125088 (Описание технологического процесса систем тепловодоснабжения)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

1.1 Описание технологического процесса систем тепловодоснабжения

1.2 Характеристика технологического оборудования

1.3 Характеристика парового котла как объекта автоматизации

1.4 Выбор параметров контроля и управления

1.5 Характеристика системы управления

1.6 Определение классов пожаро - и взрывоопасных зон

2. Специальная часть

2.1 Автоматизированные системы управления контроля и учета электроэнергии. Ввод устройства сбора данных в работу

2.2 Выбор средств автоматизации

2.3 Разработка электрической принципиальной схемы логического блока

2.4 Выбор щита управления. Разработка общего вида щита

2.5 Разработка схемы защиты измерительных цепей

2.6 Разработка схемы внешних соединений

2.7 Разработка структурной схемы УСД

2.8 Расчетная часть

2.8.1 Расчет комплексного показателя уровня автоматизации

2.8.2 Расчет надежности схемы УСД

2.8.3 Оценка надежности системы проектирования

3. Организация производства

3.1 Режим работы. Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего

3.2. Организация ремонта оборудования. График планово – предупредительного ремонта

3.3 Расчет численности рабочих

4. Расчет себестоимости производства одного киловатт-час электроэнергии

4.1 Производственная программа

4.2 Расчет плановых капитальных затрат

4.3 Расчет плановых годовых текущих затрат

4.4 Расчет калькуляции себестоимости производства одного киловатт-час электроэнергии

5. Охрана труда, техника безопасности и противопожарная техника

5.1 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации электроустановок

5.2 Правила безопасной эксплуатации приборов и средств автоматизации

5.3 Мероприятия по охране окружающей среды

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Под термином «Автоматизация» понимается применение технологических средств, экономико-математических методов и систем управления, освобождающих человека частично или полностью от непосредственного участия в процессах получения, преобразования, в передаче и использовании энергии, материалов или информации.

Автоматизация предприятия, в случае системы учета электропотребления ТЭЦ АО «ССГПО», приводит к улучшению основных показателей эффективности использования электроэнергии: снижению количества, улучшению качества и снижению себестоимости потребления энергии, повышению производительности труда энергодиспетчеров и операторов. Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования, исключает случаи травматизма, предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоемов промышленными отходами. Также, внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество выпускаемой продукции, сокращение брака и отходов, уменьшение затрат сырья, уменьшение численности основных рабочих. Целью создания системы управления электропотребление электроэнергии является:

1. Снижение удельных расходов электроэнергии на производство продукции;

2. Рациональное использование электроэнергии технологическими службами подразделений;

3. Правильное планирование потребления электроэнергии;

4. Контроль потребления и удельных расходов электроэнергии на единицу выпускаемой продукции в режиме реального времени.

На предприятии АО «ССГПО» ведется ежесуточный учет электропотребления основного производства, который позволяет оперативно оценивать и вносить корректировки.

Для каждого подразделения рассчитывается распределение лимита на потребление электроэнергии. Для учета электроэнергии, потребляемой подразделениями АО «ССГПО» внедрена система КТС «Энергия», которая позволяет видеть как текущие значения потребления электроэнергии, так и суточные значения потребляемой электроэнергии по подразделения и АО «ССГПО» в целом.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание технологического процесса систем тепловодоснабжения

В качестве топлива на ТЭЦ применяется Экибастузский уголь, который после размола в пыль транспортируется к горелкам котла.

Энергетические котлы имеют растопочное топливо – мазут, которое доставляется на станцию в железнодорожных цистернах (15). Проектом предусмотрена возможность снижения природного газа. Природный газ поступает на ТЭЦ из магистрального газопровода через газорегулировочный пункт (22), где производится учет расхода и понижения давления газа до рабочего, при котором он транспортируется в котельный цех на энергетические и водогрейные котлы. При сжигании топлива (угля, мазута) образуется шлак и зола. Шлак сбрасывается под топку, а зола дымовыми газами выносится в газовый тракт котла, поступает в мокрые золоуловители (55) с трубами «Вентури», где улавливается, смывается водой в каналы гидрозолоудаления (58), в эти каналы поступает и шлак.

Золошлаковая смесь по каналам гидрозолоудаления (ГЗУ) транспортируется смывной водой в зумф багерных насосов (59), которые перекачивают ее на золоотвал (60), расположенный в 8,5 км от ТЭЦ на северо-востоке, в районе поселка Васильевка. На золоотвале золошлак осаждается, а осветленная вода возвращается в систему гидрозолоудаления ТЭЦ насосами осветленной воды (61). Продувочная вода золоотвала сбрасывается на Васильевский испаритель-накопитель.

Поступающая в энергетический котел (14) питательная вода подогревается в водяном экономайзере (38) до температуры насыщения в барабане котла, поступает в барабан (39), где происходит сепарация пара из пароводяной смеси. Пар далее направляется в пароперегреватель (40), а вода из барабана возвращается по водоопускным трубам в нижние коллекторы экранных труб. По экранным трубам, омываемым дымовыми газами, пароводяная смесь опять поступает в барабан (котлы с естественной циркуляцией). Перегретый пар после пароперегревателя (40) подается на турбину (24), Где на решетках и рабочих лопатках происходит преобразование тепловой энергии пара в кинематическую энергию вращения турбин. Пройдя проточную часть турбины, ст. №3, пар направляется в коллектор 1,2 для подогрева сетевой воды в бойлерах. Часть пара после турбин ст.№1,2 поступает в конденсатор турбины (31), где охлаждается циркуляционной водой, транспортируемой из градирни (62) (техническое оборотное водоснабжение) циркуляционными насосами (49). Из конденсатора турбины конденсат конденсатным насосом (32) прокачивается через подогреватели низкого давления (34) системы регенерации в деаэраторы (35). Из деаэратора питательным насосом (36) питательная вода через подогреватели высокого давления (37), подается в экономайзер энергетических котлов. Греющей средой регенеративных подогревателей является пар нерегулируемых отборов турбин (на ПВД, ПНД, деаэраторах). Отпуск тепла с паром потребителем осуществляется из редукционно-охладительной установки РОУ – 100/8-13.

Отпуск тепла с горячей водой на отопление и горячее водоснабжение производится из теплофикационных отборов турбин и вторичным паром испарителей. Вторичный пар испарителя направляется в коллектор 1,2 для восполнения пароводяных потерь в цикле станции. Турбогенератор включен блоком с трансформатором связи и отпайкой с шинами ГРУ-6 кВ (главное распределительное устройство) для обеспечения электрических собственных нужд станции, а потребителем – через ОРУ – 110 кВ по ниткам 35 кВ и 110 кВ.

1.2 Характеристика технологического оборудования

Основным электрическим оборудованием, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии от электрических станций к потребителям, являются силовые трансформаторы, с помощью которых осуществляется необходимое повышение или понижение напряжений.

В схемах предусмотрены токоведущие части высоковольтного оборудования – это шины с изоляторами и высоковольтные кабели (изоляторы и линейные вводы, проходные изоляторы, маслонаполненные линейные вводы, разъединители, плавкие предохранители, выключатели и т.д.) Для наружных и внутренних электроустановок напряжением 0,38-500 кВ применяются трансформаторы напряжения, предназначенные для включения катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты, измерения и контроля напряжения, а также, для отделения цепей измерительных приборов и аппаратов защиты от сети высокого напряжения.

Для ограничения тока короткого замыкания предназначены реакторы, а для защиты электроустановок от перенапряжений служат разрядники. Также применяются синхронные генераторы и синхронные компенсаторы.

Характеристика генераторов:

1 ТЭВ-63_2УЗ (1981 г.) – активная мощность 63000 кВт, коэффициент мощности -0,8, напряжение статора – 6300 В, ток статора 7230 А, частота вращения ротора -3000 об/мин , ток ротора – 1650, напряжение возбуждения – 280 В, частота – 50 Гц, соединение фазовой обмотки – треугольник.

2 ТЗВ-63_2УЗ (1978 г.) – параметры такие же, как и у генератора ТЭВ-63 2УЗ.

3 ТВС-30-2 (1964) – Р=30000 кВт, соединение обмоток статора – треугольник, частота вращения ротора – 3000 об/мин, частота – 50 Гц.

4 ТВС-32 (2002 г.) – Р=30000 кВт, напряжение статора – 6300 В, ток статора – 3440 А, коэффициент мощности – 0,8, соединение обмоток статора – треугольник; напряжение возбуждения – 220 В ( ток -400А).

Трансформаторы связи:

1 ТДНТ-63000/110 (1979 г.) группа соединения обмоток номинальная мощность обмоток : ВН 110000В-63000 кВА; СН-35000 В-63000 кВА; НН 6000 кВА; U_кз; ВН-СН-17,4 %; ВН-НН-9,93%; СН-НН-6,45%.

2 ТДТН-63000/110 (1978 г.) U_кз : ВН-СН-17,82%; ВН-НН-10,36%; СН-НН-6,56%.

3 ТДТНГ-60000/110 (1964 г.) Схема соединения, номинальная мощность обмоток: ВН=СН=НН=60000 кВА. U_кз:ВН-СН-17,2%; ВН-НН-10,4%; СН-НН-6,52%.

Турбогенераторы: В эксплуатации 5 турбогенераторов №1,2,3 типа ТЗВ-63-2УЗ на водяном охлаждении; №4,5 типа ТВС-30, ТВС-32 – на воздушном охлаждении.

Трансформаторы:

На территории открытого распределительные устройства ОРУ-110кВ установлены 3 трехобмоточных трансформатора связи С1Т, С2Т, С3Т.

Трансформаторы связи №1,2 (С1Т, С2Т) типа ТДТН-63000/110.

Трансформатор связи №3 (СЗТ) типа ТДНТГ-60000/110.

Два разделительных трансформатора №1,2 наружной установки для питания закрытого распределительного устройства РРУ-6 кВ. Трансформатор №1 типа ТМ-7500/35, трансформатор №2 типа ЬМ-10000/35. Для питания потребителей собственных нужд напряжением 0,4 кВ установлены трансформаторы мощностью от 180 до 1000 кВА.

Теплофикационные турбогенераторы:

1 Паровая турбина Р-42-90/1, 4 №1 – электрическая мощность=42000

кВт/ч, тепловая-116,6 Гкал/ч.

2 Паровая турбина Т-50/25-90№2 электрическая мощность=50000 кВт/ч, тепловая-97,6 Гкал/ч.

3 Паровая турбина ПР-31-90/10/1,4 №3 электрическая мощность=31000 кВт/ч, тепловая -109,8 Гкал/ч.

1.3 Характеристика парового котла как объекта автоматизации

Главной задачей при разработке системы управления является выбор параметров, которые должны участвовать в управлении, и с изменением которых в объект будут поступать возмущающие воздействия. Необходимо также определить критерии управления для проектируемой системы.

Для того, чтобы выявить основные параметры контроля и регулирования в системе автоматизации необходимо разработать блок схему типовых воздействий на проектируемый объект управления (см. рис.1).

Автоматизация системы учета электропотребления на ТЭЦ. Объектом управления является теплоэлектроцентраль. Основной принцип управления на данном объекте – контроль параметра по результатам разработки блок схемы типовых воздействий. В дальнейшем будут выбраны параметры контроля, регулирования, главные регулируемые величины и регулирующие воздействия.

В системе электроснабжения предприятия объектом управления является ТЭЦ города Рудного. Теплоэлектроцентрали снабжают потребителей электрической и тепловой энергией, располагаются в районе их потребления. Также, ТЭЦ вырабатывает электроэнергию и для собственных нужд.

Основной принцип в данном объекте – по возмущению, так как увеличение количества потребляемой электроэнергии приводит к изменению частоты вращения вала турбогенератора.

Для того, чтобы количество электроэнергии увеличивалось или уменьшалось, в зависимости от потребления электроэнергии, изменяется количество подаваемого пара в турбину.

Для компенсации возмущающего воздействия, т.е. изменения частоты вращения вала турбогенератора, используется система автоматического регулирования (САР).

Для учета электроэнергии, потребляемой подразделениями АО «ССГПО» внедрена система КТС «Энергия», позволяющая видеть как текущие значения потребления электроэнергии, так и суточные значения потребляемой электроэнергии по подразделениям и АО «ССГПО» в целом.

Z₁ Z₁₂