Насос сетевой СЭ 1250/2500. Общее описание и описание защит.

Насос СЭ относится к оборудованию бойлерной установки ТЭЦ.

Насос центробежный, горизонтальный, спирального типа, одноступенчатый с рабочим колесом двухстороннего входа.

Ротор насоса разгружен от осевых усилий за счет применения на насосе двухстороннего входа.

Опорами насоса являются подшипники скольжения. Возможные осевые усилия воспринимаются радиально-упорным подшипником, расположенным на торцевой стороне.

Смазка подшипников насоса кольцевая. В корпусах подшипников установлены холодильники для водяного охлаждения подшипников.

Концевые уплотнения ротора сальникового типа. Подводимая охлаждающая вода к сальнику разделяется на 2 потока. Один поток омывает снаружи камеру сальника и поступает в сливной трубопровод. Другой поток поступает к набивке.

Муфта сцепления насоса с электродвигателем зубчатая.

Для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя предназначена маслостанция. Маслостанция состоит из: маслобака, двух рабочих маслонасосов смазки, двух фильтров, маслоохладителя. Масло в маслобаки заливается турбинное, уровень масла контролируется визуально по водоуказательному стеклу. Температура масла, подаваемого на подшипники электродвигателя и насоса должна быть 40-45°С и регулируется вентилями по охлаждающей воде на входе в маслоохладитель.

Для охлаждения обмоток электродвигателя на охладитель электродвигателя подается охлаждающая вода. При температуре корпуса статора электродвигателя 75°С, насос должен быть остановлен.

Давление масла в конце масляной линии не должно быть ниже 0,7 кгс/см².

При температуре масла на сливе с подшипников электродвигателя 75°С, насос должен быть аварийно остановлен.

При температуре корпуса подшипника насоса 75°С насос должен быть остановлен.

При работе насоса давление на всасе должно быть не ниже 2,8 кгс/см².

Перед вводом насоса в резерв должна быть опробована защита по понижению давления в системе смазки в испытательном положении.

Основной производитель насосов СЭ в Российской Федерации — АО «ГМС Ливгидромаш».

Причины замены маслоохладителей турбин на ТЭЦ.

В комплект турбоустановки типа ПТ-65/75-130/13 входят маслоохладители типа МП-165-150-1 в количестве 2-х штук. Корпус маслоохладителей выполнен из углеродистой стали. Трубная система выполнена из стальных нержавеющих труб с алюминиевым оребрением, развальцованных и приваренных к трубным доскам. Водяные камеры стальные, сварные и имеют фланцевое соединение с трубными досками трубной системы.

В период эксплуатации турбин, особенно в жаркий период, установленные заводские маслоохладители не справляются с охлаждением масла при режиме работы: 1 в работе, 1 в резерве. Для поддержания температуры масла в требуемом диапазоне 40-45С проводится еженедельная очистка маслоохладителей. Очистка внутренних и наружных поверхностей трубок, трубных досок и водяных камер маслоохладителей проводится с применением высоконапорной установки и требует дополнительных материальных затрат. Особенно затруднена очистка оребрения в связи с конструктивной особенностью исполнения (закрытые камеры и само оребрение трубок).

Неэффективная работа маслоохладителей типа МП в условиях высоких температур окружающего воздуха также требует повышенного расхода технической воды, а также высокая трудоёмкость при проведении очистки масляной части маслоохладителей требует замены маслоохладителей типа МП-165-150-1 на тип МБ.

Для уменьшения затрат по установке предлагается замена существующих маслоохладителей типа МП-165-150-1 на МБ-125-165. Маслоохладитель МБ-125-165 выполнен с габаритными и присоединительными размерами соответствующими размерам серийных маслоохладителей типа МП-165-150-1. Технические характеристики удовлетворяют необходимым требованиям.

Результаты промышленных испытаний головных маслоохладителей типа МБ-125-165 проведенные на других станциях показали, что их тепло-гидравлические характеристики соответствуют требованиям, предъявляемым к маслоохладителям паровых турбин, и существенно превышают показатели серийных маслоохладителей типа МП-165-150-1.

Производство модернизированных турбинных маслоохладителей освоено на предприятии – ООО «Энерготех-Эжектор» г. Екатиринбург.

Описание оборудования систем предиктивной диагностики на примере основного технологического оборудования ТЭЦ.

Котельный агрегат ТГМ-84 оснащен САУГ АМАКС – система управления блоками газооборудования горелок котла. Реализация ООО ИК «АМАКС». Система включает в себя мезонинные платы, ПО верхнего уровня EISA производства СКБ ПСиС.

Турбоагрегат ПТ-100/114-130/13,  тепловая часть турбоагрегата оснащена цифровой электрогидравлической ЭГСР (электрогидравлическая системы регулирования), построенной на базе оборудования фирмы OMRON. Также присутствует автоматическая система контроля вибрации и диагностики турбоагрегата ст.№1 АСКВД «Вектор» (производства ООО “ТМК Инновация”, г. Москва) в составе: измерительных преобразователей (производства НПП «ВИБРОБИТ», ООО «ГК ИННОВАЦИЯ»), ПК с интерфейсным преобразователем MOXA СI-134I и ПО верхнего уровня «Вибромониторинг-2000».

Дутьевые вентиляторы ДВ котельных агрегатов оснащены температурным контролем подшипников ДВ и ЭД, включающим модули ICPCON, OPC серверы NAPOPC, OPCLink и ПО верхнего уровня Wonderware Intouch 2012 R2.

Питательные электронасы (далее ПЭН) оснащены температурным контролем металла, воздуха и подшипников. Система включает в себя модули ICPCON, OPC серверы NAPOPC, OPCLink и ПО верхнего уровня Ez Data Logger. Некоторые ПЭН оборудованы гидромуфтами и системами управления насосом Voith Turbo.

Описание функций систем предиктивной диагностики:

• Измерение количества, оперативное отображение и регистрация значений параметров.
• Обеспечение непрерывного мониторинга параметров.
• Периодический и/или по запросу автоматический сбор измеренных данных с дискретностью определенной в проектной документации.
• Хранение измеренных параметров в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа.
• Передача информации пользователям.
• Формирование и ведение технической, оперативной и отчетной документации.
• Конфигурирование и настройка параметров.
• Поддержка сервера для организации доступа к информации в реальном времени.
• Диагностика программно-аппаратных средств системы.
• Передача подтвержденных отклонений и дефектов SAP предприятия.
• Оперативный, ретроспективный и предиктивный анализ возникновения и развития дефектов.

На фото представлена панель управления гидромуфтой Voith питательного насоса ПЭН.

Система вибромониторинга или предиктивная (предсказательная) диагностика производственного оборудования на предприятии позволяет предугадать наступление аварийной ситуации на основе анализа и мониторинга его текущего состояния и предсказания сбоев.

На ТЭС и ТЭЦ системами стационарной диагностики должны быть оснащено следующее основное, критически важное оборудование: котельные агрегаты, турбоагрегаты, тягодутьевые механизмы котельных агрегатов и питательные электронасосов (далее ПЭН). Выше перечисленное оборудование это наиболее ответственные механизмы, участвующие в технологическом процессе, так же на предприятии должна быть внедрена мобильная диагностика динамического вспомогательного оборудования турбинных агрегатов и прочего вспомогательного оборудования с функционалом предиктивной диагностики и передачи данных в электронную систему управления эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом.

Основаниями для реализации проектов внедрения систем предиктивного вибромониторинга, являются требования Минэнерго РФ о развитии систем мониторинга и диагностирования энергетического оборудования.

Основными задачами системы предиктивной диагностики, являются сбор данных о параметрах работы оборудования, аварийных сигналах, расчет ключевых показателей эффективности (KPI), поиск аномалий в отношении заданных диапазонов управления, обеспечение прозрачности данных, контроль эффективности и информирование о необходимости проверки оборудования, выдача причин и прогнозов возникновения дефектов и рекомендаций по их устранению, передача подтвержденных отклонений и дефектов в SAP предприятием.

Этапы создания системы предиктивной диагностики на предприятии:

1. Заключение договора на разработку проектно-сметной документации.
2. Разработка проектно-сметной документации.
3. Согласование проектно-сметной документации.
4. Тендер на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
5. Заключение договора на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
6. Изготовление и поставка оборудования и программного обеспечения.
7. Выполнение пусконаладочных работ.

7.1 Сбор сигналов для предиктивной диагностики.

7.2 Пусконаладочные работы верхнего уровня.

8. Ввод объекта в эксплуатацию.

На фото шкаф промежуточных промклеммников системы предсказательной диагностики.

Энергетическая эффективность редукционно-охладительной установки (РОУ). В настоящее время на некоторых ТЭЦ существует возможность производить растопку котлоагрегатов через РОУ на коллектор 14 ата. Однако, в связи со сложившимся отпуском тепла в паре потребителям, низкими расходами пара на СН (особенно в летнее время), расходы пара на коллектор 14 ата малы для полной утилизации растопочного пара, который приходится во время растопки направлять в атмосферу, и при этом разгружать производственный отбор на работающей турбине. Поэтому решение использовать растопочный пар на параметры 21 ата, переведя его дополнительно на коллектор 21 ата при соответствующем давлении, приведет к экономии как тепловой энергии, так и конденсата, и позволит не снижать экономичность работающих турбоустановок.

Средний расход пара 21 ата потребителю составляет 60 т/час;

Среднее количество растопок за год — 26;

Экономия пара (конденсата) за одну растопку — 130 т;

Стоимость ХОВ — 87,95 руб./т.

Годовой экономический эффект от экономии конденсата:

И_хов=130*87,95*26=297,27 тыс. руб./год;

Экономия тепловой энергии при использовании растопочного пара составит — 104,9 Гкал за одну растопку.

При этом годовая экономия условного топлива составит:

В_раст= 104,9* 152,134*26*10^—3=413,93 тут/год;

Где:

b_т=152,134 кг/Гкал — норматив удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии.

Дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии за счет дозагрузки промышленного отбора турбоагрегатов в период растопки:

Э_отб=130*(818-724)*0,8*26/860=295,55*10^—3 кВт•ч/год;

Где:

1_оп=818 ккал/кг — энтальпия свежего пара при Р=115 кгс/см² и Т=525 °С;

1_отб=724 ккал/кг — энтальпия пара производственного отбора турбины ПТ-65-130;

К=860 ккал/кВтч — физический эквивалент-постоянная применяемая при расчете выработки электроэнергии (Горшков А.С. «Технико-экономические показатели тепловых электростанций»-3-е            изд., перераб. И доп. М.:Энергоатомиздат, 1984.-240 с., ил.);

П=0,8 — усредненный КПД проточной части турбины.

Повышение экономичности турбин при замещении конденсационной мощности теплофикационной составит:

В_цикл=295,55*(405,831 -267,324)* 10^—3=40,94 тут/год;

Где:

b_к=405,831 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в конденсационном режиме;

b_т=267,324 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в теплофикационном режиме.

Суммарная годовая экономия топлива в результате реализации проекта

В_год= В_раст + В_цикл= 413,93+40,94=455,87 тут/год.

Перевести тут в стандартные виды топлива >>>

Сверху, на картинке, представлен опросный лист (ОЛ) на РОУ.

Автоматизацией редукционно-охладительной установки РОУ 140/2,1 ата предусматривается:

— автоматическое регулирование температуры и давления пара после паро­охладителя;

— регистрация температуры и давления острого пара перед пароохладите­лем;

— регистрация температуры, давления и расхода пара после пароохладите­ля;

— световая сигнализация на диспетчерском пульте при критических значениях температуры и давления пара после пароохладителя;

— дистанционное управление задвижками с электроприводом после РОУ, на резервных паровых перемычках, на трубопроводах по­дачи воды в пароохладитель.

— местный контроль давления на паропроводах до регулятора давления, по­сле регулятора давления, после РОУ, на водопроводах перед форсунка­ми впрыска воды в пароохладитель. Показывающие манометры установлены на стендах контрольно-измерительных приборов около редукционно-­охладительной установки РОУ.

Передача измерений от преобразователей давления на диспетчерский пульт производится посредством унифицированного токового сигнала 4-20 мА, от термоэлектриче­ских преобразователей аналоговым сигналом с номинальной статической харак­теристикой ТХА по ГОСТ Р50431-92.

Управление регулирующими клапанами выполняется с помощью дискрет­ных выходов (транзисторных ключей 24 В, 0,2 А) встроенных в регулятор РП5-М1 и пускателей бесконтактных реверсивных ПБР-ЗИ. Для переключения с автоматического управления на ручное, используется блок ручного управления БРУ-42.

Контроль и регистрация расхода пара производится методом переменного перепада давления с помощью бескамерной диафрагмы и преобразователя диф­ференциального давления.

В проекте отсутствуют измерения, отнесенные к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Степень защиты полевого оборудования системы от воздействий окру­жающей среды не ниже IP40 по ГОСТ 14254-96.

Установка вторичных приборов предусматривается в существующие пане­ли и пульты диспетчерской на свободные места или места, предусмотренные для ре­зервного оборудования.

Прокладка кабелей автоматизации выполнена в оцинкованных коробах по металлоконструкциям, трубах защитных оцинкованных и металлорукавах.

Все внешние кабельные проводки выполнены медными кабелями, не рас­пространяющими горение, с низким дымо, газовыделением (индекс «нг-LS»).

Система автоматизации построена на базе следующих приборов:

— Преобразователь избыточного и дифференциального давления Элемер АИР-30;

— Термопреобразователь ТП-2088;

— Манометр показывающий МП4-У;

— Регулятор микропроцессорный РП5-М1;

— Блок ручного управления БРУ-42;

— Задатчик ручной РЗД-22;

— Регистратор технологический РМТ 49DM.

Схема автоматизации РОУ, представленная выше, выполнена на основе технологической схемы РОУ.

Скачать схему автоматизации РОУ в формате pdf >>>