Вход

Перевод паровой котельной с котлами ДЕ 10-14 в мини ТЭЦ

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Дипломная работа*
Код 209608
Дата создания 28 апреля 2017
Страниц 125
Покупка готовых работ временно недоступна.
3 520руб.

Описание

11 Заключение
С целью использования теряемого теплового перепада пара в котельных программой предусматривается установка модульных турбоагрегатов (противодавленческая паровая турбина - генератор) различной мощности (0,6; 1,5; 3,5 МВт) на начальные параметры пара (13-14 ата) промышленных котлов. Отработанный после турбины пар давлением 2-5 атм должен использоваться на технологические нужды предприятия, либо в целях отопления и горячего водоснабжения.
Оборудование котельных турбинами небольшой мощности позволит:
- повысить надежность электроснабжения котельных, что, в свою очередь, повышает надежность отпуска тепла;
- получить дополнительную электроэнергию практически без увеличения вредного воздействия на окружающую среду. Вследствие того, что ГТУ И ПГУ ТЭЦ отличаются высокими экономичес ...

Содержание

Введение 5
1 Исходные данные 9
2 Расчет теплового баланса котельного агрегата. 12
3 Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания 16
4 Расчет теплового баланса котельного агрегата. 21
4.1 Тепловой баланс котельного агрегата 21
4.2 Расчёт теплообмена в топке 24
4.3 Расчёт теплообмена в фестоне 28
4.4 Расчет II ступени пароперегревателя (по ходу пара) 31
4.5 Расчет и конструирование конвективных поверхностей нагрева 36
4.5.1 Расчёт первого конвективного пучка 36
4.5.2 Расчёт второго конвективного пучка 39
4.6 Расчет верхней ступени экономайзера 42
4.7 Подготовка топлива 47
4.8 Принципиальная тепловая схема теплогенерирующей установки 50
4.8.1 Описание принципиальной схемы ТГУ 50
4.8.2 Расчет тепловой схемы ТГУ 50
5 Выбор турбины, характеристика турбины 59
5.1 Источник тепла - мини-ТЭЦ 59
5.2 Характеристика турбогенераторной установки Р-2,5-2,1/0,6 63
5.3 Система охлаждения турбогенераторной установки 64
5.4 Компоновочные и технологические решения 65
5.5 Режимы использования турбогенераторной установки 66
5.6 Расчет и анализ балансов энергии и эксергии после установки паровой турбины 67
5.6.1 Энергетический и эксергетический балансы блока котлоагрегата 67
5.6.2 Энергетический баланс блока котлоагрегата 69
5.6.3 Эксергетический баланс блока котлоагрегата 70
5.7 Энергетический и эксергетический балансы блока «РОУ» 71
5.7.1 Энергетический баланс блока «РОУ» 71
5.7.2 Эксергетический баланс блока «РОУ» 72
5.8 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСУ» 73
5.8.1 Энергетический баланс блока «ПСУ» 73
5.8.2 Эксергетический баланс блока «ПСУ» 74
5.9 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСВ» 75
5.9.1 Энергетический баланс блока «ПСВ» 75
5.9.2 Эксергетический баланс блока «ПСВ» 76
6 Обоснование параметров автоматизации 77
6.1 Размещение и монтаж приборов комплекса 78
6.2 Охранно-пожарная сигнализация 85
7 Природопользование и охрана окружающей среды 88
7.1 Анализ влияния котельной на окружающую среду и мероприятия по охране окружающей среды 88
7.2 Воздействие объекта на атмосферный воздух 89
7.3 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу 90
7.3.1 Мероприятия по регулированию выбросов загрязняющих веществ при неблагоприятных метеорологических условиях 90
7.4 Воздействие шума, создаваемого объектом, на окружающую среду 91
7.5 Водопотребление и водоотведение 91
7.6 Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов промышленного производства 94
8 Экономическая часть 95
8.1 Определение инвестиционных затрат (величины капиталовложений) в проект 95
8.2 Определение годовых эксплуатационных затрат по котельной 96
8.2.1 Общие положения 96
8.3 Определение затрат на производство тепловой энергии 97
8.3.1 Затраты на материалы 97
8.3.2 Затраты на топливо 101
8.3.3 Затраты на электроэнергию 101
8.3.4 Затраты на воду 103
8.3.5 Амортизационные отчисления 104
8.3.6 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (РСЭО) 106
8.3.7 Затраты на оплаты труда 106
8.3.8 Отчисления на социальные нужды 111
8.3.9 Прочие затраты 112
8.4 Расчет себестоимости 1 Гкал. 113
8.4.1 Составление годовой сметы затрат на производство тепловой энергии 113
8.5 Расчет величины чистой прибыли 114
8.5.1 Прибыль от продаж 114
8.5.2 Чистая прибыль 114
8.6 Оценка экономической эффективности инвестиций в проект 114
9 Безопасность жизнедеятельности 116
9.1 Введение 116
9.1 Характеристика опасных производственных факторов и мероприятий по обеспечению травмобезопасности оборудования 116
9.2 Гигиеническая оценка условий и характера труда 119
9.3 Пожарная безопасность 120
9.4 Чрезвычайные ситуации 121
10 Вывод 123
11 Заключение 124
12 Список используемой литературы 125

Введение

В настоящее время развитие научно-технического прогресса позволяет людям чувствовать себя более комфортно в городах. По сравнению с прошлым веком, в веке нынешнем появилось множество различных, доступных большинству людей удобств, таких как: водопровод, теплоснабжение, централизованная система освещения. Уже практически невозможно представить себе жизнь без этих благ цивилизации, которые стали привычны. Но улучшение жилищных условий имеет и обратную сторону - возникновение экологических проблем. Особенно остро проблема стоит в северных районах страны. Это связано с большим количеством уже имеющихся предприятий, а так же с возникновением новых и развивающихся. Немалой проблемой так же являются достаточно суровые климатические условия. Проблемы экологии стояли перед человечеством давно, но о бращать внимание на них стали только во второй половине ХХ века. Большая загазованность городов, промышленные выбросы и испытания ядерного оружия - все это проблемы человечества в целом. Наглядным результатом небрежного отношения к природе являются тысячи объектов в России. Рост промышленности Москвы, и рост города вынуждали увеличивать мощности и количество энергетических предприятий. В настоящее время в городе Москва существуют сотни различных котельных, кочегарок и других крупных и мелких предприятий, которые сжигают тот или иной вид топлива. Сложная экологическая ситуация в городах, заставляет постоянно искать пути решения этой проблемы, результатом которой, зачастую являются испорченное здоровье жителей наших городов. Обратив внимание на город вечером с какой - либо высокой его точки, можно увидеть как город буквально тонет в дыму, газах. Это смог - бич крупных городов. Применение КАГТ позволит не только экономить значительную часть средств, расходуемых на топливо и платежи за выбросы, но и безусловно поможет решить экологическую проблему, путем снижения вредных выбросов в дымовых газах. Человечество стоит на краю глобальной экологической катастрофы. Озоновые дыры, связанные с использованием фреона и других химических материалов, потепление климата, т.н. “парниковый эффект” - все эти проблемы создало современное человеческое общество, оно же и обязано их решить. Свой вклад в решение экологических проблем внесли и разработчики КАГТ.
По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.
Автоматизация параметров дает значительные преимущества:
1) обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности его труда,
2) приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала,
3) увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара,
4) повышает безопасность труда и надежность работы оборудования,
5) увеличивает экономичность работы парогенератора.
Автоматизация парогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, теплотехнический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.
Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, перегрев пара и др.)
Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенераторную установку, а так же переключать и регулировать ее механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.
Теплотехнический контроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установке, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.
Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.
Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.), предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световая сигнализация.
Эксплуатация котлов должна обеспечивать надежную и эффективную выработку пара требуемых параметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатация должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Госгортехнадзора, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей» и др.
На основе указанных материалов для каждой котельной установки должны быть составлены должностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п. Должны быть составлены технические паспорта на оборудование, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов различного назначения. Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным для персонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.
Эксплуатация котлов производится по производственным заданиям, составляемым по планам и графикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведется оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.
Должны вестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчетность, включающая обобщенные данные по котлам за определенный период. Каждому котлу присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в определенный условный цвет, установленный ГОСТом. Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Госгортехнадзора, требованиям техники безопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности.




Фрагмент работы для ознакомления

Для подвода свежего пара давлением 1,9ч2,1 МПа к турбине от коллектора высокого давления прокладывается паропровод диаметром 200 мм. Для отвода отработавшего пара давлением 0,5ч0,6 МПа от турбины к коллектору низкого давления прокладывается паропровод диаметром 500 мм.Принципиальная схема котельной с применением турбогенераторной установки приведена на рис. 3.Покрытие тепловой нагрузки котельной в отопительный период при установке в ней паровой турбины представлено в табл. 3.Рис. 3 Принципиальная тепловая схема паровой турбины Р-2,5-2,1/0,6.Покрытие тепловой нагрузки к в отопительный период при установке паровой турбины Р-2,5-2,1/0,6Таблица 12ПотребительРасход, т/чПараметры пара10 МПа от котла0,6 МПа от турбины и РОУТехнологияСобственные нуждыОтопление и г.в.5,73,437,4415,25Всего:5,755,73Характеристика турбогенераторной установки Р-2,5-2,1/0,6Электрическая мощность — 2,5 МВт.Частота вращения ротора — 3000 об/мин.Параметры свежего пара (номинал/допустимый диапазон):–абсолютное давление — 2,05/1,85ч2,35 МПа;–температура — 370/360ч380°С.Давление за турбиной (номинал/рабочий диапазон) — 0,6/0,5ч0,7 МПа.Номинальный расход пара на турбину — 41 т/ч.Масса турбины (с рамой фундаментной) — 19,9 т.Масса поставляемого оборудования — 25,5 т.Корпус турбины — сварно-литой конструкции.В объем поставки турбоустановки входят:–турбина паровая;–бак масляный;–маслоохладитель;–маслопроводы с арматурой;–фильтр водяной;–щит контроля и управления;–щит манометровый;–подогреватель струйный;–трубопроводы с арматурой;–инструмент и приспособления, запчасти;–электроаппаратура и КИП.Паровая турбина — противодавленческая одноцилиндровая однопоточная, безредукторная. Парораспределение — сопловое.Тепловая схема турбоустановки включает в себя, кроме паровой турбины, систему отсоса пара из уплотнений (струйный подогреватель с трубопроводами) и предохранительное устройство паропровода противодавления (предохранительный и импульсный клапаны).Система регулирования и защиты турбины обеспечивает:– плавное изменение величины электрической нагрузки от нуля до максимума и обратно и автоматическое ее удержание при работе турбины под управлением регулятора скорости;– автоматическое поддержание заданного давления пара в противодавлении при изменении расхода после турбины при ее работе под управлением регулятора противодавления;– удержание агрегата на холостом ходу при 100% сбросе нагрузки;– автоматическое принудительное закрытие стопорного клапана и нормальный останов агрегата.Система маслоснабжения обеспечивает маслом подшипники турбины и генератора и объединенную с ней систему регулирования.Система охлаждения турбогенераторной установкиДля отвода тепла от зоны, циркулирующей в системе охлаждения электрического генератора, маслоохладителя и эжектора отсоса пара уплотнений турбины, принята оборотная система технического водоснабжения с вентиляторной градирней.Градирня выбирается по наиболее тяжелому летнему режиму, когда температура охлаждаемой воды перед ней может быть 32°С, после нее 28°С, а расход воды максимален.По расчетам АО КТЗ, при расчетной температуре исходной воды 32°С требуется на охлаждение генератора — 15 м3/ч, маслоохладителя — 20 м3/ч, эжектора — 10 м3/ч.К установке принята градирня типа ГМВ-60 производительностью по воде 60 м3/ч. Размеры в плане 2,26 - 2,26 м, высота 3,185 м. Вес без воды — 1020 кг. Вода на охлаждение элементов турбогенераторной установки подается под статическим напором бака-накопителя градирни. Слив воды из охлаждаемых элементов осуществляется самотеком в открытый приемный бак, откуда вода насосом вновь подается на оросительную систему градирни. Градирня является теплообменником, работающим с принудительной вентиляцией по принципу противотока воды и воздуха. Охлаждаемая вода поступает сверху и распределяется в виде капель или пленки на большую поверхность оросителя, затем стекает вниз и собирается в поддоне. Воздух для охлаждения засасывается снаружи и вентилятором прокачивается через ороситель. Вентилятор серии В-06-300-5.Потери вода в малогабаритной градирне незначительны и составляют не более 2% от объема циркулирующей воды. Подпитка осуществляется сырой водой.Компоновочные и технологические решенияТурбогенератор Р-2,5-2,1/0,6 устанавливается в помещении, пристраиваемом к существующему зданию паровой котельной. Основная отметка обслуживания турбогенератора (верхней плиты фундамента) + 5,0 м.Турбогенератор присоединяется к существующим паровым коллекторам пара высокого и низкого давления. Вспомогательное оборудование размещается на отметках 0,0 и 5,0 м.На отметке +5,0 м размещается местный технологический щит КИП и А, поставляемый комплектно с турбоустановкой. Контроль и управление турбогенераторной установкой предусматривается также с существующего щита управления котельной.Турбинные установки оснащаются в необходимом объеме системами технологического контроля, автоматического регулирования, технологической сигнализации, защиты, дистанционного управления запорной и регулирующей арматурой, оперативной связью.Приборы технологического контроля, регулятора и первичные датчики предусматриваются серийно выпускаемыми отечественными заводами.Для монтажа и ремонтного обслуживания турбогенератора применяется электрический кран грузоподъемностью 12,5 т.Для аварийного слива масла из маслобака турбины снаружи помещения турбоустановки предусматривается подземный железобетонный бак емкостью 3 м3. Откачка масла из бака аварийного слива производится передвижными насосами в автоцистерну с последующей доставкой его на маслохозяйство для очистки и повторного применения в системе маслоохлаждения турбины.Градирня системы охлаждения элементов турбогенераторной установки размещается на кровле пристройки на специальной раме. Насосы циркуляции системы охлаждения устанавливаются на нулевой отметке рядом с баком сбора воды.Специальные мастерские и электролаборатория не предусматриваются в связи с возможностью использования существующих мастерских и лабораторий котельной и предприятия.Режимы использования турбогенераторной установкиСооружение собственного электрогенерирующего источника на предприятии имеет смысл лишь при условии, что вырабатываемая им электроэнергия будет обходится предприятию значительно дешевле, чем покупаемая в энергосистеме. При этом турбогенераторная установка должна работать параллельно с энергосистемой, то есть должна иметь возможность при необходимости выдавать в сеть всю электрическую мощность, выработанную на тепловом потреблении, независимо от собственной электрической нагрузки. Экономичность мини блок-ТЭЦ тем выше, чем равномернее график тепловой нагрузки а течение года.Исходя из баланса покрытия тепловых нагрузок предприятия (табл. 1) в отопительный период располагаемый расход свежего пара на турбину составляет 55-70 т/ч, а в летний – 40-45 т/ч. Это значит, что в отопительный период при расходе пара через турбину 43 т/ч и срабатывании перепада давлений в ней 2,1-1,9/0,6 МПа, вырабатываемая турбиной электрическая мощность составит 2,5 МВт.В летний период при расходе пара через турбину 40 и 42 т/ч и срабатывании перепада давлений в ней 1,9/0,5 МПа, вырабатываемая турбиной электрическая мощность составит 2,45-2,5 МВт.Из приведенного следует, что турбоустановка имеет полную загрузку по пару как в зимний, так и в летний периоды. Это позволяет использовать ее номинальную электрическую мощность в течение 7000-7500 часов в году, что весьма существенно для окупаемости мероприятия по турбинизации котельной.Расчет и анализ балансов энергии и эксергии после установки паровой турбиныЭнергетический и эксергетический балансы блока котлоагрегатаПорядок расчета энергетического и эксергетического балансов рассмотрен в пункте 5. Результаты расчета сведем в табл. 13.ДеаэраторПСВКПКотлоагрегатПСУРОУРис. 4 Структурная схема производства тепловой энергииЭнергетический баланс блока котлоагрегата Таблица 13№Наименование потокаРезультаты расчетаФормулакВт%1Топливо4,6∙104762Воздух на окисление4,5∙1037,43Питательная вода9,8∙103167Электроэнергия––1580,3Итого:6,05∙1041001Пар (Р=2,1МПа)5,72∙104952Уходящие газы1,91∙1033,23Потери тепла в ОС8001,3Итого:––6∙104100Невязка баланса––0,94Полезный выход /к.п.д.––95Эксергетический баланс блока котлоагрегата Таблица 14№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Топливо0,964,8∙1044,6∙10499,62Воздух на окисление15,2293,3—003Питательная вода18544,312,60,037Электроэнергия––––––1580,33Итого:4,63∙103100Выходящие потоки1Пар (Р=2,1МПа)183,18∙1033,7897,72Уходящие газы16,22,3∙1038242,13Потери тепла в ОС——630,2Итого:––––––3,86∙104100Внутренние потери––––7,6∙10416,5Полезный выход /к.п.д.—––––83Энергетический и эксергетический балансы блока «РОУ»Распределение материальных потоков в блоке «РОУ» и результаты расчетов сводим в табл. 15-16. Энергетический баланс блока «РОУ»Таблица 15№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=2,1МПа)4,63,18∙1031,46∙10499,73Вода0,35125,6440,3Итого:———1,47∙104100Выходящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)4,952,95∙1031,46∙1041003Потери тепла в ОС——00Итого:––––––1,46∙104100Невязка баланса––––––0,24Полезный выход /к.п.д.—––––99,8Эксергетический баланс блока «РОУ»Таблица 16№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=2,1МПа)4,63,18∙1039,65∙1031003Вода0,351260,240Итого:———9,65∙103100Выходящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)4,952,95∙1038,53∙1031003Потери тепла в ОС——00Итого:––––––8,53∙103100Внутренние потери––––1,12∙10312Полезный выход /к.п.д.—––––88Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСУ»Распределение материальных потоков в блоке «ПСУ» и результаты расчетов сводим в табл. 17-18.Энергетический баланс блока «ПСУ»Таблица 17№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=2,1МПа)11,73,18∙1033,72∙104100Итого:———3,72∙104100Выходящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)11,72,95∙1033,46∙104933Электроэнергия——25007Итого:––––––3,71∙104100Невязка баланса––––––0,29Полезный выход /к.п.д.—––––99,7Эксергетический баланс блока «ПСУ»Таблица 18№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=2,1МПа)11,73,18∙1032,45∙104100Итого:———2,45∙104100Выходящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)11,72,95∙1032,02∙104893Электроэнергия——Wэл250011Итого:––––––2,27∙104100Внутренние потери––––1,88∙1038Полезный выход /к.п.д.—––––92Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСВ»Результаты расчета сведем в табл. 19-20Энергетический баланс блока «ПСВ»Таблица 19№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)5,32,95∙1031,57∙104602Обратная сетевая вода362931,06∙10440Итого:———2,6∙104100Выходящие потоки1Прямая сетевая вода366282,26∙10486,72Конденсат5,36323,35∙10312,83Потери тепла в ОС——1300,5Итого:––––––2,61∙104100Невязка баланса––––––0,5Полезный выход /к.п.д.—––––86Эксергетический баланс блока «ПСВ»Таблица 20№Наименование потокаИсходные данныеРасчетная зависимостьРезультаты расчетаРасход, кг/сЭнтальпия, кДж/кгкВт%Входящие потоки1Пар (Р=0,6МПа)5,32,95∙1039,1∙103942Обратная сетевая вода362935786Итого:———9,7∙104100Выходящие потоки1Прямая сетевая вода366283,38∙104872Конденсат5,363249712,83Потери тепла в ОС——10,20,2Итого:––––––3,87∙104100Внутренние потери––––5,8∙10460Полезный выход /к.п.д.—––––40Обоснование параметров автоматизацииРегулирование питания котельных агрегатов и регулирование давления в барабане котла главным образом сводится к поддержанию материального баланса между отводом пара и подачей воды. Параметром, характеризующим баланс, является уровень воды в барабане котла. Надежность работы котельного агрегата во многом определяется качеством регулирования уровня. При повышении давления, снижение уровня ниже допустимых пределов, может привести к нарушению циркуляции в экранных трубах, в результате чего произойдет повышение температуры стенок обогреваемых труб, и их пережег.Система автоматизации предназначена для управления технологическими процессами и оборудованием котельной, обеспечения надежной, экономической и безаварийной эксплуатации объекта управления.Автоматика безопасности при ее отключении и неисправности блокирует возможность подачи топлива к горелкам и обеспечивает нормативный процесс эксплуатации оборудования в автоматическом режиме, исключая возможность вмешательства в этот процесс обслуживающего персонала.Для проверки работоспособности и для возможности замены без остановки оборудования, перед манометрами и напоромерами установлены трехходовые краны, а термометры помещены в металлические гильзы.Технологический контроль предусматривает:- контроль параметров необходимых для правильного ведения технологического процесса;- сигнализацию контролируемых параметров, изменение которых может привести к аварийного состоянию.Схемы питания, регулирования, защиты и сигнализации для котлов собраны в общекотельном щите КИПиА.Проект автоматизации общекотельных измерений предусматривает погодозависимое регулирование теплоносителя в сетевом контуре.Также схемой автоматизации предусматривается аварийная и предупредительная светозвуковая сигнализация параметров, изменение которых может привести к аварийному состоянию котельной.Проектом предусмотрена автоматика безопасности и сигнализации работы котельной:- защита насосов от «сухого хода»;- автоматический переход на резервный насос при отсутствии рабочего давления на напорном патрубке насосов; - сигнализация и отключение газа на вводе газопровода при загазованности помещения котельной угарным газом или природным газом, пожаре в помещении котельной, высоком или низком давлении газа в газопроводе, пропадании напряжения питания;- сигнализация об аварийных ситуациях на горелках котлов;- сигнализация об отказах насосов;- предупреждающая сигнализация о загазованности помещения котельной природным газом (10% НКПР) и предупреждающая сигнализация о загазованности помещения котельной угарным газом (20 мг/м3).Общекотельный щит выполняется по ОСТ 36.13-90 и устанавливается в помещении котельной.Корпуса приборов и средств автоматизации должны быть заземлены в соответствии с требованиями инструкций предприятий –изготовителей.Размещение и монтаж приборов комплексаОдин из вариантов размещения комплекса на однониточном трубопроводе, на открытом воздухе, в непосредственной близости от диафрагмы, показан на рисунке 5.Вычислитель с монтажной панелью и датчиками показан на рисунке 3.6. Вычислитель 3 и датчики 1 и 2 крепятся на вертикальной трубе 5 (диаметром 50 мм) с помощью скобы 4 и двух кронштейнов 6. Один из вариантов размещения приборов комплекса и прокладки импульсных линий при его установке на котле показан на рисунке 6.Рисунок 5 - Крепление вычислителя с датчиками на трубе1 - датчик давления; 2 - датчик перепада давления; 3 - вычислитель; 4 - крепежная скоба; 5 - несущая труба; 6 – кронштейн.Перепад давления и статическое давление от диафрагмы 2 по стальным импульсным линиям 6 и 7 диаметром 16-20 мм через стенку 8 и пятивентильный блок подводятся к датчику перепада давления 16 и давления 12. В нижней части импульсных линий 6 и 7 установлены два конденсатосборника 10 с дренажными вентилями 11. Монтаж датчиков и уклоны импульсных линий выполнены таким образом, чтобы исключить скопление жидкости (конденсата) в полостях датчиков 12 и 16. Датчики перепада давления 16 и давления 12 подключаются к импульсным линиям через пятивентильный блок. Блок содержит два отсекающих крана 20 и 21, два уравнительных крана 17 и 18, кран для сброса газа в атмосферу 19, а также тройник 22 с заглушкой 23 для возможности подключения образцовых грузопоршневых манометров для калибровки датчиков перепада давления и давления без отсоединения импульсных линий от диафрагмы. Выходные сигналы датчиков давления, перепада давления и температуры по электрическим кабелям подводятся к вычислителю 13.Рисунок 6 - Схема размещения приборов и прокладки импульсных линий комплекса1- входной патрубок котла; 2 - диафрагма; 3, 4 - отсекающие вентили; 5 - датчик температуры; 6, 7 - импульсные линии; 8 -перегораживающая стенка; 9-соединительный кабель «датчик температуры-вычислитель»; 10 - конденсатосборники; 11 - дренажные вентили; 12 - датчик давления; 13 - вычислитель расхода; 14 -соединительный кабель «вычислитель-терминал»; 15 - ручной терминал; 16 - датчик перепада давления; 17, 18 - уравнительные вентили; 19 - вентиль сброса; 20, 21 - отсекающие вентили; 22 - штуцер; 23 – заглушка.Ввод-вывод данных в вычислитель производится с ручного терминала 15, соединяемого с вычислителем штатным кабелем 14. После ввода-вывода данных в вычислитель 13, терминал 15 отсоединяется и передается для использования в других комплексах. Соединение датчика температуры 5 с вычислителем 13 производится электрическим кабелем 9. Кабель 9 и импульсные линии 6 и 7 вводятся в помещение через перегораживающую стенку 8.Указанная схема аналогична показанной на рисунке 5 и отличается введением дополнительного датчика перепада давления 19, подключаемого к импульсным линиям также через пятивентильный блок с тройником 20, закрываемым заглушкой 12. Калибровка датчиков перепада давления и давления производится с помощью образцовых грузопоршневых манометров аналогично описанной выше. Автоматическое переключение датчиков перепада давления с одного предела на другой производится вычислителем 17 по заданным порогам переключения.Электрические соединения приборов комплекса, а также маркировка проводов датчиков перепада давления показана на рисунке 3.8, а датчика температуры - на рисунке 7 .Рисунок 7 - Маркировка проводов датчика перепада давления Rose mountРисунок 8 - Маркировка проводов и их разводка для датчика температурыСхема подключения датчиков к вычислителю показана на рисунке 9Рисунок 9 - Схема подключения датчиков к вычислителю1 - вычислитель; 2 - датчик перепада давления; 3 - датчик давления; 4 - датчик температуры.Разводка концов соединительных кабелей, применяемых для подключения вычислителя, показана на рисунке 10 (разводка по схеме 10д - для невзрывоопасной зоны):А - разводка проводов кабеля CHIT-принтер;Б - разводка проводов кабеля CHIT- GiperFlo;В - разводка проводов кабеля CHIT-компьютер;Г - разводка проводов кабеля GiperFlo-3ПМ -РС:Д - разводка проводов кабеля GiperFlo-3ПМ -модем;Е - разводка проводов кабеля ISCOM-модем.Рисунок 10 - Разводка проводов соединительных кабелей, применяемых для подключения вычислителяМонтаж узлов микропроцессорного комплекса необходимо производить в строгом соответствии со схемой внешних соединений. По окончании монтажа крышки оболочек и отсеков питания датчиков должны быть опломбированы.Схема подключения датчиков, электропитания и выходных устройств к вычислителю на рисунке 11.Рисунок 11 - Схема подключения датчиков, электропитания и выходных устройств к вычислителюI - датчики перепада давления, давления и температуры; 2, 3 - батареи питания комплекса; 4 - разъем «LEMO» для подключения CHIT; 5 - колодка для подключения входных и выходных цифровых каналов; 6 - колодка для подключения батарей питания; 7 - колодка для подключения датчиков; 8 - колодка для подключения выходных релейных контактов; 9 - вычислитель; 10 - разъем для подключения к модему.Цепи и приборы, подсоединяемые к разъему ТВ1и ТВ5 платы вычислителя, ТВ1, ТВ2 платы ПСИ, имеют искробезопасное исполнение с уровнем не ниже «ib», которое свидетельствует о взрывозащищенности печатных плат вычислителя.Охранно-пожарная сигнализацияВ качестве приемно-контрольного устройства охранно-пожарной сигнализации используется прибор «Гранит-16».Управление прибором осуществляется с помощью электронных ключей «Touch memory» (ТМ).Выбор необходимого функционального режима работы выполняется простой установкой перемычек на плате. В зависимости от выбранного режима прибор можно поставить/снять с охраны кнопкой «Управление» или ключом ТМ или обоими способами.

Список литературы

1. Компоновка и тепловой расчет парового котла: Учеб. пособие для вузов/ Ю.М. Липов, Ю.Ф. Самойлов, Т.В. Виленский. – М.: Энергоатомиздат, 1988.- 208 с.: ил.
2. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник. //Под ред. Григорьев В.А., Зорин В.М. – М.: Энергия, 1980.
3. Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов): Справочное пособие для курсового и дипломного проектирования студентов специальностей 1005 – «Тепловые электрические станции», 1007 – «Промышленная теплоэнергетика» / Сост. Е.А. Бойко, Т.И. Охорзина; КГТУ. Красноярск, 2003. 223с.
4. Сидельский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. М., Энергоатомиздат, 1988.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Под ред. Н.В.Кузнецова и др., М., Энергия, 1973.
6. Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. Изд. 3-е переработанное и дополненное. СПб, НПО ЦКТИ-ВТИ, 1998.
7. А.М. Леонков, А.Д. Качан Дипломное проектирование. Тепловые и атомные электрические станции. Мн.: Вышэйшая школа, 1991.
8. А.Д. Качан, И.В. Муковозчик Технико - экономические основы проектирования ТЭС. Мн.: Вышэйшая школа, 1983.
9. В.Я. Рыжкин Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1989.
10. Под общей ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина Тепловые и атомные электростанции: Справочник. М.: «Энергия», 1989.
11. Рожкова Л.Д., Козулин И.П. Электрическая часть станций и подстанций. М.: «Энергия», 1980.
12. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПУБЭ М 0.00.1.08-96). Мн.: Проматомэнергонадзор МУС РБ БОИМ, 1997.
13. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984.


Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
© Рефератбанк, 2002 - 2020