Проектирование тепловых электрических станций

Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

Дипломная работа состоит из расчетно-пояснительной записки объемом 159 страниц и 4 листов графического материала. Расчетно-пояснительная записка содержит 3 части, 25 рисунков и 7 таблиц, заключение и список литературы.

В разделе «Технологическая часть» произведен тепловой расчет блока с турбиной К-800-240, рассчитаны энергетические показатели, произведен выбор основного и вспомогательного оборудования.

В разделе «Экологическая часть» произведен расчет выбросов, ПДК и высоты дымовой трубы.

В разделе «Теплотехнический контроль» был произведен выбор оборудования и автоматики.

Для оформления проекта использовалась компьютерная программа Microsoft Word. Для расчётов использовались программы MathCAD, EXCEL. Для оформления чертежей использовалась программа КОМПАС.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

1.1.1 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

1.1.2 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПО СТУПЕНЯМ

1.1.3 СОСТАВЛЕНИЕ И РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

1.1.4 РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ

1.1.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПАРА НА КОТЕЛ, ПОДОГРЕВАТЕЛИ, АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА

1.1.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ БЛОКА

1.2 ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

1.2.1 ВЫБОР СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПАРОВОГО КОТЛА

1.2.2 ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.2.3 ВЫБОР НАСОСОВ

1.2.4 ВЫБОР ДУТЬЕВЫХ ВЕНТИЛЯТОРОВ И ДЫМОСОСОВ

1.3 ВЫВОД

2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

2.1. ОБОЗНАЧЕНИЯ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА СХЕМАХ

2.2 УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ И В РАБОЧИХ СПЕЦИФИКАЦИЯХ

2.2.1 МАРКИРОВКА ТРУБОПРОВОДОВ НА ЛОКАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМАХ

2.2.2 МАРКИРОВКА ТОЧЕК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ В ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ

2.2.3 МАРКИРОВКА АППАРАТУРЫ КИПиА В СПЕЦИФИКАЦИЯХ

2.3 ПОДСИСТЕМА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

2.3.1 АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА

2.4 АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА К-800-240 НА БАЗЕ ПТК TELEPERM

2.4.1 ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС TELEPERM ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

2.4.2 ОБЩАЯ АРХИТЕКТУРА ПТК TELEPERM XP-R

2.4.3 ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРНОГО ПОСТРОЕНИЯ КОНТРОЛЛЕРНОГО УРОВНЯ ПТК TELEPERM XP-R

2.4.4 СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТПТС-51

2.4.5 ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА

2.5. СПЕЦИФИКАЦИЯ НА СРЕДСТВА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ИЗМЕРЕНИЯ И КОНТРОЛЯ

2.6 РАСЧЕТ НАСТРОЕК РЕГУЛЯТОРА И ДИФФЕРЕНЦИАТОРА ДВУХКОНТУРНОЙ СХЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ

3. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ, ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ И ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ В РАЙОНЕ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЭЦ

3.2 РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ

3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ

3.4 РАСЧЁТ ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика принадлежит к числу бытовых отраслей, развитие которых во многом определяет развитие всего народного хозяйства, так как электрическая энергия необходима как для современного производства, так и для быта населения. Важным фактором, определяющим повышение экономичности энергоснабжения, является рациональное географическое размещение электростанций, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт топлива и электроэнергии.

Основным источником электроэнергии являются тепловые электрические станции (ТЭС) на органическом топливе (твердом, жидком, газообразном), производящие около 75% электроэнергии в мире. Развитие энергетики характеризуется непрерывным повышением единичной мощности агрегатов, при этом снижаются удельные капитальные затраты, возрастает тепловая экономичность установки. Но, с другой стороны, оборудование современных ТЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках. При этом может произойти отказ основного оборудования станции, что повлечет за собой серьезные последствия. Вынужденные остановки турбоагрегатов снижают коэффициент использования установленной мощности ТЭС.

В условиях роста требований к надёжности и безопасной работе оборудования всё большую значимость приобретают проблемы подготовки персонала. Современные требования к квалификации персонала привели к необходимости его внутрифирменного развития.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА

Размещено на http://www.allbest.ru/

рис.1.1

ПГ - Парогенератор;

ЦВД - Цилиндр высокого давления;

ЦСД - Цилиндр среднего давления;

ЦНД - Цилиндр низкого давления;

К-Р - Конденсатор;

КН - Конденсатный насос;

СП - Сальниковый подогреватель;

П1,П2,П3 - Поверхностные подогреватели высокого давления;

П4 (ДПВ) - Деаэратор питательной воды;

П5,П6 - Поверхностные подогреватели низкого давления;

П7,П8 - Смешивающие подогреватели низкого давления;

ПН - Питательный насос;

БН - Бустерный насос;

ПЕ - Перегретый пар;

П/П - Промышленный перегрев;

БОУ - Блочная обессоливающая установка;

РД - Регулятор давления.

1.1.1 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Энергоблок 800 МВт состоит из котла и одновальной конденсационной турбоустановки К-800-240 ЛМЗ сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара. Принципиальная тепловая схема турбоустановки показана на рис. 1.1.

Турбина имеет пять цилиндров: ЦВД, ЦСД и три ЦНД. Свежий пар с параметрами P=23,5 МПа, t=540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P₂ = 3,63 МПа и температуре примерно 280 °С. После промежуточного перегрева пар (Р_ПП = 3,36 МПа; t_ПП = 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится параллельно в три двухпоточные ЦНД. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет P_К = 0,0034 МПа. Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе СП, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД.

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, дренаж СП поступает в основной конденсатор.

Потери пара и воды энергоблока б_УТ = 0,02 условно отнесены к потокам отборного пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины.

Для вывода солей из цикла предусмотрена конденсатоочистка БОУ.

1.1.2 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПО СТУПЕНЯМ

Исходные данные:

1. Давление свежего пара:

2. Температура свежего пара:

єС

3. Давление после пароперегревателя:

4. Температура после пароперегревателя:

єС

5. Температура пит. воды за подогревателем:

єС

6. Величина потерь в трубопроводах:

%

7. Гидравлическое сопротивление ПВД:

8. Давление в деаэраторе:

9. Конечное давление в конденсаторе:

10. КПД части высокого давления:

11. КПД ЧСД:

12. КПД ЧНД:

13. КПД ТП:

14. КПД питательного насоса:

з_НАС = 0.85

15. Механическое КПД ТП:

14. Величина недогрева ПВД:

єC

15. Величина недогрева ПНД:

єС

16. Подогрев деаэратора:

єC

17. Подогрев воды в сальниковом подогревателе [5]:

18. Давление конденсатное ТП [5]:

19. Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду:

з_П = 0.99

20. Потери пара и воды энергоблока:

б_УТ = 0.015

21. Относительный расход пара в голову турбины:

б₀ = 1

22. Расход добавочной воды:

б_ДВ = 0.015

1. Расчёт параметров пара во втором подогревателе:

1.1 Энтальпия свежего пара (определяем по P₀ и t₀):

1.2 Энтропия свежего пара (определяем по P₀ и t₀):

1.3 Давление пара в отборе:

1.4 Энтальпия изоэнтропная на выходе из ЦВД (определяем по P₂):

1.5 Располагаемый теплоперепад:

1.6 Используемый теплоперепад:

1.7 Энтальпия пара в отборе:

1.8 Температура пара в отборе (определяем по P₂ и h₂):

1.9 Давление пара в подогревателе:

1.10 Температура насыщения пара в подогревателе (определяем по P_Н2):

1.11 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по P_Н2):

1.12 Температура воды за подогревателем:

єC

1.13 Давление на выходе питательного насоса:

1.14 Давление питательной воды за ПВД:

1.15 Энтальпия воды за подогревателем (определяем по Р_Н2 и t_В2):

2. Расчёт параметров пара в первом подогревателе:

2.1 Температура насыщения пара в подогревателе:

єC

2.2 Давление насыщения пара в подогревателе (определяем по t_Н1):

2.3 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по t_Н1):

2.4 Давление пара в отборе:

2.5 Энтальпия пара в отборе (определяем по h-s диаграмме):

2.6 Температура пара в отборе (определяем по P₁ и h₁):

єC

3. Расчёт параметров питательной воды:

3.1 Энтальпия питательной воды (определяем по Р_ПВ и t_ПВ):

3.2 Удельный объём питательной воды (определяем по P_Д):

4. Расчёт изменения энтальпии в питательном насосе:

4.1 Энтальпия воды на выходе из деаэратора (определяем по P_Д):

4.2 Задаёмся подогревом воды в питательном насосе:

4.3 Энтальпия ПН на выходе:

4.4 Температура ПН на выходе (определяем по Р_{ПИТ.НАС.ВЫХ.} и h_{НАС.ВЫХ.}):

єC

4.5 Удельный объём в деаэраторе (определяем по Р_{ПИТ.НАС.ВЫХ.} и h_{НАС.ВЫХ.}):

4.6 Средний удельный объём:

4.7 Подогрев воды в питательном насосе:

5. Распределение подогрева питательной воды между ПВД2 и ПВД3:

5.1 Из условий оптимального распределения подогрева принимаем, что:

Решая данную систему уравнений, получаем:

5.2 Подогрев воды в ПВД₃:

5.3 Подогрев воды в ПВД₂:

6. Расчёт параметров пара в третьем подогревателе:

6.1 Энтальпия воды за подогревателем:

6.2 Температура воды за подогревателем (определяем по Р_ПВ и h_В3):

єC

6.3 Температура насыщения в подогревателе:

єC

6.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по t_Н3):

6.5 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по t_Н3):

6.6 Давление пара в отборе:

7. Расчёт параметров пара в четвёртом подогревателе:

7.1 Давление пара в отборе:

8. Расчёт параметров основного конденсата:

8.1 Температура в деаэраторе (определяем по P_Д):

єС

8.2 Подогрев деаэратора:

єC

8.3 Температура воды за деаэратором:

єC

8.4 Давление основного конденсата:

8.5 Энтальпия воды за подогревателем (определяем по P_ОК и t_В5):

9. Расчёт параметров воды после ПНД:

9.1 Энтальпия на выходе конденсатора (определяем по P_К):

9.2 Энтальпия за сальниковым подогревателем:

9.3 Количество ПНД:

Предполагаем, что подогрев в ПНД равномерный.

9.4 Подогрев воды в ПНД:

9.5 Энтальпия воды за восьмым подогревателем:

9.6 Энтальпия воды за седьмым подогревателем:

9.7 Энтальпия воды за шестым подогревателем:

9.8 Энтальпия воды за пятым подогревателем:

10. Расчёт параметров пара в пятом подогревателе:

10.1 Температура насыщения в подогревателе:

єC

10.2 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по t_Н5):

10.3 Давление насыщения в подогревателе (определяем по t_Н5):

10.4 Давление пара в отборе:

11. Расчёт параметров пара в шестом подогревателе:

11.1 Температура воды за подогревателем (определяем по P_ОК и h_6В):

єC

11.2 Температура насыщения в подогревателе:

єC

11.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по t_Н6):

11.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по t_Н6):

11.5 Давление пара в отборе:

12. Расчёт параметров пара в седьмом подогревателе:

12.1 Температура воды за подогревателем (определяем по P_ОК и h_7В):

єC

12.2 Температура насыщения в подогревателе:

єC

12.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по t_Н7):

12.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по t_Н7):

12.5 Давление пара в отборе:



13. Расчёт параметров пара в восьмом подогревателе:

13.1 Температура воды за подогревателем (определяем по P_ОК и h_8В):

єC

13.2 Температура насыщения в подогревателе:

єC

13.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по t_Н8):

13.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по t_Н8):

13.5 Давление пара в отборе:

14. Определение параметров в отборах ЦСД и ЦНД, построение процесса в h-s диаграмме.

14.1 Энтальпия пара в пароперегревателе (определяем по P_ПП и t_ПП):

14.2 Энтропия пара в пароперегревателе (определяем по P_ПП и t_ПП):

14.3 Энтальпия изоэнтропная (определяем по P₃ и s_ПП):

14.4 Энтальпия пара в отборе:

14.5 Температура пара в отборе (определяем по Р₃ и t₃):

єC

14.6 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р₄ и s_ПП):

14.7 Энтальпия пара в отборе:

14.8 Температура пара в отборе (определяем по P₄ и h₄):

єC

14.9 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р₅ и s_ПП):

14.10 Энтальпия пара в отборе:

14.11 Температура пара в отборе (определяем по P₅ и h₅):

єC

14.12 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р₆ и s_ПП):

14.13 Энтальпия пара в отборе:

14.14 Температура пара в отборе (определяем по P₆ и h₆):

єC

14.15 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р₇ и s_ПП):

14.16 Энтальпия пара в отборе:

14.17 Температура пара в отборе (определяем по P₇ и h₇):

єC

14.18 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р₈ и s_ПП):

14.19 Энтальпия пара в отборе:

14.20 Температура пара в отборе (определяем по P₈ и h₈):

єC

14.21 Построение процесса в h-s диаграмме:



Размещено на http://www.allbest.ru/

15. Расчёт теплоперепада ЧСД:

15.1 Располагаемый теплоперепад:

15.2 Используемый теплоперепад:

16. Расчёт теплоперепада ЧНД:

16.1 Давление в 6^М отборе:

16.2 Температура в 6^М отборе:

єC

16.3 Энтальпия в 6^М отборе (определяем по P₆ и t₆):

16.4 Энтропия в 6^М отборе (определяем по P₆ и t₆):

16.5 Энтальпия изоэнтропная конденсатная (определяем по P_К и s₆):

16.6 Располагаемый теплоперепад:

16.7 Используемый теплоперепад:

16.8 Энтальпия в конденсаторе:

16.9 Температура в конденсаторе (определяем по P_К):

єC

17. Расчёт теплоперепада турбопривода:

17.1 Давление в 3^М отборе:

17.2 Температура в 3^М отборе:

єC

17.3 Энтальпия в 3^М отборе (определяем по P₃ и t₃):

Принимаем потери давления до приводной турбины равными 10% [5].

17.4 Энтропия в 3^М отборе (определяем по 0.9·P₃ и t₃):

17.5 Энтальпия пара на выхлопе ТП (определяем по и s₃):

17.7 Располагаемый теплоперепад:

17.8 Используемый теплоперепад:

17.9 Энтальпия пара на выхлопе ТП:

17.10 Температура конденсата ТП (определяем по ):

єC

17.11 Энтальпия воды на входе в конденсатор ТП (определяем по ):

18. Определение параметров дренажей:

18.1 Давление на выходе питательного насоса (равно P_{ПИТ.НАС.ВЫХ.}):

18.4 Температура дренажа подогревателя №1:

єC

18.5 Энтальпия дренажа подогревателя №1: (определяем по P_Н1 и t_ДР1):

18.6 Температура дренажа подогревателя №2:

єC

18.7 Энтальпия дренажа подогревателя №2: (определяем по P_Н2 и t_ДР2):

18.8 Температура дренажа подогревателя №3:

єC

18.9 Энтальпия дренажа подогревателя №3: (определяем по P_Н3 и t_ДР3):

18.10 Температура дренажа подогревателя №5: (равна t_Н5):

єC

18.11 Энтальпия дренажа подогревателя №5: (определяем по P_Н5 и t_ДР5):

18.12 Температура дренажа подогревателя №6: (равна t_Н6):

єC

18.13 Энтальпия дренажа подогревателя №6: (определяем по P_Н6 и t_ДР6):

Табл. 1.1 Параметры пара и воды турбоустановки К-800-240

Точка процесса пара в турбине	Подогреватель	Пар в отборах турбины	Пар в подогревателях	Вода за подогревателями
		P	t	h	PН	tН	hН	hДР	PВ	tВ	hВ	ДфВ	х
			єС			єС			Pв	єС			єС
0	-	23.50	540.00	3324.84	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1	П1	5.91	333.96	2999.43	5.63	271.50	1192.74	1096.74	30.25	270.00	1181.63	128.58	1.50
2	П2	3.76	279.95	2912.48	3.58	243.78	1055.64	878.51	30.35	242.28	1053.05	206.81	1.50
пп	-	3.36	540.00	3543.56	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3	П3	1.54	426.68	3313.57	1.46	197.12	839.46	758.60	30.45	195.62	846.25	114.89	1.50
4	П4(ДПВ)	1.10	383.05	3226.64	0.69	164.20	693.85	-	0.69	164.20	693.85	-	0
5	П5	0.54	300.41	3064.32	0.52	153.20	646.08	646.08	0.84	149.20	629.35	124.39	4
6	П6	0.24	217.08	2903.58	0.23	124.08	521.15	521.15	0.89	120.08	504.96	124.39	4
7	П7	0.08	124.28	2727.56	0.07	90.86	380.57	-	0.07	90.86	380.57	124.39	0
8	П8	0.02	62.58	2566.67	0.02	61.20	256.17	-	0.02	61.20	256.17	124.39	0
ТП	Турбопривод	0.0042	29.81	2406.34	0.0042	29.81	124.94	-	-	-	-	-	-
К	Конденсатор	0.0034	26.18	2365.65	0.0034	26.18	109.78	-	-	-	-	-	-

1.1.3 составление и решение уравнений теплового баланса теплообменнЫХ АППАРАТОВ

1. Расчёт первого подогревателя:

1.1 Относительный расход ПВ:

1.2 Относительный расход пара в 1^М ПВД:

2. Расчёт второго подогревателя:

2.1 Относительный расход пара в 2^М ПВД:

3. Расчёт третьего подогревателя:

3.1 Относительный расход пара в 3^М ПВД:

4. Проверка местоположения индеферентной точки:

4.1 Удельный подвод тепла в промежуточном пароперегревателе:

4.2 Абсолютный КПД ЧВД:

4.3 Теплоперепад до индеферентной точки:

4.4 Энтальпия в индеферентной точке:

Вывод: Т.к. , то давление в 3^М отборе выбрано правильно.

5. Расчёт четвёртого подогревателя (деаэратора):



5.1 Относительный расход пара:

5.2 Расход основного конденсата:

6. Расчёт пятого подогревателя:

6.1 Относительный расход пара в 5^М ПНД:

7. Расчёт шестого подогревателя:

7.1 Относительный расход пара в 6^М ПНД:

8. Расчёт седьмого подогревателя:

8.1 Относительный расход пара в 7^М ПНД:

8.2 Расход основного конденсата через КН №2:

9. Расчёт восьмого подогревателя:

9.1 Подогрев воды в сальниковом подогревателе:

9.2 Относительный расход пара в 8^М ПВД:



9.3 Расход основного конденсата через КН №1:

10. Относительный расход пара на ТП:

11. Проверка материального баланса рабочего тела в конденсаторе турбины:

Вывод: Проверка показала, что все расчёты были произведены верно.

1.1.4 РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ

Табл. 1.2

Отсек турбины	Расход пара	Теплоперепад	Работа пара
	бi	ДHi	бРi · ДHi
0 - 1	б0 = 1	ДH0 = h0 - h1 = 3324.84 - 2999.43 = 325.415	б0 · ДH0 = 1 · 325.415 = 325.415
1 - 2	бР1 = 1 - б1 = 1 - 0.069 = 0.931	ДH1 = h1 - h2 = 2999.43 - 2912.48 = 86.941	бР1 · ДH1 = 0.931 · 86.941 = 80.918
ПП - 3	бР2 = бР1 - б2 = 0.931 - 0.097 = 0.834	ДH2 = hПП - h3 = 3543.56 - 3313.57 = 229.986	бР2 · ДH2 = 0.834 · 229.986 = 191.787
3 - 4	бР3 = бР2 - б3 - бТП = 0.834 - 0.038 - 0.044 = 0.752	ДH3 = h3 - h4 = 3313.57 - 3226.64 = 86.933	бР3 · ДH3 = 0.752 · 86.933 = 65.332
4 - 5	бР4 = бР3 - б4 - б5 = 0.752 - 0.015 - 0.041 = 0.695	ДH4 = h4 - h5 = 3226.64 - 3064.32 = 162.323	бР4 · ДH4 = 0.695 · 162.323 = 112.839
5 - 6	бР5 = бР4 - б6 = 0.695 - 0.04 = 0.655	ДH5 = h5 - h6 = 3064.32 - 2903.58 = 160.739	бР5 · ДH5 = 0.655 · 160.739 = 105.342
6 - 7	бР6 = бР5 - б7 = 0.655 - 0.031 = 0.624	ДH6 = h6 - h7 = 2903.58 - 2747.54 = 156.037	бР6 · ДH6 = 0.624 · 156.037 = 97.409
7 - 8	бР7 = бР6 - б8 = 0.624 - 0.035 = 0.59	ДH7 = h7 - h8 = 2747.54 - 2587.66 = 159.878	бР7 · ДH7 = 0.59 · 159.878 = 94.273
8 - К	бК = бР7 = 0.59	ДH8 = h8 - hК = 2587.66 - 2365.65 = 222.01	бК· ДH8 = 0.59 · 222.01 = 130.909
		Полный теплоперепад	Hi = 1590.264	Суммарная работа пара	hП = 1204.224

1.1.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОдов ПАРА НА КОТЁЛ И ПОДОГРЕВАТЕЛИ, АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА

1. Расход пара в голову турбины:

2. Расход пара в отборах:

3. Расход питательной воды:

4. Расход основного конденсата:

1.1.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ БЛОКА.

1. Расход тепла на турбоустановку:

где расход пара через пароперегреватель:



2. Тепловая нагрузка котла:

где:

3. КПД транспорта тепла:

4. КПД блока по выработке тепла:

5. КПД КУ брутто [6]:

6. КПД блока брутто:

7. Удельный расход условного топлива (брутто):

8. КПД блока нетто:

где величина собственных нужд [5]:

9. Удельный расход условного топлива (нетто):

10. Расход натурального топлива:

10.1 Рабочая теплота сгорания:

10.2

11. Удельный расход тепла:

1.2 ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

1.2.1 ВЫБОР СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПАРОВОГО КОТЛА

При выборе парового котла необходимо исходить из следующих принципов:

1. Турбоагрегат, предназначенный для работы в блоке c паровым котлом, имеет мощность 800 МВт. Данная паровая турбина рассчитана на сверхкритические параметры и имеет одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Следовательно, выбираемый котел должен быть прямоточным и иметь пароперегреватель.

2. Проектируемая электростанция в качестве топлива будет использовать газ.

3. Паропроизводительность парового котла энергоблока выбирается по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3ч5% [6].

4. Параметры пара парового котла выбираются в зависимости от начальных параметров пара перед турбиной с учетом потерь давления и температуры между котлом и турбиной в паропроводах.

В расчете тепловой схемы энергоблока был определен расход свежего пара на турбину- D₀ = 684.7 кг/с = 2464.9 т/ч. С учетом запаса паропроизводительность котла будет равна:

Выбираем котлоагрегат ТГМП-204ХЛ паропроизводительностью 2650 т/ч, давлением 25 МПа, темпера-турой 545 °С, используемое топливо природный газ, мазут; КПД котла 93,3% [6].

В прямоточных котлах энергоблоков мощностью 300-800 МВт движение пара в тракте перегрева осуществляются в виде параллельных потоков с индивидуальной регулировкой температуры и расхода рабочей среды. На участке ширма-выходной конвективный пакет с целью снижения температурной разверки каждый поток делят на два полупотока с перебросом пара в правые и левые пакеты пароперегревателя. Полупотоки объединяют в камерах на выходе из выходного пакета.

Конвективные пакеты в газоплотном котле выполняют вертикальными и подвешивают на тягах к балкам потолка в горизонтальном газоходе. Пакеты выполняют двух-, трёх- и четырех петлевыми. Отдельные петли пакета выполняют из труб диаметром 42 или 44 мм [5]. Материал сталь12Х1МФ или 12Х18Н12Т [5].

Входные и выходные камеры изготавливают из труб диаметром 325-426 мм [5] и для удобства сварки и ремонта устанавливают на разных отметках. Конвективные пакеты выполняют с коридорным положением труб.

В промежуточном пароперегревателе осуществляется перегрев пара при давлении P=3,48 МПа до 542°С при допустимом сопротивлении тракта не более 0,25 МПа [5].

Промперегреватель, либо полностью устанавливают в опускной конвективной шахте, либо выходной его пакет устанавливают в конце горизонтального газохода после основного перегревателя. Промежуточный пароперегреватель изготавливают на заводе из труб диаметром 50-57 мм [5] в виде отдельных пакетов, свариваемых при монтаже.

Экономайзер по ходу газов устанавливается за промежуточным пароперегревателем. Он выполняется из труб диаметром 28-42 мм [5].

Вращающиеся регенеративные воздухоподогреватели (РВВ) изготавливают с вертикальным валом и диаметром ротора до 9,8 м [5]. Поверхности нагрева РВВ выполняют из тонких профилированных стальных листов и включают по схеме противотока.

Турбина К-800-240

Паровая турбина К-800-240 номинальной мощностью 800 МВт при n = 3000 об/мин [4], одновальная, рассчитана для работы в конденсационном режиме.

ЛМЗ выпустил пять модификаций турбины мощностью 800 МВт. Две приводные турбины ОК-18 ПУ КТЗ с максимальной частотой вращения 77,5 об/с [4], питаются из третьего отбора ЦСД (при номинальной нагрузке главной турбины), в собственных конденсаторах приводных турбин поддерживается давление 4,5 кПа. При снижении нагрузки главной турбины ниже 30 % и на холостом ходу, когда давление в отборе главной турбины мало и не может быть обеспечена необходимая мощность приводной турбины, последняя получает пар из паропровода свежего пара через специальную редукционно-охладительную установку (БРОУ ТПН). При пуске блока приводные турбины снабжаются паром от постороннего источника.

Пар из парогенератора двумя паропроводами подается к двум блокам клапанов, установленным перед турбиной.

От регулирующих клапанов пар по четырем перепускным трубам проходит в ЦВД. Корпус ЦВД выполнен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждого из корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе с ротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами при работе турбины на номинальном режиме.

Внутренний корпус выполнен из стали 15Х11МФБА [5], обладающей достаточным сопротивлением ползу-чести при высоких рабочих температурах. Внешний корпус подвержен действию температур, не превышающих 400°С [5], поэтому он изготовлен из более дешевой, но достаточно прочной стали 15Х1М1ФЛ [5] . Внутренний корпус подвешен в наружном.

Пройдя одновенечную регулирующую ступень и пять ступеней левого потока, поток пара поворачивает на 180° и проходит сначала по меж-корпусному пространству, охлаждая внутренний корпус, а затем через последние шесть ступеней ЦВД. Выйдя из ЦВД, пар по двум паропроводам направляется в промежуточный пароперегреватель и возвращается к стопорным клапанам ЦСД. Эти клапаны установлены рядом с ЦСД, и пар по четырем паропроводам подается к регулирующим клапанам ЦСД (их четыре).

ЦСД - двухпоточный, симметричный. В каждом потоке расположены девять ступеней.

Из ЦСД в ЦНД пар проходит по четырем трубам: две из них проложены по бокам турбины на уровне пола машинного зала и пропускают пар из нижней половины корпуса ЦСД в нижние половины корпусов всех ЦНД, а две другие расположены над турбиной и направляют пар из верхних половин корпуса ЦСД в верхние половины ЦНД. Такая компоновка труб позволяет иметь малые потери давления и равномерный поток пара на входе в ЦНД, что важно для надежной работы лопаток.

Трубы разводят пар на три двухпоточных ЦНД, проточная часть которых имеет на выходе кольцевую площадь 44,88 м² [4].

При номинальной нагрузке на роторе ЦВД развивается мощность 260, на роторе ЦСД - 304, на роторе ЦНД - 236 МВт [4].

При пуске и резких сбросах нагрузки пар направляется в конденсатор через БРОУ. При срабатывании стопорных клапанов ЦСД открываются сбросные клапаны, и пар из тракта промежуточного перегрева сбрасывается в конденсатор. Для предотвращения попадания в турбину пара из подогревателей и приводной турбины при сбросах нагрузки на паропроводах отборов и паропроводе питания приводной турбины установлены обратные клапаны.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов ЦВД, ЦСД, трех роторов ЦНД и ротора генератора.

Каждый из роторов установлен на двух опорных подшипниках. Все роторы соединены жесткими муфтами. Полумуфты роторов ЦВД и ЦСД выполнены заодно с валами.

Валопровод между ЦВД и ЦСД имеет один комбинированный опорно-упорный подшипник.

На крышке корпуса подшипника между первым и вторым ЦНД смонтировано валоповоротное устройство, вращающее валопровод с частотой 30 об/мин [4] при пуске и при остывании остановленной турбины. Повышенная частота вращения валоповоротного устройства способствует не только сохранению сегментных подшипников, равномерному остыванию и нагреву роторов, но и выравниванию температуры неравномерно остывших во время стояния корпусов, исключая их возможный прогиб и задевания.

Турбина имеет три фикс пункта. Первый из них расположен на задней поперечной раме первого ЦНД, от этого фикс пункта первый ЦНД, ЦСД и ЦВД расширяются в сторону переднего подшипника вдоль продольных шпонок, установленных на фундаментных рамах.

Два других ЦНД имеют собственные фикс пункты, расположенные на передних поперечных рамах, поэтому соединения смежных корпусов подшипников ЦНД выполнены подвижными.

Для улучшения маневренных характеристик турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек фланцевых разъемов ЦВД и ЦСД.

Турбина имеет электрогидравлическую систему регулирования. Электрическая часть системы вырабатывает сигналы по частоте вращения, мощности, давлениям свежего пара и пара в промежуточном пароперегревателе. К-800-240-5 имеет ряд преимуществ перед предыдущими модификациями турбины этого типа. Конденсатор турбины выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным.

1.2.2 ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Группа подогревателей высокого давления выполнена двухниточной и включает в себя три последовательно соединенных подогревателя с пароохладителями и охладителями дренажа.

Расход питательной воды: D_ПВ = 694,8 ;

Определение необходимых поверхностей нагрева ПВД:

Для ПВД 1:

1. Расход питательной воды:

;

2. Подогрев воды: ;

3. Коэффициент теплопередачи: ;

4. Температура насыщения греющего пара в подогревателе:

;

5. Температура воды на входе в подогреватель:

;

6. Величина недогрева (принимаем без учёта ОП):

;

7. Необходимая площадь ПВД 1:

;

8. Давление пара в отборе: ;

9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом: ПВ-1800-37-6,5

Результаты расчётов для выбора остальных ПВД приведены в таблице.

Табл.1.3

№ ПВД	,	,	,	,	,	,	,
2	347	207	2	243.8	195.6	4	2024
3	347	115	2	197.1	164.2	4	1454

По полученным площадям, с учётом давлений воды и пара выбираем следующие ПВД:

ПВД 2: ПВ-2500-380-37;

ПВД 3: ПВ-1800-37-2.0.

Определение необходимых поверхностей нагрева ПНД:

Для ПНД 5:

1. Расход питательной воды:

;

2. Подогрев воды: ;

3. Коэффициент теплопередачи: ;

4. Температура насыщения греющего пара в подогревателе:

;

5. Температура воды на входе в подогреватель:

;

6. Величина недогрева: ;

7. Необходимая площадь ПНД 5:

;

8. Давление пара в отборе: ;

9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом:

ПН-1900-32-6-I

Результаты расчётов для выбора ПНД 6 приведены в таблице.

Табл.1.4

№ ПНД	,	,	,	,	,	,	,
6	545	124	3	124.1	90.9	4	1636

По полученной площади, с учётом давления воды и пара выбираем следующий ПНД:

ПНД 6: ПН-1900-32-6-I.

Подогреватели смешивающего типа выбираем по давлению и расходу воды:

Для ПНД 7:

По

и выбираем ПНСВ-2000-2.

Для ПНД 8:

По

и выбираем ПНСВ-2000-1.

Подогреватели низкого давления смешивающего типа снабжены встроенным обратным клапаном для предотвращения заброса влаги в турбину и имеют переливное устройство для слива избытка конденсата в основной конденсатор.

Выбор деаэратора:

Деаэратор выбирается по расходу питательной воды

и давлению Р_Д=0,687 МПа. Работа деаэратора должна обеспечивать минимальное остаточное содержание кислорода в питательной воде (не более 10 мкг/кг) и отсутствие углекислоты. Выбираем два деаэратора ДП-1600 [5]:

Выбор бака:

Объем бака деаэрированной воды, рассчитывают на пятиминутный запас воды на станции с блочной структурой. Производим следующие расчеты:

Необходимый массовый запас:

Исходя из того, что плотность воды с_В = 910 кг/м³ , необходимый объем бака:

Следовательно, для данной турбоустановки выбираем два деаэраторных бака БД-120-1-А, объёмом 150 .

Конденсатор служит важнейшим элементом тепловой схемы, влияющим на экономичность работы энергоблока. Конденсатор представляет собой теплообменник, в котором отработавший в турбине пар, конденсируясь на трубках охлаждающей воды, создает вакуумное давление в корпусе конденсатора, а значит и теплоперепад, от которого находится в прямой зависимости и экономичность турбины.

Конденсатор турбины типа 800 КСЦ-5 выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным. Циркуляционная охлаждающая вода в два потока последовательно проходит через один, потом через другой корпус. При снижении нагрузки можно отключить один из потоков воды. Вакуум в конденсаторе поддерживается водоструйным эжектором.

По пару конденсатор приварен к шести выхлопам ЦНД. Его паровое устройство разделено перегородкой, позволяющей осуществлять двухступенчатую конденсацию пара, вследствие чего имеют место разные конечные давления пара P_К1 < P_К2 .

Ступенчатая конденсация пара позволяет получить более глубокий вакуум при исходной температуре охлаждающей воды. Конденсат из первой «холодной» секции переливается во вторую через специальное устройство, затем двумя конденсационными насосами (один рабочий, другой резервный) направляется в систему регенерации. Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водяными эжекторами. Трубная система конденсатора выполнена из трубок диаметром 28x1 мм, поверхность охлаждения одного корпуса составляет 11520 м² , материал трубок - медно-никелевый сплав МНЖ-5-1 [6].

1.2.3 ВЫБОР НАСОСОВ

а) Питательные насосы.

Питательная установка энергоблока состоит из двух питательных турбонасосов, каждый из которых рассчитан на 50% подачи воды и из двух бустерных предвключенных насосов. В схеме применены конденсационные приводные турбины с собственным конденсатором для уменьшения объемного пропуска пара в цилиндры низкого давления и разгрузки выхлопных патрубков главной турбины. Подвод пара к приводной турбине резервирован. Бустерный насос имеет общий привод с питательным насосом через редуктор от приводной турбины.

1. Давление воды на выходе из питательного насоса составляет [6]:

где: - Давление пара перед турбиной:

;

- Сопротивление трубопроводов пара от котла до турбины:

[6];

- Сопротивление регулирующих клапанов:

[6];

- Давление срабатывания предохранительных клапанов:

- Гидравлическое сопротивление парогенератора:

[6];

- Сумма гидравлических сопротивлений ПВД:

;

;

;

- Гидравлическое сопротивление трубопроводов:

[6];

- Средняя плотность пароводяной среды в ПГ:

- определяем по P_ПВ и t_ПВ:

;

- определяем по

и :

;

;

- Ускорение свободного падения:

;

- Высота подъёма воды от оси ПН до верхней точки трубной системы ПГ:

- высота котла [6];

- высота установки ПН (от 0 отметки);

;

2. Давление воды на входе в питательный насос равно давлению на выходе из БН:

[6];

3. Перепад давления, создаваемый ПН:

;

4. Напор насоса (с учётом запаса по напору = 3%):

;

5. Подача насоса (с учётом запаса):

;

6. Исходя из и выбираем насос: ПН-1500-350 в количестве 2^Х штук.

б) Конденсатные насосы:

Применение смешивающих ПНД вертикально конструкции потребовало установки трех ступеней конденсатных насосов. I ступень устанавливается сразу после конденсатора; II ступень - после ПНД8 и III - после ПНД7.

1. Рассчитываем конденсатный насос №3:

1.1. Давление воды на выходе из конденсатного насоса №3 составляет [6]:

где: - давление пара в деаэраторе:

;

- плотность пара на выходе из 5^ГО подогревателя - определяем по P₅ и t₅:

;

- ускорение свободного падения:

;

- высота до верхней точки деаэратора:

[6];

- гидравлическое сопротивление ПНД₅:

;

- гидравлическое сопротивление ПНД₆:

;

- сопротивление трубопроводов:

;

1.2. Давление воды на входе в КН №3:

где: - давление воды за 7^М подогревателем:

;

- заглубление КН №3:

[6];

;

1.3. Перепад давления, создаваемый КН №3:

;

1.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):

;

1.5. Подача насоса:

;

1.6. Исходя из и устанавливаем 2^а рабочих насоса КСВ-1000-140 и один резервный.

2. Рассчитываем конденсатный насос №2:

2.1. Давление воды на выходе из конденсатного насоса №2 составляет [6]:

где: - Давление в ПНД₇:

;

- плотность воды в ПНД₈ - определяем по P_В8 и t_В8:

;

- Ускорение свободного падения:

;

- заглубление КН №2:

[6];

- Высота установки ПНД₇:

[6];

- Сопротивление трубопроводов:

;

;

2.2. Давление воды на входе в КН №2:

где: - давление воды за 8^М подогревателем:

;

- заглубление КН №2:

[6];

;

2.3. Перепад давления, создаваемый КН №2:

;

2.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):

;

2.5. Подача насоса:

2.6. Исходя из и устанавливаем 2^а рабочих насоса КСВ-1000-95 и один резервный.

3. Рассчитываем конденсатный насос №1:

3.1. Давление воды на выходе из конденсатного насоса №1 составляет [6]:

где: - Давление в ПНД₈:

;

- плотность воды конденсаторе - определяем по P_К+3метра и t_К:

;

- Ускорение свободного падения:

;

- заглубление КН №1:

[6];

- Высота установки ПНД₈:

[6];

- Сопротивление трубопроводов:

;

- гидравлическое сопротивление БОУ:

[6];

- Гидравлическое сопротивление СП:

[6];

3.2. Давление воды на входе в КН №1:

где: - давление воды в конденсаторе:

;

- заглубление КН №1:

[6];

;

3.3. Перепад давления, создаваемый КН №1:

;

3.4. Напор насоса (с учётом запаса по напору):

;

3.5. Подача насоса:

3.6. Исходя из и устанавливаем 2^а рабочих насоса КСВ-1000-95 и один резервный.

1.2.4 ВЫБОР ДЫМОСОСОВ И ДУТЬЕВЫХ ВЕНТИЛЯТОРОВ

1. Дутьевые вентиляторы.

Для подачи воздуха к горелкам для газа на каждом блоке устанавливаются дутьевые вентиляторы, которые подают холодный воздух в воздухоподогреватель.

1.1. Производительность вентилятора:

где: - коэффициент запаса:

[6];

- расход топлива:

;

- теоретический объём воздуха, необходимый для горения 1 м³ газа:

[6];

- коэффициент избытка воздуха в топке:

[6];

- коэффициент, учитывающий присосы в топке:

(т.к. котёл газоплотный)[6];

-коэффициент присосов в системе пылеприготовления:

(т.к. топливо - газ)[6];

- коэффициент, учитывающий присосы воздуха и протечки в ВП:

[6];

1.2 Исходя из производительности выбираем вентилятор типа ВДОД-31.5 в количестве 4^Х штук:

;

2. Дымососы.

Дымососы ставятся для отвода дымовых газов от котла к дымовой трубе.

2.1. Часовой расход дымовых газов:

где: - коэффициент запаса:

[6];

- расход топлива:

;

- объём уходящих газов:

;

- Объём присосов за пределами котла:

;

- температура уходящих газов:

[6];

где: - теоретический объём газов, образующихся при горении:

[6];

- коэффициент избытка воздуха в уходящих газах:

;

- коэффициент избытка воздуха в топке:

[6];

- коэффициент, учитывающий присосы воздуха и протечки в ВП:

[6];

- теоретический объём воздуха, необходимый для горения 1 м³ газа:

[6];

- присосы в газоходах, за пределами котла:

[6];

2.2 Исходя из производительности выбираем дымосос типа ДОД-43 в количестве 3^Х штук:

;

1.3 ВЫВОД

В данном разделе был сделан выбор основного и вспомогательного оборудования, в результате которого выбран котёл ТГМП-204 и турбина К-800-240. Также был произведён расчёт принципиальной тепловой схемы и расчёт энергетических показателей блока.

2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

2.1 ОБОЗНАЧЕНИЯ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА СХЕМАХ

Современные автоматизированные системы управления технологическими процессами требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспечивающих выработку сигналов измерительной информации в форме, удобной для дистанционной передачи, сбора, дальнейшего преобразования, обработки и представления ее.

Измерения обеспечивают объективный контроль за технологическими процессами, надежность работы оборудования и экономичность производства. Энергетика, как и другие отрасли промышленности, немыслима без применения современных средств измерений. Особо важное значение приобретает контроль за технологическими процессами в решении проблем повышения эффективности производства и качества продукции. В целом ряде случаев эффективность производства и качество продукции зависят от достоверности и своевременности полученной измерительной информации о ходе технологического процесса. Не менее важна роль контроля в деле обеспечения безопасности ряда производств, таких, например, как тепловые и атомные электростанции, для которых характерным является быстрое протекание процессов при высоком давлении и температуре, а также наличие установок высокой и сверхвысокой единичной мощности.

Промышленностью выпускается большой арсенал средств измерений - от простейших первичных приборов и преобразователей до сложных многоточечных автоматических измерительных приборов для записи контролируемых величин. Средства измерения позволяют организовать контроль технологических процессов, как простых установок, так и сложных производств с применением для контроля информационно-вычислительной техники.

Наличие разнообразных средств измерений требует правильного их выбора для определенных целей. Все более широкое использование ЭВМ для решения информационных задач в АСУ ТП и для расчета технико-экономических показателей работы оборудования предопределяет применение таких методов и средств измерений, которые в конкретных условиях эксплуатации обеспечили бы необходимую точность. Одним из важных вопросов создания АСУ является разработка их метрологического обеспечения, позволяющего производить правильный выбор необходимых средств измерений и оценку точности измерительных систем.

2.2 УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ И В РАБОЧИХ СПЕЦИФИКАЦИЯХ

Уровень развития энергетических и других промышленных установок характеризуется интенсификацией технологических процессов, возросли скорости протекания технологических процессов, число измеряемых параметров на одном агрегате.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспечивающих выработку сигналов, удобство передачи, дальнейшего преобразования, обработки и представления информации. Надёжность средств измерения определяет надёжность агрегатов в целом.

Для удобства представления информации на локальных схемах и в рабочих спецификациях применяют следующие правила и условные обозначения:

-- развёрнутая технологическая схема установок разбивается на отдельные локальные технологические схемы по функциональному назначению.

--обозначения на локальных схемах выполняются:

оборудование -в кодировке KKS;

трубопроводы - сплошными линиями одинаковой толщины без буквенных знаков;

маркировка механизмов, арматур и точек КИПиА наносится в овале, разделённом на две части по большой оси и расположенной на схеме вблизи точки измерения или механизма.

2.2.1 Маркировка трубопроводов на локальных технологических схемах

I часть II часть

I часть - две цифры обозначающие:

1. порядковый номер основного потока;

2. порядковый номер подпотока в данном потоке.

II часть - две буквы латинского алфавита:

R - оборудование основного цикла;

S - паровая турбина и генератор;

N - котельная установка;

Р - обработка и подача топлива и механизация ремонтных работ;

Q - газотурбинная установка, дизельгенераторная установка;

U - вспомогательные системы и установки;

V - охлаждающая вода;

W - системы отопления, вентиляции и кондиционирования вспомогательных помещений.

В данном проекте описаны системы:

NA - паровой тракт котла;

RL - питательная вода к котлу.

2.2.2 Маркировка точек технологического контроля и автоматики в локальных схемах

В нижней части овала:

I часть:

II часть:

I часть - две буквы латинского алфавита, соответствующие II^ОЙ части маркировки трубопровода, на котором установлен этот механизм;

II часть - для маркировки механизмов с механическими приводами:

три цифры - номер механизма:

001 - 799 - механизмы, управляемые с БЩУ, при этом, при наличии избирательного управления;

001 - 099 - механизмы, управляемые с БЩУ индивидуально;

101 - 799- механизмы, управляемые по избирательной системе;

801 - 999 - механизмы, управляемые с местных щитов и по месту.

для точек технологического контроля:

три цифры - порядковый номер измерения по рабочим спецификациям КИПа. Номер измерения - сквозной для данной локальной схемы.

В верхней части овала:

для маркировки арматуры с ручным приводом:

- буква "К", обозначающая ручное управление, и две цифры - порядковый номер арматуры на этом трубопроводе.

- для точек технологического контроля набор латинских букв, обозначающих:

1. измеряемый параметр:

Т - температура	Р - давление
ДР - перепад давлений	F - расход
Q - химанализ	L- уровень
Q1 - концентратомер	Q2 - кондуктометр
Q3 - рН-метр	Q4 - кислородомер
Q5 - pNa-метр	Q6 - кремнемер
Q7 - водородомер	Q8 - определитель химнедожога
Q9 - определитель довзрывоопасных концентраций	Q10 - определитель содержания хлора
Q11 - определитель содержания SOЛ в дымовых газах	Q12 - определитель содержания СО в дымовых газах
Q13 - определитель содержания N0 в дымовых газах	G - механические величины
U - скорость, частота вращения, угол поворота	Е - электрические величины
М - влажность	Н - акустика
М - вязкость	W - оптика (прозрачность)

2. способ представления информации:

I - индикация (показания);

R - регистрация (записи);

М - интегратор (счётчик);

3. место представления информации;

К - по месту	D - местный щит
В - БЩУ индивидуально	N - БЩУ по вызову
Y - БЩУ на ИВС

4. выполняемые функции:

S - защита	А - сигнализация
Z - блокировка, АВР	С - регулирование
X - ИВС, ФГУ

Примечание: рядом с буквами S, A, Z может ставится знак "+" или "-" (повышение или понижение параметра).

2.2.3 Маркировка аппаратуры КИПиА в рабочих спецификациях

I часть	II часть	III часть

I часть -

полный повтор нижней части маркировки, точки КИПиА на локальной технологической схеме.

II часть - назначение аппарата, входящего в состав данного измерения:

А	сосуд разделительный, конденсационный, уравнительный
B	датчик (преобразователь неэлектрической величины в электрическую)
C	преобразователь электрических сигналов
Е	электроизмерительный прибор, указатель положения
H	вспомогательный прибор (задатчик, переключатель, согласующий прибор)
L	регулирующий, корректирующий прибор
M	исполнительный механизм
P	вторичный прибор
Q	функциональный прибор алгебраических преобразований
S	усилитель, пускатель
V	функциональный прибор нелинейных и логических преобразований
F	измерительное устройство расхода

III часть - порядковый номер аппарата ставится только тогда, когда есть два или более аналогичных аппарата.

2.3 ПОДСИСТЕМА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

электростанция теплотехнический труба выброс

Большая часть информации для оперативного персонала ТЭС поступает от систем теплотехнического контроля. Теплотехническим контролем называют процесс измерения теплотехнических величин (температуры, давления, расхода пара, воды и т.п.) с помощью совокупности средств, осуществляющих эти измерения.

Для подсистемы теплотехнического контроля выбор технологических средств определяется требованиями максимальной унификации первичных приборов, преобразователей и вторичных приборов, требованиями к входным и выходным сигналам других подсистем АСУ ТП, стремлением к уменьшению габаритов щитов управления, а также достижению требуемых показателей надежности и экономичности. Для теплотехнического контроля на ТЭС используются следующие средства измерения:

- первичные преобразователи (датчики) для преобразования измеряемой величины в другую физическую величину;

- нормирующие преобразователи, унифицирующие выходные сигналы первичных преобразователей;

- первичные приборы с отчетным устройством для непосредственного наблюдения измерительной информации;

- первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, с унифицированным выходным сигналом для дистанционной передачи унифицированного сигнала;

- первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, для дистанционной передачи сигнала измерительной информации;

- вторичные приборы (показывающие, самопишущие или комбинированные) для работы в комплекте с первичными приборами или преобразователями, измерительные устройства, состоящие из первичных и вторичных приборов и преобразователей, а также измерительные установки (машины централизованного контроля, ЭВМ) для централизованного сбора, обработки и представления информации.

Современные системы теплотехнического контроля создают на основе использования унифицированных сигналов связи между первичными преобразователями и вторичными приборами. Физическая сущность информационных унифицированных сигналов может быть различной: электрической, пневматической и гидравлической. Однако диапазон изменения их численных значений строго регламентируется. Так, для наиболее употребительных в теплоэнергетике электрических сигналов устанавливается следующие пределы: 0-5мА; 4-20мА; О-10В постоянного электрического тока; для пневматического сигнала 0.2-1кгс/см² (0.02-0.1Мпа).

Унификацию выходных сигналов первичных преобразователей осуществляют либо за счет использования независимых нормирующих преобразователей, либо конструктивного объединения первичных и передающих преобразователей с нормирующими в остальных измерительных системах.

Унификация информационных сигналов обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными измерительными системами, применявшимися в доблочной энергетике: взаимозаменяемость первичных и вторичных приборов, возможность уменьшения числа первичных преобразователей методом многократного использования их выходного сигнала для различных целей (теплоэнергетического контроля, сигнализации, автоматического регулирования), существенное увеличение возможности централизованного контроля.

В то же время для целей оперативного контроля наиболее важных величин продолжают применять независимый измерительный комплект, состоящий из отборного устройства, устанавливаемого на технологическом оборудовании, первичного бесшкального измерительного преобразователя (датчика), располагаемого вблизи или по месту измерения, вторичного прибора и соединительных линий между ними. Все теплотехнические измерения на ТЭС, за небольшим исключением, осуществляют с помощью приборов общепромышленного назначения. При технических измерениях, как правило, применяются измерительные цепи или системы, состоящие из нескольких средств измерения. Поэтому, при оценке погрешностей измерения, необходимо оценить погрешности измерительной системы. Каждый из преобразователей преобразует входной сигнал Х_ВХ в выходной Х_ВЫХ с какой-то погрешностью, причем эту погрешность можно представить как состоящую из систематической и случайной составляющих. Систематическая составляющая может быть охарактеризована ее математическим ожиданием, а случайная - средним квадратическим отклонением. Максимально допустимая погрешность измерительной системы оценивается как корень квадратный из суммы квадратов пределов допустимых значений погрешностей.