в автоматическом режиме

- Ручной - ручное управление сервомотором низкого давления без участия контроллера

3) Автоматическое регулирование скорости (частоты) вращения ротора турбины при пуске и синхронизации турбины с сетью

4) Автоматическое регулирование активной электрической мощности вырабатываемой турбиной

5) Пропорциональное нагружение (разгружение) турбины при уменьшении (увеличении) частоты сети за пределы заданного частотного диапазона

Автоматическое регулирование температуры за подогревателем сетевой воды (отборами турбины) первым или вторым. При этом исполнительным механизмом может служить либо сервомотор низкого давления, либо высокого. Это определяется положением ключей (тумблеров) пульта управления ЭЧСАР

6) Автоматическое регулирование температуры подпиточной воды

7) Электрическая система защиты отборов (ЭСЗО) от недопустимого повышения давления пара путем пропорционального закрытия регулирующих клапанов высокого давления

8) Отключение турбины путем подачи сигналов в гидравлическую линию защиты для быстрого останова в аварийных ситуациях и в случае достижения ротором предельной частоты вращения (электронный автомат безопасности). Максимальное время срабатывания электронного автомата безопасности - 10 мс

9) Автоматическая проверка электронного автомата безопасности, включая расхаживание золотников защиты стопорного клапана

10) Автоматическая блокировка регуляторов мощности и температуры за подогревателями сетевой и подпиточной воды, при достижении заданных параметров критических значений. При достижении этими параметрами допустимых значений регуляторы автоматически разблокируются

11) Автоматическая блокировка регуляторов мощности и температуры за подогревателями сетевой и подпиточной воды в аварийных ситуациях с самоблокировкой. При этом разблокирование осуществляется вручную оператором

12) Ограничение скорости изменения задания на регуляторы мощности и температуры за подогревателями сетевой и подпиточной воды

13) Удержание частоты вращения ротора турбины при сбросах электрической нагрузки в допустимых пределах. Сброс нагрузки детектируется не только по контакту генератора, но и по ускорению вращения ротора турбины, в случае залипания или неисправности цепи контакта генератора

14) Отображения состояния всех датчиков и событий системы на экране терминала и запись их в энергонезависимую память каждую секунду.

15) Емкость записывающего устройства позволяет сохранять события и все параметры системы более 2 лет

16) Работа в ручном режиме. Управление сервомоторами высокого и низкого давления от кнопок напрямую в обход контроллера, в случае выхода контроллера из строя.

Таблица 4. Сравнение электрогидравлической и гидромеханической САР.

Параметр	Электрогидравлическая САР	Гидромеханическая САР
Время срабатывания АБ, не более, мс	800	1200
Время измерения частоты при 30 зубьях на шестерне, мс	0,7	30
Точность измерения частоты, об./мин.	±0,1	±15
Точность регулятора частоты вращения, об./мин.	±1	±10
Точность регулятора мощности, МВт	±0,2	±2
Точность регулятора температуры, °C	±1	отсутствует
Точность регулятора температуры с качественным сервомотором НД, °C	±0,5	отсутствует

Структура системы

ЭЧСАР состоит из двух шкафов управления ШУ1 и ШУ2 и пульта управления (ПУ) на базе IBM PC-совместимого компьютера. ШУ1 установлен на удалении от турбины. ШУ2 расположен рядом с турбиной и обеспечивает местное управление турбоагрегатом. Пульт управления расположен на БЩУ (блочном щите управления) и обеспечивает дистанционное управление турбиной.

В ШУ1 расположены: основной контроллер (обеспечивает автоматическое управление турбиной), платы сбора информации (обеспечивают сбор технологической информации), платы управления исполнительными механизмами, автоматика переключающая управляющие сигналы сервомотора низкого давления из автоматического в ручной режим (т. е. без участия контроллера); электронный автомат безопасности; источник бесперебойного питания.

Электронный автомат безопасности состоит из трех каналов. К выходу каждого из каналов подключён соленоидный клапан. Схема 2 из 3 собрана в гидравлике, что позволяет поканально автоматически расхаживать золотники защиты стопорного клапана. Автомат безопасности работает вне зависимости от работы контроллера. Каждый канал имеет в своем составе источник питания, два датчика частоты вращения турбины. Осуществляется постоянное диагностирование датчиков и автоматический выбор датчика с наиболее достоверной частотой. В результате, в системе имеется 6 датчиков частоты вращения ротора, что обеспечивает высокую её надёжность.

В состав электронного автомата безопасности входит высоконадежная, точная и быстродействующая система определения частоты вращения ротора турбины. Датчик частоты вращения ротора установлен рядом с шестерней с 30 зубьями (можно устанавливать шестерню с любым количеством зубьев от 1 до 120). На его выходе имеется сигнал в виде импульсов соответствующих каждому зубу. Даже при различной ширине зубьев (что на практике обычно и бывает), каналы автомата позволяют надежно определять частоту вращения турбины на каждом зубе с точностью ±0,1 об/мин.

Задание параметров работы контроллеру турбины осуществляется с терминалов, подключенных к системе с помощью интерфейса Ethernet. В состав ЭЧСАР входит два терминала. Один располагается на ПУ, а другой встроен в ШУ2. Система позволяет подключить любое количество дополнительных терминалов. Терминалом может быть любой IBM PC-совместимый компьютер, оснащенный интерфейсом Ethernet.

Кроме терминала, в состав ШУ2 входит система управления сервомотором высокого давления, управляемая либо с ШУ1 в автоматическом режиме, либо от кнопок ПУ и ШУ2 в ручном. В ШУ2 располагается автоматика переключающая управляющие сигналы сервомотора высокого давления из автоматического в ручной режим. Переключение между ручным и аварийным осуществляется раздельно и независимо для сервомоторов высокого и низкого давления, с помощью ключей (тумблеров) на ПУ.

Заключение

На данный момент оборудование большинства тепловых электростанций в Казахстана эксплуатируется более 30-35 лет, его физический ресурс исчерпан. По этой причине ТЭЦ испытывают острую необходимость в модернизации технологического оборудования и особенно в части АСУ. По этой причине ТОО «САЭМ АВТОМАТИКА» ведет расширение и реконструкцию ТЭЦ-2 г. Астана с установкой котлоагрегатов ст. №7,8 (БКЗ-550-140), турбоагрегатов №5,6 (ТГ-120-130) и водогрейной котельной, что поможет увеличить количество вырабатываемой энергии и повысит мощность ТЭЦ. Также ведутся работы по внедрению электрической части системы регулирования паровой турбины, что во многом облегчит управление и регулирования основными параметрами паровой турбины.

Подводя итоги производственной практики, можно сказать, что поставленные цели были полностью выполнены. Был изучен технологический процесс в Астанинской ТЭЦ-2.