Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 9

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 11

1.1 Сведения о предприятии 11

1.2 Технологическая схема охинской теплоэлектроцентрали 12

1.3 Котельный цех 13

1.4 Турбинное отделение 14

1.5 Теплофикационная установка (ТФУ) 15

1.5.1 Установка подогрева сетевой воды 16

1.5.2 Установка подпитки теплосети 16

1.5.3 Система регенеративного подогрева питательной воды 17

1.5.4 Водоподготовительная установка 18

1.5.5 Электротехническое хозяйство 19

1.5.6 Газотурбинный энергоблок (ГТЭ – 19) типа SGT-500 20

1.6 Технология нагрева сетевой воды на Охинской ТЭЦ 21

1.6.1 Описание схемы теплофикационной установки 21

1.6.2 Назначение и роль сетевых подогревателей 22

1.6.3 Конструкции сетевых подогревателей 23

2 АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ПОДОГРЕВА СЕТЕВОЙ ВОДЫ НА ТЭЦ 27

2.1 Подогреватель сетевой воды как объект автоматизации 27

2.2 Выбор и обоснование контролируемых и регулируемых параметров процесса подогрева сетевой воды на ТЭЦ 28

2.3 Структура АСУТП процесса подогрева сетевой воды 31

2.4 Описание работы функциональной схемы АСУТП подогрева сетевой воды на ТЭЦ 32

2.5 Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации для АСУ 34

2.5.1 Выбор измерительных устройств уровня 36

2.5.2 Выбор магнитного пускателя 37

2.5.3 Выбор исполнительного механизма 38

2.5.4 Выбор программируемого логического контроллера для АСУ ТП подогрева сетевой воды на ТЭЦ 39

2.5.6 Выбор модуля ввода аналоговых сигналов для ПЛК 100-220 45

2.5.7 Выбор ЭВМ для АСУ ТП подогрева сетевой воды на ТЭЦ 46

3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 48

3.1 Математическое описание объекта управления 48

3.2 Выбор регулятора для АСР подогрева сетевой воды в ПСВ 56

3.3 Определение настроек регулятора и построение переходного процесса АСР подогрева сетевой воды в подогревателе 58

3.4 Проверка параметров настройки ПИД-регулятора на оптимальность 63

3.5 Построение переходного процесса в АСР температуры в подогревателе при возмущении по заданию 65

3.6 Проверка АСР температуры в подогревателе на грубость 66

4 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ ПОДОГРЕВАТЕЛЯ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПСВ) 67

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов 67

4.2 Требования безопасности при работе с подогревателями сетевой воды 68

4.3 Мероприятия защиты и предотвращения воздействия опасных и вредных производственных факторов 70

4.4 Расчет производственного освещения 76

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 79

5.1 Определение стоимости капитальных вложений необходимых для реконструкции автоматизированной системы управления водоподогревательной установки 80

5.2 Расчет текущих затрат на содержание и обслуживание системы 82

5.3 Определение экономического эффекта и срока окупаемости от реконструкции АСУ ВПУ1 на Охинской ТЭЦ 85

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 89

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 91

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 93

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики, как и всей промышленности на современном этапе, характеризуется ускорением роста производительности труда и повышением эффективности производства путем широкого использования автоматизированных систем управления технологическими процессами.

На электростанциях к числу важнейших технологических процессов относятся процессы получения воды, используемой в качестве теплоносителя. В результате электрохимических процессов взаимодействия воды с металлом происходит разрушение последнего, называемое коррозией. Коррозионное протравление паровых котлов, испарителей, паропреобразователей, подогревателей, трубопроводов, арматуры, баков и другого оборудования наносит большой ущерб тепловым электростанциям, промышленным котельным, тепловым сетям и другим теплоэнергетическим объектам.

Опыт многолетней эксплуатации мощных энергоблоков в России и за рубежом убедительно свидетельствует о том, что необходимым условием длительной, надежной и экономичной эксплуатации ТЭЦ является рациональная организация водоподготовки и водного режима парогенераторов и в первую очередь строгое соблюдение экспериментально обоснованных эксплуатационных норм качества пара, конденсата, питательной и котловой воды.

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 паровых турбин отложений соединений меди, железа, кремниевой кислоты и натрия;

• защита от коррозии конструкционных металлов основного и вспомогательного оборудования ГЭС и теплофикационных систем в условиях их контакта с водой и паром, а также при нахождении их в резерве.

Для того чтобы блок парогенератор-турбина на ТЭЦ смог проработать от 4000 до 6000 ч без отложений в экранных трубах и в проточной части турбин, необходимо осуществлять весьма совершенные методы обработки добавочной питательной воды, а также очистки загрязненных конденсатов. Все эти мероприятия желательно проводить при минимальных капитальных затратах на сооружение водоподготовительных установок и с минимальными эксплуатационными расходами.

Автоматизация водоподогревательных установок, кроме снижения трудозатрат на обслуживание и повышения надежности действия установки, дает технико-экономический эффект за счет оптимизации технологических процессов и обеспечивает получение воды гарантированного качества.

В данном курсовом проекте представлена реконструкция существующей автоматизированной системы управления подогрева воды в водоподогревательной установоки ВПУ1 на Охинской ТЭЦ.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Сведения о предприятии

В административном плане открытое акционерное общество «Охинская теплоэлектроцентраль» расположено на землях, находящихся в ведении органов местного самоуправления муниципального образования «Городской округ Охинский». Земельный участок (из земель населенных пунктов) общей площадью 139392,0 м² имеет адресные ориентиры: Сахалинская область, г. Оха, 3-й км; предоставлен для эксплуатации объекта «Энергетический производственно-технологический комплекс».

Территориально предприятие ОАО «Охинская ТЭЦ» находится на юго-западной границе г. Оха. С севера, востока и юго-востока ТЭЦ ограничена действующим нефтепромыслом НГДУ «Оханефтегаз» ОАО «НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». С юга и юго-запада - заболоченной поймой р. Охинка и ж/д магистралью Оха - порт Москальво (ж/д в настоящее время ликвидировано). Рельеф местности в районе расположения ТЭЦ представлен слабоволнистыми холмами с мягкими очертаниями, крутизной склонов 10 и более градусов и высотами до 20-30 м. С северо-западной и северо-восточной стороны к территории примыкают слабозаболоченные впадины. Площадка ТЭЦ характеризуется значительной неровностью поверхности, имеющей падение в южном и восточном направлении к заболоченной пойменной низине р. Охинка. Территория предприятия спланирована, озеленена, огорожена по периметру железобетонным забором и находится за пределами водоохраной зоны реки. Открытое акционерное общество «Охинская теплоэлектроцентраль» преобразовано из государственного предприятия «Охинская ТЭЦ» в 1993 г. и является самостоятельной производственно-промышленной организацией, со всеми правами юридического лица. Сфера деятельности ОАО «Охинская ТЭЦ» – энергетика, основной вид деятельности: обеспечение тепло- и электроэнергией предприятий и населения г. Оха и Охинского района. В течение года режим работы производства - ежедневный и круглосуточный.

1.2 Технологическая схема охинской теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентра́ль (ТЭЦ) - разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электрическую, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).

Установленная и располагаемая электрическая мощность Охинской ТЭЦ
на 01.01.2010 г. составляет 99 МВт, паропроизводительность 480 т/час, установленная тепловая мощность – 216 Гкал/час.

Рабочим и резервным топливом на станции служит природный газ Сахалинского месторождения. Аварийным топливом принята сырая нефть Охинского месторождения, для хранения которой оборудованы два резервуара емкостью по 100 м³ каждый. Топливо для ПАЭС-2500–дизельное. Поставщиком топлива является ОАО «НК» «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Для защиты и уменьшения загазованности воздушного бассейна сооружены 2 дымовые трубы высотой до 45 м. Схема технического водоснабжения – оборотная, с двумя градирнями лоткового типа с площадью орошения 1200 м² каждая.

«Охинская ТЭЦ» имеет две очереди: среднего давления (I очередь) и высокого давления (II очередь).

Тепловая схема обеих очередей станции выполнена с поперечными связями по пару и питательной воде. Конденсат отработанного пара с промпредприятий на ТЭЦ не возвращается. С июня по сентябрь Охинская ТЭЦ отпускает теплоэнергию в виде «острого» и «мятого» пара для технологических нужд ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» а также осуществляет теплоснабжение г.Охи.

Отпуск тепла осуществляется по двум схемам:

открытой – непосредственно потребителям в виде пара давлением 3,0 МПа на технологические цели Охинского нефтепромысла и пара давлением 0,6 МПа на отопление и технологические нужды промышленных предприятий;

закрытой - теплоснабжение горячей сетевой водой для целей отопления предприятий и жилищно-коммунального сектора г. Оха - в этом случае, тепло к теплоносителю (воде), транспортируемому к потребителям, подводится через пароводяные теплообменники.

ОАО «Охинская ТЭЦ» осуществляет электроснабжение промышленных предприятий нефтегазовой отрасли, производственного и жилищно-коммунального сектора г. Оха и Охинского района. ТЭЦ работает изолированно от энергосистемы центра и юга острова (ОАО «Сахалинэнерго»). На балансе предприятия отсутствуют электрические сети, передача и распределение электрической энергии осуществляется через сети ОАО «НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» по линии электропередачи напряжением 35 кВ. Наибольшая удаленность электроснабжения потребителей – 120 км.

1.3 Котельный цех

Органическое топливо поступает от газораспределительной станции (ГРС) к газорегуляторному пункту (ГРП), находящемуся на территории станции, и далее, по магистрали к котельному отделению через газовый коллектор распределяется по котельным агрегатам.

Последовательность получения, преобразования, выработки пара с давлением выше атмосферного за счет теплоты от сжигания топлива в котельных агрегатах зависит от конструктивных особенностей, принципа действия, используемых видов топлива и производственных показателей паровых котлов. На станции установлены четыре котлоагрегата БКЗ-120-100-ГМ Барнаульского котельного завода паропроизводительностью 120 т/час, параметрами острого пара Р_о=100 кгс/см², t_о=540 ⁰С. Конструктивные особенности: вертикально-водотрубные паровые котлы типа Е120-100-540-ГМК с естественной циркуляцией, сжиганием топлива в комбинированной (газ + мазут) камерной топке, с П-образной компоновкой без промежуточного перегрева. В 1999 г. котлоагрегат БКЗ-120-100-ГМ реконструирован, в результате установки двух циклонных предтопок паропроизводительность котла увеличена до 145 т/час.

В состав вспомогательного оборудования входят:

• тягодутьевая установка котлоагрегатов (дутьевые вентиляторы ВДН-16, дымососы Д-20×2, дутьевой вентилятор ВНД-20-П);

• питательная установка: четыре питательных электронасоса типа: ПЭ-270-150-3 (2 шт.), насос ПЭ-270-2 (1 шт.), ПЭ-90/180 (1 шт.);

• дополнительно, в котельном цехе смонтированы три редукционно-охладительных устройства: РОУ-2 (100/10), РОУ-3 (100/1,5), РОУ-4 (100/40).

Часть острого пара (пара высокого давления) выработанного энергетическими паровыми котлами направляется напрямую, минуя паровую турбину, в закрытую производственную систему теплоснабжения ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Для редуцирования (снижения давления) перегретого пара от котлоагрегатов с 9 МПа до давления 3 МПа и температуры 400 ⁰ С используется РОУ-4 (100/40).

Основной объем пара, полученного в котлоагрегатах в процессе теплообмена, по паропроводу направляется в паровые турбины.

1.4 Турбинное отделение

В турбинном цехе установлено три турбоагрегата типа ПТ-25-90/10М с генераторами ТВС-30 мощностью 25 МВт каждый с параметрами свежего пара Ро = 90 кгс/см², t_о = 535 ⁰С с двумя регулируемыми отборами. Конденсационная установка каждой турбины имеет двухходовой конденсатор типа КП-935 М с поверхностью охлаждения 935 м² и пропускной способностью по охлаждающей воде 3400 м³/час. Циркуляционные насосы типа 16 НДН с расходом 1980 м³/час каждый, установлены в турбинном цехе по два на каждую турбину.

В паровой турбине потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую (вращения ротора турбины). Вал турбины вращает ротор электрогенератора - таким образом, энергия вращения преобразуется в электрическую энергию, которая поступает в преобразователи и далее направляется в электрическую сеть (электротехническое хозяйство станции будет рассмотрена ниже).

В паровых турбинах расширение пара от начального до конечного давления и преобразование его тепловой энергии в механическую работу осуществляется не в одной, а в ряде последовательно расположенных ступеней, что позволяет отобрать часть тепловой энергии пара, после того как он выработает электрическую энергию. Место отбора (ступень турбины) выбирается в зависимости от нужных параметров пара. Давление и количество отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. На Охинской ТЭЦ на турбоагрегатах ПТ-25-90/10М установлены два регулируемых отбора пара (П-отбор и Т-отбор) для целей внутреннего потребления а также для снабжения теплом внешних потребителей.

Пар из П-отбора турбин 0,6 МПа поступает в коллектор П-отбора, из которого распределяется по направлениям:

• в деаэратор № 4 для подогрева питательной воды поступающей в котлы;

• на теплофикационнаю установку в пиковые подогреватели для подогрева сетевой воды;

• отпуск тепла в систему отопления и технологических нужд промышленных предприятий.

Пар из Т-отборов турбин 0,15 МПа поступает в коллектор Т-отборов и далее:

используется на собственные нужды для подогрева питательной воды в системе регенерации турбин;

Характеристики

Тип файла документ

Документы такого типа открываются такими программами, как Microsoft Office Word на компьютерах Windows, Apple Pages на компьютерах Mac, Open Office - бесплатная альтернатива на различных платформах, в том числе Linux. Наиболее простым и современным решением будут Google документы, так как открываются онлайн без скачивания прямо в браузере на любой платформе. Существуют российские качественные аналоги, например от Яндекса.

Будьте внимательны на мобильных устройствах, так как там используются упрощённый функционал даже в официальном приложении от Microsoft, поэтому для просмотра скачивайте PDF-версию. А если нужно редактировать файл, то используйте оригинальный файл.

Файлы такого типа обычно разбиты на страницы, а текст может быть форматированным (жирный, курсив, выбор шрифта, таблицы и т.п.), а также в него можно добавлять изображения. Формат идеально подходит для рефератов, докладов и РПЗ курсовых проектов, которые необходимо распечатать. Кстати перед печатью также сохраняйте файл в PDF, так как принтер может начудить со шрифтами.

Список файлов ВКР