Реконструкция газотурбинных электростанций Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

АВТОМАТИЗАЦИЯ

П.А. Медецкий

реконструкция газотурбинных электростанций

Компания РС Автоматизация предлагает решение по модернизации электростанций, установленных на газовых месторождениях и газовых ЛПУ. Многие установленные электростанции на этих объектах могут работать еще десятилетия после проведения модернизации электрической части, части автоматизации и механической части этих электростанций.

целями модернизации электростанций являются:

• повышение эксплуатационных характеристик технологического оборудования, повышение безопасности производства за счет современных структурных решений АСУ ТП ЭССН; модернизация систем управления газотурбогенераторами;

• создание автоматизированного комплекса распределительных устройств 6 кВ;

• повышение уровня автоматизации операций контроля и управления за счет применения современных программно-аппаратных средств; создание диспетчерского пульта, соответствующего современному подходу к построению автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе персональных электронно-вычислительных машин;

• обеспечение возможности передачи необходимых данных абонентам локальной вычислительной сети (ЛВС) и абонентам корпоративной сети предприятия;

• регистрация и архивирование информации, формирование отчетных документов.

Результатом создания АСУ ТП ЭССН должно стать оснащение газотурбоге-нераторов и ЗРУ микропроцессорными устройствами регулирования,автоматики и защит, объединенными в единую информационно-управляющую систему, являющуюся главным средством ведения оперативным персоналом технологического процесса и обеспечивающую требуемый уровень надежности и эффективности эксплуатации основного оборудования во всех режимах функционирования. Электростанция собственных нужд предназначена для обеспечения электрической энергией потребителей Пе-ляткинского ГКМ.

В настоящий момент установлено 5 га-зотурбогенераторов мощностью по 1500 кВт, каждый напряжением 6,3 кВ. В соответстви и с РД 51-00158623-08-95 «Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности» до 70% нагрузки ПГКМ относятся к I и II категории надежности электроснабжения. В первый пусковой комплекс вводятся 5 газо-турбогенераторов: один в ремонте, один в резерве и три газотурбогене-ратора в работе.

ЭССН выполняется из контейнерных блоков, состоящих из газотурбинного двигателя ГТГ-1500-2Г, изготовитель ОАО «Пролетарский завод» (г. Санкт-Петербург), и синхронного

Установленная мощность 12 мвт.

нагрузка:

на период пуска 3,1 мвт,

на период опытнопромышленной эксплуатации 5,2 мвт;

на полное развитие 6,3 мвт

генератора, устанавливаемых на общей раме, а также вспомогательного оборудования. В газотурбогенератор (ГТГ) входят: турбокомпрессор (ТК), камера сгорания, планетарный редуктор, системы масляная, топливная, воздушная, дренажная ТК, промывки проточной части ТК, электропитания постоянным током и управления. Синхронный генератор принят для изготовления ООО «Производственное объединение Ленинградский электромашиностроительный завод» (г. Санкт-Петербург) типа ГСБ 1800-6,3-1500УХЛ2.

Номинальная частота вращения ротора турбокомпрессора составляет 12 536 об/мин, частота вращения ро-

тора генератора - 1500 об/мин, в связи с чем в состав ГТГ входит планетарный редуктор.

Более подробное описание ГТГ можно получить в документе «Техническое описание газотурбогенератора ЦАКИ. 562522.015 ТО».

Генераторы подключаются к комплектному распределительному устройству (КРУ) напряжением 6,3 кВ, которое состоит из 2 секций с одной системой сборных шин.

В качестве ячеек комплектного распределительного устройства предлагаются ячейки Mcset 6 кВ с электро-газовым выключателем LF-1. Все ячейки производства фирмы Schneider Electric.

Для цепей защиты, измерения, управления, автоматики и сигнализации применяются микропроцессорные устройства типа SEPAM 1000+ серий 20, 40 и 80 производства фирмы Schneider Electric. Применение данных устройств дает возможность осуществлять функции токовых защит, защит по частоте и напряжению, а также измерение тока, напряжения, мощности и энергии. Применение устройств типа SEPAM 1000+ позволяет организовать необходимые телесигналы аварийной и предупредительной сигнализации для системы АСУ ТП объекта, без применения дополнительных устройств.

Обеспечение потребителей ПГКМ электрической энергией осуществляется на напряжении 0,4 кВ, для чего будут установлены комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ (КТП). 10 двухтрансформаторные подстанций и 1 однотрансформаторная подстанция, а также 2 двухтрансформаторных подстанции для питания системы собственных нужд электростанции. Система электроснабжения подстанций на напряже-

20 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № В \\ август \ 2008

Нестандартный подход к утилизации старых агрегатов

нии 6,3 кВ выполнена по радиальной схеме кабельными линиями с подключением кабелей к разным секциям КРУ-6,3 кВ.

Для обеспечения бесперебойного питания потребителей ПГКМ предусмотрена установка автоматизированных дизельных электростанций (АДЭС) -12 шт. - с подключением АДЭС на напряжение 0,4 кВ подстанций.

На КТП применена схема автоматического включения резерва (АВР), выполненная на секционных автоматах подстанций.

работа эссн.

Рассматриваются следующие режимы • работы ЭССН:

• нормальный режим;

• аварийный режим;

• послеаварийный режим;

• работа в «горячем» резерве.

НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖиМ

работы эссн.

Это автономный режим работы на нагрузку объекта. Главной задачей данного режима является обеспечение потребителей в требуемом объеме электроэнергией при соблюдении ее показателей качества согласно ГОСТу 13109-87 и в заданном распределении нагрузок между агрегатами. Режим обеспечивается:

• автоматическими регуляторами частоты ГТГ,

• автоматическим общестанционным регулятором распределения активной и реактивной нагрузок между генераторами;

• автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ) генераторов,

• устройствами технологической автоматики.

аварийный режим работы эссн.

К аварийным режимам относятся короткие замыкания, внезапные сбросы и забросы нагрузок, отключения ГТГ технологическими защитами, повреждение технологического оборудования.

Главными задачами устройств автоматики в аварийных режимах являются:

• быстрое отключение поврежденного оборудования,

• быстрое режимное управление в условиях сброса нагрузки или отключения генератора;

• предотвращение снижения (повышения) частоты и напряжения.

Аварийные режимы локализуются и ликвидируются посредством устройств автоматики и релейной защиты, к которым относятся:

• релейная защита электрооборудования;

• автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

• устройства защиты технологического оборудования (в составе АСУ ГТГ).

ПосЛЕАВАриЙнЫЙ режим работы эссн.

К послеаварийным относятся режимы, возникающие после ликвидации аварий. Главной задачей автоматики в послеаварийных режимах является восстановление нормальной схемы электроснабжения и обеспечение электроэнергией отключенных при аварии потребителей.

К устройствам автоматики послеаварийных режимов относятся:

• устройства автоматического включения резерва (АВР) в КТП-6/0,4 кВ;

• устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ);

• устройства технологической автоматики.

работа эссн в«горячем» резерве.

Должны быть выполнены все подготовительные работы, кроме того, необходимо:

• в помещении контейнеров блоков с помощью систем отопления и вентиляции должен поддерживаться тепловой режим в пределах +15°С, но не более 40°С;

• температура масла в маслобаке ГТГ в зимнее время должны быть не менее 8°С, что обеспечивается периодическим включением электронагревателей масла;

• в масляной системе должны быть открыты клапаны сообщения системы смазки ГТГ с маслоохладителем,а также клапан вентиляции полостей маслобака и редуктора, в топливной системе ГТГ должен быть подан топливный газ, аварийный стоп-кран должен быть открыт и постоянно должен работать общеобменный вентилятор.

СВЕДЕНИЯ ОБ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Электростанция собственных нужд работает в непрерывном режиме 365 дней в году. В процессе эксплуатации следует следить за герметичностью всех соединений топливной и масляной систем, не допускать утечки газа и масла.

Для обеспечения взрывобезопасно-сти, когда открыт подвод топливного

КЛИМАТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ РАЙОНА:

средняя температура января минус 28°С;

абсолютный минимум минус 57°С;

температура самой холодной пятидневки минус 28°С;

средняя температура июля плюс 12,8°С;

абсолютный максимум плюс 32°С;

среднее количество осадков 250-300 мм. рт. ст.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ автоматизация \\ 21

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Примеры экранных форм АСУ

газа в ГТГ, должен работать общеобменный вентилятор силового блока. В географическом положении ЭССН находится в зоне заполярной тундры. Климатический район субарктический, суровый.

ТРЕБОВАНИЯ К УПРАВЛЯЮЩИМ ФУНКЦИЯМ СИСТЕМЫ

Система должна осуществлять:

• автоматическую проверку готовности ГТГ к пуску;

• поддержание режима горячего резерва агрегата (включается автоматика электроподогрева масла, вало-поворот и др. механизмы,обеспечивающие возможность запуска турбогенератора в течение не более 15 мин.);

• автоматическую проверку готовности агрегата к пуску;

• холодную прокрутку ГТГ;

• автоматический пуск с выводом турбогенератора на номинальную частоту вращения;

• автоматическую нормальную или аварийную остановку турбины;

• технологическую защиту турбины; автоматическое регулирование частоты вращения турбогенератора, возможность дистанционного изменения уставки регулирования частоты вращения (мощности) турбогенератора;

• выравнивание активных и реактивных мощностей параллельно работающим ГТГ (во второй очереди проекта);

• ограничения мощности по температуре продуктов сгорания на всех режимах;

• контроль технологических параметров турбины и вспомогательных устройств;

• управление устройствами жизнеобеспечения (вентиляторы, насосы, калориферы, жалюзи и т.д.) и вспомогательными технологическими системами;

• оперативное управления турбинами, генераторами, главной электрической схемой, схемой собственных нужд электростанции, а также ответственными вспомогательными механизмами и устройствами;

• синхронизация генератора;

• управление всеми выключателями главной электрической схемы электростанции, управление выключателями питания собственных нужд электростанции;

• управление системой оперативного постоянного тока;

• управление возбуждением генераторов (реактивной мощностью, напряжением);

• распределение активных и реактивных нагрузок между генераторами; противоаварийную автоматику в объеме «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ);

• режимное и противоаварийное управление локальной энергосистемы;

• защиту элементов электрической схемы, в том числе генераторов, в объеме «Правил устройств электроустановок».

ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННЫМ ФУНКЦИЯМ

Система должна осуществлять:

• сбор и обработку аналоговых технологических сигналов;

• сбор и обработку дискретных сигналов, характеризующих состояние и положение первичных приборов и исполнительных механизмов;

• отображение значений параметров, характеризующих работу технологического объекта управления;

• представление информации (в том числе в виде мнемосхем) о текущем значении контролируемых параметров по вызову оператора;

• представление на экране монитора мнемосхем технологической и электрической части с указанием текущих параметров;

• учет времени наработки, числа пусков и остановов;

• учет электроэнергии;

• индикацию состояния исполнительных механизмов;

• отображение по запросу оператора неоперативной информации о текущих значениях параметров в цифровом виде;

• автоматическое непрерывное предоставление предупредительной информации об угрозе возникновения аварийной ситуации, связанной с выходом технологических параметров за установленные пределы или срабатыванием защиты с запоминанием причины и времени;

• автоматическую регистрацию аварийных режимов с записью осциллограмм переходных процессов;

• регистрацию последовательности срабатывания защит;

• автоматическое запоминание первопричины и времени срабатывания предаварийной сигнализации, защиты и блокировки;

• организацию передачи требуемых данных на уровень управления предприятием.

COOPER

muir si automation

125362, россия, г. москва,

ул. Водников, д. 2, корп. 9/10, 2-й

этаж

тел.: (495) 661-24-70 факс: (495) 661-24-71 e-mail: [email protected] www.rsautomation.ru

an integrator of

Schneider

Electric

Allianct

22 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № S \\ август \ 2008

Позволяют получить доступ ко всей ценной информации, имеющейся на Вашем предприятии!

I Возможность получения недоступной ранее информации о Вашем I гех л роцесс е. 'Гехн о л о ги я с а моор га ни зу ю щ ихс я бес проводи ых сете и, обеспечивающая надежность передачи данных более 99%. Защита ¡I сети от несанкционированного доступа. Качество и надежность I приборов ftosemount. Оптимизация управления активами предприятия, прогнозы о возможности отказов, исключение незапланированных остановов, увеличение производительности и срока службы оборудования, максимизация объемов и качества выходной продукции. Для получения более подробной информации обратитесь к веб-сайта™ www.metran.ru или www.einersonprotess.ru

EMERSON

Process Management