Энерготех
ТЕЛ: +7 (812) 702 03 90 Россия, Санкт-Петербург, пр. Стачек 47

Паровая турбина

Паровая турбина – одноцилиндровая, однопоточная с облопачиванием активного типа.

Паровые турбины спроектированы на основе передовых разработок накопленных на основе полувекового опыта в энергомашиностроительной отрасли. Процесс проектирования и производства, соответствует стандартам менеджмента качества ISO 9001:2008 в области энергетического оборудования.

Использование отработанных элементов, как модули гарантируют тщательное исполнение  конструктивных деталей, а это значит и надёжность турбоагрегата во время эксплуатации. Достоинство модульной конструкции является возможность конструктивной гибкости при оптимизации проточной части. Турбина имеет низкий расход пара и высокую эффективность.

Главные конструктивные характеристики турбины

Паровая турбина имеет следующие конструктивные характеристики:

  • Турбина одноцилиндровая
  • Турбина осевого типа
  • Стопорный клапан выполнен с электрическим сервоприводом для отсечения пара перед регулирующими клапанами в случае аварийного или планового останова турбины
  • Острый пар подводится сверху через паровое сито
  • Регулирующие клапана односедельные с паровой разгрузкой
  • Выхлопной патрубок турбины направляется через перепускной патрубок в конденсатор
  • Регулируемый обор пара на технологию выполнен с помощью регулирующей диафрагмы или регулирующего клапана в зависимости от исполнения.

Тип турбины

Быстроходная противодавленческая или конденсационная турбина в зависимости от теплового цикла

Проточная часть турбины

Проточная часть турбины состоит из регулирующей ступени и ступеней давления с сварными диафрагмами.

Технические характеристика турбины

Давление пара на входе в турбину до 90 ата

Температура пара на входе в турбину до 530ºС

Давление на выходе из турбины до 1.2 ата( при притиводавленческом цикле) до 0.04 ата (при конденсационном цикле)

Выходная мощность до 12 МВт.

Цилиндр турбины

Цилиндр турбины выполнятся из конструкционной стали, качество которой соответствует эксплуатационным требованиям и характеристикам. Верхняя половина цилиндра выполнена за одно с коробкой регулирующих клапанов для подвода острого пара. Нижняя половина цилиндра выполнена за одно целое с опорами. Корпус цилиндра имеет горизонтальный разъем.

Выхлопной патрубок

Для турбин данной серии, выхлопной патрубок выполняется сварным и выбирается из модульной системы в зависимости от типа цикла установки.

Нижняя и верхняя половина выхлопного патрубка соединены шпильками и колпачковыми гайками по горизонтальному разъему. Аналогичное соединение применяются для стыковки цилиндра и выхлопного патрубка по вертикальному разъему.

Органы регулирования

Острый пар подводится к турбине через паровое сито устанавливаемое перед стопорным клапаном. Паровое сито защищающее проточную часть турбины от попадания посторонних предметов.

Стопорный клапан выполнен двухседельный для увеличения пропуска пара. Стопорный клапан имеет электропривод (ПСК) и датчики крайних положений. Все управляющие  электроприводы клапанов снабжены электромагнитными муфтами, которые обеспечивают аварийное закрытие стопорного и регулирующего клапанов при срабатывании защит паротурбинной установки.

Регулирование паротурбинной установкой осуществляется регулирующими клапанами расположенными в паровой коробке за стопорным клапаном. Регулирующие клапаны — односедельный с паровой разгрузкой. Разгрузка обеспечивается разгрузочным клапаном, выполненным заодно со штоком клапана и открывающимся до отрыва тарелки  клапана от седла, обеспечивая тем самым повышение давления под тарелкой клапана и снижая усилия, необходимые для отрыва тарелки от седла. Регулирующие клапаны оснащены индивидуальными электрическими приводами.

турб1турб2

 

Рисунок 1. Компоновка привода стопорного клапана и регулирующей диафрагмы

Регулируемый отбор пара реализован с помощью регулирующей диафрагмы (для турбин с отбором)

Регулирующая диафрагма состоит из собственно диафрагмы с сопловыми лопатками и поворотного кольца. При положении «полностью открыто» окна в поворотном кольце совпадают с сопловыми каналами диафрагмы, при положении «полностью закрыто» сопловые каналы перекрыты промежутками между окнами поворотного кольца. Поворот кольца обеспечивается от специального электропривода.

Облопачивание

Профилирование проточной части турбины выполняется специально для конкретного проекта на базе специального программного обеспечения, где определяется количество ступеней и тип профилирования.

Рабочие лопатки регулирующей ступени выполнены цельно фрезерованными заодно с диском, бандаж выполнен виде цельно раскатного кольца напрессованного на рабочие лопатки.

Рабочие лопатки последующих ступеней (ступеней давления) также фрезерованы заодно с диском из цельнокованого материала с установленными бандажами в виде раскатных колец.

Рабочие лопатки ступеней низкого давления за счет большего удельного объема пара имеют большие длины и выполнены наборными с цельнофрезерованными бандажными полками. В области влажного пара в случае необходимости входные кромки лопаток на периферии упрочняются.

Направляющий аппарат (диафрагмы) изготавливаются как сварно–фрезерованный из цельнокованого материала с приваренными по периферии бандажами. Уплотнение по ротору осуществляется с помощью закатных лабиринтных уплотнений.

Установка диафрагм выполнятся в цилиндре с помощью проверенных регулировочных элементов, обеспечивающих высокую термическую эластичность и простой монтаж. Для диафрагм низкого давления в случае эксплуатации во влажном паре выполняются тангенциальные отверстия, через которые отводится избыточная влага.

Ротор

Вал ротора изготовляется из поковки. Во время изготовления вала проводятся все необходимые контроли обусловленные жесткими эксплуатационными требованиями.

Облопаченный ротор перед установкой в турбину проходит обязательную стендовую балансировку.

Для вычисления собственных частот ротора используется современные математические методы расчёта. Критические обороты ротора проверяются, учитывая влияние жесткости масляной плёнки и подшипниковых опоров. Так же выполняется прочностной расчет вала, дисков и муфт с учетом различных условий работы валопровода.

Конструктивные решения ротора основаны на проверенных при эксплуатации элементах и дополнительно проверенных современными математическими методами расчетов, с точки зрения основного распределения поля напряжения и температур как при номинальной нагрузке, так и при скользящих и пусковых эксплуатационных режимах.

Лабиринтные уплотнения

Лабиринтные уплотнения выполняют бесконтактное уплотнение вала. Уплотнение достигается тем, что пар проходит систему лабиринтов, т.е. ряд последовательных зазоров и расширенных камер. В зазорах ускоряется поток, который входит в камеру, в котором происходит перемена кинетической энергии циркулирующего пара на энергию тепловую (завихрением). Тем обеспечивается высокое сопротивление лабиринтов и снижается утечка пара.

Рама

Рама служит опорой и каркасом паротурбинной установки. На раме размещаются стойки, на которые опирается корпус турбины, платики, на которых крепятся продольные и поперечные направляющие шпонки, а также имеются площадки для выставления конструкции в горизонт при монтаже. Также на раме ниже турбины устанавливается маслобак. Рама крепится к фундаменту фундаментными болтами.

компон

Рисунок 2. Компоновка рамы паротурбиной установки

Дренажная система

Дренажная система обеспечивает необходимый дренаж паровой турбины во время пуска, нормальной эксплуатации и останова. Дренажные трубопроводы имеют запорную арматуру ручного управления (которая используется во время пуска и останов).

Дренажные трубопроводы присоединено к общему сборочному коллектору. Сборник дренажей может быть соединен расширителем поверхностного конденсатора или экспандера существующего оборудования в электростанции.

2. Редуктор

Применение редукторной схемы позволяет выполнить оптимизацию оборотов турбины. Редуктор применяется одноступенчатый с шевронным зацеплением. Валы редуктора выполнены параллельно.

Смазка подшипников редуктора  осуществляется из общей системы смазки турбогенераторной установки. Высокооборотный вал редуктора с помощью обгонной муфты связан с валоповоротным устройством. Валоповоротное устройство, представляет собой цилиндроконический мотор-редуктор с возможностью ручного поворота ротора. На низкооборотном валу с помощью полужесткой муфты установлен главный масляный насос.

Конструкция корпуса

Корпус редуктора имеет жесткую конструкцию, которая понижает до минимума возможность резонанса. Корпус изготавливается из серого чугуна.

Высокооборотная и низкооборотная муфта имеет кожух. Уплотнения валов выполнено с помощью маслоуплотнительных колец.

Конструкция подшипников

Опорные и опорноупорные подшипники имеют горизонтальный разъем для выполнения ревизий или ремонта без необходимости выемки вкладышей подшипников.

Подшипники оснащены датчиками измерения температуры. Масло для смазки подшипников и смазки валов берется из общей масляной системы турбины. На редукторе установлены датчики для измерения относительных вибраций (высокооборотный вал) и измерения абсолютных вибраций (низкооборотный вал).

Направление вращения

Направление вращения ротора турбины и быстроходного ротора редуктора – против часовой стрелки, а тихоходного ротора редуктора — по часовой стрелке, если смотреть со стороны турбины на генератор

Монтаж, фиксация

Редуктор фиксирован с помощью штифтов и шпилек к фундаментной раме.

3. Система маслоснабжения установки MST

Конструкция и описание масло системы

Система маслоснабжения обеспечивает смазку подшипников всей установки (турбины, редуктора, генератора), которая установлена на фундаментной раме. Фундаментная рама включает масляный бак, пусковой насос, фильтры, охладители и соединительные трубопроводы и арматуру, а также вспомогательное оборудования включая датчики измерения.

Во время нормальной эксплуатации главный масляный насос обеспечивает маслом подшипники всей паротурбинной установки. Главный масляный насос установлен на редукторе и приводится от низкооборотного вала.

Т.к. при пуске главный масляный насос не может обеспечить рабочую и напорную характеристику этот насос отключается и в этом режиме используется пусковой масляный насос. Этот насос приводится от электродвигателя переменного тока. Когда обороты турбины достигают 80% от номинальных, происходит отключение пускового насоса и начинает работать главный масляный насос.

Пусковой насос  можно запустить как в ручную, так и автоматически. Масло очищается двойными фильтрами с переключающими клапанами для возможности замены фильтров в режиме эксплуатации. Для охлаждения используется двойные охладители (масло – вода) с переключающими клапанами.

Для смазки паротурбинной установки применяется масло марки ISO VG 32, которое соответствует турбинному маслу типа Т22 ГОСТ 32-74, Тп-22 по ГОСТ 9972-74 или Тп-22С по ТУ 38.101821-83.

Конструкционные характеристики масляной системы

В фундаментной раме устанавливается п-образный масляный бак с тремя отсеками («чистый, промежуточный, грязный»), а также вспомогательное оборудование

  • маслобак с масломерной линейкой, сетками на входе в насос, сливным краном;
  • пусковой масляный насос с электродвигателем переменного тока;
  • аварийный масляный насос с электродвигателем постоянного тока;
  • регулятор давления РД;
  • обратные клапаны;
  • фильтры тонкой очистки;
  • маслоохладители;
  • краны, манометры, дроссельные шайбы и трубопроводы

4. Конденсатор пара уплотнений (КПУ)

Паротурбинная установка оснащена системой лабиринтных уплотнений пара, которые препятствуют утечке пара в машинный зал при всех рабочих режимах. Пар из лабиринтных уплотнений совместно с подсасываемым воздухом удаляется в конденсатор пара уплотнений и там конденсируется.

Уплотнение турбины со стороны низкого давления, где давление ниже атмосферного осуществляется подводом пара на уплотнение давлением 1,2 бара, который препятствует попадание воздуха в турбину во время ее эксплуатации. Регулятор давления поддерживает давление уплотнительного пара.

Паровоздушная смесь с уплотнений отводится в конденсатор пара уплотнений и конденсируется в нем.

В зависимости от эксплуатационной характеристики вентилятор откачивает такое количество паро-воздушной смеси, чтобы мог обеспечить давление в уплотнениях турбины приблизительно 0,95 бара.

фрпр

А Подвод охлаждающей жидкости
Б Отвод охлаждающей жидкости
В Паровоздушная смесь от уплотнений
Г Отсос воздуха вентилятором
Д Слив конденсата
Е Опорожнение водяной камеры
Ж Опорожнение паровой камеры

Конструкционные характеристики

  • Вертикальное компактное решение
  • Прямые трубки
  • Концы трубок закатаны в трубной доске
  • Водяные камеры можно демонтировать
  • Вспомогательный вентилятор с электродвигателем устанавливается вблизи конденсатора

 

 

5. Конденсационная система (для турбин конденсационного типа)

Паротурбинная установка оснащается комплектным конденсационным оборудованием, которое обеспечивает конденсацию отработанного пара за турбиной. Конденсационная установка состоит из следующих модулей: конденсатор кожухотрубного типа, основной пароструйный эжектор, пусковой эжектор, конденсационные насосы, регулятор уровня конденсата в конденсаторе.

Основная задача конденсационной системы является конденсация пара выходящего из турбины, удаление газов содержащихся в паре, которые не могут конденсироваться и возвращение конденсата  в систему питательной воды котла.

Конденсатор

Конденсатор состоит из сварного корпуса, водяных камер и трубных пучков. Конструкция водяных камер выполнена раздельными, что позволяет выполнять очистку одной половины конденсатора при сниженной мощности паротурбиной установке.

Охлаждающие трубки развальцованы в трубных досках. Конденсатор сконструирован для охлаждения неагрессивной охлаждающей водой и не содержащей механические примесей. В нижней части корпуса выполнен конденсатосборник для сбора конденсата, откуда затем откачивается конденсатным насосом. Конденсатор стыкуется с выхлопным патрубком турбины через переходной патрубок соединение выполняется фланцевое (или сварное). Для компенсации вертикальных температурных расширений выхлопного патрубка турбины и конденсатора устанавливаются специальные спиральные пружины.

Конденсационные насосы (в стандартную поставку не входят)

Конденсационные насосы выполняют откачку конденсата из конденсатора в систему регенерации низкого давления. Насосы могут быть различного исполнения – вертикального или горизонтального с приводом от электродвигателей. Система управления (или вышестоящая система управления) должна обеспечить автоматическое включение насосов.

Регулятор уровня конденсата в конденсаторе (в стандартную поставку не входит)

Регулятор уровня обеспечивает необходимый уровень конденсата в конденсаторе при всех эксплуатационных режимах и минимальный расход конденсата для конденсационных насосов. Регулятор уровня управляется серводвигателем.

Конструктивное решение система конденсации

  • Термодинамический проект конденсатора
  • Переходной патрубок между выхлопной частью турбины и конденсатором
  • Вводы под патрубки из КПУ, эжекционной установки
  • Водяные камеры конденсатора – раздельные для возможности ревизии одной половины при работающей установки
  • Для отвода паровоздушной смеси из воздухоохладителя вдоль конденсатора с двух сторон установлены коллектора.
  • Все соединение в области вакуума сварные, остальные соединения фланцевые.

6. Система управления паротурбинной установки AUTONIT

AUTONIT является стандартной системой управления и защиты турбин фирмы ЗАО«ЭНЕРГОТЕХ». AUTONIT представляет собой цифровую, многоканальную микропроцессорную систему управления и защиты. Это современная совершенная система управления и защиты с параллельной обработкой данных, которая была разработана специально для современных паровых турбин, а также пригодна и в случае реконструкции и модернизации старых паровых турбин.

AUTONIT совмещает эффективность современного программного обеспечения (софтвер) с надежной, временем испытанной и проверенной системой технического обеспечения (hardware), а также опыт специалистов нашей фирмы, которые получили эти знание на основании многолетней безаварийной эксплуатации электронно-электрической системы регулирования турбин. Эта комбинация предоставляет возможности для создания новой и развитой цифровой системы управления и защиты.

Система управления AUTONIT поставляется в различных вариантах исполнения – одноканальная (базовая), дублированная или троированнная (опционально).

Архитектура системы основана на принципе децентрализации. Это означает, что сигналы из измерительных приборов собираются в одном шкафу, размещенном у агрегата, и тут же обрабатываются и выдаются необходимые выходные воздействия, а с помощью  коммуникации передаются отображаемые данные для оператора. Это решение максимальным образом снижает количество необходимой кабельной проводки, а также существенно повышает надежность всей системы.

Программное обеспечения AUTONIT турбины (софтвер) оптимальным образом согласовано с системой технического обеспечения (hardware). Прикладное программное обеспечение записано в памяти типа RAM или EPROM. Во время ввода турбоагрегата в эксплуатацию могут осуществляется необходимые изменения и исправления с помощью переносного компьтера (не входит в объем поставки).

Предлагаемая система управления изготавливается на основании высоких промышленных требований, а качество обеспечивается согласно нормам ISO 9001.

Философия эксплуатации

Система управления и защиты турбоагрегата сконструирована для дистанционного управления. Для пуска турбоагрегата необходимо ручная подготовка оборудования в машинном зале. Это относится, прежде всего, для вручную управляемой арматуры, в частности дренажной системы турбины.

После выполнения данных работ турбина может управляться дистанционно со щита управления турбиной в частности: автоматическое тестирование и запуск маслосистемы, валоповоротного устройства клапанов и т.п.. После всех проверок происходит автоматическое увеличения скорости турбины вплоть до достижения номинальной скорости, а также, если это необходимо,  автоматической синхронизации и нагружения турбины.

Система осуществляет следующие функции:

Современная   концепция   AUTONIT   приспосабливается   конкретным требованиям эксплуатации:

  • Регулирование турбины;
  • Защита от превышения оборотов;
  • Защита турбины;
  • Управление вспомогательным оборудованием и технологией;
  • Интерфейс панели управления генератора;
  • Интерфейс к распределительному устройству собственных нужд (РУСН) для контроля электропотребителей;
  • Автоматизация функциональных групп (последовательная автоматизация);
  • АРМ оператора технолога – операторская станция (диспетчерская) с программным обеспечением визуализации – компьютер с монитором, клавиатурой;
  • АРМ инженера АСУ – инженерная станция с программным обеспечением визуализации с возможностью изменения настроек – компьютер с монитором, клавиатурой;
  • Коммуникационный интерфейс для вышестоящей системы управления;
  • Система вибродиагностики тубины (измерения виброскорости на турбине, генераторе и редукторе)
  • Система дистанционного мониторинга для применения в промышленности

В случае необходимости можно с добавлением других программ или модулей программного обеспечении, а также технических средств (hardware) расширить предлагаемую систему управления и защиты.

Описание системы

Регулирование турбины

Регулятор турбины основан на самостоятельном процессоре (CPU). Сигналы, которые предназначены для быстрого регулирующего контура (например, регулирование оборотов) введены на специализированные модули обработки частоты вращения. Регулирующие клапаны и диафрагмы турбины управляются по цифровой шине.

Контрольными функциями регулятора являются:

•   Регулирование частоты (во время островной эксплуатации):

Регулятор частоты с настроенной заданной величиной, автоматически приводится в функцию сигналом от выключателя генератора в случае отключения от внешней сети. Также возможен переход в режим островной эксплуатации по команде оператора. Невозможно эксплуатировать турбину в режиме островной эксплуатации с одновременным регулированием давления свежего пара или регулированием противодавления.

•  Регулирование мощности

Регулятор мощности, воздействующий на уставку регулятор скорости. Позволяет поддерживать заданную вырабатываемую мощность в сеть.

•   Ограничители регулирования (в стандартную поставку не входят)

Регуляторы ограничения предназначены для обеспечения превышения недозволенных параметров давление свежего пара, давление пара на выходе из турбины, мощности и давления пара в регулируемом отборе (если имеется). Ограничители регулирования своей функцией предотвращают останов турбины.

•    Электронно-электрический преобразователь (ЭЭП)

В ЭЭП происходит преобразование выходного цифрового сигнала из регулятора в пропорциональное положение вала сервопривода, который устанавливает положение регулирующих клапанов турбины.

•    Защита от превышения оборотов

В связи с тем, что защита турбины является самой важной функцией, ее тестируют и во время эксплуатации, начиная от канала измерения частоты вращения до стопорного (а также регулирующих) клапанов. Имеются две независимых защиты по превышению оборотов, настроенных на превышение 7% и 8% соответственно сверх номинальной частоты вращения.

•    Функция защиты турбины

Все параметры, которые нужны для остановки турбины (кроме защиты от превышения оборотов) разработаны логикой выбора 1 из 1, 1 из 2 или 2 из 3. Система управления работает по принципу „fail-safe», т.е. останов турбины до возможной аварии. Если выполняются критерии для останова турбины, то выключается напряжение электромагнитной муфты стопорного клапана, который закрывается мгновенно, через самостоятельные выходные контуры. Одновременно отключается напряжения электромагнитных муфт регулирующих клапанов, которые закрываются мгновенно. Все сигналы останова турбины всегда распознаются и последовательно записываются на хранение (память системы).

Отключение турбины осуществляется в том случае, если система достигла одного из указанных ниже отключающих уровней безопасности:

превышение оборотов                                                                                               2х(2 из 3)

осевой сдвиг ротора турбины                                                               2 из 3

низкое давление смазочного масла                                                  2 из 3

повышение абсолютного давления пара в конденсаторе     2 из 3

Повышение виброскорости подшипников турбины и генератора   1 из 1

Повышение/снижение  температуры свежего пара                 1 из 1

срабатывание кнопки «СТОП»                                                                3х(1 из 2)

сигнал вышестоящей системы управления                                  1 из 1

•    Электромагнитные муфты (ЭММ) – исполнительные механизмы системы защиты

ЭММ управляют быстрозакрывающимися стопорным и регулирующими клапанами турбины. Представляют собой электрически управляемую кинематическую связь между приводами и клапанами. В случае отключения питания ЭММ, кинематическая связь разрывается, и клапан мгновенно закрывается под действием мощной пружины.

•    Принцип децентрализации

Все входные и выходные сигналы турбоагрегата подключены к модулям I/O (вход-выход). Эти модули, как и модуль главного процессора, расположены в шкафе Rittal, который находится рядом с турбиной, и подключается к автоматизированному рабочему месту оператора-технолога и инженера АСУ по дублированному каналу связи.

•    Управление вспомогательным оборудованием турбины

Управление вспомогательным оборудованием турбины также осуществляется в системе AUTONIT. Здесь осуществляется управление отдельными электроприводами, например масляными насосами, валоповоротным устройством и т.д.

•    Интерфейс панели управления генератора (в стандартную поставку не входит)

Обмен сигналов между системой управления турбины и панелью управления генератора осуществляется с помощью коммуникационного интерфейса. Этим обеспечивается управления генератора с помощью операторской станции турбины.

AUTONIT не включает никакой логики защит или регулирование генератора.

•    Интерфейс панели синхронизации (в стандартную поставку не входит)

Обмен сигналов между системой управления турбины и панелью синхронизации генератора осуществляется с помощью коммуникационного интерфейса. Этим обеспечивается синхронизация  генератора в сеть с помощью операторской станции турбины.

• Интерфейс к распределительному устройству собственных нужд (РУСН) для электропотребителей (в стандартную поставку не входит)

Обмен сигналов между системой управления турбины и РУСН осуществляется с помощью дополнительных I/O модулей и коммуникационного интерфейса.

•   Операторская станция (Автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора))

В качестве АРМ оператора использован персональный компьютер с цветным LCD монитором и UPS (система бесперебойного питания). Программное обеспечение для отображения АРМ ОПЕРАТОРА AUTONIT способствует комфортабельному управлению турбиной.

АРМ оператора одновременно отображает измеренные значения, выдает предупредительные и аварийные сигналы, а также отображает графики величин.

АРМ оператора соединено с системой управления «AUTONIT» нижнего уровня через системный блок.

Турбиной можно тоже управлять с вышестоящей системы.

•   Инженерная станция (АРМ инженера АСУ)

В качестве станции инженера использован персональный компьютер с цветным LCD монитором, с цветным принтером и оснащенной системой бесперебойного питания.

Программное обеспечение ИНЖЕНЕРНЫЙ ПУЛЬТ AUTONIT способствует настройке системы управления турбиной, созданию суточных ведомостей, просмотру прошедших событий в виде цветных графиков с возможностью их распечатки.

На АРМ инженера также установлено программное обеспечение АРМ оператора и может быть использовано как АРМ оператора.

Станция инженера соединена с АРМ оператора через канал связи Ethernet.

•   Ведение архивов

Система архивации AUTONIT имеет широкие возможности для хранения, отображения и анализа состояния турбоагрегата и очень эффективна при пуско-наладочных работах и во время эксплуатации, особенно при нештатных ситуациях на станции.

Все события (защиты, сигналы тревоги, вмешательства оператора) регистрируются двумя системами архивации.

Долгосрочный архив ведется автоматически с точностью 1 секунда. Записи в долгосрочном архиве хранятся 30 суток. После истечения 30 суток самые старые записи заменяются новыми. Любую часть долгосрочного архива можно преобразовать в файл для более долгосрочного хранения.

Краткосрочный архив ведется автоматически с точностью 200 миллисекунд за пять минут до и пять минут после инициируемого события (авария, команда оператора и т.д.). Краткосрочные архивы конвертируются в файлы автоматически для более долгосрочного хранения.

Дополнительно может быть поставлен программный модуль краткосрочного архива с быстродействием 20 миллисекунд (в стандартную поставку не входит). Данный программный модуль раскрывает широчайшие возможности для отладки оборудования, а также для анализа временных характеристик и нештатных ситуаций на станции.

•    Интерфейс с вышестоящей системой управления

Коммуникационный интерфейс AUTONIT с вышестоящей системой управления  стандартным образом осуществляется при помощи серийного соединения Ethernet с коммуникационным протоколом OPC DA2 сервер. Программное обеспечение OPC DA2 сервер в стандартную поставку не входит.

Сигналы, подключенные напрямую в вышестоящую систему управления:

1х DO – Аварийный останов турбины (сигнал из системы AUTONIT)

1х DI – Аварийный останов турбины (приказ в систему AUTONIT)

Количество вышеуказанных сигналов можно расширить в соответствии с требованиями Заказчика.

Техническое обеспечение

Все электронные модули, за исключением АРМ оператора и инженера АСУ размещены в шкафу системы управления турбины (шкаф ЛПТК):

Шкаф ЛПТК изготовлен из стали с грунтовой окраской и обработанной краской RAL 7035 (Rittal). Стандартный шкаф имеет размеры приблизительно 800 мм ширину, 2200 мм высоту и 600 мм глубину. Доступ в шкаф необходим спереди и сзади. Стандартный вариант шкафа имеет систему защиты IP54 с приводом кабелей снизу.

Допустимый длительный диапазон температуры окружающей среды для ЛПТК составляет от 0°С до 50°С с относительной влажностью 80% при 35°С и более низких температурах, без конденсации влаги.

Допустимый длительный диапазон температуры окружающей среды для АРМ составляет от 5°С до 35°С с относительной влажностью 80% при 30°С и более низких температурах, без конденсации влаги.

Измерительные приборы

В объем поставки включены датчики для дистанционного измерения, регулирования, защиты и управления (кроме расходомеров, датчиков мощности и частоты сети), которые необходимы для эксплуатации турбоагрегата. Аналоговые датчики максимальным способом используются как для управления и регулирования турбины, так и для защиты турбоагрегата.

Вибродиагностика турбоагрегата

В исходной конфигурации осуществляется мониторинг виброскорости подшипников турбины, генератора и редуктора.

Стандартное предложение включает следующие конфигурации датчиков:

  • Турбина: 3+3 датчика виброскорости подшипников
  • Редуктор: 2 датчики виброскорости редуктора
  • Генератор: 1+2 датчика виброскорости подшипников

Кабельная проводка на фундаментной раме или на турбоагрегате

•    Кабели для управления и измерительные приборы

В фундаментной раме (или рядом с турбиной — в случае компоновки без фундаментной рамы) расположены мощные стальные кабельные каналы, в которых расположены кабели между датчиками турбоагрегата и объединительными коробками.

Кабели изготавливаются из меди согласно норме IEC 228, класса 5, с повышенной механической сопротивляемостью, с изоляцией, не распространяющей горение огня, устойчивые электрически по отношению 300/500 V там, где это необходимо.

•    Силовая кабельная проводка

Силовая кабельная проводка монтируется на фундаментной раме, за исключением специальных электрических кабелей сервоприводов системы регулирования, входящих в объем поставки ЗАО «ЭНЕРГОТЕХ».

Система дистанционного мониторинга для применения в промышленности (в стандартную поставку не входит)

Система дистанционного мониторинга (СДМ) для применения в промышленности представляет собой систему дистанционного мониторинга, позволяющую поставщику оказывать заказчику усовершенствованную поддержку. Информация, приобретенная при помощи этой системы, потом может помочь заказчику добиться максимальной пользы из своей установки.

СДМ работает в двух режимах:

Сбор данных

  • Система управления турбиной автоматически записывает и хранит рабочие параметры турбоагрегата. Таким способом зарегистрированные данные будут передаваться по защищенной линии передачи данных в систему серверов фирмы поставщика. Эта связь будет «read only», т.е. лишь для сбора данных.
  • СДМ дает техникам фирмы поставщика возможность on-line связи с системой управления турбиной. Эта возможность может быть использована для дистанционной поддержки — в случае необходимости (например, в случае любых проблем).

Дистанционная поддержка

Система поставлена комплектной, включая нужные средства общения (связи).

 

 

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ и эксплуатация Паротурбинной установки типа MST-030

В стандартной комплектации поставляется следующее вспомогательное оборудование для текущего ремонта и технического обслуживания установки MST.

Подъемное приспособление для ПТУ

Подъемное оборудование, обеспечивающее снятие и установку ПТУ.

Приспособление для подъема крышки цилиндра турбины позволяет

  • Получить доступ к проточной части турбины
  • Отделить ротор турбины быстроходной муфты редуктора.
  • Извлекать ротор турбины.

Кроме того, для технического обслуживания поставляется грузоподъёмная траверса для выемки ротора турбины, т.е. полный комплект запасных принадлежностей и инструмента для пуско-наладки.

Стандартный набор поставляемых инструментов допускает ремонт ПТУ, который имеет место, когда требуется разборка ПТУ с разборкой цилиндра турбины.

Для обеспечения возможности использования оборудования для извлечения ротора все трубопроводы и т.п. выше уровня земли и возле основания ДОЛЖНЫ быть расположены не ближе 500 мм от края рамы.

Требования по стандартным инспекциям всего оборудования  приведены ниже

8000 часов работы Инспекция типа «А»
16000 часов работы Инспекция типа «А»
24000 часов работы Инспекция типа «В»
32000 часов работы Инспекция типа «А»
40000 часов работы Инспекция типа «А»
48000 часов работы Инспекция типа «С»

Часы работы определяются как число часов работы + 10 х количество зарегистрированных пусков.

В случае использования системы диагностики интервал обслуживания может быть увеличен в зависимости от условий эксплуатации машины.

Указанный выше цикл равен шестигодичному циклу капитального ремонта.

Нижеприведенная таблица устанавливает типовые задачи и выполняемые работы (приведено укрупненное описание) и рекомендуемые интервалы. Эти данные могут быть откорректированы в соответствии с конкретными условиями применения на основании рабочих режимов и опыта эксплуатации

РАБОТЫ КАТЕГОРИЯ ИНСПЕКЦИИ
А В С
1 Проверки перед остановкой:-
Запись всех рабочих параметров в журнале регистрации выключений (т.е. температура, давление и т.д.) Да Да Да
Запись всех тревожных сообщений UСР Да Да Да
Проведение измерений уровня вибрации с помощью переносного прибора Да Да Да
Запись уровня вибрации с помощью контрактных аппаратных средств Да Да Да
Запись параметров уставок регулирующих клапанов Да Да Да
Визуальная проверка жидкостных систем Да Да Да
Контроль/запись всех перепадов давления во время работы Да Да Да
Проверка всех вспомогательных устройств с электроприводом Да Да Да
Контроль/запись значений температуры коллектора Да Да Да
2 Проверки комплектного агрегата, системы управления и приводного агрегата (продолжение):-
Проверка системы подачи воды/пара Да Да Да
Копирование документации, проверка работы следящего устройства и тестирование зарядного устройства аккумулятора Да Да Да
Проверка функциональной диагностики и калибровка входящих в комплект приборов (аналоговых и/или цифровых) и проверка правильности Да Да Да
Проверка соединений UСР (панель управления ПТУ), удаление скоплений пыли, очистка фильтров, проверка ламп и клеммных коробок Да Да Да
Проведение функциональной диагностики и калибровка системы регулируе-мых клапанов, проверка работы всех кнопок аварийной остановки Нет Да Да
Проверка вспомогательных редукторов и муфт в сборе — привода регулирующих и стопорных клапанов Нет Да Да
Проверка уставок момента затяжки анкерных болтов Нет Нет Да
Проверка высокоскоростной муфты и проведение проверки соосности Нет Нет Да
ДЕЙСТВИЯ КАТЕГОРИЯ ИНСПЕКЦИИ
А В С
3 Проверка установки MST
Привода регулирующих и стопорного клапанов Да Да Да
Проверка термопар и клемм/проводов Да Да Да
Системы трубопроводов Да Да Да
Анкерные болты Нет Да Да
Проверка сопротивления и проводки датчика скорости вращения Нет Нет Да
Открытие и инспекция турбины Нет Нет Да
ДЕЙСТВИЯ КАТЕГОРИЯ ИНСПЕКЦИИ
А В С
4 Проверки запуска и работы
Разгон и останов, запись время выбега ротора и т.д. Да Да Да
Проверка работы стопорного и регулирующих клапанов Да Да Да
Проверка герметичности всех жидкостных систем Да Да Да
Проверка холодного и горячего пуска Да Да Да
Запись всех данные о турбине в регистрационном журнале инспекций Да Да Да
Проверка вибраций переносным прибором при максимально возможной нагрузке Да Да Да
Окончательную копия документации по завершении инспекций Да Да Да

 

Инспекции категории «А»

Обычные ежегодные (или через каждые 8000 ч) инспекции ПТУ

Инспекции категории «В»

Как правило, выполняются, когда ПТУ достигнет 24 000 часов эксплуатации (приблизительно через каждые 3 года). Объем такой же, как и в случае инспекций категории «А», с добавлением более тщательной проверки конденсатора и компонентов вспомогательных систем с заменой на месте по состоянию. Включены также тщательные проверки систем регулирования.

Инспекции категории «С» – капитальный ремонт

Обычно выполняются, когда ПТУ достигнет 48 000 часов эксплуатации (или приблизительно через 6 лет). Объем такой же, как и в случае инспекций категории «В», с добавлением более тщательной внутренней проверки узла редуктора и проточной части ПТУ.

Примечание:

Инженеры, выполняющие работы, следуя детальному и предварительно составленному графику инспекции. Инструкции требует от сервисной группы записывать все показания приборов, отмечать в рабочем журнале выполненные работы, регистрировать наблюдения, вносить поправки в документацию и при необходимости, согласовывая их с Заказчиком, где это нужно, прежде чем приступить к следующему этапу или продолжить работу.

Типовое время простоя в днях для установки и для каждого графика проверок приведено в таблице ниже. Указанное время предполагает работу двух человек в одну смену. Потребность в проверке генератора не включена в эти данные.

Тип машины Предусмотренное графиком время простоя
Тип «А» Тип «В» Тип «С»
МST-030 5 6 12

 

Гарантийный срок эксплуатации:

Гарантийный срок эксплуатации – 24 месяцев с даты пуска в эксплуатацию, но не более 30 месяцев со дня поступления установки заказчику.