Научная работа: Орская ТЭЦ

–  срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;

–  после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;

–  открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;

–  закрываются обратные клапана;

–  проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;

–  команда на отключение генератора проходит через 3 сек. после срабатывания реле обратной мощности (РОМ), загорается табло “ Генератор отключен “ (от блинкера).

Автоматизация контроля состояния генератора:

При внутреннем повреждении генератора (срабатывании “Дифференциальной защиты генератора Г9”, “Дифференциальной защиты трансформатора Т9”, “Газовой защиты трансформатора Т9”, “Максимальной токовой защиты генератора Г9”) из схемы электрической защиты проходит импульс в схему технологической защиты на отключение турбины, при этом:

–  срабатывают соленоиды автомата безопасности и закрывается стопорный клапан;

–  после закрытия стопорного клапана идут на закрытие главные паровые задвижки I-П-15, I-П-16 и задвижки промышленного отбора I-ПО-1, I-ПО-2;

–  открываются вентиля обратных клапанов турбины с выдержкой времени 20 сек.;

–  закрываются обратные клапана;

–  проходит команда на закрытие задвижек по пару к ПВД- 5, 6, 7 и ПНД- 2;

–  команда на отключение генератора проходит через 3 сек. после срабатывания реле обратной мощности (РОМ), загорается табло “ Генератор отключен “ (от блинкера).

11.6. Структурная схема АСУ ТП

На электростанции ТЭЦ - 1 функционирует АСУ ТП, решающее следующие типовые комплексы задач:

технико-экономическое планирование;

управление сбытом электрической и тепловой энергии;

управление развитием энергопроизводства;

управление качеством продукции, стандартизацией и метрологией;

управление топливоснабжением;

управление кадрами;

Автоматические системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) функционируют как самостоятель­ные системы и как подсистемы интегрированных АСУ энергосистем.

В состав комплекса технических средств АСУ входят:

средства сбора и передачи информации (датчики информации, кана-
лы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т. д.);

средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналого­вые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональ­ная клавиатура и др.);

средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности и др.);

вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кон­диционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.).

Подразделения, обслуживающие АСУ ТП, должны обеспечивают:

надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения АСУ;

представление согласно графику соответствующим подразделе­ниям информации, обработанной в ЭВМ;

эффективное использование вычислительной техники в соответ­ствии с действующими нормативами;

совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовки исходной информации;

ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;

разработку нормативных документов, необходимых для функци­онирования АСУ;

анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевре­менное представление отчетности.

11.7. Аппаратура контроля и регулирования при автоматизации

Контроль давления и температуры конденсата, питательной воды и пара производится стандартными приборами для измерения и регистрации.

Температурный контроль металла, корпус цилиндров и трубопроводов осуществляется с помощью термопар и вторичных приборов, позволяя оценить тепловое состояние турбины на всех режимах работы и в состоянии резерва.

Контроль механических величин на паровых турбинах осуществляется:

Абсолютное расширение турбины.

Первичные датчики установлены на фундаментных рамах переднего и среднего стула. Показывающие приборы - на щите управления. Приборы абсолютного расширения показывают величину перемещений переднего и среднего стула в осевом направлении – относительно фундаментной рамы стула. «0» прибора соответствует положению стула на фундаментной раме, при температуре металла турбины равной температуре окружающего воздуха.

Осевой сдвиг ротора турбины.

Первичный датчик установлен в корпусе среднего стула (возле упорного подшипника). Показывающий прибор и регистратор – на щите управления. «О» прибора соответствует положению ротора прижатому упорным диском к рабочим упорным колодкам со стороны генератора.

Приборы осевого сдвига показывают величину осевого смещения ротора от нулевого положения в сторону генератора или регулятора скорости.

Относительные расширения роторов ЦВД и ЦНД.

Первичный датчик относительного расширения РВД установлен в корпусе переднего подшипника. Первичный датчик относительного расширения РНД расположен в картере подшипников №№ 4,5.Показывающие и регистрирующие приборы – на щите управления. «О» приборов относительных расширений роторов устанавливается при температуре металла корпусов цилиндров и роторов турбины равной температуре окружающего воздуха и положения роторов соответствующем п.2.6.3.2. Приборы показывают смещение роторов в осевом направлении относительно первичного датчика.

Искривление вала.

Первичный датчик установлен в корпусе переднего подшипника. Показывающий прибор- на щите управления. Прибор показывает изменение расстояния от датчика до ротора при вращении последнего, т.е. радиальное биение ротора в месте установки датчика.

Вибрация подшипников турбины.

Первичные датчики расположены на кронштейнах, устанавливаемых на горизонтальных разъемах корпусов подшипников. Показывающие приборы и регистратор – на щите управления. Прибор показывает величину виброскорости подшипниковой опоры.

На т/а смонтирована аппаратура «Вибробит-100». Аппаратура измеряет и контролирует следующие параметры:

1. Осевой сдвиг роторов.

2. Разность расширения роторов и ЦВД.

3. Разность расширения роторов и ЦНД.

4. Тепловое расширение ЦНД.

5. Тепловое расширение ЦВД.

6. Искривление вала турбины.

7. Обороты ротора турбины.

8. Ход сервомоторов – ЦВД, ЦСД, ЦНД.

9. Вибрацию опор подшипников ( вертикальную, поперечную, осевую).

12. ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Целью экологической политики ОТЭЦ - 1 является повышение уровня экологической безопасности, рост капитализации общества на основе надежного и экологически безопасного производства, распределения и транспорта тепло- и электроэнергии, комплексного подхода к использованию природных энергетических ресурсов.

Достижение цели предусматривается на основе решения негативного воздействия на окружающую среду.

1. Снижение объемов выбросов в атмосферу:

- окислов азота;

- твердых частиц;

- окислов серы;

- парниковых газов.

2. Сокращение сбросов загрязняющих веществ в водные объекты.

3. Рациональное использование водных ресурсов структурными подразделениями компании.

4. Сокращение образования производственных отходов.

5. Снижение удельных выбросов, сбросов загрязняющих веществ на тонну условного топлива (кг/т.у.т) или единицу выпускаемой продукции (кВт.ч., Гкал).

6. Снижение потерь энергии в тепловых сетях.

Основные направления решения этой задачи:

технологическое перевооружение и постепенный вывод из эксплуатации технически и морально устаревшего оборудования, внедрение современных существующих технологий;

совершенствование технологических процессов производства электро- и теплоэнергии, реализация мероприятий по энергосбережению, снижению потерь при транспортировке;

снижение антропогенного воздействия на окружающую среду;

реализация мероприятий по повышению эффективности топливообеспечения;

сокращение образования отходов производства и обеспечение безопасного обращения с ними, осуществление мероприятий по переработке отходов;

экономически и экологически обоснованная децентрализация производства энергии;

 предотвращение загрязнения водных объектов и сохранение биологических ресурсов.

Загрязнение воздуха связано в основном с выбросами дымовых газов, образующихся при сжигании органического топлива в котлах электростанции. Особое внимание уделяется основным видам загрязняющих веществ, выбрасываемых электростанцией: окислам азота, диоксиду серы и золе.

Основные направления снижения вредного воздействия на атмосферный воздух:

1. Повышение энергоэффективности предприятий.

2. Улучшение качества сжигаемого топлива (например, сжигание угля и мазута с низким содержанием серы) и использование экологически более чистого вида топлива.

3. Применение новых технологий сжигания органического топлива.

4.Использование технологических методов подавления образования окислов азота в топках котлов.

5. Улавливание загрязняющих веществ и очистка дымовых газов.

6. Снижение неконтролируемых выбросов.

Внедрение современных энергетических установок приводит как к повышению их экономичности, так и к сокращению выбросов и сбросов загрязняющих веществ.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20