close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

- Алматинский институт энергетики и связи

код для вставкиСкачать
Аннотация
В данном дипломном проекте была разработана автоматизация
утилизационного котла на базе оборудования марки «SIMENS».
В соответствии с поставленной задачей был осуществлен анализ
существующих котлов-утилизаторов, выбор основного оборудования,
разработка программного обеспечения для расчета необходимой массы по
производству теплоносителя, выбор регулируемых параметров и мест
установки исполнительных устройств. Технико-экономическое обоснование
к дипломному проекту выполнено по индивидуальному заданию.
Аңдатпа
Бұл дипломдық жобада табиғи газ өнімінің қысымын жоғарылату
мақсатында салылған КС -7 станциясының, қалдық газдарын ыстық су алу
мақсатында утилдеу қазандыгында пайдаланып, «SIMENS» маркалы
жабдық базасында автоматтандыру адрестік-аналогтық жүйесі әзірленді.
Алға қойылған міндетке байланысты, жобаға қатысты орнатылған
құрылғыны таңдаудын маңыздылығы есепке алынды. Жобада өндірілетін
өнімнің талдауы іске асырылды.
Осы жобаның техникалық-экономикалық негіздемесі жеке тапсырыс
бойынша орындалды.
Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1Краткая характеристика компрессорной станции КС-7
1.2Описание технологического процесса по структурной схеме
1.3 Описание и характеристика технологического оборудования
1.4 Технико-экономические показатели процесса
1.5 Параметры, характеризующие технологический процесс
2. Специальная часть
2.1Обоснование тепловой схемы котла-утилизатора
2.1Выбор регулируемых параметров и мест установки
исполнительных устройств
2.2Выбор контролируемых, сигнализируемых параметров и
параметров защиты и блокировки
2.3 Обоснование выбора системы приборов
2.4 Выбор конкретных типов и модификаций приборов
2.5 Расчётная часть
2.6 Расчет автоматических устройств
3. Организация производства
3.1Организация
ремонтных
работ
приборов
и
средств
автоматизации
3.2Организация текущего обслуживания приборов и средств
автоматизации
4.Экономическая часть
4.1Расчет суммарных затрат времени на работы по ремонту КИП и
А и проверке КИП и А
4.2 Расчет среднего тарифного разряда работ по ремонту КИП и А
4.3 Расчет средней тарифной ставки работ по ремонту КИП и А
4.4 Расчет эффективности фонда времени одного рабочего в год
4.5Расчет численности слесарей-ремонтников и дежурных
электрослесарей
4.6 Расчет годового фонда, заработной платы слесарей-ремонтников
и дежурных электрослесарей
4.7Расчет годового выпуска продукции до и после внедрения средств
автоматизации
4.8 Расчет дополнительных капитальных затрат на автоматизацию
4.9Расчет
дополнительных
эксплуатационных
затрат
на
автоматизацию
4.10Расчет экономической эффективности от внедрения средств
автоматизации
5.Безопасность жизнедеятельности
Список используемой литературы
ВВЕДЕНИЕ
В любой стране, энергетика является базовой отраслью экономики.
От ее состояния и уровня развития зависят соответствующие темпы роста
других
отраслей
хозяйства,
стабильность
их
работы
и
энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения
новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный
уровень жизни населения страны. Одним из важнейших стратегических
направлений развития экономики является широкое использование
новейших достижений электронной техники – электронизация и
комплексная автоматизация управления технологическими процессами и
производством. Это является приоритетным направлением экономического
развития.
В последние годы перспективное направление развития энергетики
связано с газотурбинными и парогазовыми энергетическими установками
тепловых электростанций. Эти установки имеют специальные конструкции
основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и
управления.
Наибольшее распространение получили парогазовые установки с
котлом-утилизатором. Из газотурбинной установки дымовые газы
направляются в котел-утилизатор, где значительная часть теплоты
передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар,
который поступает в паровую турбину. В итоге общая электрическая
мощность ПГУ, увеличивается по отношению к электрической мощности
ГТУ на 40-50 %, соответственно возрастает экономичность всей установки.
Уменьшение потерь теплоты с уходящими газами котла-утилизатора и в
конденсаторе за ПТ, а также увеличение удельного расхода пара повышает
экономичность ПГУ.
Целью данной дипломной работы является модернизация проекта
котла – утилизатора КУВ – 223/57 – 7,15/0,53 –508/207, работающего в
составе ПГУ-420 состоящей из одной газотурбинной установки GT-26.
1.Общая часть
1.1Краткая характеристика компрессорной станции КС-7
Компрессорная станция КС-7 является неотъемлемой частью
Магистрального газопровода Казахстан-Китай, который запроектирован для
транспортировки природного газа с нефтегазовых месторождений
Туркменистана до границы Китая, а также для обеспечения газом южных
регионов Республики Казахстан.
Рисунок №1. Компрессорная станция КС 7
Этот проект имеет социальное значение для южных областей
республики и позволит обеспечить потребности в газе южных областей –
Южно-Казахстанской, Жамбыльской и Алматинской.
Организацией реализующий проект является ТОО «Азиатский
газопровод».
Компрессорная станция КС-7 в административном отношении
расположена в Енбекшиказахском районе Алматинской области.
Проектная производительность газопровода 40 млрд. м3/год. Из них
около 10 млрд. м3/год планируется использовать на собственные нужды РК.
Для обеспечения бесперебойной работы газопровода в состав КС
входят 4 Газоперекачивающих агрегата (3 рабочих и 1 резервный).
С помощью КС обеспечивается транспортировка природного газа по
2-х ниточному магистральному газопроводу, диаметром Ду1050 мм,
при давлении на выходе из КС Рр=9,68 МПа.
Под автоматизацией понимают применение методов и средств
автоматизации для управления производственными процессами.
Управление производственными процессами – это целенаправленное
воздействие на этот процесс, который обеспечивает оптимальный или
заданный режим его работы.
Автоматизация производства – это этап машинного производства,
характеризуемый
освобождение
человека
от
непосредственного
выполнения функций управления производственными процессами и
передачей этих функций автоматическим устройствам.
Автоматизация приводит к улучшению основных показателей
эффективности производства, к увеличению количества, к улучшению
качества, к снижению себестоимости выкупаемой продукции. К
повышению производительности труда, к сокращению брака и отходов, к
уменьшению затрат на сырье и энергию, к уменьшению численности
основных рабочих. Без аварийной работе оборудования, к предупреждению
загрязнения атмосферного воздуха и загрязнению воды промышленными
отходами, исключает случаи травматизма.
Рисунок – 1. Котел-утилизатор водогрейный
Котлы стальные паровые водотрубные с паропроизводительностью 50
тонн пара в час предназначены для получения перегретого пара
используемого на технологические нужды предприятий различных
отраслей, для теплоснабжения систем отопления, вентиляции, горячего
водоснабжения объектов промышленного и бытового назначения.
При работе котла от поверхности нагрева, обогреваемых с одной
стороны дымовыми газами, теплота с другой стороны должна отводиться
рабочим веществом (вода, пароводяная смесь, пар), непрерывное движение
которого обеспечивается путем создания естественной или принудительной
циркуляции.
Естественная циркуляция образуется в замкнутом контуре за счет
разности плотностей смеси в опускных и подъемных трубах.
Принудительная за счет применения побудителя движения воды (насоса),
обеспечивающего принудительную циркуляцию воды через котел.
1.2 Описание технологического процесса по структурной схеме
Паровой барабанный водотрубный котел с естественной циркуляцией
Е-50 предназначен для выработки 50 т/ч пара рабочим давлением 1,4МПа
(14 кгс/см2) и температурой 250С, устанавливается в закрытых
помещениях в районах с сейсмичностью не более 6 баллов по шкале MSK
включительно.
Питательная вода через узел питания поступает в водяной
экономайзер. Из водяного экономайзера питательная вода поступает в
барабан.
Для устранения попадающих в котловую воду накипеобразующих
ионов кальция и магния в барабан подается раствор фосфорнокислого
натрия, который распадается на ионы 3Na и Р. Ионы Р образуют с ионами
кальция и магния труднорастворимые соли, которые выделяются в толще
котловой воды в виде мельчайших частиц шлама, не прилипающего к
поверхностям нагрева и легко удаляемого из котла с помощью
периодической и непрерывной продувок.
Тепло, передаваемое экранным и конвективным трубам горячими
газами, приводит к парообразованию в трубах, и в них образуется
пароводяная смесь. Плотность такой смеси меньше плотности воды,
поэтому нагретая пароводяная смесь поднимается вверх по трубам и
попадает в барабан котла, где пар отделяется от воды и занимает верхний
объем барабана. По опускным не обогреваемым трубам, которые внизу
котла соединены с обогреваемыми трубами, на место ушедшей в барабан
котла эмульсии поступает новая вода и снова образуется смесь,
поднимающаяся вверх. Таким образом в котле образуется постоянная
циркуляция воды.
Из барабана котла пар по трубам направляется в потолочный
пароперегреватель, проходит его прямотоком, трубами подаётся в
паросборный коллектор. На паросборном коллекторе установлены
предохранительные клапаны и главная паровая задвижка.
Отработанный
газ
в
котел
утилизатор
поступает
от
газоперекачивающего агрегата (ГПА).
Рисунок 2. - Структурная схема котла Е-50
1.3 Описание и характеристика технологического оборудования
Котел имеет двухступенчатую схему испарения. Сепарационные
устройства первой ступени испарения размещены в барабане, а в качестве
второго устройства ступени испарения используются два выносных
циклона.
В горизонтальном газоходе с шагом 150 мм расположено 30
испарительных ширм. Каждая ширма образована 15-ю Г-образными
трубами Ø 38х3, расположенными с шагом 60 мм. Нижние концы этих труб
присоединены к вертикальным коллекторам Ø 108х8, а верхние – к
горизонтальным коллекторам Ø 133х8. Нижние концы коллекторов Ø 108х8
приварены к раздающему коллектору Ø 219х16, а верхние также как и
концы коллекторов Ø 108х8 – к коллектору Ø 426х15. Вертикальные
коллекторы, так же, как и горизонтальные, сварены между собой полосами.
Внутри каждого вертикального коллектора вдоль него размещена гнутая
перегородка, обращенная выпуклостью в сторону газохода, концы которой
примыкают к тем образующим коллектора, против которых снаружи
приварены полосы.
Таким образом, в каждом из вертикальных коллекторов образуются
два канала, один из которых, обращенный в сторону газохода является
подъемным, а второй – рециркуляционными. Выступающие за пределы
газохода концы коллекторов Ø 219 и Ø 426 соединены рециркуляционными
трубами (по 1 трубе с каждого конца).
Пароводяная смесь отводится из каждого горизонтального коллектора
одной трубой Ø 89х4 в дополнительный коллектор Ø 219х16,
расположенный над коллектором Ø 426. Из коллектора Ø 426 пароводяная
смесь также отводится в тот же дополнительный коллектор четырьмя
трубами Ø 159х7, расположенными по 2 штуки на концевых участках
коллекторов. Из дополнительного коллектора трубами Ø 159х7 пароводяная
смесь отводится в три выносных циклона Ø 426 (по 3 штуки на 1 циклон).
Котловая вода подводится к раздающему коллектору Ø 219
опускными трубами Ø 133х5 из выносных циклонов (по 2 трубы из каждого
циклона).
Пароперегреватель змеевиковый, выполнен из труб Ø 32х3 (сталь 20),
расположение змеевиков шахматное. Змеевики расположены с поперечным
шагом 75 мм перпендикулярно фронту котла; шаг в продольном
направлении составляет 60 мм. Змеевики вварены в коллектор Ø 273х10.
Ступень включена по противотоку и опирается на задний экран опускного
газохода с помощью дистанционных гребенок. Главная паровая задвижка
подсоединяется к торцу выходного коллектора.
Водяной экономайзер расположен под первой ступенью
пароперегревателя. По высоте шахты экономайзер разделен на две части с
ремонтными проемами.
Химически очищенная деаэрированная вода подается питательным
насосом на однониточный узел питания. На узле питания установлены
вентили запорные с электродвигателями, клапан регулирующий
питательный воды, клапаны обратные, вентили запорные с ручным
приводом. На линии после узла питания установлен манометр и термометр.
Котел оборудован трубопроводом аварийного слива, линиями
отборов проб, трубопроводом непрерывной и периодической продувки,
дренажной линией с установкой соответствующей арматуры.
На выходном коллекторе перегретого пара предусмотрена установка
приборов контроля параметров пара, предохранительного клапана, а также
ГПЗ с поворотной отсечной заглушкой.
2.Обоснование тепловой схемы котла-утилизатора
Тепловая схема котла – это схема, устанавливающая взаимосвязь
между элементами котла: распределение приращения энтальпий воды,
пароводяной смеси, пара, воздуха, размещение элементов котла по ходу
движения потока продуктов сгорания.
Тепловая схема используется для обеспечения оптимальных
конструктивных и эксплуатационных характеристик котла и определяется
параметрами пара; типом и мощностью котла; видом топлива и способом
его сжигания.
Целью составления тепловой схемы котла является определение
общих тепловых нагрузок и расходов теплоты на собственные нужды
станции. А также распределение нагрузок между паровой и водогрейной
частями тракта. Определение всех тепловых и массовых потоков,
необходимых для выбора вспомогательного оборудования и диаметров
трубопроводов и арматуры. Первой поверхностью нагрева, идущей по ходу
дымовых газов, является пароперегреватель высокого давления. Это
объясняется потребностью обеспечения высокого температурного напора.
Теплоперепад в пароперегревателе дымовых газов составляет 68,9 ºС. При
этом перегрев пара, осуществляется на 213,5 ºС. Противоточная схема
движения обогреваемой и греющей среды обусловлена обеспечением
высокого коэффициента теплоотдачи, способствующего уменьшению
поверхности теплообмена.
Далее по ходу дымовых газов установлен испаритель высокого
давления. Величина перепада температуры дымовых газов для данного
модуля составляет 166,4 ºС. При этом происходит испарение воды и
температура рабочего тела увеличивается на 9,6 ºС. Столь незначительное
повышение температуры рабочего тела обусловлено организованной
многократной принудительной циркуляцией в контуре, соответственно
большими расходами рабочего тела в нем. Схема движения сред выбрана
прямоточной, что необходимо в испарительных поверхностях нагрева для
предотвращения превышения гидравлического сопротивления при
возникновении пароводяной смеси внутри труб испарительной поверхности
нагрева.
В модуле водяного экономайзера высокого давления температура
дымовых газов снижается на 61,8 ºС нагревая поступающую в систему воду
на 118,1 ºС. Схема движения сред выбрана противоточная для получения
высокого теплоперепада и уменьшения поверхности теплообмена.
Далее по ходу дымовых газов следует паропергреватель низкого
давления, газы, поступающие в ступень охлаждаются на 3,1 ºС, при этом
нагревая поступающий в него пар на 44,6 ºС. Такое относительно малое
охлаждение дымовых газов объясняется тем, что модуль ПНД выполнен в
виде одной нитки, а скорость пара в ступени принята низкой.
Следующая ступень по ходу дымовых газов - испаритель низкого
давления, подогревающий воду, поступившую в него на 6,9 Сº охлаждает
дымовые газы на 62,5 ºС. Так же, как и в испарителе высокого давления, в
испарителе низкого давления происходит незначительный нагрев рабочего
тела, что обусловлено высоким расходом пароводяной смеси в ступени.
Схема движения сред прямоточная.
Последняя ступень- это газовый подогреватель конденсата, дымовые
газы охлаждаются в нём на 68,5 ºС, а конденсат нагревается на 92,7 ºС.
Перед входом в ступень, конденсат проходит через деаэратор, в котором
подогревается от температуры 34,28 ºС, до температуры на входе в ГПК, по
средством использования рециркуляции пара из паровой турбины. Схема
движения сред принята противоточная, что необходимо для полного
охлаждения дымовых газов.
Во всех поверхностях нагрева КУ, кроме испарительных, принята
противоточная схема движения сред, что является отличительной
особенностью котлов утилизаторов. Это является необходимостью для
обеспечения требуемого охлаждения дымовых газов, за счет увеличения
температурного напора, и положительно сказывается на уменьшении
расчетной теплообменной поверхности при проектировании. Недостатком
противоточной схемы является наличие больших тепловых потоков в
пароперегревающих
ступенях.
Этот
недостаток
компенсируется
увеличением толщины стенки труб, а также применением термостойких
сталей.
3.Анализ компоновочных решений и обоснование конструкции
котла-утилизатора
3.1Общие сведения о конструкции котла-утилизатора
Котел - утилизатор выполнен в газоплотном исполнении и рассчитан
на максимальное избыточное давление 6,5 кПа на входе в газоход после
ГПА и воздействия от "хлопка" – 3 кПа. Газоплотность достигается
установкой металлической обшивки, которая образует вертикальный
газоход и подвешивается к "горячим" балкам.
Поверхности
нагрева
котла,
состоят
из
горизонтальнорасположенных модулей, модули подвешиваются за трубные доски,
посредством нерегулируемых подвесок друг к другу, а далее к «горячим»
балкам, с помощью регулируемых подвесок, по 3 модуля по ширине
газохода в 6 рядов по ходу газов. Каждый модуль котла - утилизатора,
кроме модуля ПНД состоит из секций, изготовленных из труб с наружным
поперечным
спиральным
оребрением.
Определенным
образом
подключенные секции образуют поверхности нагрева экономайзеров,
испарителей, пароперегревателей и подогревателя конденсата.
Конструкция пароперегревателя низкого давления отличается от
конструкции остальных поверхностей нагрева применением гладких труб.
Гладкотрубное исполнение обусловлено достаточной для перегрева пара до
заданной температуры площади нагрева.
По фронту и тыльным сторонам газохода выполнены «тёплые ящики»
для размещения в них коллекторов и гладкотрубных U-образных гибов
трубных змеевиков модулей. «Тёплые ящики» отделены от газохода
крайними трубными досками и уплотнительными перегородками по высоте
в межмодульном пространстве.
Конструкцией КУ предусмотрено дренирование поверхностей
нагрева и трубопроводов, а также возможность проведения их
предпусковых и эксплуатационных промывок и консервации.
Изоляция газохода КУ выполнена из матов БСТВ, плотностью 80
3
кг/м . Поверх изоляции установлена декоративная обшивка из
оцинкованных профильных и гладких листов.
Для обеспечения жесткости газохода КУ и предотвращения
деформации стен при "хлопке" по периметру газохода устанавливаются
балки жесткости. Балки жесткости крепятся к обшивке через
промежуточные скобы (штампованные уголки), а по углам - с помощью
набора гибких пластин установленных с холодным натягом.
Для гашения вибраций внутри газохода КУ вдоль труб поверхностей
нагрева, установлены антивибрационные перегородки.
Выброс в атмосферу отработавших дымовых газов из котлаутилизатора осуществляется через дымовую трубу, установленную на
каркасе котла-утилизатора выше поверхностей нагрева. Высота дымовых
труб составляет 18 метров. Газоотводная труба, с отметкой среза 40 метров,
между конфузором и дымовой трубой включает в себя двухстворчатую
дождевую заслонку, компенсатор, переходник с квадратного сечения
5670х5670 на круглое сечение диаметром 6000 мм. Дождевая заслонка
обеспечивает защиту выходного шумоглушителя и поверхностей нагрева от
атмосферных осадков. Компенсатор отделяет дымовую трубу от
газоотводной трубы и обеспечивает восприятие тепловых расширений
газоотводной трубы с конфузором и восприятие перемещений от ветровых
нагрузок оболочки дымовой трубы. Газоотводная труба выполняется из
листовой стали 3 толщиной 6 мм.
Предусмотрена байпасная система отвода дымовых газов от
газотурбинной установки, что обеспечивает возможность работы ГТУ в
режиме открытого цикла.
3.2 Газовый тракт котла-утилизатора
По ходу газов после газовой турбины последовательно расположены
следующие элементы.
Диффузор от металлического компенсатора газовой турбины до
компенсатора газохода байпасной системы.
Переходник с круглого сечения Ø 5450 мм на квадратное сечение
5900х5900 мм, неметаллический компенсатор квадратного сечения из
специальных многослойных материалов и предназначен для перехода от
«горячего» диффузора к «холодному» газоходу байпасной системы,
имеющему внутреннюю изоляцию.
Короб входного шумоглушителя поперечным сечением 7300х7300
мм, выполнен из листовой стали 12Х1МФ толщиной 6 мм. Металлическая
часть входного шумоглушителя диссипативного типа, размещённого в
коробе входного шумоглушителя, выполнена из стали 08Х18Н12Т. Короб
входного шумоглушителя выполнен подвесного типа к каркасу КУ.
Газоход поверхностей нагрева выполнен из листов стали, марок
12Х1МФ, 12ХМ и стали 3 толщиной 6 мм.
Поверхности нагрева КУ по ходу газов расположены в следующем
порядке: ПВД; ИВД; ЭВД; ПНД; ИНД; ГПК. Каждая поверхность
выполнена в виде 3 готовых транспортабельных модулей. Места прохода
коллекторов поверхностей нагрева через газоплотную обшивку уплотнены
элементами из специальных тканевых многослойных материалов. По
фронту и тыльным сторонам газохода выполнены «тёплые ящики» для
размещения в них коллекторов и гладкотрубных U-образных гибов трубных
змеевиков модулей. «Тёплые ящики» отделены от газохода крайними
трубными досками и уплотнительными перегородками по высоте в
межкотельном пространстве.
Дистанционирование труб в модулях осуществляется при помощи
трубных досок толщиной 18 мм из стали 12Х1МФ. Модули подвешиваются
за трубные доски, посредством нерегулируемых подвесок друг к другу, а
далее к «горячим» балкам, с помощью регулируемых подвесок.
3.4 Пароводяной тракт котла-утилизатора
Пароводяной тракт НД КУ состоит из следующих основных
элементов:
- конденсатный тракт котла, включающий: подводящий трубопровод
конденсата от конденсатных электронасосов (КЭН), линию ГПК с
рециркуляцией и насосами РЭН, байпасом ГПК, запорный и питательный
узлы и соответствующие трубопроводы;
Испарительный контур НД включает: БНД, совмещенный стояк
питательной и котловой воды, трубопроводы котловой воды до фильтров
насосов, фильтры ЦЭНов, ЦЭНы, трубопроводы котловой воды кИНД,
трубопроводы пароводяной смеси в БНД.
Пароперегревательный контур НД включает: пароотводящие
трубопроводы, ПНД и главный паропровод НД.
Пароводяной тракт НД оснащен в необходимом объеме арматурой,
предохранительными, измерительными и дросселирующими устройствами,
воздушниками, дренажами, пробоотборниками, бобышками и штуцерами.
Конденсат от КЭН подается к запорному узлу КУ одним
трубопроводом, на котором установлен обратный клапан. Запорный узел
включает в себя запорную задвижку ЗП НД, предназначенную для
заполнения водой котла. Пройдя запорный узел, питательная вода
поступает в ГПК и далее по трубопроводам ДЭК.
Установка питательного узла после ГПК позволяет поддерживать
давление в ГПК на уровне, исключающем вскипание конденсата в ГПК.
На входе и выходе ГПК установлены обратные клапаны и
предохранительные клапаны прямого действия с отводом среды в РПП.
После ГПК выполнена линия рециркуляции конденсата ГПК с РЭН
для поддержания нормальной работы ГПК и нагрева сетевой воды.
В общий трубопровод (за ГПК) врезается линия общей рециркуляции
от ПЭНов предназначенная для прохождения низких нагрузок, разогрева
БНД, предпусковой деаэрации. Для этого за 2-4 часа до пуска ГТУ
включаются ПЭНы на общую рециркуляцию и нагревают воду свыше 100
С.
Из БНД котловая вода одним ЦЭН НД (второй в горячем резерве)
подается в ИНД. Перед каждым ЦЭН НД установлена ручная задвижка и
фильтр. После ЦЭН НД - обратный клапан и также ручная задвижка. Из
ИНД пароводяная смесь поступает в БНД. Из парового пространства БНД
пар двумя паропроводами подается во входной коллектор ПНД. Из верхних
точек трубопроводов от БНД к ПНД выполнены линии воздушников с
ручными вентилями.
Из ПНД перегретый пар поступает в паропровод НД, на котором
установлены предохранительный клапан, расходомерное устройство, РУ и
ГПЗ НД. Из главного паропровода перед ГПЗ НД выполнен пусковой сброс
с запорной задвижкой и регулирующим клапаном, служащий для сброса
пара в атмосферу при пусках.
Также на главном паропроводе выполнена линия дренажа, штуцер для
ввода азота и линия отбора проб.
Из барабана НД предусмотрена линия аварийного слива с задвижкой
АС НД, позволяющая сбросить лишнюю воду при повышении уровня воды
в БНД.
Пароводяной тракт высокого давления КУ состоит из следующих
основных элементов:
- Питательной линии от БНД до ЭВД, включающей в себя
питательные электронасосы (ПЭН), запорный и питательный узлы,
поверхность нагрева ЭВД и соответствующие трубопроводы;
- Испарительного контура ВД, включающего в себя БВД, поверхность
нагрева
ИВД,
систему
трубопроводов
с
циркуляционными
электронасосами;
- Пароперегревательного тракта ВД, состоящего из пароотводящих
трубопроводов, поверхности ПВД и паропровода ВД.
Пароводяной тракт ВД оснащен в необходимом объеме арматурой,
предохранительными, измерительными и дросселирующими устройствами,
воздушниками, дренажами, пробоотборниками, бобышками и штуцерами.
Питательная вода от ПЭН подается к запорному узлу КУ одним
трубопроводом, на котором установлен обратный клапан. Запорный узел
включает в себя запорную задвижку ЗП ВД с байпасом ЗП-1 ВД,
предназначенным для заполнения водой котла - утилизатора. Пройдя
запорный узел, питательная вода поступает в ЭВД и далее в БВД. На
трубопроводе после ЭВД установлен питательный узел, состоящий из
основной и байпасной линий. На основной линии установлены запорная
задвижка ЗП-2 ВД и РПК ВД, на байпасной линии - запорный вентиль ЗП-3
ВД и ПРПК ВД. При пуске КУ первой используется линия с ПРПК ВД, по
исчерпании ее пропускной способности используется линия с РПК ВД.
Установка питательного узла после ЭВД позволяет поддерживать
давление на выходе из ЭВД в пусковых режимах. На входе и выходе ЭВД
установлены обратные клапаны и предохранительные клапаны с отводом
среды в РПП.
Из БВД котловая вода одним ЦЭН ВД (второй в горячем резерве)
подается в ИВД. Перед каждым ЦЭН ВД установлена ручная задвижка и
фильтр, после ЦЭН - обратный клапан и ручная задвижка. Из ИВД
пароводяная смесь поступает в БВД.
Из парового пространства БВД пар двумя паропроводами подается во
входной коллектор ПВД с двух сторон. Из верхних точек трубопроводов от
БВД к ПВД выполнены линии воздушников с ручными вентилями и линия
пускового сброса, заведённая в выхлопную трубу от ПК.
Из ПВД перегретый пар поступает в паропровод ВД, на котором
установлены линия отвода конденсата у выходной камеры ПВД,
импульсное предохранительное устройство. Из главного паропровода ВД
перед ГПЗ ВД выполнены пусковые сбросы в атмосферу с запорными
задвижками и регулирующими клапанам большим и малым, которые
позволяют в автоматическом режиме, при пусках регулировать скорость
роста давления в БВД, не допуская превышения ее выше допустимой.
Также на главном паропроводе ВД выполнены дренажи и отвод к БРОУ.
Из БВД КУ предусмотрена линия аварийного слива с двумя
задвижками, позволяющая сбросить лишнюю воду при повышении уровня.
3.5 Схема циркуляции и сепарации КУ
Контур ГПК включает в себя:
- поверхность нагрева ГПК;
- трубопроводы основного конденсата, линии рециркуляции и байпаса
с соответствующей арматурой и предохранительными устройствами;
- электронасосы рециркуляции конденсата.
Конденсат подводится к ГПК одним трубопроводом, на котором
установлены запорная задвижка, обратный клапан, отбор холодного
конденсата для регулирования температуры горячего конденсата перед
деаэратором на ~ 10С ниже температуры насыщения в деаэраторе, ввод
рециркуляции горячего конденсата и расходомерное устройство.
Нагретый в ГПК конденсат поступает в деаэратор и на всас двух
НРК(1-ый рабочий, 2-ой в горячем резерве), которые осуществляют
рециркуляцию конденсата с выхода ГПК на вход с целью поддержания
температуры на входе в ГПК 60 С.
На линии каждого НРК устанавливаются: задвижка на всасе, фильтр,
насос, обратный клапан и задвижка на напоре. На общей напорной линии
НРК устанавливаются: регулирующий клапан, позволяющий регулировать
расход конденсата и запорная задвижка. На входе и выходе ГПК
устанавливаются предохранительные клапаны со сбросом среды в РПП.
Контур низкого давления включает в себя барабан низкого давления с
внутрибарабанными устройствами, испаритель низкого давления, два
циркуляционных электронасоса низкого давления, газовый подогреватель
конденсата, пароперегреватель низкого давления и систему трубопроводов.
Барабан низкого давления расположен вдоль фронтовой стены КУ, на
металлоконструкциях каркаса. Отметка оси барабана 22,84 м. Барабан
опирается на две опоры и имеет внутренний диаметр 2168 мм, длину
цилиндрической части 9380 мм. Материал- сталь 22К, толщина стенки 16
мм.
Барабан в верхней части оборудуется внутрибарабанными
устройствами сепарации пара – демистерами, предназначенными для
осушения пара и предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие
трубы. Демистеры сетчатого типа выполнены отдельными блоками с
элементами жёсткости.
Подвод питательной воды из деаэратора в БНД производится одним
трубопроводом Ø133х16 мм, сталь 20 к раздающему перфорированному
коллектору Ø133х16 мм, сталь 20, расположенному в нижней части
водяного объёма барабана.
Отвод котловой воды на испарение осуществляется по опускному
стояку Ø168х15 мм, сталь 20, к циркуляционным насосам, далее к
испарителю одним трубопроводом Ø168х15 мм, сталь 20. Над
водоотводящим
отверстием
барабана
установлено
устройство,
препятствующее образованию водяной воронки при течении в отверстие
воды.
Подвод пароводяной смеси к барабану осуществляется по двум
трубопроводам Ø325х25 мм, сталь 20 в паровой объём барабана. Место
ввода пароводяной смеси в барабан отделено дырчатым листом от
основного объёма по всей длине барабана.
Отвод пара из барабана в ПНД производится двумя трубопроводами
Ø377х16 мм, сталь 20 от штуцеров на верхней образующей барабана. Пар из
ПНД по паропроводу НД диаметром 426х7 мм, сталь 20 подаётся на
паровую турбину.
Отвод воды на аварийный слив осуществляется через штуцер Ø89х8
мм, расположенный в нижней части барабана.
Подвод фосфатов в барабан осуществляется по перфорированному
коллектору Ø22х4 мм, расположенному в нижней части водяного объёма
барабана.
Непрерывная
продувка
из
барабана
осуществляется
по
перфорированному коллектору Ø42х6,5 мм, расположенному в нижней
части водяного объёма барабана.
На верхней образующей барабана и на паропроводе за ПНД
установлены пружинные угловые предохранительные клапаны прямого
действия.
Барабан снабжён двумя водомерными колонками для контроля
уровня по месту и тремя измерительными устройствами для снижения
указателей уровня. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра и
штуцер для сниженного манометра.
Контур высокого давления включает в себя барабан с
внутрибарабанными устройствами, испаритель, два циркуляционных
электронасоса, водяной экономайзер, пароперегреватель и систему
трубопроводов.
Барабан
ВД
расположен
вдоль
фронтовой
стены
на
металлоконструкциях. Отметка оси барабана - 22,84 м. Барабан опирается
на две опоры и имеет внутренний диаметр 2296 мм, длину цилиндрической
части 9150 мм. Материал - сталь 15NiCuMoNb5, толщина стенки 46 мм.
Барабан в верхней части оборудуется внутрибарабанными
устройствами сепарации пара – демистерами, предназначенными для
осушения пара и предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие
трубы. Демистеры сетчатого типа выполнены отдельными блоками с
элементами жёсткости.
Подвод питательной воды в барабан осуществляется одним
трубопроводом диаметром 273х20 мм, сталь 20, к раздающему
перфорированному коллектору Ø325х25 мм, сталь 20, расположенному в
нижней части водяного объёма барабана.
2.Специальная часть
2.1Выбор регулируемых параметров и мест установки
исполнительных устройств
Утилизационный котёл предназначен для выработки насыщенного и
подогретого пара, который идет на технические нужды промышленных
предприятий.
Объектом управления является котельная установка, состоящая из:
-барабана котла
-двух горелок
- дутьевого вентилятора
- дымососа
Показателем
эффективности
является
качество
пара,
вырабатываемого котлом, т.е. его температура, давление и количество.
Цель управления – получение пара с заданными параметрами:
температура 250 ºС, давление 1,4 МПа, расход 50 т/ч.
В объект управления поступают внешние и внутренние возмущающие
воздействия. Внешние возмущающие воздействия возникают вследствие
изменения входных параметров, а также параметров окружающей среды.
Одним из важнейших параметров, которые могут привести к изменению
протекания процесса, являются изменение расхода воды, топлива,
температура питательной воды, давления топлива, давления и температуры
воздуха. К внутренним возмущающим воздействиям относятся загрязнение
и коррозия внутри самого котла.
Для достижения цели управления и ликвидации возмущающих
воздействий регулируют:
1.Давление пара в барабане котла с воздействием на подачу топлива.
2.Разрежение в топке с воздействием на направляющий аппарат
дымососа.
3.Соотношение расхода топлива и давления воздуха с воздействием
на направляющий аппарат вентилятора.
4.Уровень в барабане котла с воздействием на подачу питательной
воды.
2.2Выбор контролируемых, сигнализируемых параметров и
параметров защиты и блокировки
Контролю подлежат все те параметры, знание текущих значений
которых обеспечивает пуск, наладку и ведение технологического процесса.
К таким параметрам относят регулируемые величины, нерегулируемые
внутренние параметры, входные и выходные параметры, при изменении
которых в объект могут поступать возмущающие воздействия, все
параметры, изменение которых может привести к аварии или нарушению
технологического процесса.
Контролируют:
температура пара 250оС;
температура питательной воды 98оС;
температура дымовых газов 200оС;
давление газа 0,08 МПа;
давление воздуха 0,4 кПа;
давление питательной воды 2,5 МПа;
разрежение в топке 0,045 кПа;
расход топлива max (газа) 4500 м3/ч;
расход питательной воды (max) 50 т/ч;
расход пара 50 т/ч;
уровень воды в барабане котла
содержании СО и СН4 в помещении;
Сигнализируют:
Разрежение в топке
Давление газа
Давление воздуха
Уровень в барабане котла
Содержание СО и СН4 в помещении
Блокировки
-Запрет подачи топлива к котлу при не закрытии хотя бы одного
устройства с электроприводом при подводе этого топлива перед горелкой.
-Запрет розжига любой газовой горелки, не относящейся к
растопочной группе, и все горелки растопочной группы не будут включены
в работу – для котлов без ПЗК у газовых горелок.
-Прекращение и запрет подачи топлива в горелку в случае полного
закрытия шибера в подводе воздуха к этой горелке.
-Запрет подачи топлива в горелку при отсутствии факела запального
устройства этой горелки.
-Запрет подачи топлива в горелку при наличии ложного сигнала от
датчика факела горелки.
-Запрет открытия второго запорного устройства по ходу топлива
перед горелкой при неоткрытом первом.
-Блокировка запорного устройства на трубопроводе безопасности
газовой горелки.
Технические условия на выполнение технологических защит и
блокировок
Защиты, действующие на останов котла
Погасание факела в топке
Факел в топке контролируется на водогрейных котлах одним
комплектом приборов.
Защита срабатывает, если все приборы, контролирующие факел в
топке, зафиксировали его погасание. Она вводится автоматически, если все
приборы контроля факела показали о наличие и выполнено одно из
следующих условий:
1)При растопке на газе котлов, газовые горелки которых оснащены
ПЗК и ЗЗУ – расход газа составляет 35% номинального.
2)При растопке на газе котлов, газовые горелки которых не оснащены
ПЗК, открыты вторые запорные устройства на газе ко всем горелкам
растопочной группы.
На газовых и газомазутных котлах, оснащённых ПЗК и ЗЗУ, с
количеством горелок менее 8 допускается выполнение защиты с контролем
факела каждой горелки. Защита срабатывает при погасании факела всех
горелок и действует на останов котла. Защита вводится при начале
растопки и выводится при остановке котла. При этом защита
«Невоспламенение при растопке» не выполняется.
Отключение дымососа
Защита срабатывает при отключении выключателя электродвигателя
дымососа и действует на останов котла. Вводится автоматически при
начале растопки и выводится при остановке котла или срабатывании
защиты «Невоспламенение при растопке».
Повышение и понижение уровня
Повышение уровня в барабане котла до 100 мм выше среднего.
Защита действует также на закрытие всех запорных задвижек и
регулирующих клапанов на подводе питательной воды к котлу.
Понижение уровня в барабане котла до -75 мм ниже среднего. Защита
действует также на закрытие всех запорных задвижек и регулирующих
клапанов на подводе питательной воды к котлу.
2.3Обоснование выбора системы приборов
В данном проекте применена электрическая ветвь ГСП за счёт
следующих преимуществ: высокая чувствительность связей; точность;
быстродействие; дальность связи; обеспечение высокой схемной
конструктивной унификации приборов.
Построение государственной системы приборов (ГСП) основано на
применении
определённых
системно-технических
принципов,
позволяющих решать проблему обеспечения техническими средствами
разнообразных систем контроля, регулирования и управления
технологическими процессами. Одна их важнейших задач, решаемых ГСП,
состоит в создании ограниченной номенклатуры унифицированных
устройств, способных максимально удовлетворить потребности народного
хозяйства.
Устройства ГСП по роду вспомогательной энергии носителя сигнала
в канале связи, применяемой для приёма и передачи команд управления,
делятся на: электрические, пневматические и гидравлические. Устройства,
питающиеся при эксплуатации энергией одного вида, образуют единую
структурную группу в ГСП или ветвь ГСП.
ГСП представляет собой нормализованный ряд унифицированных
блоков, приборов и узлов, составленных из минимального числа блокмодулей, на основе которых строится любое устройство, входящее в ГСП.
ГСП предусматривает преобразование измеряемых параметров
(температуры, давления и тому подобных) в единую форму информации,
удобную для передачи на расстояние. Основные требования к изделиям
ГСП, обеспечивающие их совместимость в автоматизированных системах
управления указаны в государственных и отраслевых стандартах.
В ГСП нормируются также метрологические характеристики изделий:
виды погрешностей, методы нормирования погрешностей отдельных
устройств, классы точности и методы аттестации.
2.4Выбор конкретных типов и модификаций приборов
Первый контур производит контроль температуры питательно воды
95 С с помощью биметаллического коррозионостойкого термометра ТБ-2Р,
с диапазоном измерения от 0 до 120 ºС.
Второй контур осуществляется контроль температуры дымовых газов
0
200 С с помощью биметаллического коррозионостойкого термометра ТБ2Р, с диапазоном измерения от 0 до 250 ºС.
0
Рисунок - Биметаллический коррозионостойкий термометр ТБ-2Р
Третий контур осуществляет многоточечный контроль и
регистрацию с помощью следующего комплекта приборов: контроль
температуры дымовых газов 2000С при помощи термопреобразователя
сопротивления платиного ТСП-0193-01-120 НСХ 50П, класс допуска-А,
длиной монтажной части 120 мм, схема соединения четырехпроводная;
контроль температуры пара 2500С с помощью термопреобразователя
сопротивления платинового ТСП-0193-01-120 НСХ 50П, класс допуска А,
длиной монтажной части 100 мм, схема соединения четырехпроводная;
вторичного многоканального прибора А100-Н-2201: входной сигнал по
первому каналу НСХ 50М, предел измерения 2500С, выходной сигнал 4-20
мА; входной сигнал по второму каналу НСХ 50П, предел измерения 03000С
Четвертый контур осуществляет контроль давления питательной
воды 1,8 МПа. Контроль производят манометром показывающим МП4-У2,5-1 с верхним пределом измерения 2,5 МПа с радиальным штуцером.
Сигнализацию производят с помощью манометра сигнализирующего ДМ
2005с пределом измерения 2,5мПА.
Пятый контур производит контроль давления газа от ГРП 25 кПа.
Контроль производят манометром, показывающим МП4-У-40-1 с верхним
пределом измерения 40 кПа с радиальным штуцером. Сигнализацию
производят с помощью манометра сигнализирующего ДМ 2005 с пределом
измерения 40кПа.
Рисунок - Манометр ДМ 2005
Шестой контур осуществляет контроль давления барабане котла 1,3
мПа. Контроль производят манометром показывающим МП4-У-2,5-1 с
верхним пределом измерения 2,5 мПа; датчиком избыточного давления
Метран 43 ДИ 3156 с верхним пределом измерения 2,5 мПа, выходным
сигналом 4-20 мА. В комплекте со вторичным прибором показывающим и
регистрирующим типа Диск 250 –1021, с диапазоном измерения 1,6мПа.
Регулирование производят при помощи следующего комплекта приборов:
датчика давления Метран 43-ДИ-3156 с предельно допустимым давлением
2,5 мПа, выходным сигналом 4-20 мА; прибора регулирующего РС
29.0.43М; усилителя мощности трехпозиционного У29.3М; механизма
электрического однооборотного МЭО-40/25, руглирующего клапана
25с50нж, воздействующий на подачу газа от ГРП.
Рисунок - Датчик избыточного давления Метран 43 ДИ 3156
Седьмой контур осуществляет контроль расхода питательной воды
55 т/ч с помощью следующего комплекта приборов: диафрагмы камерной
стандартной ДКС-10-150; сосудов конденсационных СК-4-1-Б на условное
давление 4 мПа, датчика разности давлений Метран 43-ФДД-3494 с
предельно допустимым рабочим избыточным давлением 2,5 мПа, выходной
сигнал 4-20 мА; вторичного прибора ДИСК 250-ДД-1051 с пределом
измерения 0-63 т/ч, выходной сигнал 4-20 мА.
Восьмой осуществляет контроль расхода пара 50 т/ч. Контроль
осуществляется с помощью: диафрагмы камерной стандартной типа ДКС0,6-150, сосудов конденсационных СК-4-1-Б на условное давление 4 мПа и
датчика разности давления Метран 45ДД – 5410, предельное допустимое
рабочее давление 4мПа, выходным сигналом 4  20 мА , в комплекте со
вторичным прибором показывающим и регистрирующим типа Диск 250ДД
– 1051, с диапазоном измерения 0-50 т/ч, выходным сигналом 4  20 мА .
Девятый контур осуществляет контроль и регулирование уровня в
барабане котла. Контроль осуществляется с помощью: сосуда
уравнительного СК-4-1-А и датчика разности давления Метран 45-ДД,
пределом допустимого рабочего давления 1,6 МПа, в комплекте с
вторичным прибором показывающим и регистрирующим типа Диск 250 –
1021, с диапазоном измерения 0-100%. Регулирование осуществляется с
помощью: регулятора РС29.0.43М, усилителя мощности У29.3-М,
механизмом
электрическим,
однооборотным
типа
МЭО-40/25,и
регулирующего клапана 25с50НЖ установленного на трубопроводе
питательной воды.
1.4Оборудование КИП и А и нынешнее состояние системы
автоматизации КУ.
1.4.1.Контрольно-измерительные приборы. Автоматика. Тепловая
защита и сигнализация.
Котел-утилизатор
оборудован
контрольно-измерительными
приборами, установленными на пульте управления и непосредственно по
месту.
a) Измерение расходов
На пульте управления котла-утилизатора установлены постоянно
действующие показывающие и самопишущие приборы для измерения
следующих расходов:
-паропроизводительности;
-расход питательной воды;
-паропроизводительности в магистральных паропроводах;
-расход питательной воды в общих трубопроводах.
b) Измерение разрежения
На пульте управления установлены приборы по замеру разрежения
дымовых газов до и после воздухоподогревателя.
c) Измерение температуры
На пульте управления котла-утилизатора установлены постоянно
действующие показывающие и самопишущие приборы для измерения
температуры:
-питательной воды на входе в котел-утилизатор;
-перегретого пара в паропроводе от котла-утилизатора;
-перегретого пара за перегревателем (слева и справа);
-дымовых газов на входе в котел-утилизатор;
-Дымовых газов перед воздухоподогревателем;
-дымовых газов на выходе из котла-утилизатора;
-воздуха до воздухоподогревателя;
-воздуха после воздухоподогревателя;
-перегретого пара в магистральных паропроводах.
d) Измерение уровней
Для измерения уровня воды в барабане котла-утилизатора
установлены следующие приборы: по одному водоуказательному прибору
прямого действия на «чистом» и «соленом» отсеках барабана котлаутилизатора (водомерные колонки). Кроме того, на узле питания
установлен сниженный водоуказательный прибор прямого действия (ДСП).
На пульте управления котла-утилизатора установлены показывающие,
сигнализирующие и регистрирующие щитовые приборы по уровню
воды в барабане котла-утилизатора.
Средняя часть уравнительных сосудов и водомерных колонок
«чистого» и «соленого» отсеков соответствует геометрической оси
барабана котла-утилизатора.
e) Автоматическое регулирование
Для
автоматического
регулирования
котел-утилизатор
оборудован
электронной
аппаратурой,
а
также
электродистанционным управлением.
- Регулятор питания (уровня). Регулятор трехимпульсный:
импульсы поступают по расходу пара, расходу питательной воды и
положению уровня воды в барабане котла-утилизатора. Регулятор
воздействует
на
исполнительный
механизм,
управляющий
регулирующим клапаном подачи воды в котел-утилизатор.
- Регулятор температуры перегретого пара. Регулятор получает
два
импульса:
от
температуры
перегретого
пара
за
пароперегревателем и по скорости изменения температуры пара в
промежуточной точке пароперегревателя (между первой и второй
ступенями
пароперегревателя).
Регулятор
воздействует
на
исполнительные механизмы, управляющие клапанами подачи пара
после первой ступени пароперегревателя в поверхностные
пароохладители.
f) Тепловая защита
Тепловая защита предназначена для немедленного останова
котла-утилизатора и нагревательной печи.
При срабатывании тепловой защиты закрываются клапаныотсекатели на подаче топлива к зонам нагревательной печи. При этом
загорается соответствующее световое табло и включается звуковой
сигнал.
Действие тепловой защиты происходит при недопустимом
отклонении следующих параметров:
повышение верхнего уровня воды в барабане
котла-утилизатора от геометрической оси барабана
до + 80 мм;
понижение нижнего уровня воды в барабане котлаутилизатора от геометрической оси барабана до минус 270 мм;
понижение разрежения за дымовым клапаном до минус 30
2
кгс/м .
g) Сигнализация
При достижении параметров работы котла-утилизатора до
граничных значений на пульте управления котла-утилизатора
срабатывает звуковая и световая сигнализации.
Пределы граничных значений срабатывания технологической
сигнализации:
понижение уровня воды в барабане котла-утилизатора от
геометрической оси барабана доминус 140 мм;
повышение уровня воды в барабане котла-утилизатора от
геометрической оси барабана до + 40 мм;
понижение температуры перегретого пара (первый и второй паропроводы)
до 410С;
повышение температуры перегретого пара (первый и второй паропроводы)
до 450С;
понижение давления питательной воды до 52 кгс/см2;
понижение давления воздуха после воздухоподогревателя до 350 кгс/см2.
Таблица. 2
№
П
/п
Наименование
параметра
К
ол-во Предел изм. Шкала
точек
Погреш
Тип
Вид
ность
датчика
сигнала
изм. %
1
«Т» дыма на входе
в КУ
1700-1100
0-1100
ТХА
ТЭДС
2
Перед в/п
1300-400
0-800
ТХА
ТЭДС
3
На выходе из КУ
1
250
0-400
ТХА
ТЭДС
4
«Р» дыма на входе в
КУ
1-200…0 Ра
5
«Р» дыма перед в/п
-0,5…
1
0,5кРа
«Р» дыма на выходе
из КУ
7 «Т» воздуха перед
в/п
8 «Т» воздуха после
в/п
9 «Т» перегретого
пара
10 Разряжение на
выходе из КУ
11 «Т» питательной
воды
12 «Р» питательной
воды
6
140-
-200…0
…200 Ра
1,25…
1,25кРа
1-2,0…0
-2…2 кРа
1
ТСМ
50…0 …50
1250-350
0-600 ТХК
ТЭДС
1420…450
0-600 ТХК
ТЭДС
ДН
1
190-120
16-8мРа
0-150 ТХК
0-10мПа
Дискрет
ный
ТЭДС
13 «Q» питательной
воды
14 «Р» в барабане КУ
15 «Р» перегретого
пара
16 «Q» перегретого
пара
Уровень в КУ.
Положение ИМ
17 Дис. режим
«больше»
«меньше»
18 «Р» воздуха после
в/п
201
80м3/ч
080м3/ч
10-4мРа
0-10мРа
10-4мРа
0-10 мРа
120-63 т/ч
0-63 т/ч
2
2
-140…
…40мм
315…0 …
-315мм 0100%
1
0-10 кРа
2
1.4.2.Нынешнее состояние системы автоматизированного
управления. Необходимые меры по модернизации.
Требуется установка в подъемном дымоходе между печью и
котлом утилизатором газоанализаторов на О2 и СО2. Это позволит
контролировать полноту сгорания топлива и контролировать
попадание кислорода в котел-утилизатор, что может привести к
быстрой окисляемости и выходу из строя трубок, проходящих в
котле-утилизаторе.
При нынешней системе управления контроль химического
состава воды в барабане, питательной воды на котел производится
следующим образом: производится взятие пробы, затем проба
отправляется в химическую лабораторию, которая находится в
соседнем здании ТЭЦ-2, затем информация о содержании соли в воде
поступает обратно на пульт управления котлом-утилизатором. Таким
образом, при модернизации требуется установить солемеры на
питательную воду и в соленый отсек барабана котла, что значительно
ускорит получение информации о содержании соли в воде, а таким
образом будет, проводится более правильное управление
технологическим процессом. Так же на данном этапе не берутся
пробы воды из чистого отсека барабана, содержание соли в нем
определяется косвенным путем по солесодержанию в соленом отсеке.
Это вводит дополнительную погрешность. Таким образом, возможно
установление солемера так же и в чистый отсек барабана котлаутилизатора.
Следующее предложение касается калорифера, который подогревает
воздух перед подачей его на рекуператор для дальнейшего подогрева и
подачи на сжигание. Подогрев воздуха перед подачей на рекуператор
необходим для того, чтобы влага холодного воздуха при соприкосновении с
горячими трубками с отходящими продуктами сгорания мгновенно не
конденсировалась на трубках, не происходила коррозия трубок и появление
в них отверстий. В проекте для данного котла утилизатора такой калорифер
предусмотрен, и он отапливается за счет подачи на него насыщенного пара.
Количество пара, подаваемого на подогрев воздуха в калорифере,
постоянно, поэтому воздух, проходивший через калорифер, имеет разную
температуру в зависимости от того, при какой температуре он был туда
подан. В настоящее время калорифер находится в нерабочем состоянии в
связи с тем, что ранее вышел из строя, и не предпринимаются меры для его
восстановления. Поэтому при модернизации необходимо, прежде всего,
восстановить работу калорифера, а так же построить автоматическую
систему подогрева воздуха до определенной заданной температуры. Для
этого необходимо измерять температуру воздуха на выходе из калорифера и
измерять расход подаваемого на отопление калорифера насыщенного пара.
Сравнивая заданную требуемую температуру выходящего воздуха, нужно
соответственно увеличивать или уменьшать расход насыщенного пара.
Таким образом, на выходе из калорифера будем получать воздух с
постоянной температурой, а данная система регулирования позволит не
зависеть температуре выходящего воздуха от температуры входящего (в
разные времена года).
Так же на опускном участке газохода, где расположен рекуператор
для подогрева воздуха, трубки рекуператора подвергаются коррозии и
происходит образование в них отверстий. В связи с этим происходит
переход отходящих дымовых газов из трубок в подогреваемый воздух, что
уменьшает процентное содержание кислорода в общем объеме воздуха. На
нынешнем этапе это никак не учитывается в системе регулирования
соотношения природный газ-воздух. Поэтому при модернизации требуется
установка газоанализаторов на кислород перед входом воздуха на
рекуператор и после выхода воздуха из него. А на верхнем уровне
автоматизации при разработке системы управления соотношением
природный газ-воздух требуется учитывать содержание кислорода в
воздухе, поступающем на сгорание.
1.5.ОСНОВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО АВТОМАТИЗАЦИИ КУ.
1.5.1Функциональная схема автоматизации, выбор и
обоснование комплекса технических средств АСУТП.
Функциональная
схема
системы
автоматизации
технологического процесса является основным техническим
документом, определяющим структуру и характер системы
автоматизации технологического процесса, а также оснащение их
приборами и средствами автоматизации. На функциональной схеме
дано
упрощенное изображение
агрегата подлежащего
автоматизации, а также приборов средств автоматизации
и
управления, изображаемых условными
обозначениями по
действующим стандартам, а также линии связи между ними .
В данном дипломном проекте разработана система
автоматического контроля, регулирования и управления работой
энерготехнологического котла – утилизатора ПКК 100/45 , которая
включает в себя следующий объем автоматизации ;
1 Контроль температуры, давления и расхода питательной воды
на котел;
2 Контроль давления в барабане котла;
3 Контроль температуры перегретого пара 1 и 2 ступень (левая
и правая сторона);
4 Контроль температуры и разряжения дымовых газов;
5 Контроль температуры и разряжения дымовых газов перед
воздухоподогревателем;
6 Контроль и регулирование температуры дымовых газов на
выходе из котла;
7 Контроль температуры подающего и обратного теплоносителя
на калорифер;
8 Контроль температуры и давления воздуха
перед
воздухоподогревателем;
9 Контроль температуры
и давления воздуха после
воздухоподогревателя;
10 Контроль разрежения после воздухоподогревателя;
11 Контроль содержания кислорода в дымовых газах;
12 Контроль верхнего и нижнего уровня в барабане котла.
Контроль температуры питательной воды, перегретого пара, дымовых
газов воздуха после воздухоподогревателя осуществляется с помощью
хромель-копелевых
и
хромель-алюмелевых
термоэлектрических
преобразователей, температуры подающего и обратного теплоносителя и
воздуха
перед
воздухоподогревателем
с
помощью
медных
термопреобразователей сопротивления ТСМ-1088.
Контроль давления питательной воды, в барабане котла, воздуха
перед воздухоподогревателем, после воздухоподогревателя, разрежения
воздуха после воздухоподогревателя, выполнен малогабаритными
датчиками избыточного давления Метран-55-ДН.
Контроль разрежения дымовых газов выполнен датчиками давленияразряжения Метран-55-ДН.
Расход питательной воды на котел измеряется с помощью
расходомерного комплекта, состоящего из камерной диафрагмы,
уравнительных сосудов и малогабаритного датчика разности давлений
Метран-100-ДД. Датчики расхода, давления и разрежения имеют выходной
сигнал 4…20 мА.
Контроль содержания кислорода в дымовых газах осуществляется
газоанализатором многокомпонентных смесей ГАММА-100 установленном
на стенде датчиков №2.
Для контроля верхнего и нижнего уровней в барабане котла применен
датчик-реле уровня РОС-102 .
Датчики температуры устанавливаются непосредственно на
технологических трубопроводах; датчики давления, разрежения, расхода и
анализа- на специальных стендах датчиков в цехе. Первичные
преобразователи датчика реле уровня устанавливаются на барабане котла.
Сигналы от датчиков температуры, давления, разрежения, расхода,
анализа поступают на многоканальные измерительные преобразователи
МТМ-292С, предназначенные для отображения измеряемых параметров на
цифровом индикаторе и формирования выходных токовых сигналов 4…20
мА по каждому каналу.
Приборы обеспечивают также формирование регулирующих сигналов
(замыкание контактов полупроводниковых ключей) по каждому каналу в
случае достижения измеряемым параметром значений установок двух
уровней.
Система обеспечивает также регулирование температур дымовых
газов на базе электрического исполнительного механизма МЭО, усилителя
ФЦ-0610 и блока ручного управления БРУ-42, и предусматривает
следующие режимы управления:
-ручное управление;
-дистанционное управление;
-автоматическое управление от контроллера с вводом задания
оператором.
Сигналы выбора режима управления поступают от БРУ-42.
Переключатель БРУ-42 может находиться в двух положениях:
«автоматический». Положение «ручной» предназначено для ручного
переключения цепей управления и используется для перевода
системы в режим ручного управления. Ручное управление-это режим
непосредственного
управления
оператором
исполнительным
механизмом регулирующего клапана кнопками «больше», «меньше»
на передней панели БРУ-42.Состояние режима управления и
управляющих импульсных выходных сигналов отображается в этом
случае на индикаторах, расположенных на передней панели БРУ-42.
Положение регулирующего органа определяется по стрелочному
индикатору.
Положение «автоматический», устанавливаемое на БРУ-42
используется в системе для управления исполнительным механизмом
регулирующего клапана в рабочем режиме. При этом управление
МЭО
осуществляется
непосредственно
контроллером
в
дистанционном и автоматическом режимах. При переключении БРУ42 в положение
«автоматический»
всегда
устанавливается
режим
дистанционного управления.
В дистанционном режиме управление исполнительным
механизмом осуществляется оператором с помощью кнопок
«больше», «меньше» на видеокадре регулируемого параметра.
Для безаварийной работы энерготехнологического агрегата
предусматривается
предупредительная
технологическая
сигнализация, которая предназначена для подачи светового и
звукового сигнала технологическому персоналу при отключении
одного из параметров от допустимых значений.
1.5.2.Схема сигнализации.
a)Предупредительная сигнализация.
Схема электрическая принципиальная сигнализации выполнена
на блоках устройств оперативной сигнализации БС-2-8 и БПС –2 ,
которые предназначены для предупреждения оператора звуковым и
световым сигналами об отклонении контролируемых параметров от
нормы по каждому из восьми каналов, регистрации и хранения
времени срабатывания по каналам.
Световая сигнализация по каждому каналу выполняется как
на лицевой панели блока сигнализации БС –2 – 8 , так и выносными
лампами HL 1…HL 6 на щите автоматизации. Общая звуковая
сигнализация квитируется с передней панели блока БПС –2 нажатием
кнопки ''квитация''.
Проверка работоспособности блоков
сигнализации производится нажатием кнопки ''тест ''.
b) Аварийная сигнализация.
Аварийная сигнализация заведена в АСУ методической – печи и
предназначена для остановки печи в случае, понижении или повышении
минимально и максимально допустимых пределов уровня воды в барабане
котла–утилизатора и при понижении давления питательной воды в
барабан.
Схема представляет собой три нормально закрытых контакта
соединенных последовательно и ключа блокировки аварии на два
положения «работа» и «блокировка».
1.5.3Описание схемы контроллера.
Контроллер измерительный МС8 (в дальнейшем контроллер МС8)
предназначен для сбора информации и реализации разнообразных
алгоритмов
автоматизированного
управления
технологическими
процессами.
Идеология построения МС8 позволяет использовать его как в
качестве автономного контроллера, так и объединять нужное количество
контроллеров в локальные сети и сложные иерархические системы,
осуществлять управление и сбор информации от разнообразных источников
(датчиков температуры, давления, расхода, тепло-, водо-, электросчетчиков
и т.п.) передачу ее по единому каналу связи, в том числе с использованием
сети Интернет.
Основные функции контроллера:
- измерение и преобразование в цифровую форму сигналов,
поступающих от аналоговых и дискретных датчиков технологических
параметров;
- Информирование дискретных и аналоговых выходных сигналов для
воздействия на технологический процесс;
- реализация алгоритмов функционирования, необходимых для
управления конкретными технологическими процессами (например,
аналоговое или импульсное ПИД-регулирование, различные виды
формирования задания, в том числе с возможностью изменения в реальном
времени, программно-логическое управление, автоматическое включение
резервного оборудования и т.д.);
- архивирование событий во внутренней памяти контроллера;
- вывод информации на дисплей встроенного пульта оператора,
карманного компьютера (PDA) или на экран монитора персонального
компьютера через интерфейс RS232C, Ethernet;
- обеспечение связи через интерфейс RS485 между контроллерами и
другими модулями;
- обеспечение связи через интерфейс RS232C (на базовом модуле) с
периферийными устройствами (модем, теплосчетчик и т.д.);
- обеспечение связи с сервером через интерфейс Ethernet при
работе в локальной сети и сети Интернет.
В состав программного обеспечения контроллера входят:
1.Операционная система (ОС) контроллера. ОС обеспечивает
связь с другими контроллерами внутри, сети, между контроллером и
оборудованием (датчики, исполнительные органы и т.д.), между
Master-контроллером и верхним уровнем, осуществляет выполнение
функционального алгоритма: загрузка, инициализация, исполнение
или отключение. Кроме того, ОС выполняет функцию
самодиагностики. ОС записывается в контроллер производителем и
не может быть изменен потребителем.
2.Функциональный алгоритм (ФА). Контроллеры МС8 являются
свободно программируемыми. ФА разрабатывается при помощи
графической инструментальной системы КОНТАР-КОНГРАФ.
Исполняемый код ФА получается в результате трансляции. Для ряда
типовых применений поставляется диск с набором готовых ФА
(проекты в КОНТАР-КОНГРАФ и файлы с исполняемым кодом).
Загрузка исполняемого кода в контроллер осуществляется
программой КОНТАР-КОНСОЛЬ. В жестко запрограммированные
приборы ФА загружается изготовителем.
Таблица - 3.Технические характеристики контроллера МВ8.1
Питание
Напряжение -220В (для МС8.1)
(допускается от 187 до 242В;
Частота от 48 до 62Гц;
Потребляемая мощность не более 6ВА.
Корпус OKW Railtec-157 I
Габаритные размеры 157x86x58,5 мм;
Конструктивное
Масса не более 0,8 кг;
исполнение
Монтаж на DIN-рейку по стандарту DINEN 50 0522;
Степень защиты IP20
Количество - 4;
Вид сигнала – «сухой» ключ;
Дискретные
Напряжение на ключе - 35В постоянного тока;
входы
Ток через ключ – 10 мА постоянного тока;
Ток утечки ключа - не более 0.05мА;
Гальваническая изоляция - от всех остальных цепей.
Количество - 8;
К любому входу возможно подключение следующих
Аналоговые
датчиков:
входы
Датчики с выходным сигналом постоянного напряжения от 0
до 2400мВ (с автоматическим переключением на
Дискретные
выходы
Аналоговые
выходы
Объем
постоянной
памяти
Интерфейсы
Часы календарь
Пульт
управления
поддиапазоны: 0-150мВ, 0-300мВ, 0-600мВ, 0-1200мВ,
0-2400мВ с основной погрешностью 0,2% для каждого
поддиапазона) и от 0 до 10В;
Датчики с выходным сигналом постоянного тока от 0 до
20мА (0,25%) и от 4 до 20мА (0,3%);
Термопреобразователи сопротивления: 50П, 100П, 500П,
1000П (от -50 до 200С), 50М, 100М (от -50 до 200С), и
100Н, 1000H {от -50 до 100С),
Термисторы 10кОм, 3 кОм при 25°C (от 0 до 100С);
Реостатные датчики 100 Ом, 1 кОм (от 0 до 100С);
Датчики дискретного сигнала типа «сухой» ключ (5мА, 10В);
термопары ХК (L) (от 60 до 600С) и ХК (К) (от 80 до
1000С)
Количество - 8;
Для МС8.1;
Тип выхода – «сухой» транзисторный ключ;
Коммутируемый постоянный ток - от 0.01 до 0.15А;
Максимальное напряжение - 48В;
Падение напряжения на открытом ключе - не более 1,2В.
Количество - 2;
Каждый выход конфигурируется под нужный диапазон
сигнала:
0-10В постоянного тока на нагрузку не менее 2 кОм;
0-5мА постоянного тока на нагрузку не более 2 кОм;
0(4)-20мА постоянного тока на нагрузку не более 500Ом;
60 кБ - для алгоритма и его описания;
30 кБ - для архивирования.
Основные (на базовом модуле):
RS232C;
RS485, с гальванической изоляцией.
реального времени, поддерживаемые ионистором.
Энергонезависимость - не менее 300 часов.
Дисплей – жидкокристаллический, символьный – 2 строки по
16 знаков;
Управление – 4 кнопки;
Индикация – 8 светодиодов состояния дискретных выходов;
Встроенный интерфейс RS232C
Контроллер выпускается в исполнениях, отличающихся друг от друга
характеристиками базового модуля и составом дополнительных узлов,
объединенных в едином корпусе.
Контроллеры с транзисторными выходными ключами
устанавливаются в комплекте с внешними реле или релейными
MR8, которые выполняют функции усиления мощности и расширения
дискретных входов.
Пульт MD8.1 (встроенный) - используется для индикации и
управления. Позволяет выводить на дисплей значения параметров,
производить их настройку, наблюдать по светодиодам за состоянием
дискретных выходов контроллера. Пульт выполняет также функции
интерфейсного субмодуля RS232C (содержит встроенный интерфейс
RS232C).
9.Расчеты автоматических устройств
9.1Расчет сужающего устройства
При выборе типа сужающего устройства обычно руководствуются
правилами:
-потери
давления
(энергетические
потери)
в
сужающих
устройствахувеличивается в определённой последовательности: труба
Вентури, короткое сопло Вентури, сопло-диафрагма;
- при прочих режимных условиях и одинаковых значениях m и Ар сопла
позволяют измерять большие расходы потоков и обеспечивают более
высокую точность измерения по сравнению с диафрагмами, особенно при
малых значениях т;
- в процессе эксплуатации диафрагмы закрепляются в большей степени, чем
сопла и изменяют коэффициенты расхода, а, следовательно, площади
поперечного сечения измерительного трубопровода у диска и степень
притупления остроты кромки;
При выполнение расчётов стандартных сужающих устройств,
связанных изменением расхода потоков, решают четыре задачи.
1.Определение диаметра d20 отверстие диафрагмы, сопла, сопла
Вентури, если известны расходы потока, его физико-химические параметры
и размеры цилиндрического участка трубопровода. В этом случае
основанное уравнение расхода потока содержит три неизвестных а, е, d20.
Возможен путь последовательных приближений, при котором произвольное
значение задаётся d, соответствующим какому либо стандартному
значению т, определяют в первой приближении а, полотая ориентировочное
значение е по отношению Дp/р. Исходя из первого приближения а, находим
коэффициент m и по таблице коэффициентов расхода, например, для
диафрагмы с угловым отбором перепада давления, определяют
соответствующее значение dy при определенном числе Рейнольдса обычно
при (Re=1000000) после постановки dy в управление расхода находят, а во
втором приближении. Расчёт продолжают до тех пор, пока d20 не будет
отличаться более чем на 0,1% .
2.Определение диаметра d20 отверстие сужающего устройства при
свободном выборе предельного перепада давление Дрпр. Выбирает так,
чтобы относительная площадь устройства m была невелика. При средних
скоростях потоков измерительных трубопроводах 10-25м/с значения m
должны соответствовать перепадом давления, лежащем в пределах 0,0160,063 МПа.
Применение сужающего устройства с относительной m 0,35 связью
следующими преимуществами уменьшается средняя квадратическая
относительная погрешность при большей области измерения измеряемых
расходов потока и влияние шероховатости измерительных трубопроводов
до 300 мм; сокращается длина прямых измерительных установок
трубопровода.
3.Определение перепада давления Др, создаваемого диафрагмой,
соплом, соплом Вентури или трубой при определённом расходе потока для
выбора необходимого манометра
4.Определения расхода потока по измеряемому перепаду давления на
сужающем устройстве определяемого типа при известных конструктивных
параметрах сужающего устройства измерительного трубопровода с учётом
физико-химических показаний потока.
Исходные данные:
вещество – вода
абсолютное давление Р=3,5 кгс/см2
внутренний диаметр трубы Дтр=50 мм
максимальный объемный расход Q0max=20м3/ч
минимальный объемный расход Q0min=10м3/ч
допустимая норма давления Рn=1 кгс/см2
l1
 30
Д
ТР
имеющийся прямой участок трубы перед диафрагмой
Температура t=100С
Расчет:
Из таблицы определяются необходимые для расчета плотность и
динамическая вязкость с=999,7 кг/м3, м=1,3077 .
Выбирается сужающее устройство – диафрагма.
Выбирается тип дифманометра – мембранный.
Определяется
максимальный массовый расход.
QM max  Q0 max  
QM max =20 · 999,7=19994 кг/ч
Из стандартного ряда чисел по максимальному расходу выбирается
число большее заданного на 20-25% и принимается за максимальный
расход при расчете
QMn max =25000 кг/ч
По
одной
из
формул
вычисляется
соответствующее максимальному расходу
Re  354 
Qmin  
Д тр  
Re  354 
число
Рейнольдса,
10  999,7
 5 104
50 1,3077
Из графика определяется для каких модулей диафрагмы выполняется
условие Remin>Reгр.
Из графика видно, что условие Remin>Reгр выполняется при m<0,31.
Определяется число mб для трех соседних ДРH взятых из
стандартного ряда чисел по одной из формул.
m 
где
QMn max
2
0.01252  Д тр
 PH  
,
QMn max - кг/ч
Дтр – мм, ДРH – кгс/см2, с – кг/м2.
Расчет значений для различных перепадов давлений
Таблица 2
ДРH,
6300
10000
кгс/м2
mб
0,344
0,253
б
0,76
0,672
m
0,48
0,375
l1/Дтр
31
21
PH/ДP
48,5
60
Pn, кгс/м2
3055,5
6000
16000
0,200014
0,653
0,31
22,5
66,5
10640
Для вычисления значений mб по графику определяются величины m и
б и заносятся в таблицу.
По значениям m из графика потеря давления от установки диафрагмы
и заносятся в таблицу. Из расчетной таблицы видно, что наиболее
целесообразным является период давления на дифманометре ДРH=6300
кгс/м2, т.к. при этом располагаемый прямой участок трубопровода больше
требуемого, потеря давления меньше допустимой и модуль близок к
оптимальному.
Вычисляется диаметр отверстия диафрагмы:
  Д тр  m  50  0.48  34,6 мм
Проводится проверка расчета по формуле:
QMn max  0,01252    d 2  PH  0,012  0,76  34,62  3600  999,7  25653 кг/ч
Относительная погрешность при измерении расхода будет

QMn max  QM max
n
M max
Q
100 
25000  25653
100%  2,6%
25000
Расчет выполнен верно, т.к. д=2,6% и это не превышает допустимые 5%.
10.Расчет регулирующего клапана
Исполнительный
механизм
должен
отвечать
требованиям,
выявленным при анализе принятого закона регулирования или управления
системы, а также требованиям, определяющим совместную работу с
выбранным регулирующим органам, т.е. должен удовлетворять
требованиям заданных динамических и статических характеристик
исполнительного устройства. Выбор исполнительного механизма
производится на стадии проектирования системы регулирования в
соответствии с конкретными условиями его работы. При этом
исполнительный механизм должен:
1)обеспечивать необходимую скорость регулирования, определяемую
динамикой системы;
2)обеспечивать линейную ходовую характеристику (статическую),
т.е. постоянство коэффициента передачи по мощности во всем диапазоне
изменения регулируемой величины, при этом ИМ не будет искажать
выбранного закона регулирования;
3)сохранять равенство между перемещением выходного элемента и
рабочим ходом затвора регулирующего органа. Если это равенство не
выполняется, необходимо подобрать механическую связь между
исполнительным механизмом и регулирующим органом. При этом
коэффициент передачи связи должен быть учтен (как и всякого звена,
входящего в систему автоматического регулирования).
При выборе исполнительных механизмов, кроме требований,
предъявляемых системой регулирования, необходимо учитывать
следующее:
1) желательно, чтобы виды энергии, создающей перестановочное
усилие, и энергии командного сигнала от регулирующего блока системы
были идентичны; в противном случае следует предусмотреть наличие
соответствующих преобразователей;
2) ИМ должны применяться с учетом окружающих условий и иметь
соответствующее исполнение ( пыле-, брызго, - взрывозащищенное );
3) ИМ должны отвечать требованиям по энергетическим,
эксплуатационным и экономическим показателям, а также требованиям
надежности, предъявляемым в зависимости от степени ответственности
регулируемой величины;
4)наименее важным фактором при выборе исполнительного
механизма является его масса и габаритные размеры, однако в отдельных
случаях эти показатели также следует учитывать, если этого требует
специфика его применения.
K
Цель расчета: определение условной пропускаемой способности y ;
определение диаметра условного прохода Ду; выбор конкретного клапана.
Исходные данные:
вещество – вода
температура – 100С
внутренний диаметр трубы Дтр=50 мм
максимальный объемный расход Q0max=20м3/ч
минимальный объемный расход Q0min=10м3/ч
давление в начале участка трубы, на котором стоит регулирующий
клапан PH=3,5кгс/см2
давление в конце участка трубы PК=2 кгс/см2
длина трубы L=20 м
Z=0, два вентиля, трубопровод прямой горизонтальный.
Расчет:
Находятся недостающие для расчета данные: плотность и
динамическая вязкость: с=999,7 кг/м3; м=1,3077 сПз. Составляется схема
трубопровода, на котором стоит регулирующий клапан
20 м
Рисунок 3. Отрезок трубопровода с регулирующим клапаном
Определяется число Рейнольдса (характеризует отношение сил
инерции и сил вязкости) для максимального и минимального расходов
Remax  354 
Q0 max  
20  999,7
 354 
 108249,29
Д тр  
50  1,3077
Remin  354 
Q0 min  
10  999,7
 354 
 54124,615
Д тр  
50  1,3077
Определяется коэффициент
минимального расходов.
трения
для
максимального
и
max 
min 
0,3164
0,13164

 0,01744
4
Re max
108249,29
4
0,3164
0,13164

 0,02074
4
Re min
54124,615
4
Определяются средние скорости потока для максимального и
минимального расходов.
max  353 
Q0 max
20
 353  2  2,824 м/с
2
Д тр
50
min  353 
Q0 min
10
 353  2  1,412 м/с
2
Д тр
50
Определяются потери на трение при максимальном и минимальном
расходах:
PT max  5 103  max 
L
20
2
 max
   5 103  0,01744   2,8242  999,7  0,2774 кгс/см 2
Д тр
50
PT min  5 103  min 
L
20
2
 min
   5 103  0,2074  1,4122  999,7  0,0825 кгс/см 2
Д тр
50
Определяются потери на местные сопротивления, для этого находятся
коэффициенты сопротивления
овх - коэффициент сопротивления входа в трубу 0,5
овых - коэффициент сопротивления выхода 1
овент - коэффициент сопротивления вентиля 5
2
PM max  5 106 ( вх   вых  2   вент )  max
 
 5 106 (0,5  1  2  5)  2,8242  999,7  0,458423 кгс/см 2
2
PM min  5 106 ( вх   вых  2   вент )  min
 
 5 106 (0,5  1  2  5) 1,4122  999,7  0,114606 кгс/см 2
Определяются суммарные потери на трение и местные сопротивления
Pn max  PT max  PM max ; Pn min  PT min  PM min
Pn max  0,2774  0,458423  0,735823 кгс/см 3
Pn min  0,0825  0,114606  0,197106 кгс/см 3
Определяется перепад давления на регулирующий орган при max и
min расходах:




Pmax  ( Pn  Pk )  104  z    Pn min
Pmin  ( Pn  Pk )  104  z    Pn max

 (3,5  2,5)  10

 0  999,7 0,735823  0,264177 кгс/см
Pmax  (3,5  2,5)  104  0  999,7  0,197106  0,802894 кгс/см 3
Pmшт
4
3
Определяется max и min пропускная способность регулирующего
органа с учетом коэффициента запаса
103  
K max  1,2  Q0 max 
 46,687 м3 /ч
Pmin
103  
K min  1,2  Q0 min 
 16,94 м3 /ч
Pmax
Выбираются стандартные значения Ду и
K
y
.
K
y
Ду=50 мм
=63 м3/ч
Вычисляется число Remax для Ду.
Re max  354 
Q0 max  
20  999,7
 354 
 108249,29
Дy 
50 1,3077
.
По числу Remax находится поправка на вязкость Ш.
Ш=1.
Определяется пропускная способность с учетом влияния вязкости.
K    K
max
 1 46,687  46,687 м3/ч
Определяется относительное положение затвора регулирующего
органа при max и min расходах.
nmax 
nmin 
K
K
K
K
max

y
min
y

46,687
 0,741
63
14,94
 0,237
63
Клапан выбран, верно, так как nmax<0,9; nmin>0,1.
Выбирается конкретный тип клапана, учитывая, что рабочее вещество
(вода) – жидкость не агрессивная, t=100C, выбираем клапан типа 25ч32ННС.
2.5 Расчётная часть
Среда – вода
Р0 = 27 (кгс/см2)= 2.78МПа
РК = 22 (кгс/см2)=2.24МПа
Qmax = 50 м3/ч
Qmin = 10 м3/ч
D = 100 (мм)
L = 10(м)
Т = 104 С
γ1=0,965 (гс/см3)
V =0,328*10-2 (см2 /с)
К3 = 0.05
Рисунок 3. - Схема установки ИУ в трубопроводе
ζ= 0,5
ζ= 4
ζ = 51
ζ= 2,3
ζ= 1
Расчёт:
1.Определение режима течения воды в трубопроводе:
Re  3530
Qmax
  D , где
Re – число Рейнольдса при максимальном расходе;
Qmax [м 3/ч] – объемный максимальный расход воды;
υ [см2/c] – коэффициент кинематической вязкости;
D [мм] – диаметр трубопровода.
Re  3530
50
 588333
0,328  10 2  100
2. Определяем скорость регулируемой среды:
w
4Qmax
3600    D 2 , где
D [м] – диаметр трубопровода.
w
4  50
3600  3.14  0,1
2
 1,7
м/с
3. Определяем потери давления в трубопроводе:
Потери давления на прямолинейных участках:
PП   
L w2


D 2 g , где
L[м] – длина прямолинейных участков трубопровода;
D [м] – диаметр трубопровода;
W [м/с] – скорость протекания регулируемой среды;
 – коэффициент сопротивления трения.
 k Э 68 


 D Re 
  0.11
0.25
, где
Kэ=0,05 – трубы стальные сварные новые
D [мм] – диаметр трубопровода.
0.25
68 
 0.05
  0.11

  0,17
 100 588333 
2
10 1,7 
PП  0,17 

 0.96  10 1  0,228кгс/ cм 2
0.1 2  9.8
--Потери давления на местных сопротивлениях:
PМ   
w2

2g
 – суммарный коэффициент местных сопротивлений трубопровода.
∑ζ=0,5+2*4+4*2,3+1+51=67,7
PМ  67,7 
1,7 2
 0.96  10 1  0,9г с / см 2
2  9.8
=23кПа
-- Потери давления в трубопроводе:
∆PТmax=∆PП+∆PМ=0,23+0,9=1,13 кгс/см²=113 кПа, где
Pт max [кгс/см2] – потери давления в трубопроводе;
Pп [кгс/см2] – потери давления прямолинейных участках
трубопровода;
Pм [кгс/см2] – потери давления на местных сопротивлениях.
4. Определяем потери давления на регулирующем органе:
Рmin  PC  PT max  PO  PК  PT max
∆Pmin=2,78-2,24-1,13 =0,6=60кПа кгс/см²
P min [кгс/см2] – потери давления на исполнительном органе;
Рс [кгс/см2] – потери давления на расчетном участке;
P0 [кгс/см2] – абсолютное давление источника регулируемой среды (в
начале расчетного участка); Pк [кгс/см2] – абсолютное давление источника
регулируемой среды (в конце расчетного участка).
5. Определяем пропускную способность.
Kvmax = Qmax * √ γ / ∆Рmin = 50*√ 0.965/0,6 = 61 (м³/ч)
6.Определяем условную пропускную способность.
Kvy = η* Kvmax = 1,2 * 61 = 73 (м³/ч)
7.Определяем пропускную способность трубопровода.
Kvт = Qmax * √ γ / ∆Pтmax = 50 √ 0,965/1,13 = 46 (м³/ч)
8. Определяем коэффициент n:
n
K Vy
K Vт
n
73
 1,5
46
Вывод: так как n<1.5, то по каталогу выбираем регулирующий орган с
линейной характеристикой: клапан, регулирующий двухседельный
стальной с равнопроцентной характеристикой 25с50нжМ
Dy =100 мм
Kvy = 100 м3/ч
Py =6,4 МПа
2.6 Мероприятия по охране окружающей среды
Природа – единый и очень сложный комплекс взаимосвязанных
явлений. В нарастающем процессе его производственной деятельности
происходит естественный процесс изъятия из природы необходимых
веществ: сырья для промышленности, воды, продуктов для питания, леса и
других природных ресурсов. В охрану окружающей среды входит охрана
земель, воды, атмосферного воздуха, недр, растительности, животных и
ландшафтов.
Охрана атмосферного воздуха
Для жизнедеятельности человека воздух является самым главным
продуктом потребления. Загрязнение воздуха неблагоприятно влияет на
здоровье людей. В России разработаны предельно допустимые
концентрации (ПДК) элементов в атмосфере. Скорейшая разработка
внедрение этих норм особенно необходимы для крупнейших
промышленных центров, где, с одной стороны, концентрация большинства
загрязнителей в атмосферном воздухе превышает ПДК, с другой, трудно
установить конкретного виновника загрязнения для применения к нему
санкций. Не смотря на то, что процессы сжигания топлива можно отнести к
малоканцерогенной технологии, при определённых условиях даже при
сжигании природного газа концентрация бенз(а)пиренов в дымовых газах
может достичь 50 мкг на 100 м3 продуктов сгорания. При сжигании же
битуминозного угля механической топки в котлах среднего
теплопроизводительности – 100мкг/м3.
Кроме абсолютного снижения выбросов загрязнителей большое
распространение получило их рассеивание в окружающем атмосферном
воздухе с целью уменьшения удельных концентраций, не достигающих
значений ПДК. Это использование высоких труб.
На сегодняшний день имеется 4 направления борьбы с
загрязнителями приземной атмосфере:
-оптимизация процесса сжигания топлива;
-очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании
загрязняющие вещества;
-очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;
- рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.
При сжигании жидкого топлива важно подать достаточное
количество воздуха к корню факела для интенсификации процессов
газификации топлива хорошее распыливание топлива, обеспечивающее
качественное смешение с воздухом, позволяет добиваться отсутствия
химической неполноты сгорания при α =1,10-1,15.
При сжигании газового топлива и ступенчатом подводе воздуха
отсутствие химической неполноты сгорание может быть достигнуто
избытком первичного воздуха α=0.28-0.35 или обеспечением хорошего
смешения смеси. В горелках полного предварительного смешения (ИКГ,
БИГ) отсутствие сажи и СО достигается при α=1.03-1.05. В то же время при
работе подовых диффузионных горелок при α=1.3 концентрация СО
достигает 2000 мг/м3, а сажи 100 мг/м3.
При сжигании природного газа целесообразно применять
ступенчатый подвод воздуха, который может осуществляться с помощью
инжекционных горелок с альфа` меньше или равно 0.4. Прежде всего, это
многофакельные или групповые горелки Ленгипроинжпроекта, дутьевые
горелки
с
каналам
предварительного
смешения
(например,
реконструированная ГНП или горелка блока Л1-н).
На загрязнение атмосферного воздуха при работе котельных влияет
качество твёрдого топлива. Огромное значение в оздоровлении атмосферы
городов и посёлков имеет перевод малых отопительных котельных с
твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газовое топливо. Чрезвычайно
важное значение в свете оздоровления окружающей среды имеют вопросы
улучшения теплотехнических характеристик сжигаемых топлив, например
обогащение топлива. Обогащение топлива, прежде всего, предусматривает
повышение теплоты сгорания за счёт снижения зольности и влажности
топлива.
Для рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе
используются дымовые трубы. Трубы обеспечивают распространение
загрязняющих веществ в окружающем воздухе, тем самым, снижая их
опасное для здоровья человека и окружающей природы воздействие в
приземной зоне. Дымовые трубы не снижают абсолютных выбросов, а
позволяют разбросать последние на большую площадь.
Наиболее эффективно работают дымовые трубы, которые имеют
значительную высоту и мощный отвод газов. Высокие скорости ветра
увеличивают и ускоряют разбавление загрязнителей в атмосфере, приводя к
более низким приземным концентрациям по направлению ветра от трубы.
При определённых условиях скорость ветра может достичь “опасных”
значений тогда, когда она будет близка или выше скорости выхода газов из
горловины трубы. В этом случае при определённом состоянии атмосферы
наблюдается максимальные концентрации вредных примесей на уровне
дыхания людей. Для предотвращения подобного явления необходимо,
чтобы скорость выхода дымовых газов была приблизительно в 2 раза выше
скорости ветра.
Расчет устойчивости автоматического регулятора.
Для
обеспечения
нормального
технологического
режима
производства пара высокого давления необходимо поддерживать
постоянство температуры, при которой происходит нагрев воды. Это
возможно осуществить изменением подачи пара, который предварительно
проходит через барабан котла и затем поступает в змеевик топки.
В результате эксперимента получена кривая разгона барабана котла
по каналу пар-температура.
Необходимо определить передаточную функцию объекта по каналу
пар-температура, найти расширенную частотную характеристику и
рассчитать оптимальную настройку ПИ-регулятора, построив переходный
процесс в системе регулирования.
Рисунок 2 Переходная характеристика регулирования расхода пара.
Ответ. В соответствие с методикой, изложенной выше, определяем
передаточную функцию объекта. Предварительные расчеты дали
следующие значения коэффициентов:
F,=10,36; a=E;
F,=34; a=F;
F,=5,l; a,=F.
Так как кривая разгона и её первая производная при t=0 равны нулю,
то выбираем передаточную функцию с учётом транспортного запаздывания
следующего вида:
Так как коэффициент усиления K объекта равен отношению
выходной величины а и входной X в установившемся режиме, то
Транспортное запаздывание определяем из кривой разгона:
Пренебрегая коэффициентом F3=5,l ввиду его малого влияния,
получаем передаточную функцию объекта более простого вида:
Построенная по этой передаточной функции кривая разгона хорошо
совпадает с экспериментальной кривой разгона. По передаточной функции
объекта заменой с на ico определяем его амплитудно-фазовую
характеристику по формуле:
Результаты расчета приведены в таблице:
Амплитудно-фазовая характеристика объекта
Таблица 3
щ
А(щ)
ц(щ)
щ
А(щ)
мин-1
°С/(m/ч)
град
мин-1
°С/(m/ч)
ц (щ)
град
0,06
13,65
40°33'
0,36
2,91
163°15'
0,12
11,02
70°59'
0,48
1,61
185°06'
0,18
7,80
108°32'
0,60
1,14
202°36'
0,24
5,52
131°28'
0,72
0,81
217°36'
Исходя из этих данных мы видим, что регулятор устойчив.
4. Технико-экономическое обоснование
Для нормального ведения производственного процесса на
металлургических предприятиях функционируют специальные службы.
Структура, штаты в конкретные задачи, которых зависят от структур
управления производством, предприятием в целом.
На каждом предприятии стремятся к бесперебойности процесса
производства.
Цех КИП и А является самостоятельным структурным подразделением
предприятия и должен находиться подчинении заместителя главного
инженера по автоматизации механизации или главного энергетика.
В производственных цехах организуют участки эксплуатации КИП и
А, которые должны обеспечивать;
- бесперебойную работу приборов и средств автоматики в
соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации;
- высококачественное
и
своевременное
выполнение
ремонтных и наладочных работ, но месячному графику:
- следить за движением и сохранностью приборок, для чего
существует специальный журнал, где переписаны все имеющиеся на
участке, приборы, приведен их тип и конструкции, указано место
установки и даты направления на ремонт и нахождения в ремонте.
4.1Цели и задачи проекта
Цех КИП и А осуществляет следующие функции:
техническое обслуживание (ТО) и ремонт (Р) рабочих средств
измерений (СИ), средств и систем автоматизации (СА);
обеспечение
ведомственного
метрологического
надзора
за
состоянием применяемой на предприятии измерительной техники (по
закрепленным видам измерений);
разработку и внедрение новых СИ и СА
участие в разборе причин брака и аварий на технологических
агрегатах, связанных с работой СИ и СА;
совершенствование методов ремонта и обслуживания СИ и СА;
ведение технологической документации и анализ отказов защит
для повышения качества работы СА:
внедрение новых методов контроля, совершенствование схем защит
и автоматизации;
контроль над проектированием и монтажом СА и приемка из
монтажа этих устройств на вновь пускаемом оборудовании.
4.2Расчет численности слесарей-ремонтников и дежурных
электрослесарей
Расчёт численности рабочих при прерывном производстве:
Ч 
Фз.вр.
Фпол.
,
где Фз.вр. – суммарные годовые затраты времени на работы по ремонту
и поверке КИПиА, на работы по текущему обслуживанию?
Фпол. – полезный фонд рабочего времени в год. Количество рабочих,
необходимое на подмену вследствие невыходов- 12.5% от штатного
количества рабочих.
Ч= 2176/1688 = 2 чел
где Чр – численность слесарей – ремонтников.
Ч= 409/1688 = 1 чел
где Чд – численность дежурных слесарей.
4.3Расчет годового фонда, заработной
ремонтников и дежурных электрослесарей
платы
слесарей-
Таблица 7. – Расчет годового фонда заработной платы
СлесарьЭлектрослеса
Наименование статей
ремонтник
рь
повременноповременно1.Система оплаты труда.
премиальная
премиальная
2.Условия труда.
нормальные
нормальные
3.Тарифный разряд.
4,7
3,47
4.Часовая тарифная
501
426
ставка, руб./час
5.Количество рабочих
2
1
6.Эффективный фонд
2176
409
времени, чел.час/год
7.Тарифный фонд,
2180352
348468
руб./год
8.Доплаты к тарифному
327052,8
52270,2
фонду (премия, работа в ночное
время и т.д.)
9.Отчисления в фонды
(пенсионный, медицинский,
фонд занятости, соц.страх)
10.Годовой фонд, руб./год
651925,2
104191,9
3159330
504930,1
4.4Расчет годового выпуска продукции до и после внедрения
средств автоматизации
Годовой выпуск продукции рассчитывается по формуле:
Q  q  FД
(т),
где
q- часовая производительность;
FД – время работы оборудования в течении года;
FД 1  365  ( FP1  FT 2 )
FД 1  365  ( FP 2  FT 2 )
где FР1, FТ1- простои в ремонтах и технологических остановках до
автоматизации;
FР2, FТ2 – простои в ремонтах и технологических остановках после
автоматизации;
FД 1  365  (31  29)  305 дня
FД 2  365  (30  28)  307 дней
Годовой выпуск продукции рассчитывается до и после
автоматизации:
До автоматизации: Q1  50  305  24  366000 т/ч  841800 ГДж /год
После автоматизации: Q2  50  307  24  368400 т/ч  847320 ГДж
/год
4.5
Расчет
автоматизацию
дополнительных
капитальных
затрат
Дополнительные затраты- КД включают в себя:
1.Сметную стоимость проектных работ - Кпр (данные предприятия)
Кпр=350000 тг.;
2.Сметную стоимость здания для размещения КИПиА- Ко
Ко  S  Ц  К
где
,
на
S- площадь здания под КИП и А, 20 м.кв. (данные предприятия);
Ц- стоимость 1 м.кв. (данные предприятия) = 175000 тг.
К-коэффициент, учитывающий затраты на работы по сантехнике,
электротехнике и привязке объекта (1.2-1.3);
К о  20  175000  1.2  4200000 тг.
4.6Обоснование необходимости внедрения автоматизации
1. Сметную стоимость приборов и средств автоматизации- Кс, для
определения которой составляется таблица.
Элементы схемы
контроля и регулирования
Газоанализатор
Тип,
марка,
модификация
Хоббит
ТМ-1СО-1СН4
Датчик реле
Диафрагма
Исполнительный
механизм
2
200
ДКС
3
000
СК
4
800
Ф34,2
1
4750
ДМ-2005
2
200
Контроль пламени
Манометр
сигнализирующий
Прибор аналоговый
ДНТ
4
600
сосуд
Преобразователь
1
8968
МЭО 400,25 Р=0,1
Конденсационный
Миллиамперметр
Кол-во
(штук)
Сметна
я стоимость
единицы
Общая
сметная
стоимость
Обоснов
ание сметной
стоимости
Таблица 8. - Сметная стоимость приборов и средств автоматизации
Диск-250
7
0000
1021
Метран
45ДД
А100H
1
1
8500
1
0800
6
6
8968
1
2
400
8
2
4000
9
3
8400
1
6
400
1
1
4750
1
2
400
1
7
0000
1
2
03500
1
1
0800
Регулятор
Регулирующий орган
РС
29,0,43М
25с50нж
Термопреобразовател
ТСМ,
ь сопротивления
ТСП.
4
500
1
5 000
3
0000
5
5
5000
7
2
00
1
400
3
термометр
ТБ-2Р
2
00
Усилитель
У 29,3М
4
500
Фотодатчик
ФД4
1
500
МП4-У
3
00
Манометр
показывающий
7
6
00
2
1
0000
4
4
500
9
2
700
ИТОГО: К с1  2729090 тг
Кроме того, смета на приборы и средства автоматизации включает
(Кс2):
1. Монтаж КИП и А- 20% от Кс1- 545818 тг.;
2. Стоимость монтажных материалов- 15% от Кс1- 409363тг.;
3. Электрооборудование и его монтаж 13% от Кс1- 354781тг.;
4. Накладные расходы-10% от Кс1- 272909тг.;
Кс2 =1582871 тг.
ВСЕГО:
К с  К с1  К с 2
Кс=2729090+1582871=4311961 тг.
Расчет дополнительных капитальных затрат ведется по следующей
формуле:
Кд = Кпр + Ко + Кс
Кд = 350000+4200000+4311961=8861961тг.
4.7Расчет
автоматизацию
дополнительных
эксплуатационных
затрат
Дополнительные эксплуатационные затраты включают в себя:
1. Расходы на ремонт и поверку- Rрп;
2. Расходы на текущее обслуживание- Rто;
3. Расходы на амортизацию- Rа;
4. Расходы на потребляемую системой энергию- Rэ;
на
5. Расходы на управление и обслуживание- Rуп;
R= Rрп+ Rто+ Rа+ Rэ+ Rуп ;
Расходы на ремонт и поверку
R рп Rпр1  Rпр2
где
Rрп1-материалы и запчасти для ремонта- 10% от Кс 886193,5 тг.;
Rрп2- зарплата слесарей- ремонтников (таблица 7, годовой фонд) –
3159330 тг.
Rрп=886193,5+3159330=4045523,5 тг.
Расходы на текущее обслуживание.
Зарплата электрослесарей (таблица 7, годовой фонд):
Rто = 504930,1 тг.
Расходы на амортизацию.
Rа  Rа1  Rа 2
Rа1-амортизация КИПиА-15% от Кс – 646794,15 тг.;
Rа2-амортизация зданий для размещения КИПиА- 3% от Ко 126000 тг.;
Rа=646794,15+126000=772794,15 тг.
Расходы на потребляемую системой автоматизации энергию.
RЭ  N  (( FK  FP 2  FP 2 )  24)  Ц
N- суммарная потребляемая мощность системы-595Вт
Ц- цена 1КВтч электроэнергии (по действующим тарифа АО
«Алматыэнергосбыт»)
Rэ = 0,595 х 1535 х 24 х 2,55=55895,5 тг.
Расходы на управление и обслуживание.
RУП=10% от (Rрп+ Rто+ Rа +Rэ)=537914,33
ИТОГО:
R = Rрп+ Rто+ Rа+ Rэ+ Rуп = 4045523,5 + 504930,1+ 772794,15+ 55895,5+
537914,33=5917057,3
4.8 Расчет экономической эффективности от внедрения средств
автоматизации
Расчет производительности труда до и после автоматизации.
ПТ1  Q1
ПТ 2  Q2
B1
B2 ,
где
ПТ1, ПТ2 – производительность труда до и после автоматизации;
Q1, Q2- годовой выпуск продукции до и после автоматизации;
В1, В2- списочное число рабочих до и после автоматизации (данные
базового предприятия);
ПТ1  841800
 70150
12
ГДж/год чел;
847320
ПТ 2 
 77029
11
ГДж/год чел;
Расчет роста производительности труда.
ПТ 
ПТ 
77029  70150
 100%  9,82%
70150
ПТ 2  ПТ1
 100%
ПТ1
Расчет роста выпуска продукции.
Q
Q
Q2  Q1
 100%
Q1
847320  841800
 100%  0,66%
841800
Расчет снижения себестоимости
S
S1  S 2
 100%
S1
,
где
S1, S2- себестоимость единицы продукции до и после автоматизации
(данные базового предприятия);
Так как нет возможности вести расчет себестоимости продукции по
всем статьям калькуляции, достаточно рассмотреть лишь те, которые
меняют свою величину при внедрении автоматизации. Перечень затрат по
изменяющимся статьям включает:
1. основная заработная плата рабочих;
2. дополнительная заработная плата рабочих;
3.отчисления в фонды (пенсионный, занятости, медицинский,
социальный);
4. расходы по содержанию и эксплуатации оборудования;
5. изменение себестоимости вследствие:
a.
увеличение производительности труда;
b.
изменение объема производства;
Дополнительные эксплуатационные расходы на единицу продукции в
результате автоматизации составляют:
S ДОП  R
S ДОП 
Q2
1079893
 7 тг./ГДж
847320
За счет роста производительности труда себестоимость уменьшилась
на ΔSПТ%
ΔSПТ=(Ι-JЗП/JПТ)·IЗП·100%
Где,
JЗП- индекс заработной платы;
JПТ- индекс производительности труда;
IЗП- доля зарплаты в себестоимости продукции;
S ПТ %  (1 
1
)  0,3  100  2,7%
1.098
С увеличением объема производства себестоимость единицы
продукции снижается за счет снижения условно- постоянных расходов на
единицу продукции.
ΔSV=(Ι-JУП/JV)·IУП·100%
JУП- индекс условно-постоянных расходов;
JV- индекс объема производства;
IУП- доля условно-постоянных расходов в себестоимости продукции.
SV %  (1 
1
)  0,3  100  0,17%
1,006
S  (SV  S ПТ )
S  (2,7  0,17)  2,87
S 2  S1  S ,
где 1ГДж=650 тг.
S 2  650  0,028  18,2
S 2  S1  S 2  S ДОП
S 2  650  18,2  1  632,8
S
650  632,8
100%  2,64%
650
Расчет годового экономического эффекта.
Э  (S1  S 2)  Q2  EH  K
Где,
К- дополнительные капиталовложения на автоматизацию;
Ен- нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат:
Ен=0,15
Э  (650  632,8) * 847320  0.15 * 8861961  13244610 тг.
Расчет экономии от снижения себестоимости в год (прирост
прибыли)
П  (S1  S 2)  Q2
П  (650  632,8)  847320  14573904 тг.
Расчет срока окупаемости.
ТФ 
ТФ 
К
П
8861961
 0,6
14573904
Таблица 9
Еди
Наименование статей
1.Годовой выпуск
продукции
2.Дополнительные
капитальные затраты
3.Производительность
труда
4.Количество рабочих
5.Годовой
экономический эффект
6.Срок окупаемости
доп. кап. затрат
После
До
ницы
автоматизац
автоматизации
измерения
ии
84732
ГДж
841800
0
88619
тг.
61
ГДж
70150
77029
/год чел.
чел.
12
11
тг./г
13244
од
610
лет.
-
0.6
7.Увеличение выпуска
продукции
8.Рост
производительности труда
9.Снижение
себестоимости
%
-
0.66
%
-
9,82
%
-
2.64
Вывод
В результате автоматизации котла себестоимость 1ГДж сократилась
на 2,64%. Производительность труда выросла на 9,82%. Выпуск продукции
увеличился на 0,66%. Автоматизация окупится в течение 0,6 года. Годовой
экономический эффект составляет 13244610 тенге в год. Автоматизация
парового котла Е-50 имеет смысл.
4 Безопасность жизнедеятельности
4.1Анализ и условия труда
Помещение КИП и А представляет собой помещение со следующими
размерами: длина L=15 м, ширина В=5 м, высота Н=3м.
Помещение КИП и А чистое, сухое и защищенное от воздействия
экстремальных погодных условий. Пол помещения в месте установки
оборудования покрыт линолеумом. Стены и потолок помещения окрашены
так, что исключено отделение частиц. В помещении отсутствуют едкие и
вызывающие коррозию жидкости, вещества и материалы. Помещение для
установки оборудования обеспечено необходимой безопасностью системы.
Оно имеет прочные укрепленные стены и запирающуюся дверь. По
характеру окружающей среды помещение относится к классу «нормальных
сухих», относительная влажность воздуха не превышает 60%. По степени
доступности оно относится к категории электротехнических, т.е. доступ к
оборудованию осуществляется только электротехническим персоналом.
Для организаций благоприятных условий труда обслуживающего
персонала необходимо, чтобы воздух, освещенность рабочего места
соответствовало нормам. Для этого рассчитаем искусственную и
естественную освещенность.
Рисунок -1. Помещения КИП и А
4.2. Вентиляция кондиционирование помещения КИП и А.
Назначение и основные функции кондиционера
3
Кондиционер воздуха полупромышленной серии с внутренним
блоком кассетного типа, предназначен для создания благоприятных
температурно_влажностных условий в жилых и служебных помещениях.
Кондиционер осуществляет:
– охлаждение, нагрев, осушение и очистку от пыли воздуха в
помещении
–оптимальный выбор режима работы в автоматическом режиме в
зависимости от температуры в помещении
– автоматическое поддержание заданной температуры в помещении в
режиме охлаждения или нагрева
Кондиционер снабжен функцией включения/выключения по таймеру,
функцией «Сон».
Кондиционер состоит из наружного и внутреннего блоков, которые
коммутируются между собой фреоновой трассой и кабелями управления и
питания (в зависимости от модели). Управление кондиционером
осуществляется при помощи инфракрасного дистанционного пульта.
Проведем расчет системы вентиляции в помещении. Вентиляция
обеспечивает улучшение микроклимата в помещении и условия работы
точной и чувствительной аппаратуры, и должно выполняться в
соответствии с главой СНиП 4.02-42-2006 «Отопление, вентиляция и
кондиционирование воздуха».
Вентиляция производственных помещений и рабочих зон
является эффективным средством обеспечения благоприятных
условий труда.
Обеспечивается вентиляция за счет перемещения воздуха:
загрязненного, через системы очистки – из помещения, а свежего с
помощью притяжного вентилятора – в помещение.
В
основных
металлургических
цехах
необходимость
интенсивного воздухообмена обусловлена выделением большого
количества избыточного тепла, газов и др.
Потребное количество воздуха, необходимое для создания
нормальных условий труда в производственных помещениях,
определяется для переходного периода по следующим показателям:
1) удаление избыточного тепла;
2) удаление избытков влаги.
4.2.1 Удаление избыточного тепла
Количество воздуха, которое необходимо удалить из закрытого
помещения, приближенно можно определить по формуле :
G  Gm 
QИЗБ
с В   В  tУХ  t П 
(4.1)
Где
Gm – количество воздуха, удаляемого из рабочей зоны
помещения местными отсосами, который затрачивается на
технологические нужды; для помещения КИП и А Gm = 0 м3/с;
GИЗБ – избытки явного тепла в помещении, кДж/с;
СВ – массовая удельная теплоемкость воздуха; СВ = 1.00695
кДж/кг·°С;
В – плотность поступающего воздуха; В = 1.29 кг/м3;
с = 1,00695 кДж/кг·°С – удельная теплоемкость воздуха;
в = 1,29 кг/м3 – объемный вес воздуха;
tП – температура воздуха, подаваемого в помещение; tП = 19 0С;
tУХ – температура воздуха удаляемого из помещения за пределы
рабочей зоны, 0С
tУХ  t Р.З . 
t Р. З .  t П
m
(4.2)
Где
tР.З. – температура в рабочей зоне; tР.З. = 21 0С;
m – коэффициент учитывающий расход тепла на нагрев воздуха
в рабочей зоне; m = 0,45;
tУХ  21 
21  19
 25,4 ( 0 С );
0,45
n
Qизб   Qi ,
i 1
(4.3)
Где Q1 – тепловыделение от работающих людей, кВт;
Q2 – тепловыделение от работающего электромеханического
оборудования, кВт.
Рассчитаем тепловыделение от работающего электрооборудования.
Расчет производится по формуле:
n
Q1   1  i   N i ,
i 1
(4.4)
Где
Ni – мощность i-го электродвигателя, работающего в помещении, кВт;
ηi – КПД i-го электродвигателя.
Учитывая, что в помещении КИП и А находятся 4 компьютера
мощностью 200 Вт и имеющих КПД 0.8.
Q1  (1  0.8)  200  4  160Вт.
Рассчитаем тепловыделение
производится по формуле:
от
работающих
людей.
Q2  n  qЧ ,
Расчет
(4.5)
где
n – число работающих в наиболее многочисленной смене;
qч – тепловыделение от одного человека при данной температуре в
цехе и конкретном характере работы, qч = 0.081.
Q2  9  0.081  0.729кВт.
Исходя из вычисленных данных определяем Qизб и G:
Qизб  Q1  Q2  0.16  0.729  0.889кВт.
G
0,889
 0,3432( м 3 / с);
1,00655 1,29  21  19
4.2.2 Удаление избыточной влаги
Расчетная формула для определения количества воздуха,
необходимого для удаления избытков влаги до содержания ее,
регламентируемого санитарными нормами проектирования промышленных
предприятий:
LВ 
где
м3/с;
3
г/м ;
W
,
l у  lн
(4.6)
LB– количество воздуха, необходимого для удаления избытка влаги,
ly– расчетное содержание влаги в удаляемом воздухе, ly = 17
lн– расчетное влагосодержание приточно-наружного воздуха, lн
= 12 г/м3;
W – суммарное влаговыделение в помещении, г/с.
Суммарное влаговыделение рассчитывается по формуле:
n
W  Wi ,
i 1
где
(4.7)
W1 – влаговыделение работающих людей, г/с.
Влаговыделение работающих людей можно рассчитать по
формуле:
W1  n  w,
(4.8)
где
n – число работающих в наиболее многочисленной смене;
w – влаговыделение одного рабочего в зависимости от тяжести
выполняемых работ и температуры воздуха, г/с.
W1=40,019= 0,076г/с
По найденным данным определяем W и LB:
W=W1=0,076 г/с
Lв= 0,076 = 0,015
17  12
Для предусмотренной в проекте общеобменной естественной
вентиляции помещения цеха принимаем наибольшее полученное
расчетом значение расхода воздуха L=2185,7 м3/ч.
4.3 Освещение рабочего помещения
Производственное освещение – это тип освещения, являющийся
обязательным для всех производственных помещений и
предназначенный для обеспечения нормального выполнения какойлибо деятельности, прохода людей, движения транспорта.
Основной задачей производственного освещения является
поддержание на рабочем месте освещенности, соответствующей
характеру зрительной работы. Увеличение освещенности рабочей
поверхности улучшает видимость объектов за счет повышения их
яркости, увеличивает скорость различения деталей. По данным
международной комиссии по освещению, благодаря улучшению
освещенности помещений можно увеличить эффективность работы
сотрудников на 3-11%. Оптимально спроектированное и рационально
выполненное промышленное освещение повышает эффективность
профессиональной деятельности, работоспособность и безопасность труда.
Освещенность - Е-поверхностная плотность светового потока;
определяется как отношение светового потока dФ, равномерно падающего
на освещаемую поверхность dS (м2), к ее площади: Е= dФ/dS , измеряется в
люксах (лк);
Этот метод используется для расчета общего равномерного
освещения горизонтальных поверхностей производственных помещений
при отсутствии затемнений.
Расчет
освещения
методом
коэффициента
использования
выполняется по формуле:
Ф
ES k  z
N 
(4.9)
Где Ф – необходимый световой поток ламп в каждом светильнике, лм;
Е – нормативная минимальная освещенность, лк, определяется по;
k – коэффициент запаса, выбирается по;
S – освещаемая площадь, кв. м;
z – коэффициент минимальной освещенности, для ДРЛ z=1.15,(для
люминесцентных ламп z=1.1);
N – число светильников в помещении;
 - коэффициент использования светового потока.
Принимаем:
Е=300 лк;
k=1.5;
z=1.1.
Для освещения помещения применяем газоразрядные лампы.
Освещаемая площадь помещения определяется по формуле:
S=AB
(4.10)
2
Где S – освещаемая площадь, м ;
A - длина помещения, м;
B - ширина помещения, м.
S=15·5=75 ( м2);
Размещение светильников в помещении при системе общего
освещения зависит от рассчитанной высоты их подвеса h, которая обычно
задается размерами помещений. Соотношение расстояния между
светильниками к расчетной высоте подвеса:
L
h
(4.11)
Принимается в зависимости от типовой кривой силы света
светильника. Для люминесцентных ламп при косинусоидальной
типовой кривой выбираем  = 1.3.

Находим расчетную высоту подвеса по следующей формуле:
h  H  h1  h2
(4.12)
Где H - высота помещения, м;
h1 - высота свеса светильника (от перекрытия), м;
h2 - высота рабочей поверхности над полом, м
Принимаем:
H=3,0 м,
h1=0.2 м,
h2=0.5 м.
h=3,0-0.2-0.5=2.3 м
Расстояние между светильниками определяем по формуле
L=1.3·2.3=2,99 м
Определяем
помещении:
количество
N
N
светильников
S
L2
для
установки
в
(4.13)
75
 12 (шт);
6
Для определения коэффициента использования  находим
индекс помещения i:
i
A B
h  ( A  B)
Где
A - ширина помещения, м;
B - длина помещения, м;
h – расчетная высота подвеса, м.
(4.14)
15  5
 1,630
2.3  (15  5)
Полученное значение i округляем до ближайшего табличного
значения и принимаем i=1.7.
По оцениваем коэффициенты отражения поверхностей помещения:
потолка – 70 %, стен – 50 %, рабочей поверхности – 30 %.
По полученным значениям определяем величину коэффициента
использования светового потока для выбранного светильника. Выбираем
светильник типа ПВЛМ - Д, для которого =30%.
Определяем необходимый световой поток ламп в каждом
светильнике:
i
Ф
200  75  1.5 1.1
 6187,5.26 лм
12  0.3
Заключение
Условия вентиляции, кондиционирование, искусственного и
естественного освещения на промышленном предприятии оказывают
большое влияние на зрительную работоспособность, физическое и
моральное состояние людей, а следовательно, на производительность труда,
качество продукции и производственный травматизм. Поэтому были
созданы благоприятные условия для труда, такие как для искусственного
освещения были установлены 5 окон длиною 2,33 м, высотой 2м. Для
искусственного освещения была спроектирована система общего
искусственного освещения, состоящая из газоразрядных ламп низкого
давления типа ЛДЦ с мощностью 80 Ватт и номинальным световым
потоком 2720 лм, расположенных в два ряда по 2 лампы в каждом.
Список использованной литературы
1.Методические указания к выполнению раздела «Охрана труда и
окружающей среды в дипломном проекте».-Алма-ата: АЭИ,2003.-42с.
2.СНиП РК 4.02-42-2006 «Отопление, вентиляция и кондиционирование
воздуха».
3. СНиП РК 2.04-05-2002 «Естественное и искусственное освещение.
Общие требования» - Астана, 2002г.
4. Сайт http://www.elibrary.kz/download/zhurnalst/st11383.pdf
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа