- связи: предназначена для передачи команд информации между оперативным персоналом.

9.2 Автоматическое регулирования барабанного парогенератора

Основными регулируемыми величинами парогенератора являются расход перегретого пара D_пп, его давление р_пп и температура t_пп . При этом расход пара является переменной величиной, а его давление и температура поддерживаются в пределах допустимых отклонений. Кроме этих величин следует поддерживать в пределах допустимых отклонений следующие параметры:

- уровень воды в барабане H_б -регулируется изменением подачи питательной воды D_п.в.;

- разряжение в верхней части топки S_т- регулируется изменением производительности дымососов;

- оптимальный избыток воздуха за пароперегревателем S_т- регулируется изменением производительности дутьевых вентиляторов;

- солесодержание котловой воды NaCl - регулируется изменением расхода воды D_пр, выпускаемой из барабана в сепаратор непрерывной продувки;

Процессы горения и парообразования тесно связаны - тепловыделение в топке в установившемся режиме работы котла должно соответствовать количеству вырабатываемого пара. Регулирование процессов горения и парообразования сводится к поддержанию близ заданных значений следующих величин:

- давление перегретого пара р_пп и тепловой нагрузки D_q;

- экономичности процесса горения, т.е. избытка воздуха в топке, определяемого содержанием О₂ за пароперегревателем;

- разряжения в верхней части топки S_т;

Регулирование экономичности процесса горения

Экономичность работы парогенератора оценивается по его КПД, равному отношению полезного тепла на генерирование и перегрев пара к затраченному, т.е. теплу, которое могло быть получено при сжигании топлива. Задача регулирования экономичности состоит в поддержание максимального значения КПД

Одним из наиболее представительных способов оценки экономичности процесса горения является анализ топочных газов, покидающих топку. На основе известной зависимости КПД и суммарных потерь от избытка воздуха, стремятся поддерживать при котором КПД максимален (13).

Основным способом регулирования оптимального значения избытка воздуха за пароперегревателем является способ изменения количества воздуха, подаваемого в топку. Существует несколько вариантов схем автоматического управления подачей воздуха (16) в зависимости от способов косвенной оценки экономичности процесса горения по соотношению различных сигналов, рисунок 9.1.

- регулирование экономичности по соотношению “топливо-воздух”.

- регулирование экономичности по соотношению “пар-воздух”.

- регулирование экономичности по соотношению “тепло-воздух”.

- регулирование экономичности по соотношению “задание-воздух” с дополнительным сигналом по содержанию О₂ и СО.



Рисунок 9.1. Схемы регулирования подачи воздуха

Регулирование разряжения в топке

Наличие небольшого по величине постоянного разряжения S_т в верхней части топки необходимо по условиям нормального топочного режима. Оно препятствует выбиванию газов из топки, свидетельствует об устойчивости факела и является косвенным показателем материального баланса между нагнетаемым в топку воздухом и уходящими газами. Наибольшее распространение получила схема регулирования разряжения с одноимпульсным ПИ-регулятором (рисунок 9.2.)

Рисунок 9.2. Схема регулирования разряжения

Требуемое значение регулируемой величины устанавливается с помощью ручного задатчика ЗРУ регулятора разряжения 1. Включение регулятора воздуха 3 приводит к временному нарушению баланса между поступающим воздухом и уходящими газами. Для предупреждения частого возникновения такого небаланса и увеличения быстродействия регулятора разряжения в ПИ-регулятор вводится дополнительное исчезающие воздействие от регулятора воздуха через устройство динамической связи.

Регулирование питания водой парогенератора

Схема регулирования питания водой парогенератора изображена на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4. Схема регулирования питания водой парогенератора

Регулятор питания поддерживает постоянно соотношение расход питательной воды и пара. Регулятор перемещает клапан при появлении разбаланса при появлении разбаланса G_пв и G_пп, а также при отклонении от заданного уровня воды в барабане H_б (16).

9.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

В процессе эксплуатации возникают нарушения нормальной работы агрегатов, обусловленные резкими и значительными изменениями нагрузки, внезапными частичным или полным выходом из строя оборудования, ошибочными действиями оператора и другими непредсказуемыми причинами. Своевременное устранение этих нарушений практически невозможно, а причиненный ими ущерб может быть велик. Все необходимые операции по управлению в таких режимах осуществляют автоматически с помощью устройств технологических защит и блокировок (ТЗБ).

Главное требование к устройствам ТЗБ - высокая надежность действия в аварийных ситуациях. Системы технологических защит (ТЗ) в большинстве случаев строятся на базе стандартной релейной аппаратуры, имеющей сравнительно высокую надежность. Источниками дискретной информации, побуждающими ТЗБ к действию, служат сигнальные контакты измерительных приборов и датчиков.

Большое внимание уделяют надежности питания электрических схем ТЗБ. На теплоэнергетическом блоке, например, питание схем ТЗ осуществляют постоянным током от блочной аккумуляторной батареи напряжением 220 В, что обеспечивает надежное питание систем защит даже при потере напряжения переменного тока собственных электрических нужд.

Примером ТЗ, устанавливаемой на паровых котлах, служит защита от понижения температуры пара перед турбиной (12), которое может привести к повреждению лопаток последующих ступеней турбины капельной влагой. На рисунке 9.5. показана логическая схема этой защиты для турбины ПТ-135, построенная на типовых элементах «один из двух» (ИЛИ) и «два из двух» (И). Как видно из рисунка отключение турбины произойдет при понижении температуры пара в любом из паропроводов, подводящих пар котла к этому стопорному клапану.

Принципиальная электрическая схема защиты от понижения температуры пара на входе в турбину приведена на рисунке 9.6. В качестве датчиков предельного значения температуры пара используют контакты соответствующих автоматических потенциометров (SK3A, SK3Б - температура в стопорных клапанах; SK1A,SK1Б и SK2A, SK2Б - температура после котлов). В качестве главного элемента ТЗ используется указательное реле типа РУ21 (позиция КН15.1). Схема выполнена в части привода этого реле. Кроме того, используют промежуточные реле постоянного тока РП23 (позиции К1, К2, К3).

Рисунок 9.5. Логическая схема защиты от понижения температуры пара

Рисунок 9.6. Принципиальная электрическая схема защиты от понижения температуры

Система работает следующим образом. При понижении температуры в одном из стопорных клапанов (SK3A или SK3Б) включается соответствующее промежуточное реле (К1 или К2). Если произошло понижение температуры пара в одном из паропроводов, подводящих пар к этому стопорному клапану, включается промежуточное реле К3, срабатывание которого происходит, если котел, на котором произошло понижение температуры, подключен к турбине (контакты К4.2 и К5.2 реле типа РП25.2 замкнуты). При этом защита от понижения температуры пара на этом котле введена в действие (ключи SA1 и SA2 типа ПМОФ). После срабатывания реле К3 система ТЗ выполняет операции, приводящие к останову турбины и включению указательного реле КН15. После закрытия стопорных клапанов контакт реле К20.3 размыкается и отключает реле КН15, что позволяет привести указательное реле в исходное положение. Взвод указательного реле КН15 осуществляют вручную после обнаружения причины срабатывания ТЗ и устранения неисправности.

Применяются следующие автоматические защиты барабанных парогенераторов:

- защита от повышение давления пара;

- защита по уровню в барабане;

- защита от потускнения и погасания факела;

- защита от понижения температуры перегрева первичного пара;

Автоматические защиты для паровых турбин:

- защита от повышения частоты вращения ротора;

- защита при сдвиге ротора;

- защита от ухудшения вакуума в конденсаторе;

- защита от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.

9.4 Малоканальный микропроцессорный контроллер Ремиконт Р-130

Общие сведения

Ремиконт Р-130 - это компактный малоканальный многофункциональный микропроцессорный контроллер, предназначенный для автоматического регулирования, логического управления технологического процессами. Он предназначен для применения в электротехнической, энергетической и других отраслях промышленности (12).

Ремиконт Р-130 эффективно решает как сравнительно простые, так и сложные задачи управления.

Ремиконт Р-130 имеет три модели: регулирующую, логическую и непрерывно-дискретную. Регулирующая модель предназначена для решения задач автоматического регулирования; логическая модель- для реализации логических программ шагового управления, непрерывно-дискретная для совместного решения задач автоматического регулирования и логических программ.

Регулирующая модель Ремиконта Р-130 позволяет вести локальное, каскадное программное, супервизное, многосвязанное регулирование. Архитектура этой модели обеспечивает возможность вручную или автоматически включать, отключать, переключать, реконфигурировать контуры регулирования , причём все эти операции выполняются безударно независимо от сложности структуры управления. В сочетании с обработкой аналоговых сигналов эта модель позволяет выполнять также логическое преобразование сигналов и вырабатывать не только аналоговые или импульсные, но и дискретные команды управления.

Логическая модель Ремиконта Р-130 формирует логическую программу шагового управления с анализом условий выполнения каждого шага, заданием контрольного времени на каждом шаге и условным или безусловным переходом программы к заданному этапу. Помимо обработки дискретных сигналов, эта модель позволяет выполнить также разнообразные функциональные преобразования аналоговых сигналов и вырабатывать не только дискретные но и аналоговые управляющие сигналы.

Модель для непрерывно-дискретного управления имеет библиотеку , содержащую как алгоритмы автоматического регулирования, так и логического управления.

Все модели Ремиконта Р-130 содержат средства оперативного управления, расположенные на лицевой панели контроллера. Эти средства позволяют вручную изменять режим работы, устанавливать задание, управлять ходом выполнения программы, вручную управлять исполнительными устройствами, контролировать сигналы и индуцировать ошибки.

Стандартные аналоговые и дискретные датчики и исполнительные устройства подключаемые к Ремонту Р-130 с помощью индивидуальных кабельных связей. Внутри контролера сигналы обрабатываются в цифровой форме.

Ремиконт Р-130 представляет собой комплекс технических средств. В его состав входят центральный микропроцессорный блок контроллера БК-21 и ряд дополнительных блоков.

Основные свойства

В регулирующей модели Ремиконта Р-130 предусмотрено:

до 4-х независимых контуров регулирования, каждый из которых локальным или каскадным, с аналоговым и импульсным выходом, с ручным, программным или супервизорным задатчиком;

разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и выходов;

семьдесят шесть зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дискретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, математических, динамических, нелинейных аналого-дискретных и логических преобразований;

до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любыми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между собой и с выходами-входами контроллера;

ручная установка или автоподстройка любых коэффициентов в любых алгоритмах;

безударное изменение режимов управления и безударное включение, отключение, переключение и конфигурация контуров любой степени сложности;

формирование нескольких программ задания с возможностью оперативного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения;

оперативное управление контурами регулирования с помощью 12 клавиш.

Логическая модель

В логической модели Ремиконта Р-130 предусмотрено:

1) до 4-х независимых логических программ шагового управления, каждая из которых может быть линейной или разветвлённой с условными или безусловными переходами;

2) разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и выходов;

3) семьдесят шесть зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дискретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, математических, динамических, нелинейных аналого-дискретных и логических преобразований;

4) до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любыми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между собой и с выходами-входами контроллера;

5) ручная установка или автоподстройка любых коэффициентов в любых алгоритмах;

6) формирование нескольких программ задания с возможностью оперативного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения.

Непрерывно-дискретная модель:

1) управление и контроль пятью группами сигналов, каждая из которых может содержать до девяти аналоговых или дискретных входных или выходных сигналов;

2) разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и выходов;

3) 76 зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дискретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, математических, динамических, нелинейных аналого-дискретных и логических преобразований;

4) до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любыми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между собой и с выходами-входами контроллера;

5) формирование нескольких программ задания с возможностью оперативного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения.

Ремиконт Р-130 - программное устройство, но для работы с ним не нужны программисты. Процесс программирования сводится к тому, что путём последовательного нажатия нескольких клавиш из библиотеки, зашитой в ПЗУ, извлекаются нужные алгоритмы. Эти алгоритмы объединяются в систему заданной конфигурации и в них устанавливаются требуемые параметры настойки.

Виртуальная (кажущаяся) структура Ремиконт Р-130 описывает информационную организацию контроллера и характеризует его как звено системы управления.

Часть элементов виртуальной структуры реализовано аппаратно, часть - программно. Всё программное обеспечение, формирующее виртуальную структуру зашито в ПЗУ и пользователю недоступно.

В состав виртуальной структуры контроллера входят:

1) Аппаратура ввода-вывода информации

2) Аппаратура оперативного управления и настройки

3) Аппаратура интерфейсного канала

4) Алгоритмические блоки

5) Библиотека алгоритмов

Преимущества получаемые при использовании контроллера Ремиконт-Р130

Контроллер Ремиконт-Р-130 относится к микропроцессорным средствам вычислительной техники, которая имеет следующие преимущества:

- надежность;

- малые габариты;

- небольшая стоимость;

- малый расход электроэнергии на собственное питание;

- возможность размещения ближе к объекту;

- возможность реализации задач которые раньше были не рентабельны на аналоговой технике (диагностика, самонастройка, реализация многоканальных систем с моделями и т.д.).

9.5 Схема автоматического химконтроля водного режима

Основной задачей при автоматизации контроля и управления водоподготовительной установкой (ВПУ) и водно-химическим режимом (ВХР) является поддержание химического состава и теплофизических параметров обрабатываемой воды. Данная задача решается в двух направлениях:

-контроль и управление оборудованием и процессами химической обработки добавочной воды (т.е. установкой ХВО);

-контроль и управление оборудованием и процессами химической обработки основного потока теплоносителя в конденсатно-питательном тракте, энергоблока (т.е. ВХР электростанции).

Решение задач по этим направлениям обеспечивается соответствующей аппаратурой, поэтому ещё одним направлением работ по автоматизации контроля и управления оборудованием ХВО и ВХР является создание и использование соответствующей аппаратуры автоматики, а также средств и приборов контроля состава обрабатываемой воды.

В соответствии с этим различают следующие объекты автоматизации и управления ВПУ и ВХР:

-оборудование установки ХВО;

-оборудование установок по ведению водно-химического режима;

-конденсатно-питательный тракт энергоблока.

К оборудованию установок по ведению водно-химического режима относятся: ионообменные, обезжелезивающие фильтры, устройства для приготовления и дозирования реагентов установки коррекционной обработки котловой воды и устройства регулирования продувки.

Система автоматического химического контроля предназначена для непрерывного получения информации о составе теплоносителя в водопаровом тракте электростанции. Система состоит из автоматических устройств сбора, обработки и выдачи оператору получаемой с приборов информации.

При оперативном химическом контроле определяют автоматически следующие показатели качества рабочей среды: величины рН питательной воды и конденсата после ПНД; питательной воды и перегретого пара перед турбиной; содержание натрия в конденсате и питательной воде; содержание растворённого кислорода в конденсате за конденсатными насосами и после ПНД, до деаэратора, а также в питательной воде за деаэратором и в конденсате за сливными насосами ПНД. Содержание железа и меди контролируют эпизодически ручными инструментальными методами. Наличие этих примесей в теплоносителе является результатом медленно текущих коррозионных процессов, и их концентрация не подвержена резким колебаниям во времени. Контроль за избытком гидразина в конденсатном и питательном тракте обычно производится лабораторным методом. Правильность подачи гидразина в теплоноситель обеспечивается автоматической системой дозирования.

Основные характеристики анализируемых сред из различных точек отбора проб на автоматические приборы химического контроля пароводяного тракта при щелочном режиме представлены в табл.9.1.

Табл.9.1. Основные характеристики

Анализируемая проба	Давление МПа и температура С, среды	Показатели качества теплоносителя
		Контролируемые показатели	Другие примеси, мкг/кг
		Наиме- нование	Возможные изменения	Fe	Cu	NH4OH	N2H4
			от	до	среднее
Конденсат за конденсатными насосами	Р=0,6-0,8 T=25-30	н Na	0,25	0,5	0,3	8-10	4-5	500	-
Конденсат после ПНД из медьсодержащих сплавов	P=0,6 T=150	O2 pH	10 7	30 9	20 7,5-8	4-6	3-5	-	30-50
Питательная вода за деаэратором	P=0,7 T=160	O2	2	6	5	4-6	3-4	500	-
Питательная вода за котлом	P=30 T=280	н Na pH	0,2 2 8,9	0,4 6 9,15	0,3 5 9,1	8-10	3-4	500	30-50
Пар за НРЧ	P=28 T=360-400	H2	1	4	3	6-8	3-4	500	-
Перегретый пар	P=25,5 T=570	SiO3 н	10 0,15	20 0,3	15 0,2	8-10	3-4	500	-
Конденсат за сливными насосами ПНД	P=0,6 T=150	О2	10	20	20	10-12	6-8	500	-
Продувка		PO4 pH SiO3	20 10 -	30 10,7 -	25 10,3 -	- - -	- - -	- - -	- - -

Отбираемая для анализа проба контролируемой среды через устройство подготовки пробы непрерывно поступает к приборам-анализаторам, а далее сливается в линию сбора стоков. При этом чистая, не загрязнённая в процессе анализа часть пробы возвращается в тракт энергоблока, а загрязнённая реактивами проба сливается в дренаж. После УПП проба с заданными параметрами поступает в первичные преобразователи анализаторов, где производится преобразование контролируемых неэлектрических величин (параметров качества пробы) в электрический сигнал, который далее усиливается и передаётся на устройства обработки информации. В системе химконтроля имеется сигнализация об отклонениях контролируемых параметров от нормированных значений, а также о нарушениях в работе приборов-анализаторов и устройств подготовки пробы.

Важной задачей при организации автоматического химического контроля теплоносителя является размещение приборов химконтроля и УПП на электростанции. Приборы размещают на панелях, устанавливаемых в отдельном сухом, хорошо вентилируемом помещении с организованными стоками, называемом помещением щита химконтроля.

С целью оперативного использования показаний автоматических приборов сигналы о нарушениях водного режима и о неисправностях в приборах и УПП передаются на блочный щит БЩУ. Показания всех приборов химконтроля непрерывно регистрируются вторичными приборами, располагаемые на панелях, устанавливаемых в помещении БЩХК. Щит химконтроля должен располагаться возможно ближе к точкам отбора проб. Это требование вызвано тем, что длинные пробоотборные импульсные линии увеличивают транспортное запаздывание показаний приборов, а также могут являться причиной искажения результатов анализа.

Аппаратурная реализация системы выполнена на основе аппаратуры Ремиконт. Описание характеристик и принцип действия приведены ранее.

10. Охрана окружающей среды

На проектируемой ТЭЦ основное используемое топливо - газ, мазут применяется как резервное. Расчёт дымовой трубы будем вести по топливу с более худшими показателями - мазут

10.1 Расчёт выбросов оксидов серы

В процессе сжигания сернистых топлив сера сгорает с образованием сернистого ангидрида SO2 и, в небольшом количестве, сернистого ангидрида SO3. Присутствие в продуктах сгорания SO3 приводит к превышению их точки росы над точкой росы водяных паров, в результате чего низкотемпературные поверхности подвергаются интенсивной сернокислой коррозии. Совершенствование конструкции топочно-горелочных устройств, применение режимных мероприятий позволяют замедлить процессы коррозии. Однако полностью эта задача не решена. Обычно содержание SO3 в продуктах сгорания составляет 2…3% от содержания SO2.

Массовый выброс SO2 и SO3 в атмосферу в пересчёте на SO2 (т/год, г/с) при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:

где В - расход натурального топлива за рассматриваемый период, т/год, г/с;

- содержание серы в топливе на рабочую массу, принимаем для высокосернистого мазута =2,8% (17);

- доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле, принимаем для мазута =0,02 (8);

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоулавливателе попутно с улавливанием твёрдых частиц, =0 (8).

В=4Вм=48200=32800г/с,

Мso2=0,02328002,8(1-0,02)=1800г/с.

10.2 Расчет выбросов оксидов азота

В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Кроме того, образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений, входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: N₂O,NO,N₂O₃,NO₂,N₂O₄,N₂O₅. Наиболее устойчивым оксидом является NO₂ ,в который могут переходить и другие оксиды азота, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO₂ . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота, 1-5% составляет диоксид азота, доля других оксидов азота пренебрежимо мала.

Массовый выброс оксидов азота в пересчете на NO₂ (т/г, г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле (8):

M_NO2=0,3410^-7kBQ^р_н(1-q4/100)₁(1-₁r)₂₃₂

где ₁- коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание N^г);

k- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/т условного топлива;

₂- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок ₂=1; для прямоточных ₂=0,85);

₃- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления. При жидком шлакоудалении ₃=1,4, во всех других случаях ₃=1;

₁- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от подачи их в топку, 1=0,002 (8);

₂- коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок, 2=1 (8);

r - степень рециркуляции дымовых газов, r=25% (17).

Коэффициент k для котлов паропроизводительностью более 70 т/ч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:

k=12D/(200+D)

где D -номинальная паропроизводительность котла;

k=12420/(200+420)=8,13

При сжигании в энергетических котлах жидкого и газообразного топлива значения коэффициента ₁ =1 принимается по таблице 1.4.(8).

Таким образом получаем:

M_NO2=0,3410^-78,133280038799,41(1-0,0250,25)111=349,6 г/с

10.3 Расчет выбросов оксидов углерода

В недостаточно совершенных топочных устройствах или при неналаженном режиме сжигания топлива часть его горючих не окисляется до конечных продуктов, а образуются продукты неполного сгорания. Наиболее вероятным продуктом неполного сгорания всех видов топлива является окись углерода CO.

Массовый выброс оксидов углерода (т/год, г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле (8):

M_CO=0,001C_COB(1-q₄/100)

где C_CO- выход оксида углерода при сжигании топлива (кг/т, кг/тыс.м³)

C_CO=q₃RQ^р_н/1013

где q₃- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;

R- коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для твердого топлива R=1,0; для газа R=0,5; для мазута R=0,65;

Q^р_н- теплота сгорания натурального топлива ,кдж/м³;

q₄- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %

Значения q₃,q₄ принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.

C_CO=0,50,6538799,4/1013=12,4 кг/тыс?м³

M_CO=0,00112,432800=406 г/с;

10.4 Расчет дымовой трубы

Определение высоты трубы производится по формуле:

где p_п - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе, отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе к диаметру ствола (на выходе) и от угла наклона выходного участка выходного участка ствола к вертикальной оси . Значение коэффициента p_п =1,02 принимаем по таблице1.8. (8);

m - коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы, значения которого принимаются в зависимости от скорости W₀ , по таблице 1.9. (8) m=0,8;

A- коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы град^1/3, (для Республики Беларусь A =160);

M- суммарный выброс NO₂+SO₂ или золы из всех труб станции, г/с;

F- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей, скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю , F =1;

ПДК - предельно допустимая концентрация в атмосфере NO₂, SO₂ или золы (по СНиП для NO₂ (ПДК) равна 0,25 мг/м³, для SO2(ПДК) равна 0,5 мг/м³);

С_ф- фоновая концентрация района, устанавливаемая органами санинспекции района;

z- число дымовых труб на электростанции;

V- суммарный объём дымовых газов;

?t- разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень), среднюю температуру самого жаркого месяца в полдень принимаем 25 ^ОС.

Тогда t=110-25=85С.

Фоновую концентрацию принимаем в размере 20% от ПДК SO₂.(8) Таким образом С_ф=0,20,5=0,1 мг/м³.

Суммарный объем дымовых газов принимаем по данным укрупненного расчета котлоагрегата:

Примеси SO2 и NO2 обладают суммирующим воздействием при загрязнении атмосферы, но ПДК для них разные. Поэтому, прежде чем суммировать эти загрязнения, надо привести выброс NO2 к эквиваленту выброса SO2 по формуле:

тогда

Высота труб составит:

;

Внутренний диаметр дымовой трубы:

=5,3м

где W0=30м/с - скорость газов на выходе из дымовых труб, принимаем по таблице 1.9. (8).

По данным расчёта принимаем к установке на проектирумой ТЭЦ дымовую трубу высотой H=150м и внутренним диаметром D0=6м (таблица 1.10. (8)).

11. Охрана труда

11.1 Учёт требований охраны труда при разработке генплана ТЭЦ, при проектировании производственных зданий, помещений

В качестве объекта строительства принимается ТЭЦ отопительного типа, с отпуском тепла и горячей воды для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд населения, мощностью 300 МВт на газе.

Более подробное обоснование выбора мощности и состава оборудования изложено в разделе «Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования».

Выбор площадки ТЭЦ, согласно СНиП II-89-80 «Генпланы промышленных предприятий», увязываем с общей планировкой района (), т.е. ТЭЦ является загородной и располагается недалеко от потребителей тепла.

Площадку выбираем ровную, хорошо проветриваемую, достаточно освещенную. Не допускается размещение ТЭЦ на площадках залегания полезных ископаемых; не разрешается строительство их на опасных зонах отвалов пород угольных и сланцевых шахт или обогатительных фабрик, активного карста, оползней, селевых потоков и снежных лавин и т.д. Месторасположение ТЭЦ выбираем с учетом удобства подвода линий электропередач и теплотрасс ().

Временный торец проектируемой ТЭЦ располагаем таким образом, чтобы в случае установки дополнительного оборудования было достаточно территории для развития, а также достаточной по величине санитарно- защитной зоны. Так как ТЭЦ располагается за населенной зоной и топливом является природный газ, согласно СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые» санитарно-защитную зону устанавливаем величиной 15 м (). Территория санитарно-защитной зоны благоустраивается и озеленяется, предусматриваем сохранение существующих зеленых насаждений.

При этом другие промышленные предприятия, производящие выброс вредных веществ в атмосферу должны находится на достаточном расстоянии, для обеспечения необходимой степени рассеивания этих выбросов. Для снижения вредных выбросов предусматриваем следующие мероприятия: применение развитых радиационных поверхностей нагрева в зоне горения, снижение мощности горелок, применение достаточно высоких дымовых труб (120 и 150 метров) для рассеивания этих выбросов на достаточно большой территории. При этом, высота дымовых труб превышает высоту самого высокого здания в промзоне, где располагается проектируемая ТЭЦ. Более детально этот вопрос освещен в разделе «Охрана окружающей среды».

Между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭЦ предусматриваем санитарные разрывы для обеспечения необходимой освещенности и проветривания, а также противопожарные разрывы. Причем эти разрывы между зданиями не менее наибольшей высоты до верха карнизов противостоящих зданий и сооружений.

Территория ТЭЦ должна содержаться в чистоте. Проезды и проходы свободны для движения, выровнены, не имеют рытвин, ям и достаточно освещены. Ямы, устраиваемые для технических целей, ограждаются. В летнее время проезды и проходы, примыкающие к производственным, административным и санитарно-бытовым помещениям, складам, необходимо поливать, а в зимнее время - очищать от снега, а в случае обледенения посыпать песком.

Вокруг главного корпуса предусматриваем автодорогу на две полосы. Все здания и сооружения соединяются автодорогами. Расстояние от края проезжей части автодороги до стен зданий не более 25 метров ().

Проезды для пожарных автомобилей вокруг мазутонасосной и ОРУ, а также других линейных сооружений не менее 6 метров. Имеются пешеходные тротуары и дорожки. Железная дорога на территории предприятия располагается в соответствии с требованием СНиП 32-01-95 «Железные дороги колеи 1520 мм». Расстояния между осями параллельных путей не менее 4,8 м. Для погрузочно-разгрузочных работ из железнодорожных вагонов устраиваются площадки, причем на прямых и без уклона участках пути.

Ограждение площадки ТЭЦ, а также ОРУ вне ее территории выполняется стальным сетчатым или железобетонным высотой 2 м, с внутренней стороны ограды имеется свободная от застройки зона шириной 5 м для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭЦ имеет два автомобильных въезда (кроме железнодорожных) с воротами, имеющими дистанционное управление, контрольно-пропускные пункты и площадки для осмотра грузового транспорта ().

Так как в качестве охлаждающей системы применены градирни, то наличие пруда-охладителя или реки необязательно. Градирни располагаем таким образом, чтобы влага с них не попадала на ОРУ, главный корпус; т.е. их месторасположение увязываем с розой ветров. Расстояние в свету между башенными градирнями площадью свыше 4000 м², располагаемыми в одном ряду, принимается равным 0,5 диаметра градирни, а между рядами -- 0,75 (4).

На территории ТЭЦ предусматриваем раздельную систему канализации ():

-бытовая (хозяйственно- фекальная);

-производственных, незагрязненных сточных вод;

-производственных сточных вод загрязненных нефтепродуктами;

-производственных сточных вод загрязненных осыпью и пылью.

Для скрытых под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а так же газопроводы, воздухопроводы и кабели имеют на поверхности земли устанавливаются указатели.

Размещение зданий и сооружений промышленных предприятий, выбор расстояний между ними производится главным образом на основании их характеристик: категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и степени огнестойкости зданий, помещений, сооружений согласно перечня производств СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые».

Согласно СНиП II-09.04.87 «Административные и бытовые здания» размеры и оборудование вспомогательных помещений проектируем с учетом потребности штатного персонала ТЭЦ и командированных. Бытовые помещения располагаем так, чтобы пользующиеся ими не проходили через производственные помещения. Высота этажей вспомогательных зданий принимаем 4,2 метра. Вспомогательные помещения, размещаемые в пристройках к главному корпусу, сообщаются отапливаемыми переходами.

При проектировании ТЭЦ помещения химводоочистки, центральных ремонтных мастерских, склада химреагентов, материального склада, компрессорной, электролизерной объединяем в одном здании - корпусе подсобных производств. При этом наиболее взрыво- и пожароопасные производства размещаем в одноэтажных зданиях - у наружных стен, а в многоэтажных - на верхних этажах.

Фундаменты под турбоагрегаты, турбоагрегаты, питательные и другие насосы, дымососы, вентиляторы и иное виброактивное оборудование, конструкции опорных креплений площадок их обслуживания, качество изготовления оборудования, монтажа, ремонта и эксплуатации должны обеспечить нормативные требования гигиенических характеристик вибрации, определяющих её воздействие на человека.

Согласно ГОСТ 12.1.012.90 ССБТ «Вибрация. Общие требования безопасности» классифицируют вибрацию по способу передачи:

- общая;

- локальная.

по источнику возникновения:

- транспортная;

- транспортно-технологическая;

- технологическая.

В силу специфики свойств органов чувств человека при оценке воздействия на него вибрации используют результирующие, действующие или среднеквадратические параметры вибрации.

При организации технологических процессов как правило стремятся заменить операции, выполняющиеся вибрирующим оборудованием на процессы, свободные от вибрации. Однако на ТЭЦ это невозможно осуществить, т.к. источниками вибрации здесь являются как основное оборудование (турбины, котлы, электропривода), так и ручной инструмент. Поэтому для снижения вредного воздействия применяем:

- дистанционное и автоматическое управление, исключающее передачу вибрации на рабочие места;

- виброизоляцию (упругие элементы между машинами и основанием);

- вибропоглащатели;

- индивидуальные средства защиты.

Табл.11.1. Допустимые значения общей вибрации.

Среднекв. Частоты окт.полос, Гц	Допустимые значения нормируемого параметра в производственном помещении
	с вибрирующими машинами	без вибрирующих машин
	v, м/с 10-2	LУ, дБ	v, м/с 10-2	LУ, дБ
2	1,3	108	0,52	100
4	0,45	99	0,1	91
8	0,22	93	0,9	85
16	0,2	92	0,8	84
31,5	0,2	92	0,8	84
63	0,2	92	0,8	84

Табл.11. 2. Допустимые значения локальной вибрации

Сред.квадрат. частоты, Гц	8	16	31,5	63	125	250	500	1000
Доп. значение v, м/с 10-2	2,8	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
LУ, дБ	115	109	109	109	109	109	109	109

По правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) двойная амплитуда вибрации подшипников турбин, генератора и возбудителя не должна быть более 30 мкм при n=3000 мин. При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчетное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опирания подшипников не должно быть более 15 мкм ().

При проектировании фундаментов под виброгенерирующее оборудование предусматриваем деформационные швы между фундаментами под оборудование и конструкциями зданий и сооружений.

В проекте предусматриваем меры по снижению шума до значений допустимых по ГОСТ 12.1.003-89 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности».

Источниками шума на ТЭЦ являются:

- дроссельные клапаны ГРП;

- трансформаторы на ОРУ;

- градирни;

- цеховое оборудование.

Так как ТЭЦ располагается за пределами жилой зоны, то величину акустической санитарной зоны устанавливаем 800 м (). Для снижения уровня шума до допустимых значений применяем следующие меры (смотри рисунок 11.1.):

Рисунок 11.1. Мероприятия по снижению уровня шума

устанавливаем глушители в газовом тракте после дымососа;

устанавливаем глушители на воздухозаборе дутьевых вентиляторов;

звукоизолируем корпуса тягодутьевых машин;

звукоизолируем окна машзала;

применяем звукопоглощающую облицовку для стен ГРП, компрессорной;

применяем экраны для снижения шумов трансформаторов и градирен;

используем архитектурно-планировочные меры (лесопосадки, насыпи и т.д.);

устанавливаем кожухи на турбинах, дроссельных клапанах и т.п.

звукоизолируем и фиксируем трубопроводы;

применяем паровые глушители.

Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах () приведены в таблице 11.3. Для снижения шума в помещениях применяют звукопоглощающие материалы для облицовки стен, а защиту от шума осуществляют с помощью различных звукопоглощающих устройств (кожухи, экраны, перегородки, прокладки).

Табл.11.3. Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах.

	Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц	Уровни
Наименование	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000	звука,
	Уровни звукового давления, дБ	дБА
Конструкторское бюро, лаборатории	71	61	54	49	45	42	40	38	50
Помещения управлений (рабочие комнаты)	79	70	63	58	55	52	50	49	60
Кабины наблюдения и ДУ	83	74	68	63	60	57	55	54	65
Постоянные рабочие места	99	92	86	83	80	78	76	74	85

На междуэтажных перекрытиях установка тяжёлого технологического оборудования с динамическими нагрузкам (питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов) не допускается. Междуэтажные перекрытия, полы должны быть огнестойкими, водонепроницаемыми, ровными, нескользкими и легко очищаться от загрязнений.

Все проходы и проезды, входы и выходы должны быть хорошо освещены, свободны и безопасны для движения пешеходов и транспорта; в местах выхода из ворот и дверей зданий в зоне движения железнодорожного и автомобильного транспорта устанавливаются предупредительные плакаты или светящиеся табло.

Количество эвакуационных выходов из зданий или помещений проектируем не менее двух, при этом ворота для железнодорожного подвижного транспорта как эвакуационный выход не считается.

Лестницы для эвакуации в главном корпусе предусматриваем наружными, открытыми у временной торцовой стены бункерно-деаэраторного отделения.

По СНиП II-58-75 в помещениях щитов управления и ЭВМ во все периоды года температура воздуха должна быть 18-25С, а относительная влажность 60-30% (). В машинном отделении температура воздуха в холодный период года должна быть 16-22С, а в тёплый не более чем на 5С выше средней температуры наружного воздуха в 13ч дня самого жаркого месяца, но не более 33С при влажности 60-20%().

Нормы предусматривают выбор систем вентиляции для зданий и помещений электростанции, в том числе способы подачи воздуха, протекание и удаление его, кратность воздухообмена, параметры воздуха, системы отопления.

Исходя из характеристик источников и параметров генерирующего шума, при проектировании предусматриваем меры по снижению его уровня и вредного воздействия на работающих: устранение причин или снижение шума в источнике; шумоизоляция; поглощение шума; рациональное размещение источников шума; устройство глушителей шума; экранирование шума; дистанционное управление «шумным» оборудованием; применение индивидуальных средств защиты (шлемы, наушники, «беруши», костюмы).

Освещение помещений и других объектов ТЭЦ проектируем по СНБ 2.04.05-98 “Естественное и искусственное освещение”, из условий зрительной работы, требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещённого освещения при учёте требований к ультрофиолетовому облучению ().

Обеспечивается рабочее и аварийное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории. Для помещений, в которых постоянно пребывает персонал, используются газоразрядные лампы, а для освещения главных дорог территории ТЭЦ - ксеноновые.

Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий с помощью заградительных огней.

В кабельных и теплофикационных туннелях при установке светильников на высоте менее 2,5 м, а также для местного освещения станков и верстаков следует применять напряжение не выше 42 В. При повышенной опасности поражения электрическим током, в том числе для переносных ламп, используется напряжение не более 12 В, для чего в главном корпусе предусматривается стационарная сеть штепсельных розеток на напряжение 12 В. Вилки к розеткам 12-42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Штепсельные розетки 12-42 В также должны отличаться от розеток сети 127 и 220 В.

В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанции светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещённость не менее 30 лк; одна-две лампы присоединяются к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и работают круглосуточно. Аварийное и рабочее освещение в нормальном режиме должно питаться от общего источника, при отключении которого аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Оборудование должно быть комплектно с приборами контроля и автоматического регулирования технологических процессов, а также с защитными устройствами, блокировками и сигнализацией.

Движущиеся и вращающиеся части оборудования должны быть ограждены.

В проекте предусматриваются устройства, механизмы, приспособления и другие средства механизации для монтажных и ремонтных работ, которые должны соответствовать правилам технической эксплуатации и техники безопасности.

Обеспечение санитарно-бытовых нужд персонала предусматривается СНиП 2.02.04-97 «Административные и бытовые здания», а также правилами техники безопасности.

Гардеробы, душевые, столовые и буфеты, комнаты отдыха и приёма пищи, медицинские пункты, комнаты гигиены, помещения для административно-технического персонала и общественной работы, устройства для обеспечения питьевой водой проектируются с учётом потребностей штатного персонала ТЭЦ и командированных для ремонтов, пуско-наладочных работ, производственной практики с учётом максимального числа людей в одной смене и общего их количества.

11.2 Требования охраны труда к котельному отделению ТЭЦ, конструкции и изготовлению котлоагрегатов

В котло-турбинном цехе проектируемой ТЭЦ установлены 4 котлоагрегата типа Е-420-140 НГМ с естественной циркуляцией, газоплотные, предназначенные для получения перегретого пара при сжигании природного газа (основное топливо) и мазута (резервное) паропроизводительностью 420 т/ч по перегретому пару с давлением 140 ата и температурой 560С. В настоящем подразделе дипломного проекта разработаны требования охраны труда к котельному отделению ТЭЦ, конструкции котлоагрегатов и их изготовлению.

11.2.1 Котельное отделение ТЭЦ

Котельное отделение ТЭЦ проектируем в соответствии с требованиями СНиП 11-35 - 76 «Котельные установки» и СНиП 11-85 - 75 «Электростанции тепловые».

Котлы 4*Е-420-140 и турбоагрегаты 2*Т-110/120-130 и ПТ-80-130 устанавливаются в общем помещении или в смежных помещениях без сооружения разделительных стен между котельным и машинным залами.

Размещение котлов и вспомогательного оборудования осуществляется в соответствии с проектом, выполненным специализированной проектной организацией. Типовой проект должен быть согласован с Проматомнадзором МЧС РБ.

Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей и экономайзеров устанавливаются постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 0,9м со сплошной обшивкой по низу не менее 100мм. Переходные площадки и лестницы оборудуются перилами с обеих сторон. Площадки длиной более 5м проектируем с двумя - тремя лестницами, расположенными в противоположных концах.

Площадки и ступени лестниц могут быть выполнены:

-из просечно-вытяжного листа,

-из рифлёной листовой стали или из листа с негладкой поверхностью, полученной наплавкой или другим способом;

-из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета ячеек не более 12см.

Применение гладких площадок и ступеней лестниц, а также выполнение их из прутковой (круглой) стали запрещаются.

Лестницы проектируются шириной не менее 600мм, высотой между ступенями не более 200мм, шириной ступеней не менее 80мм. Лестницы большой высоты проектируются с промежуточными площадками. Расстояние между площадками составляет не более 4м. Лестницам высотой более 1,5м задаём угол наклона к горизонтали не более 50С.

Ширину свободного прохода площадок обеспечиваем не менее 600мм, а для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования - не менее 800мм. Свободная высота над полом площадок и ступенями лестницы в котельной составляет не менее 2м. Расстояние по вертикали от площадки для обслуживания водоуказательных приборов до середины водоуказательного стекла составляет не менее 1 и не более 1,5м. Так как расстояние от нулевой отметки котельного отделения до верхней площадки котлов превышает 20м, устанавливаются грузопассажирские лифты. Количество лифтов, устанавливаемых в котельном помещении, соответствует нормам технологического проектирования тепловых электростанций.

Котельное отделение ТЭЦ проектируем таким образом, чтобы обеспечить его естественным светом днём, а в ночное время - электрическим освещением. При невозможности по техническим причинам обеспечить естественным светом некоторые места, предусматриваем электрическое освещение. Освещённость должна соответствовать СНБ 2.04.05 - 98 «Естественное и искусственное освещение».

Помимо рабочего освещения, в котельном отделении предусмотрено аварийное электрическое освещение. Подлежат обязательному оборудованию аварийным освещением следующие места:

-фронт котлов, а также проходы между котлами, сзади котлов и над котлами;

-щиты и пульты управления;

-водоуказательные и измерительные приборы;

-зольные помещения;

-вентиляторные площадки;

-дымососные площадки;

-помещения для баков и деаэраторов;

-оборудование водоподготовки;

-площадки и лестницы котлов;

-насосные помещения.

Рабочее и аварийное освещения, электрическое оборудование и его заземление должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.