Реконструкция газотурбинных 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 газотурбогенераторов и ЗРУ микропроцессорными устройствами регулирования, автоматики и защит, объединёнными 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 Пеляткинского ГКМ.

Установленная мощность - 12 МВт.

Нагрузка:

· на период пуска - 3,1 МВт,

· на период опытно-промышленной эксплуатации - 5,2 МВт;

· на полное развитие - 6,3 МВт

В настоящий момент установлено 5 газотурбогенераторов мощностью по 1500 кВт, каждый напряжением 6,3 кВ.

В соответствии с РД 51-00158623-08-95 "Категорийность электроприёмников промышленных объектов газовой промышленности", до 70% нагрузки ПГКМ относятся к I и II категории надежности электроснабжения. В первый пусковой комплекс вводятся 5 газотурбогенераторов: один в ремонте, один в резерве и три газотурбогенератора в работе.

ЭССН выполняется из контейнерных блоков, состоящих из газотурбинного двигателя ГТГ-1500-2Г, изготовитель ОАО "Пролетарский завод" (г. Санкт-Петербург), и синхронного 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 изготовления ООО «Производственное объединение Ленинградский электромашиностроительный завод» (г. Санкт-Петербург) типа ГСБ 1800-6,3-1500УХЛ2.

Номинальная частота вращения ротора турбокомпрессора составляет 12536 об/мин, частота вращения ротора 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-х секций с одной системой сборных шин.

В качестве ячеек комплектного распределительного устройства предлагается ячейки Mcset 6 кВ с элегазовым 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 двухтрансформаторных подстанций и 1 однотрансформаторная подстанция, а также 2 двухтрансформаторных подстанции для питания системы собственных нужд электростанции. Система электроснабжения подстанций на напряжении 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 ГОСТ 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 оборудование.

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 взрывобезопасности, когда открыт подвод топливного газа в ГТГ, должен работать общеобменный вентилятор силового блока.

В   географическом   положении   ЭССН   находится   в   зоне   Заполярной   тундры. Климатический район субарктический, суровый.

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.

Требования к управляющим функциям системы

Система должна осуществлять:

· автоматическую проверку готовности ГТГ к пуску;

· подержание режима горячего резерва агрегата (включается автоматика электроподогрева масла, валоповорот 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 работающих 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 обработка 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;

· организация передачи требуемых данных на уровень управления предприятием.

Источник: Журнал "Территория НЕФТЕГАЗ" № 8, 2008г.