Диплом 2. Автоматическое регулирование
 Скачать 145.41 Kb.
|
   Введение Для энергетической отрасли чрезвычайно важным является внедрение новых средств измерения и передовых технологий учета энергии и регулирования мощности. Современные системы АСУТП на предприятиях энергетического комплекса выполняют следующие функции: контроль и управление, обмен данными, обработку, накопление и хранение информации, формирование сигналов тревог, построение графиков и отчетов. Следующим уровнем автоматизации энергетики является разработка корпоративных информационных систем, пронизывающих все уровни управления предприятием. Речь идет о следующих уровнях: уровень контроля и управления технологическими процессами – цехами, участками, технологическими линиями и т.д.; уровень производственной деятельности, на котором необходима поддержка контроля оборудования, контроля производительности, пооперационного планирования; уровень финансово-хозяйственной деятельности. Автоматическое регулирование является одной из важнейших частей системы управления, поскольку она создает основу для автоматизации производственных процессов и является высшей ее ступенью. Автоматическое регулирование повышает экономичность установки, увеличивает надежность ее работы, повышает производительность труда и облегчает условия труда персонала. Автоматическое регулирование выполняет четыре основные функции: а) поддержание определенных параметров на заданном уровне. Эту функцию называют также стабилизацией параметра. В качестве примера стабилизации могут быть названы такие параметры, как уровень воды в барабане котла, температура пара и т. п. б) поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами, например, топливо — воздух в процессе горения. в) изменение регулируемой величины во времени по определенному закону. г) поддержание оптимального значения регулируемой величины, так называемой функции оптимизации, которая часто встречается при автоматизации процесса горения и в других случаях. За последнее время наибольшее распространение получила электронная система регулирования. Однако можно встретить и смешанные системы, например, электронно-пневматическую. В схемах автоматического регулирования энергетических объектов могут быть выделены четыре основные группы регуляторов. Первая группа включает в себя особо ответственные регуляторы, обеспечивающие надежность работы агрегатов. Функции таких регуляторов не могут быть заменены ручным воздействием оператора, а выход их из строя влечет за собой, как правило, останов агрегата (например, регулятор скорости турбины). Ко второй группе относятся режимные регуляторы, обеспечивающие нормальное ведение процесса (например, регуляторы горения, температуры пара). Отключение их обычно не вызывает останова агрегата, так как регулирование, хотя и менее экономично, может вестись вручную. К третьей группе относятся пусковые регуляторы, обеспечивающие поддержание необходимых параметров в процессе пуска агрегата. Эти регуляторы не принимают участия, в работе оборудования при нормальном режиме. Наконец, четвёртую группу составляю местные регуляторы, обеспечивающие регулирование вспомогательных процессов. Задачей автоматического регулирования является поддержание оптимальных условий протекания какого-либо технологического процесса без вмешательства человека. На тепловых электростанциях такими условиями являются соответствие между электрической нагрузкой турбогенератора и производительностью котлоагрегата, поддержание давления и температуры пара в заданных пределах, экономичное сжигание топлива, соответствие производительности питательной установки нагрузке котлоагрегатов, а также поддержание стабильных значений параметров ряда вспомогательных процессов. 1 Краткая характеристика объекта автоматизации Однокорпусный прямоточный газоплотный котел Кп-1000-25-545/542ГМН (заводская модель ТГМП-354), спроектированный для работы как под наддувом, так и с уравновешенной тягой, предназначен для получения пара сверхкритического давления при сжигании мазута и природного газа. Основными расчетные параметры котла: а) номинальная паропроизводительность, т/ч – 1000; б) давление первичного пара, кгс/см2 – 255; в) температура первичного пара, оС – 545; г) расход пара промперегрева, т/ч – 800; д) давление пара промперегрева за котлом, кгс/см2 – 38,5; е) температура пара промперегрева на входе в котел, оС – 300; ж) температура пара промперегрева на выходе из котла, оС – 542; з) расход природного газа (Qн = 8490 ккал/кг), нм3/ч – 78,1х10; и) расход мазута (Qн = 9350 ккал/кг), т/ч – 70; к) температура питательной воды, оС – 270; л) расчетная температура уходящих газов, газ /мазут, оС – 111/144; м) температура газов за поворотной камерой, газ/мазут оС – 627/735; н) избыток воздуха на выходе из топки – 1,03. Котел имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускного газохода (конвективной шахты), соединенных в верхней части горизонтальным поворотным газоходом. В топочной камере расположены панели панели НРЧ - 1, НРЧ - 2, НРЧ - 3, ВРЧ -1, ВРЧ – 2. По высоте топочной камеры выполнен один монтажный разъем. В поворотном газоходе расположены один ряд ширм, входной и выходной пакеты конвективного пара перегревателя высокого давления и выходной пакет конвективного пароперегревателя низкого давления. Поворотный газоход огражден боковыми экранами поворотного газохода, потолочным пароперегревателем и горизонтальной частью экранов ВРЧ – 2. В поворотном газоходе расположены трубы первого и второго фестонов. В опускном газоходе последовательно по ходу газов расположены входная ступень конвективного пароперегревателя низкого давления, экономайзер и подвесная система. Опускной газоход (конвективная шахта) огражден экранами до первой ступени экономайзера. Топочная камера оснащена 8-ю газомазутными полуподовыми горелками, расположенными на фронтовой и задней стенах топки (по четыре на каждой стене). Подача природного газа в каждую горелку осуществляется из большего и меньшего коллектора. На подводе газа к каждой горелке установлено три задвижки с электроприводом: на общем подводе газа к коллекторам горелки, на меньшем газовом коллекторе, большем газовом коллекторе. В горелках установлены паромеханические форсунки. Все горелки оборудованы запально-сигнализирующими устройствами типа ЗСУ-П и встроенными пневматическими сигнализаторами наличия (отсутствия) газового и мазутного факела. Горелки NN 1, 3, 5, 7 заводом-изготовителем котла выделены в группу растопочных горелок. Пароводяной тракт котла СКД до ВЗ выполнен одноточечным, после ВЗ разделен на два несмешивающихся параллельных потока с двумя симметричными выходами пара. Тракт промежуточного перегрева пара выполнен двухпоточным (с разделением каждого потока на два подпотока) с самостоятельным регулированием температуры пара по каждому потоку. Регулирование температуры пара в каждом потоке СКД в стационарных режимах осуществляется с помощью двух впрысков (до ширмового пароперегревателя и пред выходной ступенью конвективного пароперегревателя высокого давления). Регулирование температуры пара в режимах пуска-останова осуществляется с помощью пусковых впрысков, установленных в главных паропроводах. Регулирование температуры пара промперегрева в стационарных режимах осуществляется штатным впрыском, расположенным между ступенями конвективного пароперегревателя низкого давления. Для регулирования температуры пара промперегрева в режимах пуска-останова дополнительно к штатному впрыску предусмотрены пусковой впрыск в паропроводы греющего горячего промперегрева и байпас промежуточного пароперегревателя. Котел оснащен двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН – 25х2 – 1 и двумя дымососами ДОД – 31,5 ФГМ. Подогрев воздуха осуществляется в двух регенеративных воздухоподогревателях типа РВП – 10,2. Для регулирования температуры перегретого пара, снижения тепловых потоков в нижней радиационной части, подавления оксидов азота установлены два дымососа рециркуляции типа ГД – 31, забирающих дымовые газы из конвективной шахты за экономайзером и подающий их в горелки котла и в сопла верхней части топочной камеры. Основными элементами пусковой системы котла являются: а) узел встроенных сепараторов, байпасирующих встроенную в тракт котла задвижку и состоящий из двух одноступенчатых сепараторов с осевым подводом среды с клапаном Д – 1 на подводе пароводяной среды к ним, клапаном Д – 2 на сбросе воды и клапаном Д – 3 на линии отвода пара; б) растопочный расширитель (Р-20) на давление 20 кгс/см2 (Р20) с трубопроводами сброса воды и пара, а также регулирующей, запорной арматурой и предохранительными клапанами; в) узел впрысков со сбросом воды в деаэратор для регулирования давления воды на впрыски; г) байпасы промежуточного пароперегревателя; д) пусковые впрыски в паропроводы СКД и промперегрева; е) пусковое устройства – ПСБУ. [1] Основные параметры работы турбоустановки: а) номинальная электрическая мощность Nэном, МВт – 300; б) максимальная мощность Nэмакс, МВт – 320; в) начальное давление pо,  –  ;г) начальная температура t0, oC – 560; д) температура промперегрева tпп, oC – 565; е) вакуум (противодавление) pв,  –  ;ж) удельный расход тепла qэбр, кДж/(кВт·ч) – 7658,6; з) количество регенеративных отборов, шт. – 9; и) длина турбины и генератора, м – 35,8; к) удельная площадь турбоустановки, м2/МВт – 7,2. Конденсационная паровая турбина К-300-240 номинальной мощностью 300 МВт, с начальным давлением пара 23,5 MПa предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-320-2 с частотой вращения ротора 50 с-1; для несения базовой части графиков нагрузок и участия в нормальном и аварийном регулировании мощности энергосистемы с возможностью привлечения для покрытия переменной части графиков нагрузок. Главный питательный насос имеет паровой турбопривод. Пар на турбопривод отбирается из турбины за 16-й ступенью при давлении 1,5 МПа в количестве 108 т/ч при номинальной мощности. Отработанный пар из турбопривода возвращается в турбину за 24-ю ступень и частично – в ПНД № 3. В турбине, кроме регенеративных отборов, допускаются следующие отборы пара без снижения номинальной мощности: а) на подогрев воздуха, подаваемого в котлоагрегат в количестве 3% от расхода пара на турбину (максимально 30 т/ч). Пар отбирается из паропровода возврата пара в турбину после турбопровода (отбор на ПНД № 3); б) на подогреватели сетевой воды для покрытия теплофикационных нужд, в том числе, на основной сетевой подогреватель в количестве 19 т/ч. Пар отбирается из паропровода возврата пара после турбопривода и на пиковый подогреватель из паропровода пятого отбора (на ПНД № 4) в количестве 7 т/ч. Допускаются дополнительные отборы пара со снижением мощности ниже номинальной. При максимальном расходе пара, выключенных всех отборах пара, кроме системы регенерации, и номинальных параметрах пара, номинальных расходе и температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 314 МВт. При этих же условиях, но отключенных ПВД, развиваемая максимальная мощность составляет 345 МВт. Допускается длительная работа турбины при отклонениях (в любых сочетаниях) параметров пара от номинальных в следующих пределах: а) давление свежего пара от 23,04 до 24,02 МПа;5 б) температура свежего пара (540+5+10) °С; в) температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не выше 36˚С. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 мин при повышении сверх номинальных значений температуры свежего пара и промежуточного перегрева на +10 °С или начального давления на 0,98 МПа. При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины не более 200 часов в год. Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя выхлопами в один общий конденсатор. Турбина выполнена с сопловым парораспределением. Свежий пар подводится в среднюю часть ЦВД турбины через два блока стопорных и регулирующих клапанов, расположенных по обе стороны цилиндра. ЦВД имеет внутренний и наружный корпусы с горизонтальными разъемами каждый. Четыре паровпускных штуцера вварены в среднюю часть наружного корпуса и подвижно соединены при помощи поршневых колец с горловинами внутреннего корпуса, к которым приварены сопловые коробки. ЦВД имеет 12 ступеней давления, в том числе, одновенечную регулирующую. Проточная часть ЦВД разделена на два последовательных отсека. Первый (левый) отсек состоит из одновенечной регулирующей ступени и пяти ступеней давления, пар в которых направлен от середины цилиндра в сторону генератора, правый - из шести ступеней давления. По выходе из ЦВД пар отводится для промежуточного перегрева в котлоагрегат, из которого направляется в ЦСД через две паровые коробки. В каждой коробке расположен один автоматический стопорный клапан и один регулирующий. ЦСД – прямоточный и конструктивно выполнен из трех частей. Проточная часть ЦСД делится на ЧСД и ЧНД. Парораспределение ЦСД - дроссельное. Регулирующие клапаны работают одновременно и подводят пар через общую камеру по всей окружности направляющего аппарата. Прямоточная проточная часть ЦСД состоит из 12 ступеней давления, образующих собственно ЧСД турбины. Из расположенной за 12-й ступенью камеры ЦСД дне трети парового потока отводятся по перепускным трубам, помещенным под площадками по обе стороны турбины, в среднюю часть ЦНД. Остальная треть парового потока проходит через пять ступеней давления, образующих ЧНД ЦСД, и выхлопной патрубок в один общий конденсатор, принимающий также пар из выхлопных патрубков ЦНД. ЦНД - двухпоточный, причем проточная часть каждого потока содержит по пять ступеней давления (встречного вращения) на общем валу. Конструкция подвески внутренней средней части ЦНД допускает ее свободное тепловое расширение в наружном корпусе. Рабочие лопатки последней ступени ЦНД имеют рабочую длину 960 мм при среднем диаметре 2480 мм, что соответствует торцевой площади каждого из трех выхлопов – 7,48 м2. Ротор ЦВД - цельнокованый. Ротор ЦСД имеет 12 дисков, откованных заодно с валом, и пять насадных дисков ЧНД. Ротор ЦНД состоит из вала, на который насажено десять дисков, по пять на каждый поток. Все роторы турбины выполнены гибкими. Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют общий комбинированный опорно-упорный средний подшипник, фиксирующий осевое положение всего валопровода турбины и генератора. Роторы среднего и низкого давлений турбины, роторы турбины и генератора соединены жесткой муфтой. Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска в турбине осуществляется паровой обогрев фланцев и шпилек. Допускается автоматический пуск и последующее нагружение турбины после простоя любой продолжительности. Предусматривается пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и различной степени неостывшего состояний. Общее число пусков за срок службы – не более 1500. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар из коллектора уплотнений, в котором с помощью регуляторов устанавливается давление 0,107-0,117 МПа. Давление в камерах уплотнения поддерживается равным 0,101-0,103 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Из концевых камер всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет производить подачу горячего пара от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния. Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажа при пусках и остановах турбины предусмотрено групповое дренирование в конденсатор. Турбина снабжена валоповоротным устройством с приводом от электродвигателя, вращающего ротор турбины со скоростью 3,4 об/мин. Устанавливается автоматическое устройство поворота ротора, которое обеспечивает поворот ротора остывающей турбины через каждые 10 минут на 180 °С. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и надстроен на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50с-1 (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты тока в сети 49,0-50,5 Гц. Турбина имеет систему автоматического регулирования, которая предназначена для: а) автоматического поддерживания частоты вращения ротора и точного регулирования электрической мощности тепловой нагрузки турбины в соответствии со статической характеристикой и заданием, получаемым от оператора или от внешних систем управления; б) поддержания заданного давления перед турбиной или заданного положения регулирующих клапанов; в) повышения приемистости турбины путем компенсации вредного влияния большого количества пара, аккумулированного в промежуточном перегревателе котла; г) предотвращения недопустимого повышения оборотов ротора турбины при сбросах нагрузки с отключением и без отключения генератора от сети; д) защиты турбины путем прекращения подачи в нее пара в случае возникновения недопустимых режимов работы (падения давления масла в системе смазки, повышения давления в конденсаторе, недопустимого осевого сдвига ротора и т.д.); е) быстрого кратковременного разгружения турбины и быстрого длительного ограничения мощности по командам устройств противоаварийной автоматики; ж) автоматического управления клапанами турбины при развороте и нагружении в процессе пуска. [2] 2 Разработка функциональной и структурной схемы с описанием процесса работы Существует два способа регулирования активной мощности турбогенератора: по каналу топливо – мощность и клапаны (давление) - мощность. Основной способ регулирования активной мощности турбогенератора основан на передаче воздействия по каналу клапаны – мощность. Он осуществляется перемещением регулирующих клапанов турбины под действием регулятора частоты вращения или электрического синхронизатора турбины. Другой способ основан на передаче воздействий по каналу давление – мощность путем изменения начального давления пара перед турбиной. Регулирующим воздействием в этом случае служит изменение подачи топлива в топку. Основными регулирующими воздействиями блочной установки служат перемещения регулирующих органов подачи топлива Bт и питательной воды Dп.в. котлов и регулирующих клапанов турбины hкл; основными регулируемыми величинами – активная электрическая мощность генератора N и частота вращения ротора турбины n, соответствующая частоте сети f. Важнейшей характеристикой блоков с точки зрения регулирования частоты и мощности служит приемистость, которая характеризует способность блока изменять тепловую нагрузку и электрическую мощность в переходных режимах вслед за изменением задания по мощности. Блоки могут работать в базовом и регулирующем режиме. В базовом режиме управление блоком осуществляется по принципу поддержания постоянства тепловой нагрузки котла. При этом внутренние возмущения устраняются системами регулирования подачи топлива или питательной воды, внешние – регулятором давления пара «до себя», действующим на регулирующие клапаны через механизм управления турбиной (МУТ). Регулятор «до себя» защищает котел от чрезмерного снижения давления пара, но не обеспечивает участия блока в регулировании частоты и мощности. Он препятствует использованию аккумулирующей способности элементов котла, паропроводов и блочной установки в целом, усугубляет нехватку пара при набросах электрической нагрузки, воздействуя на закрытие регулирующих клапанов турбины. Внедрение зоны нечувствительности у регулятора «до себя» дает некоторое повышение приемистости энергоблока, т.к. в пределах этой зоны используется аккумулирующая способность котла. Задача АСР энергоблока в регулирующем режиме состоит в том, чтобы довести приемистость блоков до значений, обеспечивающих их эффективное участие в регулировании частоты. Инерционность турбогенератора при возмущении по каналу регулирующие клапаны – мощность измеряется секундами, а постоянная времени парового котла по расходу пара и блока по мощности под воздействием топливом для блоков, работающих на твердом топливе, достигает сотен секунд, а для газомазутных блоков – десятков секунд. В целях увеличения приемистости энергоблоков в регулирующем режиме добираются повышения быстродействия АСР мощности. Для этого предусматривается введение форсирующих сигналов, подаваемых на вход регуляторов мощности турбин котлов. Основным входным сигналом котельного регулятора мощности КРМ служит разность заданного и фактического значения мощности Nз - Nф. Для улучшения динамики регулирования котла по мощности предусматриваются дополнительные сигналы по скорости изменения давления пара Рт и заданной мощности Nз, формируемые дифференциатором Д. Котельный регулятор мощности КРМ состоит из регулирующего прибора и интегратора и служит задатчиком по мощности для регулятора питания РП котла водой. В данном случае РП выполняет функции регулятора тепловой нагрузки, работающего по схеме задание – вода. Регулирование температурного режима первичного тракта осуществляется регулятором топлива РТ, действующего по сигналу tдо впр, tпосле впр и дополнительному сигналу по расходу питательной воды Dп.в.. На случай возникновения температурного перекоса на выходе первичного тракта прямоточного котла предусматривается регулятор выравнивания температур пара по ниткам. Назначение последнего состоит в автоматическом распределении расходов воды по ниткам в зависимости от небаланса температур tдо впр - tпосле впр на выходе промежуточных поверхностей нагрева первичного пароводяного тракта. Турбинный регулятор мощности ТРМ может работать в различных режимах. При нагрузках, близких к максимальным, основным сигналом турбинного регулятора мощности ТРМ служит Pт – Pт ном, в регулирующем режиме Nз - Nф. При этом предусматривается упреждающий сигнал Nз, формируемый дифференциатором и способствующий повышению приемистости блока в целом. [3] Таблица 1 – условные обозначения приборов и средств автоматизации функционального узла
Окончание таблицы 1
3 Описание, выбор элементов и приборов схемы автоматизации 3.1 Диафрагма камерная ДКС 10 – 125 Камерная диафрагма ДКС 10 – 125 была выбрана в соответствии с необходимостью измерять расход газообразного топлива. ДКС 10 – 125 является первичным измерительным преобразователем для измерения расхода. Выпускается в коррозионно-стойком исполнении из стали 20. Сужающее устройство предназначено для создания перепада давления при измерении расхода. Монтируется в предварительно установленных фланцах только после очистки и продувки технологических трубопроводов. Камерная диафрагма представляет собой диафрагму с камерным отбором давления, имеющую кольцевые камеры, выполненные с отбором перепада давления у плоскостей диска диафрагмы через несколько щелевых отверстий или сплошную кольцевую щель. Кольцевая камера перед диском называется плюсовой, а за ним — минусовой. Наличие у диафрагмы кольцевых камер позволяет усреднить давление по окружности трубопровода, что обеспечивает более точное измерение перепада давления. Точность измерения расхода при помощи диафрагм зависит от степени остроты входной кромки отверстия, влияющей на значение коэффициента расхода. Кромка не должна иметь скруглений, заусенцев. [4] 3.2 Автоматический потенциометр КСУ2 – 002 В схеме контроля имеются несколько приборов данного типа, с помощью которых мы контролируем несколько параметров, первым прибором измеряем давление в комплекте с трубчато-пружинным манометром типа МПЭ, вторым прибором расход в комплекте с дифманометром Сапфир - 22ДД – 2450, третьим прибором частоту вращения ротора турбоустановки с тахометром ИП - 114. Унифицированные токовые сигналы, вырабатываемые приборами МПЭ и Сапфир - 22ДД – 2450, соответствуют величине токового сигнала, поступающего на КСУ2 – 002 и равны 0-5 мА. Автоматические регистрирующие приборы КСУ предназначены для измерения, регистрации и регулирования (при наличии регулирующего устройства) температуры и других величин, изменение значений которых может быть преобразовано в унифицированные сигналы силы, напряжения постоянного тока или в активное сопротивление. Применяются при автоматизации технологических процессов во всех отраслях промышленности. КСУ2 – 002 является потенциометром для измерения силы и напряжения постоянного тока и рассчитан на работу с источником или преобразователем силы и напряжения постоянного тока. Принцип действия основан на компенсационном методе измерения, входящий в прибор ток уравновешивается равным ему по величине, но обратным по знаку током от источника питания, расположенного в приборе. Быстродействие прибора КСУ2 – 002 составляет 2,5 с. Длина шкалы и ширина поля записи на диаграммной ленте составляет 160 мм. [5] 3.3 Дифманометр Сапфир – 22 ДД – 2450 Преобразователь разности давления Сапфир-22 ДД |
