Уставки срабатывания предупредительной и аварийной сигнализаций ТГ № 5

КУРСОВАЯ РАБОТА

О.ЭА.140100.62.03.КР.15.П3

 

 

По дисциплине: «Метрология, сертификация, технические измерения и автоматизация тепловых процессов»

На тему: «Система автоматической защиты и сигнализации турбогенератора

Т-50-130»

 

 

Исполнитель: Баскакова Я.Г., студент 4 курса, группа ЭТБ-12

Руководитель: Сухоносова Татьяна Геннадьевна, старший преподаватель

 

Работа допущена к защите "_____" _________ 2015г. _______________

Работа защищена "_____" _________ 2015 г. с оценкой _____________

 

г. Магнитогорск, 2015

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МАГНИТОГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Г.И. НОСОВА

 

Кафедра автоматизированных систем управления

 

 

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

О.ЭА.140100.62.03.КР.15.П3

 

 

Тема: «Система автоматической защиты и сигнализации турбогенератора

Т-50-130»

Студенту: Баскаковой Яне Геннадьевне

 

Исходные данные: данные получены в результате анализа научно-технической литературы: постоянная времени объекта =120 с, время запаздывания =38с, коэффициент передачи объекта =0,7^оС/%, входной сигнал X=20%.

 

Срок сдачи: “___” __________ 2015 г.

Руководитель: /___________/__________________________/

(подпись) (расшифровка подписи)

Задание получил: /__________/_________________________/

(подпись) (расшифровка подписи)

 

 

г. Магнитогорск, 2015

 

Содержание

 

Введение. 4

1. Структура ТЭЦ.. 6

1.2. Защиты турбины.. 8

1.3. Уставки срабатывания предупредительной и аварийной сигнализаций ТГ № 5 9

2. Исследование динамических параметров объекта управления по кривой разгона. 14

3 Настройка регулятора и построение переходного процесса. 19

3.1 Определение оптимальных параметров настройки регуляторов по динамическим параметрам объекта. 19

3.2 Построение переходного процесса в контуре автоматического регулирования 22

4. Описание схемы автоматизации. 25

Заключение. 26

Список использованных источников. 27

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В конце 40-ых годов в связи с предстоящим развитием ММК и жилых районов города, для обеспечения их возрастающей потребности в тепловой и электрической энергии было принято решение о строительстве на ММК мощной ТЭЦ. В 1951 году было начато её строительств, 25 февраля 1954 года принят в эксплуатацию первый энергетический паровой котёл паропроизводительностью 170 т/час и турбогенератор мощностью 50 МВт.

Свой окончательный облик ТЭЦ обрела в 1970 году: введены в работу 8 котлов общей мощностью 60 т/час и 6 турбогенераторов мощностью по 50 МВт каждый. Для покрытия возрастающей потребности города и комбината в тепловой энергии введена в работу пиковая водогрейная котельная, состоящая из двух пиковых водогрейных котлов.

Таким образом, к началу 1971 года установленная электрическая мощность ТЭЦ составила 300 МВт, а тепловая по отпуску тепла с горячей водой – 760 Гкал/час.

В настоящее время в общем объеме производимых в ОАО ММК собственных энергоресурсов доля ТЭЦ составляет по электрической энергии – 50-60%.

На ТЭЦ вырабатываются следующие виды энергии:

Электроэнергия (300 МВт), отпускаемая по 3 – м направлениям:

1) По ЛЭП 10.5 кB - производится электроснабжение кислородно-компрессорного производства, задача - получение кислорода для технологических нужд доменного и мартеновского производства.

2) По ЛЭП 35 кB осуществляется электроснабжение промышленных предприятий левого берега.

3) По ЛЭП 110 кB имеется связь с центральной электростанцией и энергосистемой Челябэнерго.

Тепловая энергия. (590Гкал/ч):

1) Тепловая энергия с острым паром отпускается ККП (ККЦ-1) для привода турбокомпрессоров.

2) Тепловая энергия с паром паропреобразовательной установки отпускается комбинату для технологических нужд листопрокатных цехов.

3) Тепловая энергия с горячей водой для нужд теплофикации и горячего водоснабжения комбината и города.

От ТЭЦ осуществляется теплоснабжение комбината и левобережной части города, а также части правого берега, район от улицы Гагарина до улицы Советской Армии. Северная часть правого берега снабжается теплом от ЦЭС, южная от пиковой водогрейной котельной.

ТЭЦ отпускает:

а) промышленную воду с насосных станций № 16, 16а для технологических нужд ККП.

в) Химически очищенную воду с химводоочистки ТЭЦ для нужд комбината.

 

 

Структура ТЭЦ

 

На ТЭЦ шесть участков: топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический, участок тепловой автоматики и измерений, водо-химический участок и производственно- технический отдел.

Топливно-транспортный участок нужен для приёма, складирования и подачи в котельный участок твёрдого топлива. На ТЭЦ используют два вида топлива:

-природный газ;

-твердое топливо - промпродукт отходов углеобогащения коксохимического производства.

Природный газ подается к котлоагрегату ТЭЦ от газорегуляторного пункта (ГРП) по двум газопроводам. Твёрдое топливо - промпродукт на ТЭЦ в саморазгружающихся вагонах. Вагоны разгружаются летом на разгрузочной эстакаде, а в зимнее время в разгрузочном сарае, где имеется подвод горячего воздуха для оттаивания мерзлого угля. На участке имеется открытый склад угля с краном - перегружателем. Топливо подаётся с открытого склада с помощью крана - перегружателя по двум ленточным конвейерам.

Котельный участок предназначен для выработки острого пара, используемого для привода паровых турбин. В котельном участке установлено восемь энергетических котлов: 4 котла типа ТП-170-1 (Р_раб=110 ат.Т_п/п=510 ⁰С); 5 и 6 котлы типа ТП-10 (Р_раб=100 ат. Т_п/п=510 ⁰С); 7 и 8 котлы типа ТП-80 и ТП-85 (Р_раб=130 ат. Т_п/п=510 ⁰С).

Все котлоагрегата барабанного типа, П - образной компоновки, с естественной циркуляцией.

Топка котла имеет призматическую форму, экранирована трубами 60 мм и оборудована несколькими турбулентными или плоскофакельными горелками.

К горелкам подается топливо - угольная пыль или природный газ и горячий воздух. Топливо сгорает при температуре 1600 - 1690 °С. Тепло с помощью излучения и теплопередачи передается котловой воде, нагревая её до температуры кипения (314 °С), вода поступает в барабан котла и там происходит сепарация - отделение пара от воды. Пар направляется в пароперегреватель для нагрева до температуры (510-540 °С), а вода возвращается в экранную систему для дальнейшего испарения. Для полного испарения 1 кг воды делает 5 оборотов.

Дымовые газы на выходе из топки имеют температуру 1200°С. Эти газы сначала поступают в пароперегреватель, далее в водяной экономайзер и затем в воздухонагреватель. На выходе из котлоагрегата дымовые газы имеют температуру 100 – 120 °С. Затем дымовые газы очищаются от золы твёрдого топлива в электрофильтрах и через дымовые трубы высотой 120 м выбрасываются в атмосферу.

Электрический участок предназначен для выработки электрической энергии и распределение её между потребителями.

С ротором паровой турбины, жестко, с помощью муфты соединён ротор электрического генератора. Ротор вращается со скоростью 3000 об/мин. Электрические генераторы ТЭЦ вырабатывают 3-х фазный ток напряжением 10.5 кB. Для отпуска потребителям напряжение повышают до 35 кB или 110 кB, а для потребления на собственные нужды оно снижается в трансформаторах до ЗкВ.

Участок тепловой автоматики и измерений предназначен для автоматического регулирования основных технологических процессов, протекающих в котлоагрегатах и турбогенераторах, а так же изменения параметров этих технологических процессов.

Котлы и турбины оборудованы регуляторами, которые автоматически поддерживают заказанную нагрузку и параметры, защитами, действующими на снижение нагрузки и полный остановки агрегатов при аварийной ситуации, оборудованы так же звуковой и световой сигнализацией, помогающими машинистам котлов и турбин управлять агрегатами.

Функции системы автоматики и управления

- Текущий контроль параметров;

- Защита оборудования от повреждения;

- Аварийная сигнализация;

- Аварийное переключение в технологической схеме;

- Автоматическое регулирование.

Для того чтобы оперативный персонал мог вовремя вмешаться в управление установкой контрольно-измерительные приборы, устройства сигнализации, средства дистанционного управления механизмами, арматурой и системы автоматического регулирования размещаются на щитах и пунктах контроля и управления.

Для котлов высокого давления ТЭЦ требуется вода очень высокого качества. На химводоочистке вода из пруда реки Урал проходит очистку от механических примесей в двух камерных механических фильтрах (засыпка антрацит). Затем вода проходит химическое умягчение в Na - катионитовых фильтрах. Катионы Ca²⁺,Mg²⁺ заменяются катионами Na⁺ и образуется соединение Na₂SO₄, которое не образует при нагреве отложений, а выпадает в виде шлама и удаляется при продувках.

Далее вода поступает в деаэраторы высокого давления, где из неё удаляется растворимые газы О₂, СО₂ - источник коррозии металла трубопроводов и поверхностей нагрева.

Деаэрированная вода поступает в испарители, где нагревается отборным паром турбин, превращается в пар. Пар конденсируется в охладителях выпара. Этот конденсат и идёт на восполнение потерь конденсата в цикле электростанции и для питания котлоагрегатов.

Для обеспечения заданной тепловой и электрической мощности установлено следующее энергетическое оборудование:

- четыре паровые котла ТП 170 - 1, ст..№1 - 4;

- два паровых котла ТП - 10, ст.№5,6;

- паровой котёл ТП - 81, ст.№8;

- пиковый водонагревательный котёл ПТВМ - 100, ст..№1;

- пиковый водонагревательный котёл ПТВМ - 180, ст.№2;

- три турбогенератора Т - 50 - 90, ст.№ -3;

- турбогенератор ПТ - 50 - 90/13, ст.№4;

- два турбогенератора Т - 50 – 13, ст.Х25,6;

 

Рисунок 1.Схема порового котла

1 топочная камера (топка); 2 — горизон­тальный газоход. 3 — конвективная шахта; 4— топочные экраны; 5 — потолочные экра­ны; 6 — опускные трубы; 7 — барабан; 5 — радиационно-конвективный паропере­греватель, 9 — конвективный пароперегре­ватель, 10 — водяной экономайзер, 11 — воздухоподогреватель; 12 — золоуловитель, 13 — дымосос, 14 — дутьевой вентилятор: 15 — нижние коллекторы экранов; 16 — шлаковый комод: 17 — холодная воронка 18 — горелки.

 

 

Защиты турбины

Технологическая защита автоматически прекращает подачу пара в турбину закрытием стопорного и дроссельного клапанов в указанных ниже случаях: осевой сдвиг ротора турбины. ±1,2 мм от понижения давления масла в системе смазки 0,2 кгс/см², от понижения температуры перегретого пара 330 ⁰С, от повышения температуры перегретого пара-430 ⁰С, от понижения вакуума в конденсаторе- 0,61 кгс/см², от повышения вибрации 11,2 мм/с. Примечание – Защита по повышению вибрации срабатывает при одновременном увеличении значения вибрации не менее чем у двух опор на двух подшипниках свыше 11,2 мм/с. установка электронных автоматов безопасности-3330 об/мин ПВД снабжен защитой от повышения уровня конденсата греющего пара. При повышении уровня в ПВД №5 свыше 500 мм срабатывает защита, закрываются задвижки: Т5П5, П5В2, П5В3, открывается холодный стояк № 2 или № 3, в зависимости от того, на какой включена блокировка. При срабатывании защиты генератора происходит отключение генератора от сети и подается сигнал с цепей защиты генератора на закрытие стопорного и дроссельного клапанов, Т5П3, Т5П4, Т5П5, Т5П6. В процессе эксплуатации турбогенератора вести постоянное наблюдение за состоянием и режимом работы турбогенератора, поддерживая его техническое состояние в пределах допустимых норм. Обеспечивать электрическую и тепловую нагрузки в соответствии с заданным графиком. Об отклонениях этих пределов ставить в известность НСС, требуя восстановления нормальных параметров пара. Следить за давлением пара в регулируемом отборе, которое должно быть в пределах 0,2 - 1,2 кгс/см². Следить за давлением пара на впуске ЦНД, которое не должно превышать 1 кгс/см². Турбогенератор должен работать спокойно, без значительной вибрации. Максимально допустимая вибрация 7,1 мм/с. При резком возрастании вибрации необходимо немедленно выяснить причину и принять меры к ее устранению. Усиление вибрации может быть вызвано резким изменением электрической или тепловой нагрузок, параметров свежего и отработавшего пара, а также внутренними повреждениями проточной части, сопровождающимися изменением звука. Следить за осевым положением и температурным расширением роторов турбины, особенно при изменениях режима работы. Следить за работой системы регулирования, которая должна обеспечивать плавное изменение нагрузки без рывков и качаний. Обеспечить нормальную работу масляной системы. Давление масла в системе смазки должно быть не ниже 0,5 кгс/см², в системе регулирования не ниже 6 кгс/см². Температуру масла, поступающего в подшипники, поддерживать в пределах 40-45ºС. Поддерживать уровень масла в маслобаке по уровнемеру от +1 до +3 делений (соответствует отметке “Средний уровень”). В случае повышения уровня масла в маслобаке проверить: вентили на доливку масла с линии чистого масла (должны быть закрыты), работу масляной ловушки (отсоса масляных паров с бака и подшипников). Повышение уровня масла в маслобаке возможно также при его вспенивании и загрязнении сеток маслобака. Обводнение масла возможно при попадании воды через паровые уплотнения.

Уставки срабатывания предупредительной и аварийной сигнализаций ТГ № 5

Порядок проверки защит и сигнализаций. Проверка защит и сигнализаций ТГ №5 проводится персоналом участка КИПиА в присутствии старшего машиниста турбинного отделения или старшего машиниста котлотурбинного цеха. При проведении проверки защит и сигнализаций машинист ТГ №5 выводит ключ защиты из положения «Работа» в положение «Сигнал», таким образом переводит все защиты турбогенератора из работы. Мнемосхема «Защита» при этом имеет вид, показанный на рисунке 2.

 

Таблица 1. Установки срабатывания принудительной и аварийной сигнализации

Объект и его параметры	Номинальное значение	Уставки предупредительной	Уставки аварийной сигнализации и защиты
сигнализации
понижение	повышение	понижение	повышение
Температура свежего пара, 1 и 2 п/п	400ºС	380ºС	415 ºС	330ºС	430ºС
Температура пара до стопорного клапана	400ºС	380ºС	415 ºС	330ºС	430ºС
Температура баббита подшипников №1-6			800С
Температура масла на сливах с подшипников №1-6			600С
Вакуум в конденсаторе	-0,92 кгс/см2	-0,81 кгс/см2	-	-0,61 кгс/см2	-
Давление масла в системе смазки:	0,60 кгс/см2	0,30 кгс/см2		0,2 кгс/см2
Давление масла под СК (отключение ТГ)	6,0 кгс/см2	-	-	1,0 кгс/см2	-
Температура масла после м/о	35÷40ºС	-	45ºС	-	-
Температура холодного воздуха генератора	30ºС	-	35ºС	-	-
Уровень в конденсаторе	±100 мм	-50 мм от н.у.	+200 мм от н.у.	-	-
Включение АЭМН	-	-	-	0,25 кгс/см2	-
Останов ТГ от ЭГСР: 1) отказ датчиков 2) останов от АБ	3000 об/мин			3330 об/мин
а) осевой сдвиг ротора	-	-1,2 мм	+0,8 мм	-1,4 мм	+1,0 мм
б)относительное тепло-вое расширение РВД	-	-1,2 мм	2,5 мм	-	-
в) абсолютное тепловое расширение ТГ	-	-	12 мм	-	-
Продолжение таблицы1
г) относительное тепловое расширение РНД	-	-1,6 мм	+3,5 мм	-	-
д) вертикальная, попе-речная, осевая вибра-цияподшков №1-6	4,5 мм	-	7,1 мм	-	11,2 мм
ж) искривление ротора	-	-	100 мкм	-	165 мкм

Рисунок 2. Мнемосхема «Защита»

 

После отключения защит, персонал участка КИПиА поочередно имитирует срабатывание каждой защиты. При этом звучит звуковая сигнализация, мнемосхема «Защита» при этом имеет вид показанный на рисунке 3. После проверки всех защит турбогенератора №5 машинист подтверждает полученную информацию о срабатывании защит и сигнализации – отключает срабатывание кнопкой съема сигнализации на пульте управления ТГ №5 на объединенном щите ТГ № 5-7. Мнемосхема «Защита» при этом имеет вид показанный на рисунке 4.После восстановления рабочих параметров по технологическим защитам и отключения срабатывания кнопкой съема сигнализации мнемосхема «Защита» имеет вид показанный на рисунке 5.Примечание – Перевод ключа защит ТГ №5 из положения «Сигнал» в положение «Работа» производить только удостоверившись в том, что все технологические параметры восстановлены и отключено срабатывание защиты кнопкой съема сигнализации.

Рисунок 3. Мнемосхема «Защита»

Рисунок 4. Мнемосхема «Защита»

Рисунок 5. Мнемосхема «Защита»