ТЭЦ мощностью 750 МВт (отдельно по разделам)

6 Техническое водоснабжение.doc

6 Техническое водоснабжение
Тепловые электростанции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин обеспечиваемое техническим водоснабжением электростанции. Потребителями технической воды также являются маслоохладители главных турбин и вспомогательного оборудования охладители водорода и конденсата статоров электрогенераторов охладители воздуха возбудителей система охлаждения подшипников механизмов и т.п. Сырая вода для химической водоочистки электростанции обычно поступает из системы технического водоснабжения.
Системы водоснабжения бывают двух типов: прямоточная и оборотная. На ТЭЦ применяют в основном оборотную систему водоснабжения из-за недостаточного ресурса воды (ТЭЦ сооружают в основном в центре тепловых нагрузок). Оборотная система водоснабжения характеризуется многократным использованием технической воды. В качестве водоохладителя в оборотной системе водоснабжения используют водоём-охладитель либо градирни. Проектируемая ТЭЦ располагается рядом с крупным населенным пунктом и промышленными предприятиями потребляющими тепловую и электрическую энергию. Поэтому принимается наиболее рациональная в данном случае оборотная система технического водоснабжения. В качестве водоохладителя в оборотной системе будут использованы градирни.
Суммарный расход технической воды на ТЭС зависит от мощности станции типа установленного основного оборудования кратности охлаждения пара температуры охлаждающей воды и т.д.
Потребители технической
Охл. водорода О2 конденсата генератора и двигателя
Охл. подшипников вспомогательного оборудования
Охл. масла ТА и пит. насосов
Восполнение потерь и утечек пароводяного тракта и ТС
Градирни являются типовыми водоохладителями сооружаемыми на территории электростанции. Они состоят из оросительных устройств вытяжных башен и приёмного бассейна и обеспечивают тепло- и массообмен подогретой воды с окружающим воздухом. Устройство градирни показано на рисунке 1. В бывшем СССР получили широкое распространение прямоточные градирни с естественной тягой. В оросительное устройство градирни под давлением циркуляционных насосов поступает подогретая в конденсаторах турбин охлаждающая вода. Современные градирни имеют систему водораспределения где в качестве разбрызгивателей использованы преимущественно отражательные пластмассовые сопла с выходными отверстиями не менее 40 мм. Вода под давлением 15-18 кПа разбрызгивается над оросителем в виде дождя и стекает на его асбестоцементные листы. Водяная плёнка стекающая по стенкам оросителя охлаждается вследствие испарения и соприкосновения с воздухом входящим в оросительные устройства через окна . Нагретый и насыщенный водяными парами воздух отводится вверх под действием естественной тяги через вытяжную башню. Охлаждённая вода стекает в водосборный бассейн откуда забирается циркуляционными насосами для подачи снова в конденсаторы турбин 3.
Вода в градирнях охлаждается в основном в результате испарения. Количество испаряемой влаги с учётом конвективного теплообмена составляет 15-2%. В результате испарения солесодержание циркуляционной воды возрастает; для поддержание концентрации солей в допустимых пределах осуществляют продувку циркуляционной системы или применяют химическую обработку добавочной воды.
Рисунок 1 – Устройство градирни
За счет большой поверхности контакта водной пленки с воздухом пленочные градирни имеют меньшую удельную площадь при равной охлаждающей способности.
Суммарная площадь орошения:
где удельная площадь орошения на установленной мощности.
Принимаем три башенные градирни с площадью орошения 9400 м2 со стальным каркасом; асбестоцементной обивкой.
Для предотвращения обрастания оросителей водорослями циркуляционную воду необходимо хлорировать.
Схема технического водоснабжения с градирнями предусматривает центральную насосную станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу насосов под заливом. Во избежание накипеобразования в трубной системе конденсаторов циркуляционную воду подкисляют. На насосной станции применяют центробежные насосы создающие давление воды в 2.3 МПа.

2 Расчёт тепловой схемы.doc

2.РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
1 Исходные данные для расчета
Мощность турбины N=250 МВт начальные параметры Р0=235 МПа t0=540540 °C давление в конденсаторе Рк=35 кПа турбоустановка работает в теплофикационном режиме [15].
2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме
Таблица 2.1 - Давление пара в отборах турбины по справочным данным.
Принимаем потери в регулирующих клапанах 3% в перепускных трубах 2% относительный внутренний КПД: ЦВД = 08; ЦСД = 084; ЦНД = 0 [15].
По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме:
Рис. 2.1. Процесс расширения пара в hs-диаграмме.
3 Расчёт сетевой установки
Определим температуру сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей:
Принимаем равный подогрев в СП тогда:
Находим температуры насыщения пара отборов в СП:
где - температурный напор СП [15].
Определяем давление насыщения пара верхнего и нижнего отбора:
Найдём давление пара в отборах (потеря давления в трубопроводе отбора составляет 7%):
Определяем расход сетевой воды через СП:
Определим расходы пара на верхний и нижний СП:
4 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации
Уточняем давление в подогревателях:
где — потери давления в паропроводах отборов [15].
Температура воды в подогревателях:
где- температурный напор принимаем 3°С в ПВД 2°С в ПНД [15].
Принимаем давление воды в ПНД 15 МПа в ПВД:
Коэффициент недовыработки отборов:
(2.4.4) Таблица 2.2 - Состояние воды и пара в системе регенерации.
5 Составление баланса пара и воды
Принимаем расход пара на турбину Gт. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД Go=Gт+Gпрупл=Gт+102Gт=102Gт. Паровая нагрузка парогенератора Gпе=Go+Gут=102Gт+0012×102Gт=103Gт. Расход питательной воды Gпв=Gпе+Gпр=103Gт+0=103Gт. Расход добавочной воды Gдоб=Gут+G`пр+Gпотпр [15].
6 Расчёт системы ПВД
Рис.2.2. Расчётная схема ПВД (схема Виолен).
Из таблицы 2.2 находим:
h1=3105 кДжкг h21оп=11589 кДжкг
h2=3025 кДжкг h22оп=1065 кДжкг
h3=3380 кДжкг h23оп=8634 кДжкг
hjоп = f (Pпод j tн j+25) (2.6.1)
hдр1=11069 кДжкг ; tдр1=tоп22+10=2443+10=2543°C(2.6.2)
hдр2=8912 кДжкг ; tдр2= tоп23+10=1984+10=2084°С(2.6.3)
hдр3=7678 кДжкг; tдр3=tПТН+10=171+10=181ºС ;(2.6.4)
Повышение энтальпии воды в питательных насосах:
Энтальпия воды перед ПВД 6 с учетом работы питательных насосов:
h13=h`д+Dhпн=6971+44=7411 кДжкг.(2.6.6)
Тепловые балансы основных поверхностей нагрева и охладителей конденсата ПВД:
Найдём повышение энтальпий воды в охладителях перегретого пара:
Уточняем энтальпию питательной воды на выходе из подогревателей:
hпв=h21оп +Δhпв1оп+Δhпв3оп=11589+117+269=11975 кДжкг(2.6.14)
h21=h21оп+Δhпв1оп=11589+117=11706 кДжкг(2.6.15)
h22=h22оп+Δhпв2оп=1065+133=10783 кДжкг(2.6.16)
h23=h23оп=8634 кДжкг.
Составляем уточненные тепловые балансы:
7 Расчет турбопривода питательного насоса
8 Расчёт деаэратора питательной воды
Рис. 2.4. Расчётная схема деаэратора питательной воды.
Составим уравнение материального баланса:
Уравнение теплового баланса:
Получим систему уравнений:
Решим эту систему уравнений:
9 Расчет системы ПНД
Рис.2.5. Расчётная схема ПНД 4 и ПНД 5.
Составим систему уравнений для ПНД 5 ПНД 4 и точки СМ 1 (сброс дренажа ПНД 4 в линию основного конденсата):
10 Расчёт точки смешения потоков конденсата СМ-2
Рис. 2.6. Расчётная точка смешения потоков конденсата СМ 2.
Составим систему уравнений для расчёта точки СМ 2:
11 Расчёт точки смешения потоков конденсата СМ 3
Рис. 2.7. Расчётная точка смешения потоков конденсата СМ 3.
Составим систему уравнений для расчёта точки СМ 3:
Рис. 2.8. Расчётная схема ПНД 3.
Произведём расчёт ПНД 3:
Исходные уравнения для расчёта:
Рассчитаем данные теплообменные аппараты:
14 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности
Определим коэффициенты недовыработки мощности паром отборов:
- расчет коэффициентов недовыработки:
Определяем расход пара на турбину:
Уточняем баланс ПНД 2:
Рис. 2.9. Расчётная схема ПНД 2.
Определим расходы пара на остальные ПНД и энтальпии основного конденсата:
- следовательно работает линия рециркуляции основного конденсата.
Произведём проверку мощности турбины:
15 Расчёт экономических показателей турбоустановки
Расход теплоты на турбоустановку:
Расход теплоты на выработку электроэнергии:
Электрический КПД турбоустановки:
Расход теплоты из котла:
КПД теплового потока:
КПД блока по выработке электроэнергии:
Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии турбиной:
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:
КПД по выработке тепловой энергии:
Удельный расход топлива на выработку теплоты:

11 Выбор и описание компоновки главного корпуса.doc

11 Выбор и описание компоновки главного корпуса
Компоновкой главного корпуса ТЭЦ называют взаимное расположение отдельных помещений оборудования в строительных конструкциях. Компоновка главного корпуса обеспечивает надежную безаварийную безопасную и удобную эксплуатацию оборудования возможность его ремонта удобство монтажа высокую механизацию работ соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований экономичность сооружения удобство расширения станции.
На проектируемой ТЭЦ принимаем закрытую компоновку главного корпуса. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас состоящий из колонн опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю в которой находятся турбоагрегаты и нижнюю в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин регенеративные подогреватели конденсатные и питательные насосы трубопроводы охлаждающей воды и др.
В вверху машинного зала устанавливается мостовой электрический кран с основным крюком грузоподъемностью 50 т и малым крюком с грузоподъемностью 10 т. В перекрытии нижнего отделения устанавливаются проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.
Размещение турбоагрегата островное - вокруг и вдоль стен устроены галерки и проходы. Размещение поперечное при этом параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Турбоагрегаты размещаются турбинами со стороны котельной а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. Предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.
В котельном отделении котлы устанавливаются в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Устанавливаем один мостовой кран предназначенный для монтажа и эксплуатации оборудования. На нескольких отметках предусматриваются ремонтные зоны. В котельное отделение проведены железнодорожные пути и обеспечен подъезд автотранспорта.
Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения соединительными балками. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.
Воздухоподогреватели и дымососы устанавливаются на открытом воздухе возле наружной стены котельной. Регенеративные подогреватели устанавливаются по бокам турбины. Сетевые подогреватели размещаются с учетом трассировки трубопроводов.
В деаэраторном отделении устанавливаются деаэраторы питательной воды. Один его этаж занят кабельной подстанцией а другой - трубопроводами РОУ и БРОУ. Здесь же располагается распределительное устройство собственных нужд.

9. АСУ ТП ТЭС.doc

9 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И АСУ
1. Назначение и основные подсистемы АСУ ТП
АСУ – человеко-машинная система в которой управление основными технологическими процессами осуществляется техническими средствами автоматизации а контроль над работой технологических систем их резервирование управление неавтоматизированными операциями и вне запрограммированных ситуациях выполняется персоналом.
- освободить человека от тяжелого физического труда (социальный эффект автоматизации);
- повысить экономичность работы теплоэнергетических объектов (повышение КПД уменьшение расхода топлива снижение расхода электроэнергии на собственные нужды);
повысить надежность работы теплоэнергетического оборудования (уменьшить число отказов);
увеличить долговечность работы и повысить безопасность работы оборудования;
улучшить условия охраны окружающей среды.
АСУ решает две основные функции:
Информационную – сбор обработка распределение и представление информации о работе технологического оборудования и выполнение расчетов связанных с эффективностью работы ТЭЦ в целом.
Задачей информационной функции является:
контроль над основными технологическими параметрами – непрерывная проверка соответствия параметров процесса с допустимыми значениями и информирование персонала при возникновении несоответствия;
измерение или регистрация технологических параметров по вызову оператора;
информирование оператора по его запросу о производственной ситуации на конкретном участке технологического объекта;
фиксация временных отклонений некоторых технологических параметров процесса за допустимые пределы;
вычисление по вызову оператора некоторых комплексных показателей;
расчет технико-экономических показателей;
периодическая регистрация измеренных и вычисленных параметров;
обнаружение и сигнализация наступления предаварийных и аварийных ситуаций т.е. обеспечение оператора текущими сведениями о состоянии технологического процесса и отклонении его от нормального протекания;
Управляющую заключающуюся в виде дистанционного или автоматического управления агрегатом механизмом системами автоматического регулирования путем воздействия на соответствующие задатчики запорную и дроссельную арматуру и т.д.
Управляющая функция классифицируется на:
функция стабилизации технологических параметров в виде поддержания отношения между двумя параметрами или стабилизации технологических параметров на заданном уровне;
программное изменение режима процесса по заранее заданным алгоритмам;
защита оборудования от аварий;
еализация управляющих воздействий по оптимизации режимов работы технологического оборудования;
оптимальное распределение нагрузок между агрегатами;
управление пусками и остановами агрегатов;
Реализация этих функций осуществляется следующими подсистемами:
Теплотехнического контроля эта подсистема необходима для сбора информации о состоянии оборудования и проведение расчетов (технико-экономических показателей).
Для теплотехнических измерений в энергетике применяют различные приборы:
в качестве датчиков для измерения температуры наиболее широкое распространение получили термопары и термосопротивления (в термопарах в качестве выходного сигнала выступает термо-ЭДС а в термосопротивлениях – изменение сопротивления).
для измерения давления применяют электроконтактные манометры (ЭКМ – измеряют прямое давление причем на выходе получается дискретный сигнал) и манометры “САПФИР 22ДА” (унифицированный (аналоговый) сигнал на выходе) вакуумметры.
для измерения расхода поменяются диафрагмы и диффманометры (ДМ ДМЭР “САПФИР 22ДД”).
Технологической сигнализации которая осуществляет прием и представление информации о нарушении в режиме технологического процесса и работе технологических систем. Сигнализация делится на технологическую и аварийную. Технологическая сигнализация предупреждает оператора об отклонениях рабочих параметров за установленные пределы о рабочем состоянии механизмов о положении запорной и регулирующей арматуры. Аварийная сигнализация сообщает оператору информацию о срабатывании технологических защит аварийном отключении (включении) резерва и аварийном отклонении технологических параметров за допустимые пределы
Дистанционного управления которая предназначена для воздействия на электрифицированные приводные механизмы и запорно-регулирующую арматуру расположенную в различных местах дистанционно с поста управления оператора или автоматически по заданиям логических программ. Дистанционное управление подразделяется на 4 класса:
функционально-групповое;
Автоматического управления – включает в себя автоматические системы регулирования и защиты предназначенные для управления регулирующими органами. Эта подсистема выполняет следующие функции:
стабилизация технологических параметров
поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами;
изменение регулируемой величины во времени по заданной программе;
поддержание какого-либо оптимального значения регулирующей величины;
Эта подсистема производит приём соответствующей информации; формирует законы регулирования и управляющие воздействия а также выдает оператору информацию о работе регуляторов и регулируемых параметрах.
Технологические защиты служат для предотвращения аварии оборудования в случае отклонения параметров за допустимые пределы. Действия защит связано с открытием запорных органов и пуском или остановом вспомогательного или основного оборудования. Устройства защиты обычно устанавливаются для контроля наиболее ответственных параметров чрезмерное отклонение которых от заданных значений чревато нарушением нормального технологического процесса и повреждением оборудования. Автоматические защитные устройства обслуживающие тепловую часть электрической станции называются тепловыми защитами. Автоматические защиты призваны воздействовать на объект лишь в исключительных случаях т.е. в предаварийном или аварийном положении и при резких глубоких сбросах электрической и тепловой нагрузок. По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные (главные) и местные (локальные). К основным относятся защитные устройства действие которых приводит к останову парогенератора или энергоблока в целом или к глубокому снижению их нагрузки. Местные защиты предотвращают развитие аварии без останова основных агрегатов.
2. Автоматическое регулирование барабанного котлоагрегата
Система автоматического регулирования барабанного котла в целом состоит из отдельных замкнутых систем :
- давления перегретого пара и тепловой нагрузки
- избытка воздуха в топке определяемым соотношением О2 за пароперегревателем;
- разряжение в верхней части топки;
- температуры перегретого пара;
- питания котловой воды
- качества котловой воды.
Выработка пара котом зависит от количества тепла выделившегося при сгорании топлива. Если в топке выделяется тепла больше чем необходимо для выработки нужного количества пара то излишнее тепло приведет к росту давления пара. Следовательно регулирование подачи топлива должно обеспечить поддержание постоянного давления пара вырабатываемого парогенератором.
Экономический режим горения топлива обеспечивается при подаче в топку определенного количества воздуха. Увеличение избытка воздуха приведет к значительным потерям тепла с уходящими газами а снижение – к появлению потерь с химическим и механическим недожегом топлива. Подача воздуха в топку должна обеспечивать оптимальный избыток воздуха.
Для поддержания устойчивого процесса горения необходимо удалять продукты сгорания. Они удаляются дымососами. Косвенным показателем соответствия между подачей воздуха и удалением продуктов сгорания служит разряжение в топке. Увеличение разряжения приведет к увеличению присосов в топку и газоходы. При этом увеличивается расход электроэнергии на привод дымососа и экономичность работы котлоагрегата снижается.
2.1. Структурная схема автоматического регулирования процесса горения КА
В случае отклонения от заданного значения давления пара РМ в магистрали в действие вступает главный регулятор ГР. Сигнал от ГР воспринимает РТ изменяющий подачу топлива В поступающего в котел подводится к РТ для уравновешивания сигналов. К регулятору воздуха РВ подводятся три сигнала: по расходу топлива В воздуху VB и корректирующий сигнал по содержанию О2 в дымовых газах. Регулятор разряжения поддерживает постоянное разряжение воздействуя на направляющие аппараты дымососов отсасывающие дымовые газы из топочной камеры.
2.2. Регулятор непрерывной продувки
на вход регулятора непрерывной продувки РНПр поступает сигнал по расходу продувочной воды Dпр и сигнал по расходу перегретого пара Dпп. Регулятор воздействует на регулирующий клапан РК на линии непрерывной продувки. В качестве корректирующего сигнала используется солесодержание NaCl.
2.3. Регулятор подачи фосфатов
концентрация фосфатов PO4-3 должна поддерживаться в пределах 10 – 20 мгкг с точностью до ±(3÷5) мгкг в чистом отсеке. Требуемая концентрация PO4-3 устанавливается в зависимости от паровой нагрузки Dпп путем ввода фосфатов в чистый отсек барабана.
2.4. регулятор питания
Регулятор питания поддерживает постоянно соотношение расхода питательной воды и пара. Регулятор перемещает клапан при появлении разбаланса GПВ и GПП а также при отклонении от заданного уровня воды в барабане Нб.
2.5. Регулирование температуры перегретого пара
Регулирование температуры перегретого пара на барабанных котлах осуществляется организацией последовательных впрысков собственного конденсата парогенератора в тракт пароперегревателя принципиальная схема регулирования представлена на рисунке 8.5.
t2 – температура перегретого пара на входе в ПП1; t1 – температура перегретого пара КПП2 за местом впрыска измеряется ТП1; РК1 и РК2 – регулирующие клапана; РЕГ1 РЕГ2 – ПИ – регуляторы впрысков; ЗРУ1 ЗРУ2 – задатчики ручного управления; ДФ1 ДФ2 – дифференциаторы промежуточного регулирования величины; WВПР1 WВПР2 – расход питательной воды на впрыск; ДП – датчик положения РК1; ДТЛ – датчик типа люфт который корректирует задание РЕГ2 при выходе РЕГ1 из диапазона регулирования; ΔР – перепад давлений на диафрагме; Д – датчик расхода пара типа Сапфир; УКПДН – устройство коррекции параметров динамической настройки регуляторов и дифференциатора функции от нагрузки; ТП2 – термопара измеряющая основную регулирующую величину РЕГ2 т.е. температуры перегретого пара за КПП1 который в свою очередь является внутренним возмущением для РЕГ1.
3. Организация управления теплоэнергетическими установками на мини – ТЭЦ .
В целях облегчения управления оборудованием станции энергоблоки и их вспомогательные установки разделены на функциональные группы которые представляют собой часть основного оборудования выполняющего определенные операции. По паровому котлу: от подачи и сжигания топлива перегрева пара питания котла и т.д. По гту: маслоснабжения уплотнения КЭН и т.д. По генератору: ФГ охлаждение генератора возбуждения и т.д. отдельные ФГ разделены на несколько подгрупп: (ФПГ).
Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами на ТЭЦ осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнение на главных парметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой автоматического регулирования и защиты теплового состояния и сигнализации расчета ТЭП.
Показывающие и регулирующие измерительные приборы ключи и переключатели управления указатели положения регулирующих органов всех перечисленных систем размещаются на блочном щите управления. Однако часть второстепенных технологических параметров контролируется с помощью приборов установленных на местных щитах управления вблизи действующих агрегатов. Их обслуживают обходчики. Связь между обходчиками операторами блочного щита и ДИСом осуществляется по телефону и радио.
3.1. функциональная схема упрвления ГТУ
4. Автоматические защиты теплоэнергетических установок
В процессе эксплуатации возникают нарушения нормальной работы агрегатов обусловленные резкими и значительными изменениями нагрузки внезапными частичным или полным выходом из строя оборудования ошибочными действиями оператора и другими непредсказуемыми причинами. Своевременное устранение этих нарушений практически невозможно а причиненный ими ущерб может быть велик. Все необходимые операции по управлению в таких режимах осуществляют автоматически с помощью устройств технологических защит и блокировок (ТЗБ).
4.1. Автоматические защиты барабанных котлов.
Защита от повышения давления пара.
Каждый паровой котел на случай повышения давления пара сверх допустимого снабжается предохранительными клапанами действующими по принципу регуляторов давления «до себя». Клапаны устанавливаются на выходном коллекторе пароперегревателя и в барабане. Суммарная пропускная способность этих клапанов выбирается с некоторым запасом по отношению к максимальной производительности парового котла на случай отказа части клапанов. При этом клапаны устанавливаются на выходном коллекторе должны открываться раньше барабанных и при меньшем по абсолютному значению давления пара на 02 – 03 Мпа с тем чтобы обеспечить охлаждение змеевиков пароперегревателя паром при наличии факела в топке.
На современных паровых котлах и паровых коллекторах в комплекте предохранительных клапанов используются специальные импульсные предохранительные устройства. (ИПУ).
Защита по уровню в барабане.
Упуск уровня и перепитка барабана относятся к самым тяжелым авариям на ТЭС. Каждый паровой котел оснащается системой автоматической защиты от повышения и понижения уровня на 100 – 120 мм.
4.2. Автоматические защиты турбин:
Защита от увеличения частоты вращения ротора.
Защита от осевого сдвига ротора.
Защита от ухудшения вакуума в конденсаторе.
Защита от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.
Логические схемы действия защит турбогенератора.
Защита регенеративных подогревателей высокого давления.
Вращающийся ротор имеет некоторую свободу продольного перемещения относительно ротора. Численное значение этого перемещения весьма мало (до 1.2 мм для различных типов турбин) и ограничивается упорным подшипником турбогенератора. Однако из-за износа рабочих поверхностей или превышения расчетного усилия может произойти продольное смещение ротора превышающее допустимое значение. Если при этом не принять соответствующих мер то чрезмерный сдвиг ротора вызовет повреждение концевых уплотнений или лопаточного аппарата турбины. Современные турбогенераторы оснащаются специальным защитным устройством воздействующим на останов турбины при чрезмерном осевом сдвиге ротора. Действие этого устройства в котором первичным прибором фиксирующим изменения положения ротора относительно статора служит индукционный датчик
рис2.15. Реле осевого сдвига ротора турбины (принципиальная схема действия)
Кольцевой выступ 1 на валу ротора располагается в магнитном поле Ш-образного трансформатора 2. На укороченном среднем стержне трансформатора расположена обмотка питания подключенная к источнику переменного тока наводящая магнитные потоки М1 и М2 в крайних стержнях на которых имеются обмотки с одинаковым числом витков.
При равенстве воздушных зазоров a и b потоки М1 и М2 равны а следовательно равны и наводимые в их обмотках ЭДС. В этом положении фиксируется нулевой сдвиг ротора. При продольном сдвиге ротора изменяются зазоры a и b а следовательно потоки М1 и М2 и наводимые ими ЭДС. Результирующее напряжение вторичной обмотки выпрямляется на выпрямителе 4 питающем цепь состоящую из обмотки сигнального реле 2РОС и обмотки первичного реле осевого сдвига 1РОС действие которого через промежуточное реле осевого сдвига приводит к выключению элетромагнитного привода управляющего механизмом мгновенного закрытия стопорного клапана турбины.
Применение датчика с одинаковыми вторичными обмотками позволяет измерять величину смещения ротора в обе стороны которое фиксируется указательным стрелочным прибором МА включенным в диагональ на да образованного резисторами R. Мост питается переменным напряжением 24 В непосредственно от понижающего трансформатора.
Для множества величин контролируемых в процессе управления достаточно установить лишь фактор их нахождения в зоне допустимых значений или отклонения за её пределы. Для этих целей в помощь оператору выделяется специальная группа технических средств предназначенных для контрольного чтения представляемой информации – подсистема технологической сигнализации (ТС). Устройства ТС оповещают персонал о происшедших нарушениях технологического процесса установленных режимов работы основного и вспомогательного оборудования или же о неисправностях в самой АСУ ТП ТЭС. Для оповещения персонала применяют акустические и зрительные индикаторы.
Звуковая сигнализация обычно выполняется двухтональной. Первый тон – звонок или зуммер – включается при подаче предупредительного сигнала второй сигнал более мощного звучания обычно сирена – включается и оповещает персонал об авариях или аварийных отключениях .
Визуальная сигнализация – обычно световая – осуществляется сигнальными лампами с двухцветным ( красным и зеленым ) кодированием состояния объекта или же с помощью двухламповых или одноламповых табло.
Электрическое питание схем технологической сигнализации осуществляется постоянным током от собственного источника. Раздельное питание обусловлено вероятностью отказов в разветвлённых цепях технологической сигнализации обладающих сравнительно низкой электрической изоляцией по отношению к земле.
5 Технический экономический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС
Внедрение автоматизации позволяет получить экономический и социальный эффект от автоматизации. При этом под экономическим эффектом будем понимать технический эффект выраженный в денежных единицах.
Технический эффект автоматизации проявляется как на самом технологическом оборудовании так и непосредственно на технических средствах автоматизации в виде следующих составляющих:
а) изменение (повышение) экономичности работы технологического оборудования (уменьшение расхода топлива на выработку тепловой и электрической энергии или уменьшение расхода электрической энергии на питание самих средств автоматизации).
б) надежность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП как уменьшение числа отказов.
в) долговечность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП как увеличение срока службы.
г) повышение безопасности работы технологического оборудования и средств автоматизации.
Социальный эффект автоматизации проявляется в освобождении человека-оператора от тяжелого физического труда а в последнее время – от интеллектуального труда. Вторая составляющая социального эффекта проявляется в улучшении условий охраны окружающей среды за счет уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу и воду ( нейтрализация сбросных кислых и щелочных вод; оптимизация процесса горения повышает КПД котла следовательно уменьшает общий расход топлива а следовательно и выбросы вредных веществ в атмосферу при этом максимуму КПД котла соответствует меньшее значение выбросов оксидов азота ).
6. Функции выполняемые АСУ ТПЭ и ТЭЦ
а).Оперативный контроль
контроль на индивидуальных постоянно включенных приборах охватывает минимальное число наиболее важных технологических параметров позволяющих оценить общее положение на энергоблоке.
контроль по вызову на аналоговых приборах предназначен для обеспечения повышенной надёжности измерений ограниченной группы технологических параметров.
графическая регистрация на аналоговых приборах принимаемая для важных точек контроля в целях представления оператору предыстории и направления изменения параметров.
предупредительная световая и звуковая сигнализация технологических параметров вышедших за пределы установленных значений.
сигнализация состояний оборудования осуществляемая на оперативном контуре БЩУ.
б). Регистрация аварийных положений
Предназначена для регистрации событий и параметров в аварийных режимах работы энергоблоков с последующей отработкой и представлении информации персоналу для анализа причин возникновения и характера развития аварий.
в). Автоматический расчет ТЭП
В состав вычисляемых ТЭП входят: показатели ПГ и Т тепловых и электрических собственных нужд по отдельным составляющим и по блокам в целом.
г).Коррекция регуляторов
Предназначена для автоматической подстройки регуляторов при изменении режимов работы энергоблока (изменении нагрузки состава работающего оборудования и его характеристик)
д).Оптимизация процесса горения в топке парогенератора.
Предназначена для поддержания максимального значения КПД парогенератора в разных режимах его работы путем воздействия на расход воздуха подаваемого в топку с помощью регулятора подачи воздуха и экстремального регулятора КПД реализуемого УВК.
е).Управления АСУ ТП по ТЭС
оптимальное распределение нагрузок между блоками с помощью УВК;
выбор состава оборудования энергоблоков в зависимости от заданного графика электрической нагрузки ТЭЦ с учетом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и электроэнергии на его последующий пуск;
дискретное и дикретно-непрерывное управление оборудованием образующим функциональные группы и подгруппы общеблочного и общестанционного назначения.

АСУ.doc

9. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И АСУ
Автоматизация остается одной из главных проблем промышленного производства и социальной сферы в различные периоды экономического развития современного общества. Со временем автоматизация становится все более широким понятием включая в себя некоторые новые частные проблемы своего научного и технического развития: компьютеризацию роботизацию и другие специальные или отраслевые представления. Однако смысл и ее основное назначение остаются неизменными — облегчение или вытеснение рутинного труда человека.
Трудоемкие процессы связанные с производством и распределением тепловой и электрической энергии на современных ТЭС в основном механизированы. Однако механизация (даже полная) круглосуточно работающего энергетического оборудования не избавляет человека от утомительного и однообразного труда по управлению основными и вспомогательными установками ТЭС. Это обусловило большое развитие автоматизации в современной энергетике.
Автоматизацией механизированного производства называют управление машинами механизмами и установками а также контроль за их работой с помощью специальных устройств (измерительных приборов автоматических регуляторов и вычислительных машин) при ограниченном участии человека или без него.
Теплоэнергетика отличающаяся широкой механизацией технологических процессов высокими параметрами рабочей среды требованиями к точности их регулирования а также наличием собственного источника энергии является той областью науки и техники где постоянно находят приложение методы теории и новые технические средства автоматического управления.
Наряду с ЭВМ продолжают широко использоваться системы индивидуального контроля важнейших параметров АСР отдельных участков технологического процесса ТЭС автономные системы дистанционного управления и автоматической тепловой защиты энергетического оборудования. В результате на тепловых электростанциях сложились автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП ТЭС).
2 Функции и основные подсистемы АСУ ТП.
АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими процессами целесообразная организация ТП на ТЭС направленное на производство требуемого количества тепловой и электрической энергии при минимальных затратах на топливо материалы и ограничением выбросов вредных веществ в атмосферу и водяной бассейн.
АСУ ТП включает в себя следующие подсистемы:
Информационно-вычислительные подсистема
Подсистема логического управления
Подсистема дистанционного управления
Подсистема автоматического регулирования.
Функция АСУ ТП—это совокупность действий системы направленных на достижение заданной цели управления. При этом в качестве действий рассматриваются заранее предопределенные и описанные в эксплуатационной документации последовательности операций и процедур выполняемые частями системы. В большинстве случаев под термином «функция АСУ ТП» понимают такую законченную совокупность действий выполняемых системой которая проявляется вне ее и поэтому имеет определенную потребительскую ценность.
Функции АСУ ТП в целом как человеко-машинной системы следует отличать от функций выполняемых комплексом технических средств системы (в том числе средствами вычислительной техники). Неправильно рассматривать вместо функций всей системы (включая человека) только совокупность действий осуществляемых автоматически ее техническими средствами. Хотя значение подобных действий реализуемых без участия человека очень велико однако они не характеризуют полностью поведение и возможности всей АСУ ТП. Как правило в системе за человеком (оператором диспетчером) сохраняется главная определяющая роль в выполнении наиболее сложных и ответственных функциональных задач. Поэтому необходимо рассматривать весь комплекс функций АСУ ТП включая те из них которые осуществляются при участии персонала.
Принято различать информационные и управляющие функции АСУ ТП.
К информационным относятся такие функции АСУ ТП результатом выполнения которых является представление оператору системы или какому-либо внешнему получателю информации о ходе
управляемого процесса.
Характерными примерами информационных функций АСУ ТП являются:
контроль за основными параметрами т. е. непрерывная проверка соответствия параметров процесса допустимым значениям и немедленное информирование персонала при возникновении несоответствий;
измерение или регистрация по вызову оператора тех параметров процесса которые его интересуют в ходе управления объектом;
информирование оператора (по его запросу) о производственной ситуации на том или ином участке объекта управления в данный момент;
фиксация времени отклонения некоторых параметров процесса за допустимые пределы;
вычисление по вызову оператора некоторых комплексных показателей не поддающихся непосредственному измерению и характеризующих качество продукции или другие важные показатели технологического процесса;
вычисление достигнутых технико-экономических показателей работы технологического объекта;
периодическая регистрация измеряемых параметров и вычисляемых показателей;
обнаружение и сигнализация наступления опасных (предаварийных аварийных) ситуаций.
Выполняя эти основные информационные функции АСУ ТП своевременно обеспечивает своего оператора (диспетчера) или вышестоящую систему сведениями о состоянии и любых отклонениях от нормального протекания технологического процесса.
Управляющие функции АСУ ТП включают в себя действия по выработке и реализации управляющих воздействий на объект управления. Здесь под выработкой понимается определение (на основании полученной информации) рациональных воздействий а под реализацией – действия обеспечивающие осуществление принятых после выработки решений.
К основным управляющим функциям относятся:
стабилизация переменных технологического процесса на некоторых постоянных значениях определяемых peгламентом производства;
программное изменение режима процесса по заранее заданным законам;
защита оборудования от аварий;
формирование и реализация управляющих воздействий обеспечивающих достижение или соблюдение режима оптимального по технологическому или технико-экономическому критерию;
распределение материальных потоков и нагрузок между технологическими агрегатами;
управление пусками и остановами агрегатов и др.
Перечень всех функций выполняемых конкретной АСУ ТП характеризует внешние потребительские возможности данной системы.
В функциональной структуре АСУ ТП элементами являются рассмотренные выше функции системы и их части (операции процедуры) а связи между элементами отражают информационно-логическую последовательность и подчиненность их реализации. Значение такой структуры для содержательного описания и понимания строения АСУ ТП очень важно: она играет роль аналогичную роли принципиальной схемы сложного устройства с помощью которой раскрывается принцип его действия. Обычно только на соответствующей схеме функциональной структуры удается показать какие именно совокупности действий в какой последовательности выполняет данная АСУ ТП и что предпринимается для достижения принятых целей и критерия управления.
3. Назначение и штатные АСР ТЭЦ.
Особенность технологического процесса на станции состоит в том что невозможно складировать готовую продукцию - электроэнергию при ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты - паровых котлов. Поэтому количество пара выработанного котлоагрегатом мощность развиваемая ТГ и электрическая нагрузка задаваемая потребителями должны соответствовать между собой во времени. Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной регулирование его расхода ведется по косвенному показателю баланса - давлению перегретого пара перед турбиной P0 - с помощью АСР парогенератора (АСРП). Исходя из условия баланса тепла и электроэнергии регулирование мощности турбины производится по косвенному показателю этого баланса - частоте вращения ротора n - с помощью АСР турбоагрегата (АСРТ).
К качеству вырабатываемой электроэнергии предъявляются высокие требования. Допускается лишь незначительное отклонение колебаний промышленной частоты. Стабилизировать частоту позволяет электрический генератор и его автоматическая система регулирования (АСРГ) действующая по изменению напряжения на шинах генератора.
Установленное на станции вспомогательное тепломеханическое оборудование также предусматривает оснащение автоматическими устройствами регулирования и защиты. Это автоматизация установки подачи мазута дистанционное управление насосами I и II подъемов с местного щита управления (МЩУ) мазутонасосной автоматическое включение резервных насосов автоматическое регулирование температуры мазута на выходе из подогревателей давление пара на подогрев мазута давление мазута в магистрали горячей рециркуляции (на всас насосов II-го подъема).
Автоматизация установки химического обессоливания воды предусматривает регулирование непрерывных процессов - это регулирование температуры исходной воды производительности дозирования реагентов в осветлители; а также регулирование периодических процессов ХВО - это управление приготовлением регенерационных растворов для ионитных фильтров автоматическое отключение фильтров на промывку и регенерацию автоматизация самого процесса промывки и восстановление фильтров. На ТЭЦ предусматривается автоматический ввод аммиака и гидразина с помощью насосов-дозаторов по расходу питательной воды с коррекцией по электропроводности а также - автоматизация установки очистки конденсата.
Деаэраторная установка имеет автоматическое регулирования уровня воды в аккумуляторном баке и избыточного давления пара в деаэраторной головке (П и ПИ-регуляторы).
В редукционно-охладительных установках предусматривается автоматическое регулирование параметров редуцированного пара - расхода давления и температуры. Входными сигналами для регуляторов являются расход первичного пара и впрыска воды.
Подогреватели сетевой воды оснащены проборами автоматического регулирования температуры прямой сетевой воды с помощью АСРТ и специального задатчика температуры действующих в зависимости от электрической нагрузки ТГ и уровня конденсата греющего пара (открытая и закрытая линии слива конденсата) расхода подпиточной воды - регулятор работающий по принципу регулирования давления "после себя". Регулирование температуры сетевой воды в диапазоне 104150оС осуществляется пиковыми водогрейными котлами автоматически в зависимости от включением и отключением рабочих горелок.
Вспомогательные установки паровых турбин автоматизированы. Лабиринтные уплотнения турбины имеют автоматические регуляторы подачи пара по сигналу давления "до себя" поддерживающие необходимое избыточное давление в коллекторе уплотнений путем воздействия на регулирующую заслонку на трубопроводе отсоса пара из переднего уплотнения.
Уровень воды в конденсаторах турбин поддерживается заданным с помощью регулятора путем изменения производительности конденсаторных насосов и воздействия на клапана трубопровода рециркуляции конденсата.
4 Структурные схемы некоторых САР:
Схема управления мощности блока:
Рис. 9.1 Система автоматического управления мощности блока.
РД – регулятор пара перед турбиной
КРМ – котельный регулятор мощности
ПУ – переключатель управления
АЗМБ – автоматический задатчик мощности блока
ДИ - дифференциатор инвариантности
КЧ – корректор частоты
Структурная схема основных регуляторов блока:
Рис.9.2 Структурная схема основных регуляторов блока:
РП – регулятор питания
РТ – регулятор топлива
РОВ – регулятор общего воздуха
РР – регулятор разряжения
РТВПП – регулятор температуры вторично перегретого пара
Схема системы регулирования температуры перегретого пара:
Рис. 9.3 Схема САР температуры первичного пара:
РК1 РК2 – регулирующие клапана
Рег1 Рег2 – ПИ-регуляторы впрыска
ЗРУ1 ЗРУ2 – задатчик ручного управления
ДФ1 ДФ2 – деференциаторы промежуточной регулирующей величины
Wвпр – расход воды на впрыск
ДП – датчик положения
ДТЛ – датчик типа “люфт”
Д – датчик расхода типа “Сапфир”
УКРДН – устройство корректировки параметров динамической
настройки регулятора
На рис. 9.3 изображена принципиальная схема автоматической системы регулирования температуры первичного перегрева пара одного из контуров прямоточного парового котла с двумя впрысками. Введение дополнительного входного сигнала по заданию (расходу пара) для регулятора – первого по ходу пара впрыска – позволяет поддерживать температуру пара на выходе промежуточной ступени пароперегревателя в соответствии с тепловой нагрузкой агрегата. Переменный сигнал по заданию может быть сформирован и по положению регулирующего органа регулятора – второго по ходу пара впрыска. В этом случае сигнал от датчика положения исполнительного механизма поступает на вход вспомогательного корректирующего регулятора а с его выхода – на ход регулятора первого впрыска.
Схема регулирования разряжения в топке:
Рис. 9.4 АСР разряжения в топке.
Регулятор разряжения;
Устройство динамической связи;
Рис. 9.5 Схема регулирования температуры вторичного пара с помощью паро-парового (пунктирная линия а) или газопарового (пунктирная линия б) теплообменников:
3 – ступени вторичного пароперегревателя; 2 – паровой или газопаровой теплообменник; 4 – термопара; 5 – дифференциатор; 6 – регулятор температуры; 7 – пароохладитель; 8 – трехходовой регулирующий клапан; 9 – обводной клапан; 10 – аварийный впрыскивающий пароохладитель
8 Схемы автоматических защит теплоэнергетических установок.
Защита от осевого сдвига ротора:
Вращающийся ротор имеет некоторую свободу продольного перемещения относительно ротора. Численное значение этого перемещения весьма мало (до 1.2 мм для различных типов турбин) и ограничивается упорным подшипником турбогенератора. Однако из-за износа рабочих поверхностей или превышения расчетного усилия может произойти продольное смещение ротора превышающее допустимое значение. Если при этом не принять соответствующих мер то чрезмерный сдвиг ротора вызовет повреждение концевых уплотнений или лопаточного аппарата турбины. Современные турбогенераторы оснащаются специальным защитным устройством воздействующим на останов турбины при чрезмерном осевом сдвиге ротора. Действие этого устройства в котором первичным прибором фиксирующим изменения положения ротора относительно статора служит индукционный датчик (поясняется на рис 9.10)
Рис. 9.6 Реле осевого сдвига ротора турбины (принципиальная схема действия).
Кольцевой выступ 1 на валу ротора располагается в магнитном поле Ш-образного трансформатора 2. На укороченном среднем стержне трансформатора расположена обмотка питания подключенная к источнику переменного тока наводящая магнитные потоки М1 и М2 в крайних стержнях на которых имеются обмотки с одинаковым числом витков.
При равенстве воздушных зазоров a и b потоки М1 и М2 равны а следовательно равны и наводимые в их обмотках ЭДС. В этом положении фиксируется нулевой сдвиг ротора. При продольном сдвиге ротора изменяются зазоры a и b а следовательно потоки М1 и М2 и наводимые ими ЭДС. Результирующее напряжение вторичной обмотки выпрямляется на выпрямителе 4 питающем цепь состоящую из обмотки сигнального реле 2РОС и обмотки первичного реле осевого сдвига 1РОС действие которого через промежуточное реле осевого сдвига приводит к выключению электромагнитного привода управляющего механизмом мгновенного закрытия стопорного клапана турбины.
Применение датчика с одинаковыми вторичными обмотками позволяет измерять величину смещения ротора в обе стороны которое фиксируется указательным стрелочным прибором МА включенным в диагональ образованную резисторами R. Мост питается переменным напряжением 24 В непосредственно от понижающего трансформатора.
Для множества величин контролируемых в процессе управления достаточно установить лишь фактор их нахождения в зоне допустимых значений или отклонения за её пределы. Для этих целей в помощь оператору выделяется специальная группа технических средств предназначенных для контрольного чтения представляемой информации – подсистема технологической сигнализации (ТС). Устройства ТС оповещают персонал о происшедших нарушениях технологического процесса установленных режимов работы основного и вспомогательного оборудования или же о неисправностях в самой АСУ ТП ТЭС. Для оповещения персонала применяют акустические и зрительные индикаторы.
Звуковая сигнализация обычно выполняется двухтональной. Первый тон – звонок или зуммер – включается при подаче предупредительного сигнала второй сигнал более мощного звучания обычно сирена – включается и оповещает персонал об авариях или аварийных отключениях.
Визуальная сигнализация – обычно световая – осуществляется сигнальными лампами с двухцветным (красным и зеленым) кодированием состояния объекта или же с помощью двухламповых или одноламповых табло.
Электрическое питание схем технологической сигнализации осуществляется постоянным током от собственного источника. Раздельное питание обусловлено вероятностью отказов в разветвлённых цепях технологической сигнализации обладающих сравнительно низкой электрической изоляцией по отношению к земле.
5 Экономический технический и социальный эффект АСУ ТП.
Внедрение автоматизации позволяет получить экономический и социальный эффект от автоматизации. При этом будем понимать технический эффект выпаженный в денежных единицах.
Технический эффект появляется на технологическом оборудовании и самих средствах автоматизации в виде:
Появление экономичности которая проявляется на технологическом оборудовании. Например в повышении КПД снижение расхода энергии на СН средств АСУ ТП.
Надежность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП как уменьшение числа отказов.
Долговечность работы оборудования которое проявляется в увеличении срока службы.
Повышение безотказности.
Социальный эффект внедрения АСУ ТП.
В освобождении человека – оператора от тяжелого физического труда и от части интеллектуального умственного труда. Интеллектуальные системы управления выбирают оптимальный режим работы то есть обладают свойствами саморегулирования и самоорганизации.
Улучшения условий труда охраны труда и экологии.
5.2. Назначение и область решения программно – технического комплекса «Серии 200 – РБ».
Настоящее описание предназначено для разработки перечня функционального содержания задач автоматизации управления технологическими процессами энергетической химической машиностроительной и других отраслях народного хозяйства реализованных с помощью программно – технического комплекса «Серии 200 – РБ».
В процессе сбора и предварительной обработки информации собираются сигналы отдатчиков вносится необходимая коррекция проводится диагностика достоверности выполняется фильтрация и сравнение с допустимыми уставлениями при резервировании датчиков линии связи в задачу предварительной обработки входит анализ работы резервировавших сигналов и выделение достоверных сигналов. Конечная цель сбора и обработки – получения значений сигналов адекватно представляющих измеряемые параметры. Пройдя обработку собранные от датчиков сигналы могут использоваться в любых задачах управления представления и хранения информации. Автоматическое регулирование решает задачу стабилизации параметров технологического процесса и их изменения по заданной программе. В рамках ПТК «серии 200–РБ» могут быть реализованы масштабные локальные масштабные и программные регуляторы со статической и динамической коррекцией синхронизации исполнительных механизмов реконфигурацией структуры при глубоком изменении нагрузки энергоблоков и достижении границ диапазона регулирования.
Логика - программное управление в основном задается на этапе пуска и останова оборудования технологического процесса когда требуется последовательное открытие и закрытие задвижки пуск и останов двигателей включение и отключение горелок перемещение регулирующих клапанов в заданное положение выключение переключение и реконфигурация контуров регулирования.
Приоритетное управление анализирует поток направленный конкретному исполнительному устройству от различных подсистем управления – регулированная логико - програмное управление ручное управление защит и блокировок. Подсистема приоритетного управления выявляет приоритеты поступающих команд. Анализирует состояние исполнительных устройств и разрешает или запрещает прохождение этих команд на исполнительное устройство.
Подсистема защит и блокировок выявляет недопустимое отклонение аналоговых сигналов от нормального диапазона его измерений а так же следит за недопустим их сочетанием. Как правило на оборудовании технологического процесса предусматривается 3 вида защит: локальное действующее на 2 вида защит: локальная действующая на отдельные узлы и агрегаты и глобальное действующая на разгрузку или останов всего комплекса.
Оперативное управление это подсистема реализующая интерфейс системы управления с оператором - технологом. В задачу интерфейса входит предоставление информации оператору в простой форме допускающий ее иерархическое программирование начиная с общих планов и кончая детальной информации в виде цифровых значений графиков и текстовых сообщений. Другой важнейшей функцией оперативного управления является ручное воздействие со стороны оператора на исполнительное устройство и средства автоматического управления.
Сигнализация является часть подсистемы оперативного управления однако иногда она выделяется в самостоятельную систему которая представляет оператору информацию о разных ошибках связанных с отклонением параметров от допустимых значений с отказами технических средств и основного оборудования а так же неправильными действиями персонала.
Архивирование позволяет регистрировать предысторию изменения технологических параметров или аналоговых так и дискретных частным случаем архивирования является задача регистрации по времени на сравнительно коротком отрезке предшествующем аварии и следующем непосредственно после аварии.
Неоперативные расчеты как правило непосредственно не связаны с текущим уравнением и направлены на анализ результатов управления оценки КПД технико-экономических показателей расхода и т.п. Однако в отдельных случаях могут выполняться расчеты по оптимизации результаты которых используются для коррекции работы автоматических устройств.
Подсистема передачи информации является «связующей системой» АСУ ТП. Она ответственна за достоверную и своевременную передачу информации от одних технических средств (источников) к другим (приемников).

Эл. сх. 3хТ-250.doc

Рис. 1 “Исходная схема сети”
Параметры элементов схемы:
Определим параметры элементов этой схемы замещения при (т.е. средненоминальное напряжение той ступени напряжения где выбрана точка КЗ) тогда:
Пересчитаем ЭДС генераторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления генераторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления трансформаторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивление автотрансформатора в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления ЛЭП в относительных единицах по формуле:
удельное сопротивление 1 км воздушной линии.
средненоминальное напряжение для данной ступени в соответствии со стандартной шкалой;
средненоминальное напряжение для данной ступени в соответствии со тандартной шкалой;
Рис. 2 “Схема замещения”
Упростим схему замещения.
Заменим ветви и в ветвь :
В автотрансформаторе сопротивление среднего напряжения равно нулю а сопротивлением низкого напряжения можно пренебречь поэтому остаётся сопротивление высокого напряжения.
Рис. 3 “Упрощённая схема замещения”
Воспользуемся коэффициентом токораспределения:
Получим следующую схему:
Рис. 4 “Упрощённая схема замещения”
Сверхпереходные токи трехфазного КЗ по ветвям с сопротивлениями X18 X16 X19X20 в о.е. определяем по формуле:
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах:
Ударные коэффициенты kу:
Выбор электрических аппаратов
Расчетные токи продолжительного режима определяются:
где ; ; - номинальные параметры источника( генератора или трансформатора)
По справочнику выбираем воздушный выключатель типа
Таблица 1”Параметры выключателя ”
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Предельный сквозной ток
Предельный ток термической стойкости время протекания кАс
Собственное время отключения с
Действующее значение
Определяем апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов при
время действия релейной защиты;
- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.
Периодическая составляющая тока КЗ для момента времени Определим ее как суммарную величину от токов отдельных групп генераторов:
Определим кратности:
При значениях отношений можно считать = = const - (т.е. удаленная точка) в противном случае по c помощью графика определим
Проверяем возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
Следовательно проверку по отключающей способности производим по полному току КЗ:
Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость по предельному сквозному току КЗ:
Полный импульс квадратичного тока КЗ:
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
Выбор разъединителя:
По справочнику выбираем разъединитель типа :
Таблица 2”Параметры разъединителя”
Амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА
Термическая стойкостиьдопустимое время кАс
Результаты выбора выключателя и разъединителя сведем в таблицу 3:
Таблица 3”Расчётные данные”
Данные разъединителя
Примечание: - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи то их проверка на отключающую способность не производится.
По справочнику выбираем трансформатор: Таблица 4”Параметры трансформатора”
Номинальная мощность
Также выбираем автотрансформатор: Таблица 5”Параметры автотрансформатора”

Электрическая часть 3х250(300).dwg

Главная схема электрических соединений ТЭЦ ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности

Расчёт КЗ-МТЭЦ-4.doc

Задание к контрольной работе .
Данные по работе для варианта №5
Выбор электрических аппаратов ..
Рис. 1 Исходная схема сети к расчёту .
Параметры элементов схемы:
Автотрансформаторы:
Определим параметры элементов этой схемы замещения при (т.е. средненоминальное напряжение той ступени напряжения где выбрана точка КЗ) тогда:
Пересчитаем ЭДС генераторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления генераторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления трансформаторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления автотрансформаторов в относительных единицах по формуле:
Пересчитаем сопротивления ЛЭП в относительных единицах по формуле:
удельное сопротивление 1 км воздушной линии.
средненоминальное напряжение для данной ступени в соответствии со стандартной шкалой;
средненоминальное напряжение для данной ступени в соответствии со тандартной шкалой;
Пересчитаем сопротивление реактора в относительных единицах по формуле:
Упростим схему замещения.
Воспользуемся коэффициентом токораспределения:
Аналогично делаем с веткой которая такая же как и поэтому сразу запишем значения:
Заменим ветви и в ветвь :
В автотрансформаторах напряжения среднего напряжения равны нулю а напряжениями низкого напряжения можно пренебречь поэтому остаются сопротивления высокого напряжения которые параллельны между собой:
Получим следующую схему:
Получим окончательную схему:
Сверхпереходные токи трехфазного КЗ по ветвям с сопротивлениями X25 X37 X26X23 X40Х41 в о.е. определяем по формуле:
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах:
Ударные коэффициенты kу определяем по [ 2 ] :
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
Расчетные токи продолжительного режима определяются как
где ; ; - номинальные параметры источника( генератора или трансформатора)
По справочнику [ 3 ] выбираем маломасляный выключатель типа МГУ -20-909500 с
параметрами: =20кВ; =9500А; =90кА; =300кА; =105А; =87кА; =4c; =015c; =20%.
Определяем апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов при
Время действия релейной защиты =001с;
- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов .
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ((см. выше рис. 3.8.):
Периодическая составляющая тока КЗ для момента времени =016c. Определим ее как суммарную величину от токов отдельных групп генераторов (см. рис.8 )
Определим кратности:
При значениях отношений можно считать = = const - (т.е. удаленная точка) в противном случае по [ 1 ] c помощью графика определим
Проверяем возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ :
Следовательно проверку по отключающей способности производим по полному току КЗ :
Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость по предельным токам КЗ :
2ТЕПЛОВОЙ ИМПУЛЬС КВАДРАТИЧНОГО ТОКА КЗ
Термическую стойкость выключателя проверяем по тепловому импульсу тока КЗ
Импульс квадратичного тока КЗ для удаленнооого КЗ
3ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЯ
По справочнику [ 3 ] выбираем разъединитель типа РВР-20 с параметрами:
=20кВ; =8000А; =300кА; =112кА; =4c.
Результаты выбора выключателя и разъединителя сведем в таблицу 6.
Данные разъединителя
Примечание: > - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи то их проверка на отключающую способность не производится.
4 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
По справочнику выбираем трансформатор тока ТШ-20-УХЛ3 для внутренней установки с параметрами: =20кВ; =8000А; =5А; =160кА; =45кА;
Трансформатор тока ТШ-20-УХЛ3 удовлетворяет условиям выбора по :
5 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ
По справочнику выбираем измерительный трехфазный трансформатор ЗНОМ-15-63У2(Т2) с параметрами =15кВ; =100:100:3 В.
Примечание: т.к. ввиду невозможности в рамках данной контрольной работы произвести выбор измерительных приборов ( т.е. нагрузки для измерительных трансформаторов ) то проверку измерительных трансформаторов по вторичной нагрузке не производим.
“Методические указания “ И.А.Прима В.А. Булат
“Справочник по электроснабжению и электрооборудованию “ под ред. А.А.Федорова
“Электрооборудование станций и подстанций” Л.Д.Рожкова В.С.Козулин

4 Выбор вспомогательного оборудования энергоблока.doc

4 Выбор вспомогательного оборудования энергоблока
1 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения
На котёл паропроизводительностью более 500тч устанавливается два дымососа и два вентилятора. Также устанавливаются два вентилятора рециркуляции дымовых газов (ВРДГ) и исходя из того что температура уходящих газов tух=140°С топливо мазут принимаем к установке регенеративные воздухоподогреватели. Проектируемый котёл работает с уравновешенной тягой. При установке производительность каждого дымососа и вентилятора должна составлять 50%.
Расход воздуха перед вентиляторами и расход газов перед дымососами:
теоретический объём воздуха (см. раздел №3);
теоретический объём прдуктов сгорания;
Тхв Тух – абсолютные температуры холодного воздуха и уходящих газов.
Производительность дымососов и вентиляторов выбираем с запасом 10%. Исходя из [10] рис. УП–30УП–38 определяем предварительно выбор тягодутьевых машин и затем по заводским характеристикам [11] выбираем их. Принимаем к установке дымососы и вентиляторы: с производительностью по напором мощностью эл. двигателя 1645 кВт. с производительностью напором.
с производительностью по напором мощностью эл. двигателя 460 кВт. Регенеративные воздухоподогреватели
2 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения.
Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной без резерва.
ПВ–900–380–18–IПН–400–26–2–III
ПВ–1200–380–43–I3ПН–400–26–7–II
ПВ–900–380–66–IПН–400–26–7–I
Теплообменное оборудование комплектующее турбину Т–250300-240 следующее: – дренажные сливные насосы регенеративных подогревателей устанавливаем без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор. – ПНД–2 (СлН)КС–50–55 с производительностью напором 55м и мощностью 17кВт.
– ПНД–345 КС–80–155 с производительностью напором 155м и мощностью 75кВт.
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор. Запас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блока в течении не менее 3.5мин. К деаэраторам предусмотрен подвод резервного пара для удержания в нём давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках.
Максимальный расход питательной воды:
где b – расход пара на собственные нужды котла в долях от паропроизводительности котла.
Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака:
где удельный объём воды.
– Выбираем деаэратор типа ДП–1000 с деаэраторным баком БДП–100 повышенного давления полезной ёмкостью 100 м3 с одной колонкой производительностью 1000 тч. Абсолютное давление в деаэраторе 0.6МПа поогрев воды в деаэраторе 1040°С [12].
– Конденсатор входит в теплообменное оборудование комплектующее турбину. Для Т–250300–240 это К2–14000–1 со встроенным пучком составляющим 20% от общей площади и двумя отключающимися по цирк.воде половинами. Конденсатосборник типа КД–1100–1. Конденсатор поставляется в комплекте с 2 пароструйными эжекторами типа ЭПО–3–135–1.
В качестве исходных данных для выбора конденсатных насосов принимаем расходы конденсата в режиме номинальной нагрузки блока в конденсационном режиме. По данным [12] имеем следующие потоки:
Основной конденсат с добавком хим.обессоленной воды
Конденсат уплотнений питательных насосов
Конденсат от калориферов котлов
Конденсат сетевых подогревателей
Каскад конденсата ПНД (во время пуска)
Конденсатные насосы турбины выбирают с одним резервным насосом: два насоса со 100% подачей. Расчётная подача насосов:
Теперь определяем исходя из давленияв деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора в том числе и высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на отметке 26м для создания подпора бустерных насосов.
Напор насосов перед БОУ:
Напор КЭН–II ступени:
где Shпот=hпнд+hоу+hтр+hпит.кл=4×3.1+3.2+5+7.7=28.3 м.вод.ст – сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративнх подогревателях НД.
Для турбины с БОУ устанавливают две ступени конденсатных насосов: с небольшим напором после конденсатора и с полным после БОУ.
– Принимаем к установке насосы первой ступени (КНТ–1) 3КСВ–500–85 с производительностью напором 85м и мощностью эл.двигателя 200кВт.
– Насосы второй ступени (КНТ–II) 3КСВ–500–150 с производительностью напором 180м и мощностью эл.двигателя 320кВт.
2.1 Выбор питательных насосов
На электростанции с блочной схемой подача питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%. На данном блоке с закритическими параметрами устанавливается 1 насос с турбоприводом со 100% подачей. Дополнительно устанавливаем насос с электроприводом и гидромуфтой подачей 30–50%.
Для предотвращения кавитации и повышения надёжности питательных насосов а также для создания необходимого давления на всасе питательного насоса. Устанавливаем предвключённые низкооборотистые бустерные насосы (БЭН) 3ПД–650–160 с производительностью напором 160м и мощностью эл.двигателя 330кВт. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высотой подъёма воды.
Давление на выходе из насоса:
Давление на входе в бустерный насос:
Зная расход питательной воды выбираем основной питательный турбонасос (ПТН): ПН–1100–350–24 с производительностью напором 3370м. Резервный питательный электронасос (ПЭН): ПЭ–600–300–2 с производительностью напором 3200м и мощностью эл. двигателя 6400 кВт.
Выбор оборудования теплофикационных установок ТЭЦ
Номинальная тепловая мощность отопительных отборов турбины Т–250300–240 При давлениях в верхнем отопительном отборе от 0.06 до 0.2 МПа в нижнем от 0.05 до 0.15 МПа. Исходя из этого выбираем сетевые подогреватели: основной (нижний ПСГ–1) ПСГ–5000–2.5–8–I с конденсатными насосами 3КСВ–320–160–2. И пиковый (верхний ПСГ–2) ПСГ–5000–3.5–8–I с конденсатными насосами 3КСВ–320–160–2 с производительностью напором 160м и мощностью эл. двигателя 250 кВт. Сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбины без резервных корпусов.

асу схема.doc

- нагрузка котла (блока);
- расход топлива (газа);
- регулятор общего воздуха;
- расход воздуха; - корректирующий регулятор;
- диод; - регулятор разряжения;
- направляющий аппарат дутьевого вентилятора;
- направляющий аппарат дымососа;
- регулирующий клапан;

АСУ ТП.doc

8. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
1. Назначение и штатные АСР ТЭЦ
Особенность технологического процесса на станции состоит в том что невозможно складировать готовую продукцию - электроэнергию при ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты - паровых котлов. Поэтому количество пара выработанного котлоагрегатом мощность развиваемая турбогенератором и электрическая нагрузка задаваемая потребителями должны соответствовать между собой во времени. Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной регулирование его расхода ведется по косвенному показателю баланса - давлению перегретого пара перед турбиной P0 - с помощью АСР парогенератора (АСРП). Исходя из условия баланса тепла и электроэнергии регулирование мощности турбины производится по косвенному показателю этого баланса - частоте вращения ротора n - с помощью АСР турбоагрегата (АСРТ).
К качеству вырабатываемой электроэнергии предъявляются высокие требования. Допускается лишь незначительное отклонение колебаний промышленной частоты. Стабилизировать частоту позволяет электрический генератор и его автоматическая система регулирования (АСРГ) действующая по изменению напряжения на шинах генератора.
Установленное на станции вспомогательное тепломеханическое оборудование также предусматривает оснащение автоматическими устройствами регулирования и защиты. Это автоматизация установки подачи мазута дистанционное управление насосами I и II подъемов с местного щита управления (МЩУ) мазутонасосной автоматическое включение резервных насосов автоматическое регулирование температуры мазута на выходе из подогревателей давление пара на подогрев мазута давление мазута в магистрали горячей рециркуляции (на всас насосов II-го подъема).
Автоматизация установки химического обессоливания воды предусматривает регулирование непрерывных процессов - это регулирование температуры исходной воды производительности дозирования реагентов в осветлители; а также регулирование периодических процессов ХВО - это управление приготовлением регенерационных растворов для ионитных фильтров автоматическое отключение фильтров на промывку и регенерацию автоматизация самого процесса промывки и восстановление фильтров. На ТЭЦ предусматривается автоматический ввод аммиака и гидразина с помощью насосов-дозаторов по расходу питательной воды с коррекцией по электропроводности а также - автоматизация установки очистки конденсата.
Деаэраторная установка имеет автоматическое регулирования уровня воды в аккумуляторном баке и избыточного давления пара в деаэраторной головке (П и ПИ-регуляторы).
В редукционно-охладительных установках предусматривается автоматическое регулирование параметров редуцированного пара - расхода давления и температуры. Входными сигналами для регуляторов являются расход первичного пара и впрыска воды.
Подогреватели сетевой воды оснащены проборами автоматического регулирования температуры прямой сетевой воды с помощью АСРТ и специального задатчика температуры действующих в зависимости от электрической нагрузки турбогенератора и уровня конденсата греющего пара (открытая и закрытая линии слива конденсата) расхода подпиточной воды - регулятор работающий по принципу регулирования давления "после себя". Регулирование температуры сетевой воды в диапазоне 104150оС осуществляется пиковыми водогрейными котлами автоматически в зависимости от включением и отключением рабочих горелок.
Вспомогательные установки паровых турбин автоматизированы. Лабиринтные уплотнения турбины имеют автоматические регуляторы подачи пара по сигналу давления "до себя" поддерживающие необходимое избыточное давление в коллекторе уплотнений путем воздействия на регулирующую заслонку на трубопроводе отсоса пара из переднего уплотнения.
Уровень воды в конденсаторах турбин поддерживается заданным с помощью регулятора путем изменения производительности конденсаторных насосов и воздействия на клапана трубопровода рециркуляции конденсата.
2 Организация управления теплоэнергетическими установками на ТЭЦ
В целях облегчения управления оборудованием станции энергоблоки и их вспомогательные установки разделены на функциональные группы которые представляют собой часть основного оборудования выполняющего определенные операции. По паровому котлу: от подачи и сжигания топлива перегрева пара питания котла и т. д. По турбине: маслоснабжения уплотнения КЭН и т. д. По генератору: ФГ охлаждения генератора возбуждения и т.д. Отдельные ФГ разделены на несколько подгрупп: (ФПГ).
Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами на ГРЭС осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой автоматического регулирования и защиты теплового состояния и сигнализации расчета ТЭП.
Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами на ТЭЦ осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой автоматического регулирования и защиты теплового состояния и сигнализации расчета ТЭП.
Показывающие и реагирующие измерительные приборы ключи и переключатели управления указатели положения реагирующих органов всех перечисленных систем размещаются на блочном щите управления. Однако часть второстепенных технологических параметров контролируется с помощью приборов установленных на местных щитах управления вблизи действующих агрегатов. Их обслуживают обходчики. Связь между обходчиками операторами блочного щита и ДИСом осуществляется по телефону и радио.
3 Функции выполняемые АСУ ТП ТЭЦ
3.1 Оперативный контроль
а) контроль на индивидуальных постоянно включенных приборах охватывает минимальное число наиболее важных технологических параметров позволяющих оценить общее положение на энергоблоке.
б) контроль по вызову на аналоговых приборах предназначен для обеспечения повышенной надежности измерений ограниченной группы технологических параметров.
в) графическая регистрация на аналоговых приборах принимаемая для важных точек контроля в целях представления оператору предыстории и направления изменения параметров.
г) предупредительная световая и звуковая сигнализация технологических параметров вышедших за пределы установленных значений.
д) сигнализация состояний оборудования осуществляемая на оперативном контуре БЩУ.
3.2 Регистрация аварийных положений
Предназначена для регистрации событий и параметров в аварийных режимах работы энергоблоков с последующей отработкой и представлении информации персоналу для анализа причин возникновения и характера развития аварий.
3.3 Автоматический расчет ТЭП
В состав вычисляемых ТЭП входят: показатели парогенераторов и турбин тепловых и электрических собственных нужд по отдельным составляющим и по блокам в целом.
3.4 Коррекция регуляторов
Предназначена для автоматической подстройки регуляторов при изменении режимов работы энергоблока (изменении нагрузки состава работающего оборудования и его характеристик)
3.5 Оптимизация процесса горения в топке парогенератора
Предназначена для поддержания максимального значения КПД парогенератора в разных режимах его работы путем воздействия на расход воздуха подаваемого в топку с помощью регулятора подачи воздуха и экстремального регулятора КПД реализуемого УВК.
3.6Оптимизация вакуума в конденсаторах турбин
Предназначена для выбора оптимального расхода циркуляционной воды на турбину. В качестве критерия используется КПД нетто турбины.
3.7Функциями управления АСУ ТП ТЭЦ являются следующие:
– оптимальное распределение нагрузок между блоками с помощью УВК;
– выбор состава оборудования энергоблоков в зависимости от заданного графика электрической нагрузки ТЭЦ с учетом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и электроэнергии на его последующий пуск;
– дискретное и дикретно-непрерывное управление оборудованием образующим функциональные группы и подгруппы общеблочного и общестанционного назначения.
4Прямоточный паровой котел как объект управления
Принципиальная технологическая схема циркуляционного контура прямоточного парового котла изображена на рис. 8.1. В прямоточном паровом котле в отличие от барабанного расход питательной воды оказывает непосредственное воздействие на расход температуру и давление пара на выходе. Это оказывает существенное влияние на выбор способов и схем регулирования парового котла.
Рис. 8.1 “Принципиальная схема пароводяного тракта прямоточного котла”
– экономайзер; 2 – испарительная часть; 3 – переходная зона; 4 – средняя радиационная часть; 5 6 – ступени пароперегревателя; 7 – пароохладитель
Регулирование температурного режима по соотношению вода – теплота
Сигнал по теплоте в промежуточной точке водопарового тракта образуют суммированием трех сигналов:
)«видимый» расход пара в промежуточном сечении тракта до первого впрыска. Отличие видимого расхода от действительного связано с отклонениями плотности пара в месте установки сужающего устройства от принятого расчетного значения:
)скорость изменения давления в том же месте (для компенсации отклонения расхода пара связанного с изменением аккумулированной теплоты при внешних возмущениях нагрузкой);
)давление пара в месте установки сужающего устройства (для компенсации влияния отклонения этого давления от расчетного значения на «видимый» расход).
Видимый расход пара зависит не только от действительного расхода но и от параметров пара вследствие чего соотношение расхода воды и промежуточной теплоты можно использовать в системах регулирования температурного режима первичного тракта. Временные характеристики прямоточного котла по промежуточной теплоте имеют монотонный характер при возмущении топливом и слабо реагируют на изменения расхода питательной воды.
Рис 8.2. Схемы регулирования тепловой нагрузки и температурного режима по соотношению вода – теплота:
а – первый вариант; б – второй вариант; Д – дифференциатор; РП – регулятор питания; РТ – регулятор топлива
На рис. 8.2 представлены два основных варианта схем регулирования питания и топлива с контролем температурного режима первичного тракта по соотношению расход воды – промежуточная теплота. В первом варианте регулятор питания действующий по сигналам задание – вода поддерживает нагрузку котла в соответствии с заданием а регулятор топлива действующий по соотношению вода – промежуточное тепло стабилизирует температурный режим первичного тракта; во втором – регуляторы меняются местами: тепловую нагрузку поддерживает регулятор топлива а температурный режим – регулятор питания.
Регулирование температуры первичного перегрева пара прямоточного котла
Рис. 8.3 Схема САР температуры первичного пара:
РК1 РК2 – регулирующие клапана
Рег1 Рег2 – ПИ-регуляторы впрыска
ЗРУ1 ЗРУ2 – задатчик ручного управления
ДФ1 ДФ2 – деференциаторы промежуточной регулирующей величины
Wвпр – расход воды на впрыск
ДП – датчик положения
ДТЛ – датчик типа “люфт”
Д – датчик расхода типа “Сапфир”
УКПДН – устройство корректировки параметров динамической настройки регулятора
На рис. 8.3 изображена принципиальная схема автоматической системы регулирования температуры первичного перегрева пара одного из контуров прямоточного парового котла с двумя впрысками. Введение дополнительного входного сигнала по заданию (расходу пара) для регулятора – первого по ходу пара впрыска – позволяет поддерживать температуру пара на выходе промежуточной ступени пароперегревателя в соответствии с тепловой нагрузкой агрегата. Переменный сигнал по заданию может быть сформирован и по положению регулирующего органа регулятора – второго по ходу пара впрыска. В этом случае сигнал от датчика положения исполнительного механизма поступает на вход вспомогательного корректирующего регулятора а с его выхода – на ход регулятора первого впрыска.
Регулирование температуры вторичного перегрева пара
Регулирование вторичного перегрева пара с помощью впрыска оказывается неэкономичным: пар образовавшийся в результате испарения охлаждающей воды не проходит через проточную часть ЦВД турбины что приводит к снижению КПД теплосиловой установки.
Рис. 8.4 “Схема регулирования температуры вторичного пара с помощью паро-парового (пунктирная линия а) или газопарового (пунктирная линия б) теплообменников”
3 – ступени вторичного пароперегревателя; 2 – паровой или газопаровой теплообменник; 4 – термопара; 5 – дифференциатор; 6 – регулятор температуры; 7 – пароохладитель; 8 – трехходовой регулирующий клапан; 9 – обводной клапан; 10 – аварийный впрыскивающий пароохладитель
5Автоматические защиты теплоэнергетических установок
Автоматические защиты служат для предотвращения аварии в случае отклонения технологических параметров от допустимых пределов. Действие защит связано с открытием или закрытием запорных органов во время пусков или остановов вспомогательного или основного оборудования.
По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные ( главные ) и местные ( локальные ). К основным относятся защитные устройства действие которых приводит к останову котельного агрегата или к глубокому снижению нагрузки. Местные защиты предотвращают аварию без останова основных агрегатов.
Для барабанных котлоагрегатов предусмотрены следующие автоматические защиты:
)от повышения давления пара;
)по уровню воды в барабане;
)от понижения ( повышения ) температуры первичного пара;
)от погасания факела.
Автоматические защиты паровых турбин:
)от повышения частоты вращения ротора;
)при сдвиге и недопустимом относительном расширении ротора;
)от ухудшения вакуума;
)от понижения давления и повышения температуры масла в системе смазки и охлаждения подшипников;
)от повышения уровня конденсата в ПВД.
6Автоматические защиты прямоточных паровых котлов
Прямоточные паровые котлы оснащаются всеми видами защит предусматриваемых на барабанных агрегатах за исключением защиты от повышения и понижения уровня воды в барабане. Однако конструктивные особенности прямоточного котла связанные с наличием принудительной циркуляции требуют установки ряда дополнительных защит воздействующих на его останов при возникновении аварийных ситуаций.
Защита от прекращения подачи воды в паровой котел
Для каждого контура прямоточного котла предусматривается автоматическая защита воздействующая на останов агрегата при снижении расхода воды на контур по 30% расчетной производительности. Сигналом подтверждающим необходимость срабатывания защиты может служить снижение давления за регулирующим питательным клапаном (РПК) до 15% по сравнению с давлением при полном расходе. Одновременное появление этих сигналов вызывает включение резервных питательных насосов а в случае их отказа через 20 с защита производит останов парового котла воздействием на отключение дутьевых вентиляторов.
Защита от разрыва труб экономайзера
Утечка воды в экономайзере из-за появления «свищей» чаще всего возникающих в местах сварки трубок помимо значительных потерь питательной воды может привести к нарушению нормального режима работы испарительного контура и повышения температуры пара по тракту. Поэтому появление небаланса до 25 – 30% между расходами воды до и после экономайзера (Э) на каждом из его потоков служит сигналом для срабатывания защиты воздействующей на останов парового котла с выдержкой времени 20 с необходимой для предотвращения ложного останова из-за небаланса расходов по режимным условиям. Иногда в качестве подтверждающего сигнала этой защиты используется резкое повышение температуры пара по тракту (например за ВРЧ). Аналогично устроены и срабатывают защиты от повреждения других поверхностей нагрева (рис.8.6).
Рис.8.5 “Схема защиты прямоточного парогенератора от разрыва труб пароводяного тракта”
– сигнализатор небаланса расхода; 2 – датчик подтверждающего сигнала; 3 – первичное реле; 4 – переключатель блокировки; РВ – реле времени; ДВ – отключающее устройство дутьевого вентилятора; ПН – поверхность нагрева
Защита от повышения (понижения) давления пара перед встроенной задвижкой
Защитами этого вида необходимо оснащать паровые котлы со сверхкритическими параметрами пара. При повышении или понижении давления пара перед встроенной задвижкой против номинального значения устанавливаемого заводом замыкаются контакты контрольных манометров включенных в цепь защиты по схеме «два из двух». Это приводит к срабатыванию промежуточного реле и далее по цепочке электроблокировки к отключению дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств.
Логическая схема защит прямоточного парового котла
Использование газо-мазутного топлива требует применения защит действующих на останов котла в случае понижения давления топлива (газа или мазута) перед горелками. Символ И означает одновременность действия ИЛИ в рассматриваемой схеме – независимость действия а - задержку действия защиты во времени. Отключение дутьевых вентиляторов или дымососов прямоточного котла также приводит к его останову (по каналам электроблокировки) а превышение давления пара в выходном коллекторе – к срабатыванию импульсного предохранительного устройства ИПУ и сбросу излишнего пара в атмосферу.
Кроме того прямоточный котел так же как и барабанный снабжается системами защит от повышения и понижения температуры первичного пара (на схеме не показаны) действующими на останов дутьевых вентиляторов ДВ и прекращение подачи топлива.
При повышении температуры вторичного пара до первой уставки открывается запорная задвижка на линии аварийного впрыска (регулятор ). Превышение температурой вторичного пара второй уставки так же как и понижение ее до первой уставки должно приводить к останову парового котла.
Паровые котлы имеющие регенеративные воздухоподогреватели оснащаются дополнительной защитой воздействующей на останов котла при отключении всех регенеративных воздухоподогревателей.
6 Экономический технический и социальный эффект АСУ ТП.
Внедрение автоматизации позволяет получить экономический и социальный эффект от автоматизации. При этом будем понимать технический эффект выпаженный в денежных единицах.
Технический эффект появляется на технологическом оборудовании и самих средствах автоматизации в виде:
Появление экономичности которая проявляется на технологическом оборудовании. Например в повышении КПД снижение расхода энергии на СН средств АСУ ТП.
Надежность работы технологического оборудования и технических средств АСУ ТП как уменьшение числа отказов.
Долговечность работы оборудования которое проявляется в увеличении срока службы.
Повышение безотказности.
Социальный эффект внедрения АСУ ТП
В освобождении человека – оператора от тяжелого физического труда и от части интеллектуального умственного труда. Интеллектуальные системы управления выбирают оптимальный режим работы то есть обладают свойствами саморегулирования и самоорганизации.
Улучшения условий труда охраны труда и экологии.
Настоящее описание предназначено для разработки перечня функционального содержания задач автоматизации управления технологическими процессами энергетической химической машиностроительной и других отраслях народного хозяйства реализованных с помощью программно – технического комплекса «Серии 200 – РБ».
В процессе сбора и предварительной обработки информации собираются сигналы отдатчиков вносится необходимая коррекция проводится диагностика достоверности выполняется фильтрация и сравнение с допустимыми уставлениями при резервировании датчиков линии связи в задачу предварительной обработки входит анализ работы резервировавших сигналов и выделение достоверных сигналов. Конечная цель сбора и обработки – получения значений сигналов адекватно представляющих измеряемые параметры. Пройдя обработку собранные от датчиков сигналы могут использоваться в любых задачах управления представления и хранения информации. Автоматическое регулирование решает задачу стабилизации параметров технологического процесса и их изменения по заданной программе. В рамках ПТК «серии 200–РБ» могут быть реализованы масштабные локальные масштабные и программные регуляторы со статической и динамической коррекцией синхронизации исполнительных механизмов реконфигурацией структуры при глубоком изменении нагрузки энергоблоков и достижении границ диапазона регулирования.
Логика - программное управление в основном задается на этапе пуска и останова оборудования технологического процесса когда требуется последовательное открытие и закрытие задвижки пуск и останов двигателей включение и отключение горелок перемещение регулирующих клапанов в заданное положение выключение переключение и реконфигурация контуров регулирования.
Приоритетное управление анализирует поток направленный конкретному исполнительному устройству от различных подсистем управления – регулированная логико - програмное управление ручное управление защит и блокировок. Подсистема приоритетного управления выявляет приоритеты поступающих команд. Анализирует состояние исполнительных устройств и разрешает или запрещает прохождение этих команд на исполнительное устройство.
Подсистема защит и блокировок выявляет недопустимое отклонение аналоговых сигналов от нормального диапазона его измерений а так же следит за недопустим их сочетанием. Как правило на оборудовании технологического процесса предусматривается 3 вида защит: локальное действующее на 2 вида защит: локальная действующая на отдельные узлы и агрегаты и глобальное действующая на разгрузку или останов всего комплекса.
Оперативное управление это подсистема реализующая интерфейс системы управления с оператором - технологом. В задачу интерфейса входит предоставление информации оператору в простой форме допускающий ее иерархическое программирование начиная с общих планов и кончая детальной информации в виде цифровых значений графиков и текстовых сообщений. Другой важнейшей функцией оперативного управления является ручное воздействие со стороны оператора на исполнительное устройство и средства автоматического управления.
Сигнализация является часть подсистемы оперативного управления однако иногда она выделяется в самостоятельную систему которая представляет оператору информацию о разных ошибках связанных с отклонением параметров от допустимых значений с отказами технических средств и основного оборудования а так же неправильными действиями персонала.
Архивирование позволяет регистрировать предысторию изменения технологических параметров или аналоговых так и дискретных частным случаем архивирования является задача регистрации по времени на сравнительно коротком отрезке предшествующем аварии и следующем непосредственно после аварии.
Неоперативные расчеты как правило непосредственно не связаны с текущим уравнением и направлены на анализ результатов управления оценки КПД технико-экономических показателей расхода и т.п. Однако в отдельных случаях могут выполняться расчеты по оптимизации результаты которых используются для коррекции работы автоматических устройств.
Подсистема передачи информации является «связующей системой» АСУ ТП. Она ответственна за достоверную и своевременную передачу информации от одних технических средств (источников) к другим (приемников).

АСУ ТП(процесс горения).dwg

привода дутьевых вентиляторов
Помещение для регулируемого
Здание кислородо-раздаточной
Насосная шламоотвала
(теплосеть в Малиновку)
Прирельсовый элемент ОВК
Помещение дежурного водителя
Здание арматуры на мазутном
Помещение обслуж. арматуры погружных
пожаротушением (5шт.)
Помещение с узлами управления
насосов промемкости N2 с пристройкой
погружных насосов промемкости N1
Помещение обслуж. арматуры
Очистные сооружения мазутного
Насосная замазученных стоков N2
Насосная замазученных стоков N1
Склад металла на мазутном
Здание маслохозяйства
Насосная пенного пожаротушения
Навес для кислородных баллонов
и баллонов сжиженного газа
Склад для кислородных баллонов
Мазутонасосная пусковой
Склад негорючих материалов
Камера переключения N2
Помещение релейных панелей N3
Помещение релейных панелей N2
Помещение релейных панелей N1
Камера переключения N1
Насосная I-го подъема
АБК с переходной галлереей
Наименование зданий
Выключатели масленые
Трансформаторная группа
-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности
Автоматизация ТП и АСУ ТЭС

РАМКА.dwg

привода дутьевых вентиляторов
Помещение для регулируемого
Здание кислородо-раздаточной
Насосная шламоотвала
(теплосеть в Малиновку)
Прирельсовый элемент ОВК
Помещение дежурного водителя
Здание арматуры на мазутном
Помещение обслуж. арматуры погружных
пожаротушением (5шт.)
Помещение с узлами управления
насосов промемкости N2 с пристройкой
погружных насосов промемкости N1
Помещение обслуж. арматуры
Очистные сооружения мазутного
Насосная замазученных стоков N2
Насосная замазученных стоков N1
Склад металла на мазутном
Здание маслохозяйства
Насосная пенного пожаротушения
Навес для кислородных баллонов
и баллонов сжиженного газа
Склад для кислородных баллонов
Мазутонасосная пусковой
Склад негорючих материалов
Камера переключения N2
Помещение релейных панелей N3
Помещение релейных панелей N2
Помещение релейных панелей N1
Камера переключения N1
Насосная I-го подъема
АБК с переходной галлереей
Наименование зданий
Выключатели масленые
Трансформаторная группа
-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности

Разрез.dwg

T-250(1).DWG

ГЕНПЛАН.dwg

привода дутьевых вентиляторов
Помещение для регулируемого
Здание кислородо-раздаточной
Насосная шламоотвала
(теплосеть в Малиновку)
Прирельсовый элемент ОВК
Помещение дежурного водителя
Здание арматуры на мазутном
Помещение обслуж. арматуры погружных
пожаротушением (5шт.)
Помещение с узлами управления
насосов промемкости N2 с пристройкой
погружных насосов промемкости N1
Помещение обслуж. арматуры
Очистные сооружения мазутного
Насосная замазученных стоков N2
Насосная замазученных стоков N1
Склад металла на мазутном
Здание маслохозяйства
Насосная пенного пожаротушения
Навес для кислородных баллонов
и баллонов сжиженного газа
Склад для кислородных баллонов
Мазутонасосная пусковой
Склад негорючих материалов
Камера переключения N2
Помещение релейных панелей N3
Помещение релейных панелей N2
Помещение релейных панелей N1
Камера переключения N1
Насосная I-го подъема
АБК с переходной галлереей
Наименование зданий
Выключатели масленые
Трансформаторная группа
пожаротушением (3шт.)
-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности

Копия T-250(1).DWG

750.dwg

Реконструкция головного энергоблока
Минской ТЭЦ 5 МАУС 250-Т
Главная схема электрических
на газообразном топливе

5 Топливное хозяйство.doc

5. Топливное хозяйство
1 Мазутное хозяйство
Мазут доставляется на ТЭС главным образом по железной дороге (в отдельных случаях — водным путем и по трубопроводам).
Основные элементы мазутного хозяйства — приемно-сливное устройство мазутохранилище мазутная насосная установки для ввода жидких присадок трубопроводы и арматура На рис 5.1 показана принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции.
Для разогрева и слива мазута из цистерн могут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом так и закрытые сливные устройства — тепляки. Тип сливного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.
Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки выполненные с уклоном не менее 1% и по ним направляется в приемную емкость перед которой должны устанавливаться грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладывают паровые трубы.
Приемно-сливное устройство рассчитывают на прием цистерн грузоподъемностью 50 60 и 120т. Длину фронта разгрузки основного мазутохозяйства проектируют считая что должен быть слит расчетный суточный расход мазута (20-часовой расход всеми энергетическими котлами станции при их номинальной производительности и 24-часовой расход всеми водогрейными котлами при покрытии тепловых нагрузок для средней температуры самого холодного месяца). Время разогрева и слива одной ставки не должно быть более 9 ч. Полагают также что мазут доставляется цистернами расчетной грузоподъемностью 60 т при весовой норме железнодорожного маршрута с коэффициентом неравномерности подачи 12. Принятая длина фронта разгрузки должна быть не менее 13 длины маршрута. Для растопочного мазутного хозяйства электростанций с общей производительностью котлов до 8000 тч длина разгрузки принимается 100 м а при большей производительности котлов — 200 м.
Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства должна составлять не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачивается насосами погружного типа в мазутохранилище. Сливаемый из установленных под разгрузку цистерн мазут должен быть перекачан не более чем за 5 ч. В основном мазутном хозяйстве перекачивающие насосы устанавливаются с резервом. В растопочном мазутохозяйстве приемная емкость должна быть не менее 120 м3 откачивающие насосы не резервируются.
От нефтеперерабатывающего завода мазут на мазутохозяйство ТЭЦ подается по одному трубопроводу. В отдельных случаях при обосновании допускается подача по двум трубопроводам с пропускной способностью каждого из них равной 50% максимального часового расхода топлива при номинальной производительности котлов.
В зависимости от типа мазутного хозяйства вместимость мазутохранилища (без учета госрезерва) принимается следующей:
Рис. 5.1 “Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции”
— цистерна; 2 — лоток приемно-сливного устройства; 3 — фильтр-сетка; 4 —приемный резервуар: 5—перекачивающий насос (погружного типа); 6—основной резервуар; 7—насос первого подъема; 8 — основной подогреватель мазута; 9— фильтр тонкой очистки мазута; 10 — насос второго подъема; 11 — регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12— насос рециркуляции; 13 — фильтр очистки резервуара; 14 — подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15—подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка.
Вместимость резервуаров
Основное для электростанций на мазуте:
при доставке по железной дороге
На 15-суточный расход
при доставке по трубопроводам
На 3-суточный расход
Резервное для электростанций на газе:
На 10-суточный расход
Аварийное для электростанций на газе:
На 5-суточный расход
Для водогрейных котлов:
1.1 Ёмкость мазутохранилища
Расход мазута одним котлоагрегатом ТГМП-314 составляет
Таким образом необходимый запас должен быть не менее 59040 м3. Принимаем к установке два резервуара ёмкостью по 30000 м3. В результате запас мазута:
На электростанциях сооружают как металлические наземные резервуары так и железобетонные обвалованные землей. В районах со среднегодовой температурой +9 °С и ниже металлические резервуары мазутного хозяйства теплоизолируют.
Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогревают циркуляционным способом по отдельному специально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В контуре циркуляционного разогрева мазута предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю. Подача насоса циркуляционного разогрева должна обеспечивать подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной.
Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища выше 90 °С не' допускается. Это ограничение связано с тем что при более высокой температуре вода в мазуте вскипает (при 100°С) с образованием водомазутной пены происходит интенсивное отстаивание воды увеличиваются потери от испарения легких фракций. Для мазута марки 40 оптимальная рабочая температура хранения 50—60°С для мазута марки 100—температура 60—70°С.
В основном и растопочном мазутохозяйствах схема подачи мазута в котельное отделение может быть одно- или двухступенчатой в зависимости от требуемого давления перед форсунками. Количество мазутных насосов в каждой ступени основного мазутного хозяйства должно быть не менее четырех (в том числе по одному резервному и одному ремонтному). Оборудование основного мазутного хозяйства должно обеспечивать. непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью.
В насосной основного мазутохозяйства предусматривается по одному резервному подогревателю и фильтру тонкой очистки. Схема мазутонасосной должна допускать возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II ступеней.
Мазут из основного мазутохозяйства подается к котлам по двум магистралям рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции. Из растопочного мазутохозяйства мазут поступает в котельное отделение по одному трубопроводу пропускная способность которого выбирается с учетом общего количества и мощности агрегатов (энергоблоков) на электростанции и режима ее работы в энергосистеме. При этом загрузка одновременно растапливаемых котлов не должна превышать 30% их номинальной производительности а число таких котлов на ТЭЦ не должно превышать двух наиболее крупных котлов.
В магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу должна быть обеспечена циркуляция мазута Для этого предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство. Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях.
Прокладка мазутопроводов как правило наземная. Мазутопроводы проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях должны иметь паровые или другие обогревательные спутники в общей с ними изоляции. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения а также на отводах к каж дому котлу должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами расположенными в удобных для обслуживания местах.
Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах должна быть установлена запорная арматура на расстоянии 10—50 м от мазутонасосной.
Тепловые электростанции снабжаются газом от газораспределительных станций (ГРС) через газораспределительные пункты (ГРП) (рис. 5.2). Последние вместе с системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭЦ. На газомазутных конденсационных электростанциях мощностью до 1200 МВт и газомазутных ТЭЦ с расходом пара до 4000 тч может быть один ГРП а на остальных электростанциях их количество должно быть не менее двух.
Производительность ГРП на электростанциях где газовое топливо является основным рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами а на электростанциях сжигающих газ сезонно— по расходу газа для летнего режима ГРП размещают в отдельных зданиях или под навесами на территории электростанции. К каждому ГРП газ подводится по одному газопроводу (без резервного) от расположенной вне территории электростанции ГРС. Давление газа перед ГРП 06—11 МПа а после ГРП требуемое его значение определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками и составляет обычно 013— 02 МПа.
Рис. 5.2 “ Схема газового хозяйства ТЭС”
I— запорная задвижка 2 — расходомер 3—фильтр 4 — регулятор давления 5—предохранительный клапан 6 — байпасная линия 7 — регулятор расхода газа; 8— импульсный отсечный быстродействующий клапан 9 — пробковый кран.
В ГРП имеются рабочие нитки газопровода нитки малого расхода включаемые при малом потреблении газа и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливают автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы действующие по принципу «после себя». Защитные регуляторы настраивают на повышенное давление по сравнению с рабочим и при работе в расчетном диапазоне полностью открыты.
В пределах ГРП и до котлов прокладка газопроводов наземная. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлам не резервируется и может выполняться однониточным. Газовый распределительный коллектор котлов прокладывается вне здания котельного отделения.
При заполнении газом газопроводы должны продуваться им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха а при освобождении от газа продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем что при объемной концентрации природного газа в воздухе 005—015 (5—15%) образуется взрывоопасная смесь. Из сбросных свечей газ выпускается в места откуда он не может попасть в здания и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня. На газопроводах устанавливается только стальная арматура.

ТЭП.doc

1.7.1. Расчёт капиталовложений в ТЭЦ.
Капиталовложения в турбоустановки Т-250-240:
головная в блоке с котлом на 1000 тч – = 956 млн. .
последующая – млн. .
Капиталовложения в ПВК - КПВК=3×35=105 млн..
Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей lТС=15км а ЛЭП – lЛЭП=15км.
Удельные капиталовложения: в тепловые сети – kТС=4×106 км
Полные капиталовложения:
в ТС – KТС= kТС× lТС=4×106×15=60 млн.
в ЛЭП – KЛЭП= kЛЭП× lЛЭП=05×106×15=75 млн..
Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:
7.2. Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении):
ЭТТ-250= WТФО×hТФ×QТФО-С×h =
= 063×3500×384-407×5500= 662870 МВт×чгод
ЭТS=3·662870 = 1988610 МВт×чгод
Годовой расход тепла на турбину:
QТТ-250 = a×h+rк×N×h-Dr×ЭТ +QгТФО=
5×5500+198×250×5500-132×662870+384×3500=
= 34120759 МВт×чгод= 29363821 Гкалгод
QТS =3·34120759 =102362277 МВт×чгод= 88011086 Гкалгод
Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:
bКА=0143(hKA×hТП)=0143(092×099)=0157 тутГкал
Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:
Q=QT×102= 88011086 ×102= 89771307Гкалгод
Годовой расход топлива на энергетические котлы:
ВКА=bКА×Q=0157×89771307= 14094095 тутгод
Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:
bПВК=0143(hПВК×hТП)=0143(086×099)=0168 тутГкал
Годовой расход топлива на ПВК:
ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=38923849×(1-089)×0168= 719313 тутгод
Суммарный расход топлива на ТЭЦ:
ВТЭЦ= ВКА +ВПВК= 14094095+719313 = 14813408 тутгод
7.3. Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ.
Постоянные издержки:
Ипост=13×(12×КТЭЦ×Ра100+kшт×NТЭЦ×зсг)
где Ра =73 % – норма амортизации (табл.6 [1])
зсг=2500 год – заработная плата среднегодовая
kшт=05 чел.МВт – штатный коэффициент (табл.8 [1])
Ипост=13×(12×2257×106×73100+05×750×2500) = 26921466 год
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦ×Цтут=14813408×65 = 96287152 год
где Цтут=65 тут – цена тонны условного топлива.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП
где ИТС= 0075×КТС=0075×60=45×106 год
ИЛЭП= 0034×КЛЭП=0034×75=0255×106 год –издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.
ЗТЭЦ=012×2257+ 26921+96287+012×(60+75)+45+0255= 163117 млн.год
8. Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии
8.1. Расчёт капиталовложений и годового расхода топлива на КЭС.
Выбираем блоки К-300-240+1000 тч в количестве четырёх штук на газомазутном топливе.
Капиталовложения в блоки (табл.5 [1]):
головной – K1 К-300=62 млн.
последующие – K2К-300= 336 млн. .
Общая мощность блоков КЭС: NКЭС=4×300=1200 МВт.
Для данной мощности КЭС:
Ра =31 % – норма амортизации (табл.7 [1])
зсг=2000 год – заработная плата среднегодовая
kшт=037 чел.МВт – штатный коэффициент (табл.9 [1])
расход электроэнергии на собственные нужды Эсн=3% (табл.10 [1]).
Полные капиталовложения в КЭС:
K*кэс=K1 К-300+3×K2К-300 =(62+3×336).106=1628.106
Постоянные издержки КЭС:
=13(12×1628×+037×1200×2×103) = 9027 млн.год
Число часов использования мощности КЭС hКЭС=5500 чгод.
Количество электроэнергии вырабатываемой за год:
ЭК=NКЭС×hКЭС=1200×5500=6600000 МВт×чгод
Отпуск электроэнергии от КЭС:
Экэс= ЭК ×(1-Эсн100)=6600000×(1-3100)=6402×106 МВт×чгод
Годовой расход теплоты на блок:
Qт=a×h+r×Ээк+r'×(Э-Ээк)
где Э-Ээк=×ЭК×(Nном-Nэк)Nном
где =095 (принимаем) -- коэффициент учитывающий степень загрузки турбины;
Nэк=280 МВт – экономическая мощность турбины;
Nном=300 МВт – номинальная мощность турбины;
r=217 – относительный прирост при NЭК ;
r'=221 – относительный прирост при N>NЭК ;
a=473 – расход теплоты на холостой ход.
Э-Ээк=095×6600000.(300-280)(4×300)=104500 МВт×чгод
Ээк=NЭК×hКЭС=280.5500=1540000 МВт×чгод
Qт=473×5500+217×154.106+221.104500=3832895 МВт×чгод =
Принимаем число пусков блока в году n=1. Пусковой расход топлива ап=102 тутч. Время пуска Тп=8 ч. следовательно расход топлива на пуск:
Вп= ап× Тп=102×8= 816 тутпуск
Годовой расход топлива на блок:
Вбл=QT×bКА+Вп×n=32962897×0157+816×1= 5175991 тутгод
Годовой расход топлива на КЭС:
ВКЭС=4×Вбл=4×5175991= 20703964 тутгод
Удельный расход топлива на электроэнергию:
bээ=ВКЭСЭКЭС=207039646402000=03234 тут(МВт×ч) =03234 кг у.т.(кВт×ч)
Переменные годовые издержки КЭС:
И*КЭСпер=B КЭС×Цтут=20703964×65= 134576×106 год
Доля капиталовложений в КЭС учитываемая при сравнении:
ККЭС=К*КЭС×b×NТЭЦNКЭС=1628×11×7501200=11192 млн.
где b=105 – коэффициент учитывающий различие схем энергоснабжения.
Доля условно-постоянных издержек КЭС учитываемая при сравнении:
ИКЭСпост= И*КЭС пост ×a× NТЭЦNКЭС= 9027×104×7501200= 434 млн.год
где a=104 – коэффициент учитывающий различие расходов электроэнергии на собственные нужды схем энергоснабжения потери в сетях.
Доля условно-переменных издержек КЭС учитываемая при сравнении:
ИКЭСпер= И*КЭС пер ×a× NТЭЦNКЭС=134576×104×7501200= 875 млн.год
Выбираем для отпуска тепла с горячей водой водогрейные котлы ПТВМ-180. Число водогрейных котлов определим как n=QТФQнВК=7467180=4148 принимаем n=5.
Капиталовложения в водогрейные котлы:
К1ВК=3381×103 –головной
К2ВК=919×103 – последующие.
Общие капиталовложения в котельную:
Ккот= К1ВК+4×К2ВК= 3381+4×919=
= 7035 тыс. = 7035 млн.
Максимальная теплопроизводительность котельной по воде
Qвкот= QнВК×n = 180·5 = 900 Гкалч
Принимаем по рекомендациям с учётом Qкот норму амортизации Ра=3% среднегодовая заработная плата зсг=1500 год штатный коэффициент kшт=025 челГкал.
Икотпост=13×(11×Ккот×Ра100+kшт×Qкот×зсг)=
=13×(11×7035×106×3100+025×900×1500)= 0741×106 год
Годовой расход топлива на котельную:
Вкот=098QгТФ(hВК×Кпер)=
= 098×2002500(087×7))= 3222414 тутгод
Условно-переменные издержки на котельную:
Икотпер=Вкот×Цтут=3222414×65 = 20946×106 год
8.3. Определение общих величин раздельной схемы.
Капиталовложения в раздельную схему:
Кр=ККЭС+Ккот+КрТС+КрЛЭП=11192+7035+54+75= 18046 млн.
где КрТС=09× КТС=09×60=54 млн. – капиталовложения в тепловые сети при раздельной схеме
КрЛЭП КЛЭП= 75 млн..
Соответственно издержки на тепловые сети при раздельной схеме:
ИрТС=0075× КрТС=0075×54= 405 млн.год
приведенные затраты на раздельную схему:
Зр=Ен×Кр+ИКЭСпост+Икотпост+ ИКЭСпер+Икотпер+ИрТС+ИЛЭП=
=012×18046+434+0741+875+20946+405+0255 = 13949 млн.год
9. Техникоэкономические показатели
9.1. Комбинированная схема.
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:
= 88011086-98978×3500 = 53368786 Гкалгод
Годовой расход топлива на производство электроэнергии:
Вээ= QгэКА×Kп)= 53368786(092×7)= 8287079 тутгод
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
qбЭ=QгЭЭТЭЦ=533687863877500 = 1376 ГкалМВт-ч
где ЭТЭЦ=NТЭЦ×hТЭЦ×(1-DЭСН100)=750×5500×(1-6100)= 3877500 МВт×чгод
где DЭсн=6 % – расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.
Удельный расход топлива на производство электроэнергии:
bээ=ВээЭТЭЦ=82870793877500 = 0214 тутМВт
Годовой расход топлива на производство тепловой энергии:
Втэ=ВТЭЦ-Вээ= 14813408-8287079 = 6526329 тутгод
Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ:
QТЭЦ= 4263658 Гкалгод
Удельный расход топлива на выработку теплоты:
bтэ=ВтэQТЭЦ=65263294263658= 0153 тутГкал
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:
hээ=0123bээ=01230214=0575
КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:
hтэ=0143bтэ=01430153 = 0934
Доля постоянных издержек относимая на
электроэнергию: Иээпост=ИТЭЦпост×ВээВТЭЦ=26921×828707914813408 =
теплоту: Итэпост=ИТЭЦпост×ВтэВТЭЦ=26921×652632914813408 = 1186 млн.год.
Себестоимость электроэнергии:
Сээ=(Иээпост+Вээ×Цтут)ЭТЭЦ=(15060000+8287079×65)3877500 = 1778 (МВт×ч)=
Себестоимость тепловой энергии:
Стэ=(Итэпост+Втэ×Цтут)QТЭЦ=(11860000+6526329×65)4263658 = 1273 Гкал
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:
Стээ=bээ×Цтут=0214×65 = 1391 МВт
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:
Сттэ=bтэ×Цтут=0153×65 = 9945 МВт
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:
зээ=(ЗТЭЦЭТЭЦ)×(ВээВТЭЦ)=( 1631170003877500)×(828707914813408)=
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:
зтэ=(ЗТЭЦQТЭЦ)×(ВnэВТЭЦ)=(1631170004263658)×(652632914813408)=
Показатель фондоотдачи:
Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)Kтэц=(30×3877500+15×4263658)225700000=
Показатель фондовооружённости:
Kфв=Kтэц(Nтэцkшт)= 225700000(750×05)= 601867 чел
9.2. Раздельная схема.
Полный расход тепла на производство электроэнергии:
Qэ=4.Qт(1+П100)=4×32962897.(1+1100)=
= 13317010388 Гкалгод
гдеП=1% – показатель учитывающий отклонение параметров от номинальных.
Удельный расход тепла на турбоагрегаты:
qт=QэЭк=133170103886600000= 20177 Гкал(МВт×ч)= 8448 Гкал(МВт×ч)
т=36qт=368448= 04261
КПД КЭС по отпуску электроэнергии:
=0123bээ=012303234= 03803
Стээ=bээ×Цтут=03234.65= 21021 (МВт×ч)
Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:
Сээ=Стээ+И*КЭСпостЭКЭС=21021+9027.1066402000=22431 МВт×ч
Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:
Зээ=(Eн×K*КЭС+И* КЭСпост+И*КЭСпер)ЭКЭС=(012×1628+9027+134576)6402=
Kфо=Цнээ.ЭКЭСK*КЭС=30×64021628= 118
Kфв=K*КЭС(NКЭС×kшт)=162800000(1200×037)= 3666667 чел
Удельные капиталовложения в котельную:
k=КкотQкот=7035000900= 78167 (Гкалч)
Удельный расход топлива на производство теплоты:
bтэ=BкотQгТФ=32224142002500 = 0161 тутГкал
КПД котельной по отпуску теплоты:
тэ0143bтэ=01430161= 0889
Сттэ=bтэ×Цтут=0161.65= 105 Гкал
Себестоимость тепла отпускаемого котельной:
Стэ=Сттэ+ИкотпостQгТФ=105+7410002002500= 1087 Гкал
Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:
Зтэ=(Eн×Kкот+Икотпост+Bкот×Цтут)QгТФ=
=(012×7035000+741000+3222414×65)2002500 = 1125 Гкал
Показатель фондоотдачи котельной:
Кфо=Цнтэ×QгкотКкот=15×20025007035000 = 426
Показатель фондовооружённости котельной:
Кфв=Ккот(Qкот×kшт)= 7035000(900×025)= 312667 чел

Технико-экономические показатели.dwg

ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности
Технико-экономические показатели

3х250.doc

1 Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования
Максимальный расход пара на турбину тч
Удельная выработка эл. эн. на тепловом потреблении кВтчГкал
Удельные расходы тепла ккалкВтч
Производственный отбор
Теплофикационая выработка
Конденсационная выработка
1 Величины тепловых нагрузок
Централизованный отпуск теплоты от ТЭЦ в горячей воде осуществляется главным образом коммунально-бытовому сектору для отопления вентиляции и горячего водоснабжения.
Отпуск теплоты из теплофикационных отборов ТЭЦ:
Суммарный отпуск теплоты от ТЭЦ:
Часовой отпуск тепла от ПВК:
Выбираем два ПВК производительностью 180 ( из условия надежности ПВК должно быть не менее двух ).
2 Обоснование тепловых нагрузок
Определим число жителей снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0.9. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:
для отопления и вентиляции:
для горячего водоснабжения:
тогда число жителей определяем как:
Население города к началу расчетного периода:
zнач=zрасч(1+i100)Трасч=181035(1+1.5100)5=195026жителей
Трасч-время через которое ТЭЦ достигнет проектной нагрузки.
Тепловая нагрузка к началу расчетного периода:
Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:
отопление и вентиляция:
QГОДО+В=zрасч.qГОДО+В=181035 . 13.1=2371558.5 Гкалгод;
горячее водоснабжение:
QГОДГ.В=zрасч . qГОДГ.В=181035 .8.1=1466383.5 Гкалгод;
Максимальные часовые нагрузки для расчетного года:
QPО+В= QГОДО+В hО+ВMAX=2371558.52500=948.6 Гкалчас;
QPГ.В= QГОДГ.В hГ.ВMAX=1466383.53500=419 Гкалчас;
Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году:
QТЭЦтф.год=( QГОДО+В+ QГОДГ.В)hт.с=(2371558.5+14663835)0.9=4264380 Гкалгод;
Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ:
QТЭЦтф=(QPО+В +QPГ.В)hт.с=(948.6+419)0.9=1520 Гкалчас;
Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ
QТЭЦтф.о.год= QТЭЦтф.год . aтфГОД=4264380 .0.91=3880585.8 Гкалгод;
где aтфГОД – годовой коэффициент теплофикации.
3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 3Т-250-240. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем 4К-300-240.
4. Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ определяем по формуле:
Kтэц= K'ка+K'тг+ K'пвк+K''ка+K''тг+ K''пвк где
K'ка K'тг K'ПВК – капиталовложения в головной котлоагрегат турбоагрегат ПВК соответственно.
K''ка K''тг K''пвк – капиталовложения в последующие агрегаты.
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:
Годовые эксплуатационные издержки на станции складываются из условно-постоянных и условно-переменных:
Pам – норма амортизации (принимаем Pам=7.3%);
kшт – штатный коэффициент (kшт=0.5 чел.МВт);
Зс.г. – среднегодовая заработная плата (Зс.г. =2500 чел.-год);
2 – коэффициент учитывающий издержки на текущий ремонт;
3 – коэффициент учитывающий общестанционные расходы;
Переменные издержки на производство определяются стоимостью израсходованного на ТЭЦ топлива.
ВТЭЦ -- расход топлива на ТЭЦ;
ЗТ – цена одной тонны условного топлива.
5 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбоагрегатов и котлоагрегатов. Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характеристику турбины трансформировать в годовую то есть
QЧтi=a+rkNi- DrkNтi +QЧтхоi+ QЧтфоi где
Nтi=WтхоQЧтхоi+WтфоQЧтфоi-c
Qтгод=aT+rкNтh-rЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо ;
Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT
Таблица 3 Энергетические характеристики турбины Т-250 МВтМВт.
где a -- расходы теплоты на холостой ходМВт ;
c -- потери в отборахМВт ;
T -- число часов работы турбины в году чгод ;
h -- годовое число часов использования электрической мощности чгод ;
rк -- относительный прирост для конденсационного потока ;
r -- уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке ;
Wтхо --удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе МВтМВт;
Wтфо -- удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе МВтМВт .
Qтхо – номинальная величина технологического отбора;
Qтфо – номинальная величина теплофикационного отбора;
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
hi – годовое число использования электрической мощности
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:
Годовой расход условного топлива на ПВК:
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Переменные годовые издержки:
6 Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ
Зтэц=EнKтэц+Ипост+Ипер+Eн(kтс+kлэп)+Итс+Илэп
где Ктс Клэп - капиталовложения в теплосети и ЛЭП.
Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:
Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:
Удельные капиталовложения:
Kтс =4.106.15=60.106 ;
Kлэп =056.106.25=14.106 ;
Итс=0075.60.106=45.106 год;
Илэп=0034.14.106=048.106 год.
Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:
Ен=0.12 – нормативный коэффициент;
Полные капиталовложения в комбинированную схему:
1. Капиталовложение и годовые эксплутационные издержки КЭС
Полные капиталовложения в КЭС:
Pам – норма амортизации (принимаем Pам=3.1%);
kшт – штатный коэффициент (kшт=0.37 чел.МВт);
Зс.г. – среднегодовая заработная плата (Зс.г. =2000 чел.-год);
-расход электроэнергии на собственные нужды Эсн=3%
Отпуск электроэнергии от КЭС:
Годовой расход теплоты на блок:
Qт=aTр+rЭэк+r'(Э-Ээк);
ТР=5500 ч – число часов работы турбины в году;
Э-Ээк=Э(Nном-Nэк)Nном
где =0.95 (принимаем) – коэффициент учитывающий степень загрузки турбины;
Годовой расход топлива на 1 блок:
Годовой расход топлива на КЭС:
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:
Переменные годовые издержки КЭС:
Исходя из сопоставимости вариантов районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла что и ТЭЦ.
Найдём количество водогрейных котлов:
Выбираем водогрейные котлы типа ПТВМ – 180 производительностью 180 Гкалч;
Общее количество котлоагрегатов соответствует одной котельной
Капиталовложения в котельную:
Максимальная теплопроизводительность котельной по воде:
Принимаем по рекомендациям с учётом Qкот норму амортизации Ра=3% среднегодовая заработная плата зсг=1500 год штатный коэффициент kшт=025 челГкал.
Постоянные годовые издержки котельной:
Годовой расход топлива на котельную:
3. Расчёт затрат раздельной схемы
Капиталовложения в раздельную схему:
Kр=Kкэс+Kкот+KРтс+KРлэп .
kтс=4.106 км; kлэп=0.56.106 км;
Издержки на теплосети и ЛЭП:
ИРтс=0.075 KРтс =0.075.40.106=3.106 год;
ИРлэп=0.034 KРлэп =0.034.56.106=1.9.106 год.
Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:
Приведенные затраты в раздельную схему:
Капиталовложения в раздельную схему без учёта капиталовложений в тепловые сети и ЛЭП:
1. Комбинированная схема
Балансовая стоимость основных фондов:
Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:
Срок службы станции принимаем Тсл=25лет.
Чистая дисконтированная стоимость:
Принимаем процентную ставку r =30%
Принимаем процентную ставку r =20%
Принимаем процентную ставку r =10%
Срок службы станции принимаем Тсл=30лет.

3 котёл.doc

3 Укрупнённый расчёт котлоагрегата ТГМП-314
Используемое топливо: основное – газ резервное – мазут М-100.
Паропроизводительность Д0= 1000 тч
Давление острого пара Р0=25 МПа
Температура перегретого пара t0=545 0C
Состав газа по элементам:
Состав мазута по элементам:
2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута
2.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания жидкого топлива (при a=1):
2.2 Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с a=1:
теоретический объём азота:
теоретический объём трёхатомных газов:
теоретический объём водяных паров:
При избытке воздуха a>1 (принимаем a=103) объём водяных паров:
объём дымовых газов:
Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:
Суммарная объёмная доля:
Безразмерная концентрация золы:
– масса дымовых газов.
2.3. Тепловой баланс котлоагрегата
Составим общее уравнение теплового баланса:
2.3.1. Располагаемое тепло на 1кг жидкого топлива:
где: – тепло внесённое в котёл воздухом;
b' – отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому;
' – энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и холодного воздуха по I-t таблице [5].
– физическое тепло топлива.
2.3.2. Определяем потери тепла с уходящими газами:
tух=140 0С Iух=637 ккалкг q4=0 (принято) aух=128.
Потери тепла от химической неполноты сгорания принимаем q3=05 % от механической неполноты сгорания q4=0 потери тепла в окружающую среду q5=04 % потери тепла с физическим теплом шлама q6=0.
2.3.3. Определяем полезно используемое тепло:
2.4. Определение часового расхода топлива на котёл
Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.
3. Расчёт котлоагрегата при сжигании газа
3.1.Теоретическое количество воздуха для полного сгорания газообразного топлива (при a=1):
3.2. Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с a=1:
При избытке воздуха a>1 (принимаем a=105):
объём водяных паров:
Суммарная объёмная доля:
3.3. Тепловой баланс котлоагрегата
2.3.1. Располагаемое тепло на жидкого топлива:
– физическое тепло топлива (для газа).
3.3.2. Определяем потери тепла с уходящими газами:
q4=0 (принято) aух=128 (см. п.4.2.2.)

14 ТЭП.doc

14 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
1. Комбинированная схема
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:
Годовой расход топлива на производство электроэнергии:
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
Удельный расход топлива на производство электроэнергии:
Годовой расход топлива на производство теплоты:
Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:
Удельный расход топлива на производство теплоты:
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:
КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:
Доля постоянных издержек относимая на электроэнергию:
Доля постоянных издержек относимая на тепловую энергию:
Себестоимость электроэнергии:
Себестоимость тепловой энергии:
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:
Показатель фондоотдачи:
Показатель фондовооружённости:
Полный расход тепла на производство электроэнергии:
гдеП=1% -- показатель учитывающий отклонение параметров от номинальных.
Удельный расход тепла на турбоагрегаты:
КПД КЭС по отпуску электроэнергии:
Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:
Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:
Удельные капиталовложения в котельную:
КПД котельной по отпуску теплоты:
Себестоимость тепла отпускаемого котельной:
Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:
Годовой отпуск энергии
Удельный расход тепла
Удельный расход топлива на производство энергии
Условно-постоянные издержки
Годовой расход топлива
Удельные приведенные затраты
Цена тонны условного топлива
Топливная составляющая себестоимости
Себестоимость энергии
Показатель фондоотдачи
Показатель фондовооружён-ности

7 ВПУ.doc

7 ВЫБОР И РАСЧЁТ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Водоподготовительная установка проектируется для ТЭЦ с котлами . В качестве источника принята вода со следующими показателями.
Пересчёт показателей качества исходной воды в :
Таблица 1” Пересчёт показателей качества исходной воды”
-Взвешенные вещества: 35 ;
-Минеральный остаток: 58;
-Окисляемость по О2: 2.8.
Рис. 1“Схема предочистки”
Основными задачами водоподготовки и рациональной организации водного режима парогенераторов и тракта питательной воды являются:
-предотвращение образования на внутренних поверхностях парообразующих и пароперегревательных труб отложений кальциевых соединений и окислов железа а в проточной части отложений соединений меди железа кремниевой кислоты и натрия;
-защита от коррозии конструкционных металлов основного и вспомогательного оборудования ТЭС и тепловых сетей в условиях их контакта с водой и паром а также при нахождении их в резерве.
Для надежной и экономичной эксплуатации оборудования электростанций правилами технической эксплуатации разработаны нормы качества питательной воды и пара для всех типов котлов эксплуатируемых в энергосистеме. Для мощных блоков нормы качества по пару практически совпадают для барабанных и прямоточных котлов в то время как нормы качества по питательной воде отличаются существенно. Это происходит из-за конструкционных различий между котлами.
Таблица 2” Нормы качества острого пара”
Таблица 3” Нормы качества по питательной воде”
Начальный этап очистки воды – предочистка – осуществляется в основном методами осаждения. К процессам осаждения применяемым в настоящее время при предочистке воды относятся коагуляция известкование и магнезиальное обескремнивание. Первичное осветление воды производится в осветлителях а окончательная очистка от осадка осуществляется при помощи процесса фильтрования который также относится к предочистке воды но является безреагентным методом.
Освобождение воды от истинно растворенных примесей может осуществляться методами ионного обмена а также мембранными и термическими методами. Ионный обмен на ВПУ ТЭС производится в ионообменных фильтрах обычно насыпного типа. По технологическому предназначению различают катионитные анионитные и фильтры смешанного действия. По способу выполнения технологических операций фильтры подразделяются на прямоточные противоточные ступенчато-противоточные двухпоточно-противоточные ФСД с внутренней и внешней регенерацией.
Насыпные фильтры с одинаковым по характеру ионообменным материалом (катионитанионит) подразделяют также на фильтры 1-й и 2-й ступеней. Эти фильтры различаются сортами засыпаемого в них ионита и конструктивными особенностями.
Для регенерации ионитных фильтров на каждой ВПУ имеется реагентное хозяйство включающее в себя склады реагентов оборудование для приготовления и подачи регенерационных растворов.
Выбор схемы подготовки добавочной и подпиточной воды определяется с одной стороны качеством исходной воды и требуемым качеством очищенной а с другой стороны – условиями надежности экономичности и минимального количества сбросов примесей в водоемы.
2 Обоснование выбора метода и схемы ВПУ
Выбор метода подготовки добавочной воды на проектируемой ТЭЦ зависит от
В нашем случае будет :
Выбор конкретной схемы обессоливания определяется типом парогенератора и показателями качества исходной воды. Т.к. на станции планируется установить прямоточный котёл то независимо от показателей качества исходной воды обработка воды должна вестись по схеме трёхступенчатого обессоливания .
Добавочная вода для подпитки теплосети требует только умягчения поэтому будет производиться на Na-катионитовых фильтрах.
Водоподготовительные установки включают предочистку и ионитную часть. Предочистка состоит из осветлителей и осветлительных фильтров и служит для удаления из обрабатываемой воды грубодисперсных коллоидных и частично молекулярнодисперсных веществ. Ионитная часть схемы служит для полного удаления молекулярнодисперсных веществ.
Тип предочистки определяется величиной Жкисх.в.. Если Жкисх.в 2 то вода подвергается только коагулированию сернокислым Al с добавлением флокулянта (ПАА). В данном случае Жкисх.в=0.7.
Предварительная обработка воды:
а) Жёсткость остаточная:
-карбонатная Жкост=Жкисх - кA
-некарбонатная Жнкост=Жнкисх + кA
-общая Жоост=Жоисх=0.87
кAl – доза коагулянта Al2(SO4)3 .
кAl=0.2-1.2 (мы принимаем кAl=0.3).
б) Щёлочность остаточная:
Щост =Щоисх - кAl=0.7-0.3=0.4.
в) концентрация хлор-ионов не изменяется:
Cl-ост=Cl-исх=0.085.
г) концентрация кремниевой кислоты уменьшается на 25%:
SiO32-ост=0.75SiO32-исх=0.75 0.236=0.177.
д) концентрация сульфат- ионов увеличивается на дозу коагулянта:
SO42-ост= SO42-исх + кAl=0.0875+0.3=0.3875.
-Первая ступень Н-катионирования (Н1):
В этом фильтре удаляются катионы Са2+ Mg2+ и Na+ в количестве
Жоост + 2.15Na где Жоост – общая остаточная жёсткость после предочистки.
Жёсткость воды после Н1 составляет 0.2-0.3.
-Первая ступень анионирования А1 (слабоосновное анионирование).
В этом фильтре удаляются анионы сильных кислот в количестве:
Щёлочность воды после фильтра А1=0.2
Остаточная концентрация СО2 после декарбонизатора принимается в пределах
-10 . Мы принимаем СО2=5 =0.113.
-Вторая ступень Н-катионирования (Н2):
В фильтре удаляются катионы в количестве:
Кислотность воды после фильтра Н2 не выше 0.05 .
-Вторая ступень анионирования А2 в основном удаляет SiO32-ост и CO2ост после декарбонизатора в количестве:
Качество обеесоленной воды после А2:
солесодержание: не более 0.2
кремнесодержание: не более 0.04.
-Фильтр смешанного действия в схеме 3-го обессоливания глубоко удаляет из воды катионы и анионы. Качество воды после ФСД:
солесодержание: не более 0.1
кремнесодержание: не более 0.03 .
3Расчет производительности ВПУ
Производительность ВПУ ТЭЦ с котлами
4.1 Расчет и выбор фильтров ионитной части ВПУ
Расчёт схемы ВПУ начинают с конца технологического процесса то есть в нашем случае с фильтра ФСД. Для определения числа и размеров фильтров необходимо знать расход воды на данную группу фильтров и качество этой воды.
На последующие группы фильтров количество воды будет определяться производительностью установки плюс расход воды на собственные нужды рассчитанной группы фильтров.
Необходимая площадь фильтрования:
производительность фильтра без учёта расхода воды на их собственные нужды
скорость фильтрования
Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:
число установленных фильтров одинакового диаметра (принимается не менее 3-х).
По вычисленной площади определяем диаметр фильтра:
принимаем ближ. больший из стандартного ряда
Продолжительность фильтроцикла каждого фильтра для :
производительность рассчитываемого фильтра
сечение стандартного фильтра
число установленных фильтра одинакового диаметра;
Количество регенераций в сутки:
продолжительность операций связанных с регенерацией фильтра. Для ФСД 3 4 .
Объём ионитных материалов загруженных в фильтр во влажном состоянии:
Расход воды на собственные нужды:
где удельный расход воды на собственные нужды (табл. 11).
Расход химического реагента на регенерацию фильтра:
где расход химреагента на ионита (табл.10).
где содержание активно действующего вещества в техническом продукте
Суточный расход химического реагента на регенерацию фильтра:
Часовой расход воды который должен быть подан на следующую рассчитываемую группу ионитных фильтров:
По данной методике проведен расчёт фильтров Результаты сведём в таблицу 4:
Таблица 4 ”Результаты расчёта фильтров ”
Производительность фильтра м3ч
Скорость фильтрования мч
Необходимая площадь фильтрования м2
Высота загрузки фильтра м
Продолжительность фильтроцикла ч
Количество регенераций в сутки раз
Удельный расход воды на
регенерацию фильтров РU м3м3
Содержание активно действующего вещества С %
Расход 100 % -го реагента на 1 м3 ионита b кг
Суммарный объем ионита во влажном состоянии м3
Расход воды на собственные нужды м3ч
Расход 100%-го реагента на одну регенерацию кг
Расход технического реагента на одну регенерацию кг
Суточный расход 100%-го реагента на одну регенерацию кг
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию кг
Часовой расход воды подаваемый на группу м3ч
4.2 Расчет и выбор осветлительных фильтров
Расход воды на взрыхляющую промывку каждого осветительного фильтра:
сечение осветлительного фильтра
интенсивность взрыхления фильтра загруженного антрацитом
продолжительность взрыхления 5-10 минут.
Расход воды на отмывку осветлительного фильтра (спуск первого фильтра в дренаж):
продолжительность отмывки 10 минут.
Часовой расход воды на промывку осветлительных фильтров:
число осветлительных фильтров;
число промывок каждого фильтра в сутки 1-3.
Производительность брутто с учётом расхода воды на промывку осветлительных фильтров:
Действительная скорость фильтрования во время выключения одного фильтра на промывку (при работе фильтров):
Т.к. скорость больше максимально допустимой то предусматривается резервный фильтр. Т.е. всего получается (однокамерных) но мы примем (двухкамерных).
4.3 Расчет и выбор осветлителей
Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110% расчётного расхода осветлённой воды при этом устанавливается не менее двух осветлителей.
Ёмкость каждого из двух осветлителей определяется по формуле:
полная производительность всей установки
продолжительность пребывания воды в осветлителе 1-1.5 ч.
По выбираем ближ. по ёмкости серийный осветлитель(табл.4): ВТИ-350и
Расход коагулянта в сутки:
расход безводного 100%-го коагулянта
эквивалент безводного коагулянта;
Расход технического коагулянта в сутки:
процентное содержание коагулянта
Расход полиакриламида (ПАА) в сутки:
расход полиакриламида
доза полиакриламида равная
4.4 Расчёт и выбор декарбонизатора
Площадь поперечного сечения:
плотность орошения д-ров с насадкой из колец Рашига;
Диаметр декарбонизатора:
Необходимая поверхность насадки колец Рашига:
количество удаляемого газа
ср. движущая сила десорбции
Количество удаляемого газа находим по концентрации углекислоты на вх. и вых. д-ра и в зависимости от нагрузки д-ра:
Объём занимаемый кольцами Рашига:
площадь поверхности ед. объёма слоя насадки.
Высота слоя насадки:
Масса всего объёма колец:
масса ед. объёма колец
Количество колец в загрузке:
На основании расчётов производим выбор стандартного декарбонизатора с учётом обеспечения запаса производительности по воде:
принимаем наиб. ближ. из стандартного ряда с
Оценим расход воздуха на декарбонизацию воды:
5 Химические реагенты
Результат анализа расчета схемы ВПУ явился выбор состава оборудования схемы расчет суммарного суточного расхода реагентов на регенерацию фильтров определение расхода ионитных материалов на загрузку фильтров и воды на собственные нужды.
Таблица 5 “Спецификация оборудования ВПУ”
Производительность- 350 м3кг
Рабочее давление- 0.6 МПа
Высота фильтрующей загрузки- 9002 мм
Расход воды при расчётной скорости
фильтрования- 200 м3ч
Высота фильтрующей загрузки- 2000 мм
фильтрования- 50 м3ч
Высота фильтрующей загрузки- 2500 мм
фильтрования- 80 м3ч
Высота фильтрующей загрузки- 1500 мм
фильтрования- 40 м3ч
фильтрования- 150 м3ч
Высота фильтрующей загрузки- 1950 мм
фильтрования- 160 м3ч
Производительность- 200 м3ч
Площадь поперечного сечения- 3.33 м2
Расход воздуха- 5000 м3ч
Таблица 6 “Расход реагентов на ионитные фильтры в сутки ”
Таблица 7 “Расход ионита на ВПУ ”
Таблица 8 “Собственные нужды ВПУ ”
Система обессоливания
Таблица 9 “Собственные нужды ВПУ ”
6 Потоки конденсатов и способы их очистки
Конденсаты являются основной и наиболее ценной составляющей частью питательной воды котлов любых давлений и производительностей. Это объясняется в отсутствии в них солей кремниевой кислоты и высокой температуры.
Конденсаты ТЭЦ разделяются от типа станции на следующие группы:
-Турбинные конденсаты:
- могут содержать лишь газы незначительное количество продуктов коррозии
-Конденсаты пара подогревателей ПВД и ПНД:
- содержат продукты коррозии в больших количествах чем турбинные конден.
-Конденсаты подогревателей сетевой воды:
- более коррозийно-агрессивные;
- могут содержать большое количество продуктов коррозии.
Сокращение потерь конденсата предотвращает его загрязнение. Сбор и очистка являются основными задачами персонала турбинного и химического цехов ТЭЦ.
Так как на проектируемой ТЭЦ установлены три прямоточных котла типа то очистка турбинного конденсата является основным обязательным мероприятием по поддержанию opt-ма водного режима станции поэтому за каждой турбиной предусматривается обезжелезивание всего потока конденсата на БОУ.
Очистка турбинного конденсата осуществляется в две ступени:
-Освобождается от механических загрязнений на осветлительных фильтрах;
-Освобождается от истинно растворённых примесей за счёт пропуска через ФСД.
В последнее время в качестве первой ступени используют фильтры загруженные катионитом в Н-форме это позволяет облегчить работу ФСД.
Для турбин устанавливается на которых в свою очередь устанавливается:
-3 осветлительных фильтра d=3.4 м;
Оборудование БОУ размещается в машинном зале на нулевой отметке. Фильтры компонуются в два яруса для полного использования объёма помещения.
Кроме турбинных конденсатов на ТЭЦ необходимо обезжелезовать и обессоливать и другие общестанционные потоки. Для этого проектируется автономная обессоливающая установка (АОУ) производительность которой для блока до будет равна
Для очистки конденсатов от продуктов коррозии в зависимости от температуры этого конденсата можно применять:
-до катионитный фильтр загруженный сульфоуглём;
-до катионитный фильтр загруженный КУ-2 возможно использование намывных целлюлозных и ионитных фильтров;
---- - электромагнитные аппараты.
7 Водно-химический режим прямоточного котла
ВХР ТЭЦ должен обеспечивать работу теплосилового оборудования без повреждений и снижения экономичности вызванных образованием: накипи отложений на поверхностях нагрева; шлама в котлах тракте питательной воды и тепловых сетях; коррозию внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей; отложений в проточной части паровых турбин; отложений на поверхностях трубок конденсаторов турбин.
С целью обеспечения рационального водно-химического режима на тепловых электростанциях осуществляется нормирование качества пара и воды.
Таблица 10 “Нормы качества пара прямоточного котла”
Нормируемый показатель
Соединение натрия (в пересчёте на Na)
Кремниевая кислота (в пересчёте на SiO2)
Удельная электрическая проводимость
Н-катионированной пробы
Таблица 11 “Нормы качества питательной воды прямоточного котла”
Соединение натрия (в пересчёте на Na)
Соединение железа (в пересчёте на Fе)
Соединение меди перед деаэратором
Н-катионированной пробы воды
Вещества экстрагируемые эфиром
Значение рН при окислительном режиме без подщелачивания
Качество воды для подпитки тепловых сетей и сетевой воды нормируется по следующим показателям:
-растворённый кислород допустим в количестве не более 20 для сетевой воды и не более 50 для подпиточной воды;
-содержание веществ экстрагируемых эфиром (масла и др.) не более 1 ;
- взвешенных веществ должно быть не более 5 ;
-соединений железа в сетевой воде разрешается 0.5 для закрытых систем и 0.3 для открытых систем.
Для поддержания приведенных норм пара и питательной воды на станции организуются следующие мероприятия:
-предпусковые промывки оборудования;
-проведение эксплутационных промывок оборудования;
- консервация оборудования во время простоев;
-герметизация баков питательной воды и её составляющих с целью предотвращения попадания кислорода в пароводяной цикл;
-обессоливание и обескремнивание добавочной воды;
-удаление свободной угольной кислоты из добавочной химически обработанной воды;
- деаэрация турбинного конденсата и питательной воды ( исключая режимы с дозировкой кислородосодержащих соединений );
- оснащение конденсаторов специальными дегазирующими устройствами с целью удаления кислорода из конденсата обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха;
-постоянный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер теплообменников;
-тщательное уплотнение конденсатных насосов арматуры и фланцевых соединений трубопроводов находящихся под разрежением;
- антикоррозионное покрытие оборудования и применение коррозионностойких материалов;
-введение в пароводяной цикл корректирующих химических реагентов соответствующих данному водно-химическому режиму;
- автоматическая дозировка добавок корректирующих водный режим.

15 СПЕЦ.doc

По последним данным взятых с МТЭЦ-4 наработка по блокам с момента их пуска до 1 января 2004 года составила:
Таблица №1 “Наработка блоков”
Наработка на 01.01.2004. часов
Т.е. блоки №4 и №5 уже выработали приблизительно половину своего расчётного экономического срока который составляет 200000 часов!
Если учесть что годовая наработка в ближайшее время возрастёт с 2000 часов до 5000-6000 часов остающейся срок службы составит не более 10-12 лет. Это время необходимо использовать для подготовки мер по детальной оценке остающегося срока службы каждой компоненты энергоблока и продлению их срока службы ещё на 25-30 лет.
Для этого необходимо подготовить и выполнить ряд методических положений по надёжности.
Методология оценки и анализа безотказности ремонтопригодности и готовности энергоблоков
Методология оценки и анализа безотказности ремонтопригодности и готовности энергетических блоков электрических станций предназначена для обеспечения последовательности действий предусматривающих использование заданных показателей наработки на отказ и времени восстановления компонент упрощение схемы блока оценку и анализ показателей безотказности ремонтопригодности и готовности подсистем и в целом всей системы энергетического блока на основе законов теории вероятностей и аналитического моделирования.
1. Упрощённая схема энергоблока:
Рис. 1. “Упрощённая схема энергоблока ”
- дутьевые вентиляторы;
- электрогенератор; 7- конденсатор;
- циркуляционные насосы;
- конденсатные насосы; 10- ПНД;
- питательные насосы;
По данным взятых с МТЭЦ-4 можно построить графики отказов отдельно для турбины и котла соответствующего блока а затем подсчитать значения наработки на отказ Полученные данные сведём в таблицу №2.
График №1 ”Количество отказов на блоке №4”
График №2 ”Количество отказов на блоке №5”
График №3 ”Количество отказов на блоке №6”
Таблица №2 “Наработка на отказ для турбины и котла соответствующего блока ”
наработка на отказ ч
С учётом полученных данных для паровой турбины и парогенератора составим таблицу №3.
Таблица №3 “Значения наработки на отказ и время восстановления ”
Парогенератор (таблица №2 блок №4)
Паровая турбина (таблица №2 блок №4)
Циркуляционный насос
Определение подсистем:
2. Расчёт показателей готовности подсистем
Вначале рассматриваем ПС-1 имеющей 100%-ную мощность. Находим и для параллельного соединения по формулам:
Таблица №4 “Компоненты ПС-1”
После определения и с параллельным соединением переходим к определению и для ПС-1 используя формулу для последовательного соединения:
Таким же образом рассчитываются показатели готовности для всех остальных подсистем:
Таблица №5 “Коэффициент готовности подсистем”
Коэффициент готовности
Таблица №6 “Значения мощностей подсистем и групп подсистем”
Подсистема и группы подсистем
Количество подсистем
Мощность одной подсистемы %
3. Определение сочетаний подсистем и оценка их готовности при соответствующем сочетании
Рассмотрим группу подсистем ГПС-1 состоящую из двух ПС-2 для каждой из которых значение готовности равно 0.9982384 (см. табл. №5).
Таблица №7 “Значение готовности состояния подсистем ГПС-1”
Готовность состояния подсистем
По аддитивному закону сложения вероятностей суммарная готовность всех состояний групп подсистем равняется сумме готовностей каждого состояния и составляет единицу.
Представим полученные результаты для других групп подсистем ГПС-2 ГПС-3 ГПС-4 в табл. №8:
Таблица №8 “Значение готовности состояния подсистем ГПС-2 ГПС-3 ГПС-4”
Подсистемы и их мощности %
Исходя их того что группа подсистем ГПС-4 является отображением энергоблока показатели полученные для неё можно признать расчётными для всего энергоблока.
Для дальнейших расчётов принимаем что в течение года простой энергоблока в планово-предупредительных ремонтах составляет 40 суток т.е. период для анализа эффективности равен:
эксплутационных дней.
Таблица №9 “Продолжительность и готовность разных состояний”
Готовность состояния
Мощность состояния %
Коэффициент вынужденных отказов:
Коэффициент готовности:
Путём изменения значений наработки на отказ и времени восстановления можно достигнуть более высокого значения коэффициента готовности.
Моделирование долговечности ТЭС.
Оценка остающегося срока службы выходного коллектора парогенератора
Опыт эксплуатации тепловых электростанций показывает что всё оборудование по его надёжности и безопасности в работе может быть отнесено к четырём категориям.
Критическая приоритетность – оборудование любой отказ которого или его компоненты приводит к полной потере мощности и требует длительного периода восстановления или же представляет опасность для здоровья обслуживающего персонала (главные паропроводы ЦВД ЦСД турбины электрогенератор парогенератор и др.).
Высокая приоритетность – отказ которого сопровождается частичной потерей мощности на длительный период (часть вспомогательного оборудования турбины генератора парогенератора ПВД питательные насосы насосы схемы регенерации и их двигатели и др.).
Значительная приоритетность – оборудование вызывающее полную или частичную потерю мощности но на короткое время ремонта или восстановления (часть вспомогательного оборудования турбины генератора парогенератора оборудование цирк. системы насосы и оборудование ХВО большая доля КИПиА и др.).
Низкая приоритетность – оборудование потеря которого ведёт к частичной потере мощности на короткое время (вспомогательные насосы часть системы КИПиА здания и др.).
Выходные коллекторы пароперегревателя принадлежат к категории 1. Механизм повреждения – крип и усталость вызванные цикличностью при переменных нагрузках.
расчётная паропроизводительность парогенератора;
расчётная температура острого пара;
расчётное давление острого пара;
наработка парогенератора;
материал коллектора;
наружный диаметр коллектора;
толщина стенки коллектора.
Расчётный продлённый срок службы парогенератора принимаем .
Консервативное напряжение:
эффективность продольной связки.
По номограмме определяем параметр Ларсона – Миллера но для этого необходимо перевести в другие единицы измерения соответствующие номограмме:
Номограмма имеет две кривые – минимальное и среднее значения. Минимальное значение среднее значение .
Запишем уравнение из которого необходимо выразить соответствующий срок разрыва:
Это должно свидетельствовать о том что анализируемый коллектор должен был быть повреждённым уже ранее за до выполняемых анализов что говорит о чрезмерной консервативности оценки.
Оценка капитальных затрат на продление срока службы ТЭС с 30-40 до 50-60 лет
В оптимизационных расчётах обоснования мер по модернизации и реконструкции оборудования для осуществления продления срока службы тепловых электростанций с 30-40 до 50-60 лет необходимо оценивать капитальные затраты. Оценим капитальные затраты на продление срока службы энергоблока мощностью газовой электростанции.
Стоимость – мегаваттного энергоблока на газе 1000-1200 .
Доли капитальных затрат принадлежащие компонентам и подсистемам энергоблоков любой мощности приведены в таблице №10.
Таблица №10 ”Прямая стоимость новых компонент”
Компонента (подсистема)
Дороги канализация освещение
Здание котельной канализация освещение вентиляция
Здание турбинной канализация освещение вентиляция
Административное здание топливоподача РУ ХВО
Подсистема парогенератора
Тягодутьевые механизмы
Подсистема предварительного подогрева воздуха
Подсистема золоудаления
Подсистема топливоснабжения
Структура установки обессеривания
Установка обессеривания
КИПиА парогенератора
Изоляция парогенератора
Подсистема турбогенератора
Конденсаторная подсистема
Вспомогательное оборудование турбины
Изоляция турбоагрегата
Пульт управления энергоблоком
Релейная защита и автоматика
Инженерные подсистемы (воздух вода пар)
Химическая лаборатория
Здания цирк. насосной
Оборудование цирк. насосной
Эти доли капитальных затрат отражают прямые затраты без учёта косвенных (проектирование затраты на монтаж и строительство).
Умножением каждой из указанных долей на абсолютное значение стоимости энергоблока получим прямую стоимость каждой новой компоненты или подсистемы. Суммарная прямая стоимость нового энергоблока на газе мощностью получится равной .
Для перехода от стоимости новых компонент и подсистем к прямым кап. затратам на продление их срока службы следует учесть два показателя:
ФИ – вероятностный фактор износа;
ФУ – фактор уровня необходимых усилий.
Вероятностный фактор зависит от износа оборудования с ростом вероятности износа (старения) он увеличивается. Для фундаментов оборудования железобетонных зданий и конструкций он как правило не более 0.1. Для оборудования парогенератора ТДМ турбогенератора подверженных максимальному износу величина вероятностного фактора достигает 1.
Фактор уровня необходимых усилий для продления срока службы оборудования – учитывает количество труда и материалов необходимых для модернизации и реконструкции. ФУ в значительной мере зависит от ФИ. Оба показателя определяются на основе экспертных оценок их значения приведены в таблице №11:
Таблица №11 ”Прямая стоимость компонент на продление срока службы”
Подсистема топливоснабжения
Умножением стоимости каждой новой компоненты на факторы ФИ и ФУ получаются прямые капитальные затраты на продление срока службы.
В нашем случае суммарные прямые капитальные затраты на продление срока службы всех компонент и подсистем газового энергоблока мощностью оказались равными т.е. составили от прямых капитальных затрат на новое оборудование.
Как отмечалось полные затраты включают прямые и косвенные. Косвенные затраты как доля от прямых составляют для газа – 0.1759.
Таким образом косвенные затраты составляют а полные капитальные затраты на продление срока службы газового энергоблока мощностью или
Оценка капитальных затрат
По имеющимся данным которые были рассчитаны выше можно сравнить два варианта по модернизации блока .
- установленное число часов использования;
- коэффициент готовности блока ;
- стоимость топлива.
-й вариант со следующими показателями:
стоимость модернизации:
экономия за счёт увеличения готовности:
затраты на готовность:
Вероятностные распределения для первого и второго вариантов имеют вид:
Вывод: 2-й вариант имеет низковероятностный хвост на более протяжённый чем в 1-м варианте однако 1-му варианту соответствует максимальное значение затрат а также значение плотности вероятности для максимально приведенных затрат примерно на 1.5 пункта выше. Исходя из выше сказанного 1-й вариант более приемлем т.к. имеет меньшие затраты на .

НАДЁЖНОСТЬ.doc

1. Разработка компонентной схемы энергоблока
Оценка показателей надёжности компонент
время восстановления.
Определение подсистем
Определение групп подсистем
Построение дерева отказа
Расчёт показателей готовности подсистем
Находим и для параллельного соединения по формулам:
После определения и с параллельным соединением переходим к определению и для ПС-1 используя формулу для последовательного соединения:
Полученные данные сведём в таблицу 2:
Определение мощностей подсистем
Количество подсистем
Определение сочетаний подсистем и их готовности
Оценка готовности энергоблока
эксплутационных дней.
Коэффициент вынужденных отказов:
Коэффициент готовности:

плотность вероятности.dwg

-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности
Плотность вероятности

СПЕЦВОПРОС ДИПЛОМ ВЕЛИЧКО А.А..doc

1. Наработка блоков
По последним данным взятых с МТЭЦ-4 наработка по блокам с момента их пуска до 1 января 2004 года составила:
Таблица №1 “Наработка блоков”
Наработка на 01.01.2004. часов
Т.е. блоки №4 и №5 уже выработали приблизительно половину своего расчётного экономического срока который составляет 200000 часов!
Если учесть что годовая наработка в ближайшее время возрастёт с 2000 часов до 5000-6000 часов остающейся срок службы составит не более 10-12 лет. Это время необходимо использовать для подготовки мер по детальной оценке остающегося срока службы каждой компоненты энергоблока и продлению их срока службы ещё на 25-30 лет.
Для этого необходимо подготовить и выполнить ряд методических положений по надёжности.
Методология оценки и анализа безотказности ремонтопригодности и готовности энергоблоков
Методология оценки и анализа безотказности ремонтопригодности и готовности энергетических блоков электрических станций предназначена для обеспечения последовательности действий предусматривающих использование заданных показателей наработки на отказ и времени восстановления компонент упрощение схемы блока оценку и анализ показателей безотказности ремонтопригодности и готовности подсистем и в целом всей системы энергетического блока на основе законов теории вероятностей и аналитического моделирования.
1. Упрощённая схема энергоблока:
Рис. 1. “Упрощённая схема энергоблока ”
- топливные насосы; 2- парогенератор; 3- дутьевые вентиляторы;
- дымососы; 5- паровая турбина; 6- электрогенератор; 7- конденсатор;
- циркуляционные насосы; 9- конденсатные насосы; 10- ПНД;
- деаэраторы; 12- питательные насосы; 13- ПВД.
По данным взятых с МТЭЦ-4 можно построить графики отказов отдельно для турбины и котла соответствующего блока а затем подсчитать значения наработки на отказ Полученные данные сведём в таблицу №2.
График №1 ”Количество отказов на блоке №4”
График №2 ”Количество отказов на блоке №5”
График №3 ”Количество отказов на блоке №6”
Таблица №2 “Наработка на отказ для турбины и котла соответствующего блока ”
наработка на отказ ч
С учётом полученных данных для паровой турбины и парогенератора составим таблицу №3.
Таблица №3 “Значения наработки на отказ и время восстановления ”
Парогенератор (таблица №2 блок №4)
Паровая турбина (таблица №2 блок №4)
Циркуляционный насос
Определение подсистем:
2. Расчёт показателей готовности подсистем
Вначале рассматриваем ПС-1 имеющей 100%-ную мощность. Находим и для параллельного соединения по формулам:
Таблица №4 “Компоненты ПС-1”
После определения и с параллельным соединением переходим к определению и для ПС-1 используя формулу для последовательного соединения:
Таким же образом рассчитываются показатели готовности для всех остальных подсистем:
Таблица №5 “Коэффициент готовности подсистем”
Коэффициент готовности
Таблица №6 “Значения мощностей подсистем и групп подсистем”
Подсистема и группы подсистем
Количество подсистем
Мощность одной подсистемы %
3. Определение сочетаний подсистем и оценка их готовности при соответствующем сочетании
Рассмотрим группу подсистем ГПС-1 состоящую из двух ПС-2 для каждой из которых значение готовности равно 0.9982384 (см. табл. №5).
Таблица №7 “Значение готовности состояния подсистем ГПС-1”
Готовность состояния подсистем
По аддитивному закону сложения вероятностей суммарная готовность всех состояний групп подсистем равняется сумме готовностей каждого состояния и составляет единицу.
Представим полученные результаты для других групп подсистем ГПС-2 ГПС-3 ГПС-4 в табл. №8:
Таблица №8 “Значение готовности состояния подсистем ГПС-2 ГПС-3 ГПС-4”
Подсистемы и их мощности %
Исходя их того что группа подсистем ГПС-4 является отображением энергоблока показатели полученные для неё можно признать расчётными для всего энергоблока.
Для дальнейших расчётов принимаем что в течение года простой энергоблока в планово-предупредительных ремонтах составляет 40 суток т.е. период для анализа эффективности равен:
эксплутационных дней.
Таблица №9 “Продолжительность и готовность разных состояний”
Готовность состояния
Мощность состояния %
Коэффициент вынужденных отказов:
Коэффициент готовности:
Путём изменения значений наработки на отказ и времени восстановления можно достигнуть более высокого значения коэффициента готовности.
Моделирование долговечности ТЭС.
Оценка остающегося срока службы выходного коллектора парогенератора
Опыт эксплуатации тепловых электростанций показывает что всё оборудование по его надёжности и безопасности в работе может быть отнесено к четырём категориям.
Критическая приоритетность – оборудование любой отказ которого или его компоненты приводит к полной потере мощности и требует длительного периода восстановления или же представляет опасность для здоровья обслуживающего персонала (главные паропроводы ЦВД ЦСД турбины электрогенератор парогенератор и др.).
Высокая приоритетность – отказ которого сопровождается частичной потерей мощности на длительный период (часть вспомогательного оборудования турбины генератора парогенератора ПВД питательные насосы насосы схемы регенерации и их двигатели и др.).
Значительная приоритетность – оборудование вызывающее полную или частичную потерю мощности но на короткое время ремонта или восстановления (часть вспомогательного оборудования турбины генератора парогенератора оборудование цирк. системы насосы и оборудование ХВО большая доля КИПиА и др.).
Низкая приоритетность – оборудование потеря которого ведёт к частичной потере мощности на короткое время (вспомогательные насосы часть системы КИПиА здания и др.).
Выходные коллекторы пароперегревателя принадлежат к категории 1. Механизм повреждения – крип и усталость вызванные цикличностью при переменных нагрузках.
расчётная паропроизводительность парогенератора;
расчётная температура острого пара;
расчётное давление острого пара;
наработка парогенератора;
материал коллектора;
наружный диаметр коллектора;
толщина стенки коллектора.
Расчётный продлённый срок службы парогенератора принимаем .
Консервативное напряжение:
эффективность продольной связки.
По номограмме определяем параметр Ларсона – Миллера но для этого необходимо перевести в другие единицы измерения соответствующие номограмме:
Номограмма имеет две кривые – минимальное и среднее значения. Минимальное значение среднее значение .
Запишем уравнение из которого необходимо выразить соответствующий срок разрыва:
Это должно свидетельствовать о том что анализируемый коллектор должен был быть повреждённым уже ранее за до выполняемых анализов что говорит о чрезмерной консервативности оценки.
Оценка капитальных затрат на продление срока службы ТЭС с 30-40 до 50-60 лет
В оптимизационных расчётах обоснования мер по модернизации и реконструкции оборудования для осуществления продления срока службы тепловых электростанций с 30-40 до 50-60 лет необходимо оценивать капитальные затраты. Оценим капитальные затраты на продление срока службы энергоблока мощностью газовой электростанции.
Стоимость – мегаваттного энергоблока на газе 1000-1200 .
Доли капитальных затрат принадлежащие компонентам и подсистемам энергоблоков любой мощности приведены в таблице №10.
Таблица №10 ”Прямая стоимость новых компонент”
Компонента (подсистема)
Дороги канализация освещение
Здание котельной канализация освещение вентиляция
Здание турбинной канализация освещение вентиляция
Административное здание топливоподача РУ ХВО
Подсистема парогенератора
Тягодутьевые механизмы
Подсистема предварительного подогрева воздуха
Подсистема золоудаления
Подсистема топливоснабжения
Структура установки обессеривания
Установка обессеривания
КИПиА парогенератора
Изоляция парогенератора
Подсистема турбогенератора
Конденсаторная подсистема
Вспомогательное оборудование турбины
Изоляция турбоагрегата
Пульт управления энергоблоком
Релейная защита и автоматика
Инженерные подсистемы (воздух вода пар)
Химическая лаборатория
Здания цирк. насосной
Оборудование цирк. насосной
Эти доли капитальных затрат отражают прямые затраты без учёта косвенных (проектирование затраты на монтаж и строительство).
Умножением каждой из указанных долей на абсолютное значение стоимости энергоблока получим прямую стоимость каждой новой компоненты или подсистемы. Суммарная прямая стоимость нового энергоблока на газе мощностью получится равной .
Для перехода от стоимости новых компонент и подсистем к прямым кап. затратам на продление их срока службы следует учесть два показателя:
ФИ – вероятностный фактор износа;
ФУ – фактор уровня необходимых усилий.
Вероятностный фактор зависит от износа оборудования с ростом вероятности износа (старения) он увеличивается. Для фундаментов оборудования железобетонных зданий и конструкций он как правило не более 0.1. Для оборудования парогенератора ТДМ турбогенератора подверженных максимальному износу величина вероятностного фактора достигает 1.
Фактор уровня необходимых усилий для продления срока службы оборудования – учитывает количество труда и материалов необходимых для модернизации и реконструкции. ФУ в значительной мере зависит от ФИ. Оба показателя определяются на основе экспертных оценок их значения приведены в таблице №11:
Таблица №11 ”Прямая стоимость компонент на продление срока службы”
Умножением стоимости каждой новой компоненты на факторы ФИ и ФУ получаются прямые капитальные затраты на продление срока службы.
В нашем случае суммарные прямые капитальные затраты на продление срока службы всех компонент и подсистем газового энергоблока мощностью оказались равными т.е. составили от прямых капитальных затрат на новое оборудование.
Как отмечалось полные затраты включают прямые и косвенные. Косвенные затраты как доля от прямых составляют для газа – 0.1759.
Таким образом косвенные затраты составляют а полные капитальные затраты на продление срока службы газового энергоблока мощностью или
Оценка капитальных затрат
По имеющимся данным которые были рассчитаны выше можно сравнить два варианта по модернизации блока .
- установленное число часов использования;
- коэффициент готовности блока ;
- стоимость топлива.
-й вариант со следующими показателями:
стоимость модернизации:
экономия за счёт увеличения готовности:
затраты на готовность:
Вероятностные распределения для первого и второго вариантов имеют вид:
Вывод: 2-й вариант имеет низковероятностный хвост на более протяжённый чем в 1-м варианте однако 1-му варианту соответствует максимальное значение затрат а также значение плотности вероятности для максимально приведенных затрат примерно на 1.5 пункта выше. Исходя из выше сказанного 1-й вариант более приемлем т.к. имеет меньшие затраты на .

ПЛМ.dwg

Моделирование долговечности выходного коллектора парогенератора

стоимость компонент12.dwg

12-Охр окр ср.doc

12 Охрана окружающей среды
В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу оказывают вредное воздействие на живые организмы увеличивают износ механизмов вызывают коррозию металлов разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.
Будем производить расчёт станции работающей на мазуте т.к. в мазуте содержится наиболее большее значение вредных примесей.
1 Выбросы оксидов серы
Массовый выброс SO2 и SO3 в атмосферу в пересчете на SO2 при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:
где:SP - содержание серы в топливе;
- доля оксидов серы связываемых летучей золой в котлах;
- доля оксидов серы улавливаемых в золоуловителе.
2 Выбросы оксидов азота
Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO2 с дымовыми газами котла рассчитывается по формуле:
где b1- коэффициент учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание Nг);
k- коэффициент характеризующий выход оксидов азота кгт условного топлива;
b2- коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок b2=1; для прямоточных b2=0.85);
b3- коэффициент учитывающий вид шлакоудаления. При жидком шлакоудалении b3=1.4 во всех других случаях b3=1;
e1- коэффициент характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от подачи их в топку e1=0.002;
e2- коэффициент характеризующий снижение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок e2=1;
(см. расчёт котлоагрегата)
r - степень рециркуляции дымовых газов r=25%.
Коэффициент k для котлов паропроизводительностью более 70 тч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:
3 Выбросы оксидов ванадия
Массовый выброс оксидов ванадия в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:
где:- содержание оксидов ванадия в сжигаемом мазуте определяется по формуле:
4 Выбросы оксида углерода
Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:
где:ССО - выход оксида углерода при сжигании мазута определяемый по формуле:
где q3- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива %;
R- коэффициент учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для твердого топлива R=1; для газа R=0.5; для мазута R=0.65;
Qрн- теплота сгорания натурального топлива кДжкг;
q4- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива %
Значения q3q4 принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.
5 Выбросы канцерогенных веществ
Среди продуктов сгорания топлива наибольшей канцерогенной активностью обладает бенз-а-пирен C20H12 представляющий собой твёрдое кристаллическое вещество в виде игл медно-желтого цвета. Бенз-а-пирен принято считать своеобразным индикатором канцерогенной среды. Кроме него в продуктах сгорания содержатся и другие ароматические углеводороды но они обладают более слабыми канцерогенными свойствами.
Для расчета выбросов бенз-а-пирена ориентировочно принимаем его концентрацию qБП = 10 мгк 100 м3. Тогда выброс БП в атмосферу определим как:
где: объемный расход уходящих газов;
6 Расчет и выбор дымовой трубы
Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO2 NO2 летучей золы и других вредных выбросов выбираем при работе ТЭЦ на мазуте:
где:для одноствольной трубы;
коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы ( для РБ);
коэффициент учитывающий условия выхода газов из устья трубы;
коэффициент учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере;
предельно допустимые концентрации;
фоновые концентрации;
разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.
Суммарный объем дымовых газов принимаем по данным укрупненного расчета котлоагрегата:
Примеси SO2 и NO2 обладают суммирующим воздействием при загрязнении атмосферы но ПДК для них разные. Поэтому прежде чем суммировать эти загрязнения надо привести выброс NO2 к эквиваленту выброса SO2 по формуле:
Принимаем трубу стандартной высоты
Определим внутренний диаметр трубы на выходе:
Снижение выбросов азота на ТЭЦ и одновременно других вредных газообразных веществ достигается применением рециркуляции дымовых газов двухступенчатым сжиганием топлива применением конструкций горелок реализующих ступенчатый метод сжигания топлива применением присадок.

10 Выбор и описание генерального плана ТЭЦ.doc

10 Выбор и описание генерального плана ТЭЦ
План размещения сооружений на территории называют генеральным планом электростанции. При размещении соблюдаются: санитарно-гигиенические противопожарные правила и нормы. Учтено преобладающее направление ветра характеризуемое "розой ветров".
Сооружения электростанции размещаются так чтобы обеспечить удобную связь их с топливной и водной базами потребителями тепловой и электрической энергии. Обязателен также удобный подъезд и подвод железобетонных путей автомобильных дорог для подвоза топлива оборудования и материалов.
Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:
– зона основных производственных зданий (главный корпус и технологически связанные с ним открытые установки трансформатроров ЗРУ 110 кВ сооружения циркуляционного водоснабжения мазутное хозяйство);
– зона складских и вспомогательных зданий;
Административно-бытовой копус соединен с главным корпусом проходной галеркой сооруженной на уровне основного оборудования. ЗРУ располагается вдоль фасада а градирни со стороны торца главного корпуса.
ХВО склад реагентов и другие вспомогательные помещения расположены со стороны торца главного корпуса и ПВК. ПВК расположен напротив котельного отделения главного корпуса.
Мазутное хозяйство отделяют от площадки ТЭЦ железнодорожные пути. На территории развитая сеть автомобильных дорог обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями а через подъездную дорогу - с городом. К главному корпусу мазутному хозяйству складу химреагентов материальным складам подведены постоянные транспортные линии.
Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Дороги асфальтируются на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и автобусная остановка.
Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции.
Основные показатели генерального плана
Площадь участка ТЭЦ в ограде
Площадь по зданиям и сооружениям
Коэффициент застройки
Площадь занятая транспортными магистралями
Коэффициент использования территории
Протяженность ограждения

13.Охрана труда.doc

Выбор площадки ТЭЦ мощностью 750 МВт увязан с общей планировкой района – промышленного жилищного и культурно-бытового строительства. При этом учитываем следующие факторы: наличие достаточной в соответствии с санитарными нормами проектирования промышленных предприятий площади пригодной для застройки с учётом перспективного развития объекта; уровень грунтовых и паводковых вод; удобство сброса вод с организацией их очистки; условия прямого солнечного облучения и естественного проветривания; преобладающие направления ветров; возможность перспективного расширения объекта; возможность рационального устройства складов топлива; удобство подхода ЛЭП кабельных и трубопроводных трасс; условия рассеивания в атмосфере производственных выбросов.
Расположение ТЭЦ по отношению к жилому фонду сообразуется с «розой ветров».
Размещение зданий и сооружений выбор расстояния между ними производится главным образом на основании их характеристик: категории производств по взрывопожарной и пожарной опасности и степени огнестойкости зданий и сооружений.
Основным топливом является природный газ а резервным – мазут. Склады жидкого топлива проектируются по СНиП -106-79 «Склады жидкого топлива и нефтепродуктов».
Вокруг главного корпуса предусматривается автодорога на две полосы. Все здания сооружения и другие объекты ТЭЦ соединены автодорогами шириной 35м а проезды для пожарных автомобилей вокруг складов топлива и ОРУ шириной 6м. Расстояние от края проезжей части автомобильной дороги до стен зданий не превышает 25м а между тупиковыми дорогами – 100м. Предусматриваются пешеходные тротуары а на территории ОРУ -служебные пешеходные дорожки наряду с проездами для монтажных и ремонтных механизмов.
ТЭЦ отделяется от жилой застройки санитарно-защитной зоной. Эта зона для ТЭЦ устанавливается по расчету рассеивания в атмосфере содержащихся в выбросах вредных веществ и не может рассматриваться как резервная территория предприятия и использоваться для расширения промышленной площадки. Территория энергетического объекта ограждается. Ограда имеет два автомобильных въезда с воротами имеющими дистанционное управление контрольно-пропускными пунктами и площадками для осмотра грузового транспорта.
2 Требования охраны труда и пожарной безопасности
к зданиям помещениям сооружениям и оборудованию ТЭЦ
Котлотурбинный цех состоит из котельного помещения и машзала в которых размещены:
– три котлоагрегата прямоточного типа –
– три турбоагрегата типа
Котел прямоточного типа рассчитан на работу как под наддувом так и с уравновешенной тягой. Котлоагрегаты предназначены для получения пара высоких и сверхкритических параметров при сжигании мазута и природного газа. Полученный пар используется далее в паровых турбинах.
Фундаменты под турбоагрегаты питательные и другие насосы дымососы вентиляторы и иное виброактивное оборудование конструкции опорных креплений площадок их обслуживания качество изготовления оборудования монтажа ремонта и эксплуатации обеспечивают нормативные требования гигиенических характеристик вибрации определяющих её воздействие на человека.
Предельно допустимые значения общей технологической вибрации для постоянных рабочих мест в машзале определяются ГОСТ 12.1.012-90
ССБТ «Вибрационная безопасность. Общие требования безопасности» и СанПиН 2.2.42.1.8.10-33-2002 «Производственная вибрация вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» даны в таблице 1.
Таблица 1 “Предельно допустимые значения общей вибрации для рабочих мест (категория 3 – технологическая тип «а»)”
Среднегеометрические частоты
Допустимые значения по осям
По “Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей” (ПТЭ) двойная амплитуда вибрации подшипников турбин генератора и возбудителя должна быть не более 30 мкм при n=3000мин-1. Для турбоагрегатов эффективное значение виброскорости подшипниковых опор не превышает 45 мм с.
Вибрация подшипников электродвигателей (удвоенная амплитуда колебаний) не должна быть выше стандартных значений по таблице 2.
Таблица 2 “Допустимые значения вибрации подшипников”
Синхронная частота вращения мин-1
Допустимая вибрация подшипников мкм
При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчётное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опор не более 15мкм.
Мероприятия по борьбе и защите от вибраций:
снижение вибраций воздействием на источник возбуждения
отстройка от режима резонанса путём рационального выбора массы или жёсткости колеблющейся системы
динамическое гашение колебаний
изменение конструктивных элементов машин
применение средств индивидуальной защиты
Предусмотрены допустимые метеорологические условия для рабочих мест в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ « Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и СанПиН
-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» снижено воздействие вредных факторов на работающих. Применены современные рекомендации по промышленной эстетике повышающие эффективность труда и улучшающие его условия.
Предусмотрены необходимые меры по снижению шума воздействующего на работников ТЭЦ. Предельно допустимые значения уровней звукового давления и уровней звука установлены ГОСТом 12.1.003-83.ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» и СанПиН 2.2.42.1.8.10-32-2002 «Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройки» даны в таблице 3. Меры по снижению уровня и вредного воздействия шума на работающих:
устранение причин или снижение шума в источнике
звукоизоляция звукопоглощение
рациональное размещение источников шума
экранирование источников шума
применение индивидуальных средств защиты (шлемы наушники звукоизолирующие костюмы «беруши»)
Уровни звукового давления и уровни шума в основных помещениях как правило превышают допустимые параметры установленные вышеуказанным ГОСТом и СанПиНом.
Таблица 3 “Предельно допустимые уровни звукового давления уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах”
Уровни звукового давления дБ в октавных полосах со среднегеометрическими частотами Гц
постоянных рабочих местах в производственных
Согласно СНиП 2.09.04-87 “Административные и бытовые здания” размеры и оборудование вспомогательных помещений проектируем с учетом потребности штатного персонала ТЭЦ. Бытовые помещения располагаем так чтобы пользующиеся ими не проходили через производственные помещения. Высоту этажей вспомогательных зданий принимаем 42 метра. Вспомогательные помещения размещаемые в пристройках к главному корпусу сообщаются отапливаемыми переходами.
Производственные и вспомогательные помещения оборудуются системами вентиляции кондиционирования и отопления в соответствии со СНиП 2.04.05-91 «Отопление вентиляция и кондиционирование». Вентиляция осуществляется естественным проветриванием и с применением вентиляционных установок.
Для отопления и вентиляции ТЭЦ в качестве теплоносителей применяются перегретая вода или пар а для взрывоопасных и пожароопасных помещений – горячий воздух. Для помещений управления технологическими процессами в главном корпусе предусмотрена установка кондиционеров. В зонах высоких температур воздуха используются душевые агрегаты. В машинном отделении температура воздуха в холодный период года - 16-22 0С а в тёплый – не более чем на 50С выше средней температуры наружного воздуха в 13ч дня самого жаркого месяца.
Освещение помещений и других объектов ТЭЦ проектируется по СНБ
04.05-98 «Естественное и искусственное освещение» из условий зрительной работы требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещённого освещения при учёте требований к ультрафиолетовому облучению.
Нормируемые показатели освещения помещений и сооружений приведены в таблице 4.
Таблица 4 “Нормируемые показатели освещения помещений и сооружений”
Помещения и производственные участки оборудование сооружения
Разряд зрительной работы
Нормируемая освещенность лк
При комбинированном освещении
Грузоподъемные механизмы
Сливно-наливные эстакады
Помещения распределительных устройств диспетчерские операторные щитовые
а) с постоянным пребыванием людей
б) с периодическим пребыванием людей
Пульты и щиты управления
с измерительной аппаратурой
без измерительной аппаратуры
Отдельно стоящие приборы контроля в помещениях
а) с постоянным наблюдением
б) с периодическим наблюдением
Помещения и камеры трансформаторов реакторов
Электромашинные помещения
с постоянным пребыванием людей
с периодическим пребыванием людей
Запорная и регулирующая арматура
Площадки и лестницы котлов и экономайзеров проходы за котлами
Помещение топливоподачи
Помещение дымососов вентиляторов
Конденсационная химводоочистка деаэраторная
Помещение химводоочистки и генераторная
Обеспечивается рабочее и аварийное освещение в помещениях на рабочих местах и на открытой территории. Для помещений в которых постоянно пребывает персонал используются газоразрядные лампы а для освещения главных дорог на территории – ксеноновые. В помещениях главного и блочного щитов управления ТЭЦ светильники аварийного освещения обеспечивают освещённость не менее 30лк; одна - две лампы присоединяются к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и работают круглосуточно. В главном корпусе предусматривается стационарная сеть штепсельных розеток на напряжение 12 В.
3 Требования безопасности к конструкции турбины
Безопасная эксплуатация турбины заключается в обеспечении оптимальных условий работы как для персонала так и для оборудования. Температура поверхности изоляции турбоагрегата при температуре теплоносителя 1300°С должна быть не более 55°С. Изоляция рассчитана на поверхностную температуру 50°С при нормативной температуре воздуха в рабочей зоне. Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов расположенные вблизи маслопроводов и против их фланцевых соединений изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.
Турбина по техническим условиям размещается в контейнере оснащенном системой автоматического управления (САУ) которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины а также обеспечивает вентиляцию контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения направленной в дренажный канал. Маслопроводы расположенные вне короба отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами а их фланцы и другие места соединений (тройники стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы сварные швы и участок трубы длиной 100—120 мм от шва.
Подвальные помещения паровых турбин делаем просторными и хорошо освещенными. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы насосы трубы и пр.) расположены так чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать. Стопорные клапаны турбин плотно запираются и установлены непосредственно на патрубке турбины. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько чтобы исключалась термическая деформация металла. Отработавшие газы удаляются в атмосферу через достаточно высокую дымовую трубу. Для уменьшения шума создаваемого выхлопными газами объем глушителя если последний не имеет специальной конструкции не превышает 5-ти кратный объем рабочего хода цилиндра.
4 Противопожарные мероприятия
Категории зданий по взрывопожарной и пожарной опасности определяется по НПБ 5-2000 “Категорирование помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности” и приведены в
Таблица 5 “Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности“
Наименование зданий и помещений
Категория производства
Минимальная степень огнестойкости
Главный корпус тепловой электростанции:
помещение главного и блочного щита управле-
Помещение химводоочистки
Открытые распределительные устройства
Приёмно-сливные устройства и насосные для горючих жидкостей с температурой вспышки выше 61 0 С (мазут)
Помещение подогрева цистерн и слива мазута
Насосные водоснабжения помещения щитовых затворов и очистных сеток
Компрессорные станции для воздуха и других негорючих газов
Механические и электромонтажные мастерские
Газораспределительные пункты
Закрытые склады легковоспламеняющихся жидкостей
Материальные склады для сгораемых материалов
Согласно СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая классификация зданий строительных конструкций и материалов» степень огнестойкости зданий характеризуется пределами огнестойкости их строительных конструкций и классами пожарной опасности строительных конструкций. Эти данные изложены в таблице 6.
Таблица 6 “Пределы огнестойкости и классы пожарной опасности строительных конструкций ”
Степень огнестойкости здания
Предел огнестойкости и класс пожарной опасности строительных конструкций
Несущие элементы здания
Наружные несущие стены
Перекрытия междуэтажные
Элементы бесчердачных покрытий
Настилы в т.ч. с утеплителем
марши и площадки лестниц
нарушение технологического режима
неисправность электрооборудования
плохая подготовка оборудования к ремонту
самовозгорание промасленной ветоши и других материалов склонных к самовозгоранию
несоблюдение графика планового ремонта износ и коррозия оборудования
неисправность запорной арматуры и отсутствие заглушек на ремонтируемых аппаратах и трубопроводах
искры при электро- и газосварочных работах
Мероприятия по пожарной профилактике:
организационные – правильная эксплуатация машин правильное содержание зданий территории противопожарный инструктаж рабочих организация добровольных пожарных дружин
технические – соблюдение противопожарных правил норм при проектировании зданий при устройстве электроприводов и оборудования отопления вентиляции освещения правильное размещение оборудования
режимные – запрещение курения в неустановленных местах и т.д.
эксплуатационные – своевременные профилактические осмотры ремонты и испытания технологического оборудования
При проектировании ТЭЦ предусмотрена безопасная эвакуация людей на случай возникновения пожара. При возникновении пожара люди должны покинуть здание в течение минимального времени которое определяется кратчайшим расстоянием от места их нахождения до выхода наружу.
Эвакуационные выходы располагаются рассредоточено. Ширина участков путей эвакуации - не менее 1м а дверей на путях эвакуации - не менее 08м. Ширина наружных дверей лестничных клеток - не менее ширины марша лестницы высота прохода на путях эвакуации - не менее 2м.
Количество первичных средств пожаротушения определяются на основании данных приведенных в таблице 7.
Таблица 7 “Первичные средства пожаротушения”
Категория помещений и зданий
Для тушения пожаров на ТЭЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчёта обеспечения тушения пожара в районе одного турбогенератора.
Управление стационарными системами пожаротушения – дистанционное из помещений главного щита управления (ГЩУ) и от мест расположения переносных парогенераторов установленных у входа в здание. В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ применяем кабели только с негорючими покрытиями. Трассы кабелей предусмотрены на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей предусмотрена их защита от внешних воздействий и перегрева.
Сети для наружного пожаротушения главного корпуса спроектированы кольцевыми с установкой гидрантов через 150м не ближе 5м от зданий и не далее 25м от бровки дороги. Внутренний пожарный трубопровод предусматривается в главном корпусе – любая точка орошается двумя струями каждая с расходом воды 25 лс. Количество пожарных насосов – не менее двух подача воды каждым из них обеспечивает полный расход и напор воды на пожаротушение.

13.Охрана труда ТЭЦ-4.doc

Выбор площадки ТЭЦ-4 увязан с общей планировкой района –промышленного жилищного и культурно-бытового строительства. При этом учитываем следующие факторы: наличие достаточной в соответствии с санитарными нормами проектирования промышленных предприятий площади пригодной для застройки с учётом перспективного развития объекта; уровень грунтовых и паводковых вод; удобство сброса вод с организацией их очистки; условия прямого солнечного облучения и естественного проветривания; преобладающие направления ветров; возможность перспективного расширения объекта; возможность рационального устройства складов топлива; удобство подхода ЛЭП кабельных и трубопроводных трасс; условия рассеивания в атмосфере производственных выбросов.
Расположение ТЭЦ по отношению к жилому фонду сообразуется с «розой ветров».
Размещение зданий и сооружений выбор расстояния между ними производится главным образом на основании их характеристик: категории производств по взрывопожарной и пожарной опасности и степени огнестойкости зданий и сооружений.
Основным топливом является природный газ а резервным – мазут. Склады жидкого топлива проектируются по СНиП -106-79 «Склады жидкого топлива и нефтепродуктов».
Вокруг главного корпуса предусматривается автодорога на две полосы. Все здания сооружения и другие объекты ТЭЦ-4 соединены автодорогами шириной 35м а проезды для пожарных автомобилей вокруг складов топлива и ОРУ шириной 6м. Расстояние от края проезжей части автомобильной дороги до стен зданий не превышает 25м а между тупиковыми дорогами – 100м. Предусматриваются пешеходные тротуары а на территории ОРУ -служебные пешеходные дорожки наряду с проездами для монтажных и ремонтных механизмов.
ТЭЦ-4 отделяется от жилой застройки санитарно-защитной зоной. Эта зона для ТЭЦ устанавливается по расчету рассеивания в атмосфере содержащихся в выбросах вредных веществ и не может рассматриваться как резервная территория предприятия и использоваться для расширения промышленной площадки. Территория энергетического объекта ограждается. Ограда имеет два автомобильных въезда с воротами имеющими дистанционное управление контрольно-пропускными пунктами и площадками для осмотра грузового транспорта.
2 Требования охраны труда и пожарной безопасности
к зданиям помещениям сооружениям и оборудованию ТЭЦ
Котлотурбинный цех состоит из котельного помещения и машзала. На ТЭЦ предусмотрены котлы двух типов:
– четыре котлоагрегата барабанного типа – ;
– три котлоагрегата прямоточного типа –
Котел прямоточного типа рассчитан на работу как под наддувом так и с уравновешенной тягой. Котлоагрегаты предназначены для получения пара высоких и сверхкритических параметров при сжигании мазута и природного газа.
Полученный пар используется далее в паровых турбинах. На ТЭЦ установлены следующие турбины:
– один турбоагрегат ;
– два турбоагрегата типа ;
– три турбоагрегата типа
Помещения химводоочистки центральных ремонтных мастерских склада химреагентов и материального склада объединены в одном здании – корпусе подсобных производств. При этом наиболее взрыво- и пожароопасные производства размещаются в одноэтажных зданиях – у наружных стен а в многоэтажных – на верхних этажах.
Фундаменты под турбоагрегаты питательные и другие насосы дымососы вентиляторы и иное виброактивное оборудование конструкции опорных креплений площадок их обслуживания качество изготовления оборудования монтажа ремонта и эксплуатации обеспечивают нормативные требования гигиенических характеристик вибрации определяющих её воздействие на человека.
Предельно допустимые значения общей технологической вибрации для постоянных рабочих мест в машзале определяются ГОСТ 12.1.012-90
ССБТ «Вибрационная безопасность. Общие требования безопастности» и СанПиН 2.2.42.1.8.10-33-2002 «Производственная вибрация вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» даны в таблице 1.
Таблица 1 “Предельно допустимые значения общей вибрации для рабочих мест (категория 3 – технологическая тип «а»)”
Среднегеометрические частоты
Допустимые значения по осям
По “Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей” (ПТЭ) двойная амплитуда вибрации подшипников турбин генератора и возбудителя должна быть не более 30 мкм при n=3000мин-1. Для турбоагрегатов эффективное значение виброскорости подшипниковых опор не превышает 45 мм с.
Вибрация подшипников электродвигателей (удвоенная амплитуда колебаний) не должна быть выше стандартных значений по таблице 2.
Таблица 2 “Допустимые значения вибрации подшипников”
Синхронная частота вращения мин-1
Допустимая вибрация подшипников мкм
При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчётное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опор не более 15мкм.
Мероприятия по борьбе и защите от вибраций:
снижение вибраций воздействием на источник возбуждения
отстройка от режима резонанса путём рационального выбора массы или жёсткости колеблющейся системы
динамическое гашение колебаний
изменение конструктивных элементов машин
применение средств индивидуальной защиты
Предусмотрены допустимые метеорологические условия для рабочих мест в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ « Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и СанПиН
-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» снижено воздействие вредных факторов на работающих. Применены современные рекомендации по промышленной эстетике повышающие эффективность труда и улучшающие его условия.
Предусмотрены необходимые меры по снижению шума воздействующего на работников ТЭЦ. Предельно допустимые значения уровней звуковых давлений и уровней звука установлены ГОСТом 12.1.003-83.СБТ «Шум. Общие требования безопасности» и СанПиН 2.2.42.1.8.10-32-2002 «Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройки» даны в таблице 3. Меры по снижению уровня и вредного воздействия шума на работающих:
устранение причин или снижение шума в источнике
звукоизоляция звукопоглощение
рациональное размещение источников шума
экранирование источников шума
применение индивидуальных средств защиты (шлемы наушники звукоизолирующие костюмы «беруши»)
Уровни звукового давления и уровни шума в основных помещениях как правило превышают допустимые параметры установленные вышеуказанным ГОСТом и СанПиНом.
Таблица 3 “Предельно допустимые уровни звукового давления уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах”
Уровни звукового давления дБ в октавных полосах со среднегеометрическими частотами Гц
постоянных рабочих местах в производственных
Согласно СНиП 2.09.04-97 “Административные и бытовые здания” размеры и оборудование вспомогательных помещений проектируем с учетом потребности штатного персонала ТЭЦ. Бытовые помещения располагаем так чтобы пользующиеся ими не проходили через производственные помещения. Высоту этажей вспомогательных зданий принимаем 42 метра. Вспомогательные помещения размещаемые в пристройках к главному корпусу сообщаются отапливаемыми переходами.
Производственные и вспомогательные помещения оборудуются системами вентиляции кондиционирования и отопления в соответствии со СНиП 2.04.05-91 «Отопление вентиляция и кондиционирование». Вентиляция осуществляется естественным проветриванием и с применением вентиляционных установок.
Для отопления и вентиляции ТЭЦ в качестве теплоносителей применяются перегретая вода или пар а для взрывоопасных и пожароопасных помещений – горячий воздух. Для помещений управления технологическими процессами в главном корпусе предусмотрена установка кондиционеров. В зонах высоких температур воздуха используются душевые агрегаты. В машинном отделении температура воздуха в холодный период года - 16-22 0С а в тёплый – не более чем на 50С выше средней температуры наружного воздуха в 13ч дня самого жаркого месяца.
Освещение помещений и других объектов ТЭЦ проектируется по СНБ
04.05-98 «Естественное и искусственное освещение» из условий зрительной работы требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещённого освещения при учёте требований к ультрафиолетовому облучению.
Нормируемые показатели освещения помещений и сооружений приведены в таблице 4.
Таблица 4 “Нормируемые показатели освещения помещений и сооружений”
Помещения и производственные участки оборудование сооружения
Разряд зрительной работы
Нормируемая освещенность лк
При комбинированном освещении
Грузоподъемные механизмы
Сливно-наливные эстакады
Помещения распределительных устройств диспетчерские операторные щитовые
а) с постоянным пребыванием людей
б) с периодическим пребыванием людей
Пульты и щиты управления
с измерительной аппаратурой
без измерительной аппаратуры
Отдельно стоящие приборы контроля в помещениях
а) с постоянным наблюдением
б) с периодическим наблюдением
Помещения и камеры трансформаторов реакторов
Электромашинные помещения
с постоянным пребыванием людей
с периодическим пребыванием людей
Запорная и регулирующая арматура
Площадки и лестницы котлов и экономайзеров проходы за котлами
Помещение топливоподачи
Помещение дымососов вентиляторов
Конденсационная химводоочистка деаэраторная
Помещение химводоочистки и генераторная
Обеспечивается рабочее и аварийное освещение в помещениях на рабочих местах и на открытой территории. Для помещений в которых постоянно пребывает персонал используются газоразрядные лампы а для освещения главных дорог на территории – ксеноновые. В помещениях главного и блочного щитов управления ТЭЦ светильники аварийного освещения обеспечивают освещённость не менее 30лк; одна - две лампы присоединяются к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и работают круглосуточно. В главном корпусе предусматривается стационарная сеть штепсельных розеток на напряжение 12 В.
3 Требования безопасности к конструкции турбины
Безопасная эксплуатация турбины заключается в обеспечении оптимальных условий работы как для персонала так и для оборудования. Температура поверхности изоляции турбоагрегата при температуре теплоносителя 1300°С должна быть не более 55°С. Изоляция рассчитана на поверхностную температуру 50°С при нормативной температуре воздуха в рабочей зоне. Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов расположенные вблизи маслопроводов и против их фланцевых соединений изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.
Турбина по техническим условиям размещается в контейнере оснащенном системой автоматического управления (САУ) которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины а также обеспечивает вентиляцию контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения направленной в дренажный канал. Маслопроводы расположенные вне короба отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами а их фланцы и другие места соединений (тройники стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы сварные швы и участок трубы длиной 100—120 мм от шва.
Подвальные помещения паровых турбин делаем просторными и хорошо освещенными. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы насосы трубы и пр.) расположены так чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать. Стопорные клапаны турбин плотно запираются и установлены непосредственно на патрубке турбины. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько чтобы исключалась термическая деформация металла. Отработавшие газы удаляются в атмосферу через достаточно высокую дымовую трубу. Для уменьшения шума создаваемого выхлопными газами объем глушителя если последний не имеет специальной конструкции не превышает 5-ти кратный объем рабочего хода цилиндра.
4 Противопожарные мероприятия
Категория зданий по взрывопожарной и пожарной опасности определяется по НПБ 5-2000 “Категорирование помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности” и приведена в таблице 5.
Таблица 5 “Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности“
Наименование зданий и помещений
Категория производства
Минимальная степень огнестойкости
Главный корпус тепловой электростанции:
помещение главного и блочного щита управле-
Помещение химводоочистки
Открытые распределительные устройства
Приёмно-сливные устройства и насосные для горючих жидкостей с температурой вспышки выше 61 0 С (мазут)
Помещение подогрева цистерн и слива мазута
Насосные водоснабжения помещения щитовых затворов и очистных сеток
Компрессорные станции для воздуха и других негорючих газов
Механические и электромонтажные мастерские
Газораспределительные пункты
Закрытые склады легковоспламеняющихся жидкостей
Материальные склады для сгораемых материалов
Согласно СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая классификация зданий строительных конструкций и материалов» степень огнестойкости зданий характеризуется пределами огнестойкости их строительных конструкций (в часах) и классами пожарной опасности строительных конструкций. Эти данные изложены в таблице 6.
Таблица 6 “Пределы огнестойкости и классы пожарной опасности строительных конструкций ”
Степень огнестойкости здания
Предел огнестойкости и класс пожарной опасности строительных конструкций
Несущие элементы здания
Наружные несущие стены
Перекрытия междуэтажные
Элементы бесчердачных покрытий
Настилы в т.ч. с утеплителем
марши и площадки лестниц
нарушение технологического режима
неисправность электрооборудования
плохая подготовка оборудования к ремонту
самовозгорание промасленной ветоши и других материалов склонных к самовозгоранию
несоблюдение графика планового ремонта износ и коррозия оборудования
неисправность запорной арматуры и отсутствие заглушек на ремонтируемых аппаратах и трубопроводах
искры при электро- и газосварочных работах
Мероприятия по пожарной профилактике:
организационные – правильная эксплуатация машин правильное содержание зданий территории противопожарный инструктаж рабочих организация добровольных пожарных дружин
технические – соблюдение противопожарных правил норм при проектировании зданий при устройстве электроприводов и оборудования отопления вентиляции освещения правильное размещение оборудования
режимные – запрещение курения в неустановленных местах и т.д.
эксплуатационные – своевременные профилактические осмотры ремонты и испытания технологического оборудования
При проектировании ТЭЦ предусмотрена безопасная эвакуация людей на случай возникновения пожара. При возникновении пожара люди должны покинуть здание в течение минимального времени которое определяется кратчайшим расстоянием от места их нахождения до выхода наружу.
Эвакуационные выходы располагаются рассредоточено. Ширина участков путей эвакуации - не менее 1м а дверей на путях эвакуации - не менее 08м. Ширина наружных дверей лестничных клеток - не менее ширины марша лестницы высота прохода на путях эвакуации - не менее 2м.
Количество первичных средств пожаротушения определяются на основании данных приведенных таблице 7.
Таблица 7 “Первичные средства пожаротушения”
Категория помещений и зданий
Для тушения пожаров на ТЭЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчёта обеспечения тушения пожара в районе одного турбогенератора.
Управление стационарными системами пожаротушения – дистанционное из помещений главного щита управления (ГЩУ) и от мест расположения переносных парогенераторов установленных у входа в здание. В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ-4 применяем кабели только с негорючими покрытиями. Трассы кабелей предусмотрены на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей предусмотрена их защита от внешних воздействий и перегрева.
Сети для наружного пожаротушения главного корпуса спроектированы кольцевыми с установкой гидрантов через 150м не ближе 5м от зданий и не далее 25м от бровки дороги. Внутренний пожарный трубопровод предусматривается в главном корпусе – любая точка орошается двумя струями каждая с расходом воды 25 лс. Количество пожарных насосов – не менее двух подача воды каждым из них обеспечивает полный расход и напор воды на пожаротушение.

Разрез.dwg

привода дутьевых вентиляторов
Помещение для регулируемого
Здание кислородо-раздаточной
Насосная шламоотвала
(теплосеть в Малиновку)
Прирельсовый элемент ОВК
Помещение дежурного водителя
Здание арматуры на мазутном
Помещение обслуж. арматуры погружных
пожаротушением (5шт.)
Помещение с узлами управления
насосов промемкости N2 с пристройкой
погружных насосов промемкости N1
Помещение обслуж. арматуры
Очистные сооружения мазутного
Насосная замазученных стоков N2
Насосная замазученных стоков N1
Склад металла на мазутном
Здание маслохозяйства
Насосная пенного пожаротушения
Навес для кислородных баллонов
и баллонов сжиженного газа
Склад для кислородных баллонов
Мазутонасосная пусковой
Склад негорючих материалов
Камера переключения N2
Помещение релейных панелей N3
Помещение релейных панелей N2
Помещение релейных панелей N1
Камера переключения N1
Насосная I-го подъема
АБК с переходной галлереей
Наименование зданий
Выключатели масленые
Трансформаторная группа
-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности

ГЕНПЛАН.dwg

привода дутьевых вентиляторов
Помещение для регулируемого
Здание кислородо-раздаточной
Насосная шламоотвала
(теплосеть в Малиновку)
Прирельсовый элемент ОВК
Помещение дежурного водителя
Здание арматуры на мазутном
Помещение обслуж. арматуры погружных
пожаротушением (5шт.)
Помещение с узлами управления
насосов промемкости N2 с пристройкой
погружных насосов промемкости N1
Помещение обслуж. арматуры
Очистные сооружения мазутного
Насосная замазученных стоков N2
Насосная замазученных стоков N1
Склад металла на мазутном
Здание маслохозяйства
Насосная пенного пожаротушения
Навес для кислородных баллонов
и баллонов сжиженного газа
Склад для кислородных баллонов
Мазутонасосная пусковой
Склад негорючих материалов
Камера переключения N2
Помещение релейных панелей N3
Помещение релейных панелей N2
Помещение релейных панелей N1
Камера переключения N1
Насосная I-го подъема
АБК с переходной галлереей
Наименование зданий
Выключатели масленые
Трансформаторная группа
пожаротушением (3шт.)
-Т-01.02.01. г. Минск
ТЭЦ с энергоблоками Т-250300-240 с разработкой мер по повышению надежности и экономичности