Регулирование температуры вторичного перегрева пара.

Регулирование вторичного перегрева пара с помощью впрыска оказывается неэкономичным: пар, образовавшийся в результате испарения охлаждающей воды, не

проходит через проточную часть ЦВД турбины, что приводит к снижению КПД теплосиловой установки.

Размещено на http://allbest.ru

Рис. 9.4. Схема регулирования температуры вторичного пара с помощью паро-парового (пунктирная линия а) или газопарового (пунктирная линия б) теплообменников:

1, 3 - ступени вторичного пароперегревателя; 2 - паровой или газопаровой теплообменник; 4 - термопара; 5 - дифференциатор; 6 - регулятор температуры; 7 - пароохладитель; 8 - трехходовой регулирующий клапан; 9 - обводной клапан; 10 - аварийный впрыскивающий пароохладитель

Рис. 9.5. Схема регулирования температуры вторичного пара помимо холодного пакета пароперегревателя.

Особенность теплотехнического процесса на ТЭС (рис. 9.6.) состоит в невозможности складирования готовой продукции электроэнергии при весьма ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты паровых котлов. Поэтому количество пара, выработанного паровым котлом, мощность, развиваемая турбогенератором, и электрическая нагрузка, задаваемая потребителем, должны строго соответствовать между собой во времени.

Рис.9.6. Система регулирования мощности ТЭС:

1. Паровой котел; 2. Турбина; 3. Электрический генератор; Р- давление пара на выходе из котла; n- частота вращения ротора; U- напряжение; f- частота переменного тока электрической сети; N_г- электрическая мощность генератора.

Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара, вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной, регулирование его расхода ведется по наиболее простому, с точки зрения измерения, косвенному показателю этого баланса - давлению перед турбиной Р. Стабилизация Р осуществляется автоматической системой регулирования парового котла.

Баланс теплоты и механической мощности турбины также контролируется простым косвенным показателем - частотой вращения ротора n и поддерживается автоматической системой регулирования мощности турбины (АСРМТ ).

Кроме основных объектов управления - паровых котлов, турбин и генераторов, на ТЭС имеется значительное количество вспомогательных теплоэнергетических установок, также оснащенных автоматическими устройствами регулирования и защиты.

9.5 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

Автоматические защиты служат для предотвращения аварии в случае отклонения технологических параметров от допустимых пределов. Действие защит связано с открытием или закрытием запорных органов во время пусков или остановов вспомогательного или основного оборудования.

По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные ( главные ) и местные ( локальные ). К основным относятся защитные устройства, действие которых приводит к останову котельного агрегата или к глубокому снижению нагрузки. Местные защиты предотвращают аварию без останова основных агрегатов.

Автоматические защиты паровых турбин:

от повышения частоты вращения ротора;

при сдвиге и недопустимом относительном расширении ротора;

от ухудшения вакуума;

от понижения давления и повышения температуры масла в системе смазки и охлаждения подшипников;

от повышения уровня конденсата в ПВД.

9.6 Автоматические защиты прямоточных паровых котлов

Прямоточные паровые котлы оснащаются всеми видами защит, предусматриваемых на барабанных агрегатах, за исключением защиты от повышения и понижения уровня воды в барабане. Однако конструктивные особенности прямоточного котла, связанные с наличием принудительной циркуляции требуют установки ряда дополнительных защит, воздействующих на его останов при возникновении аварийных ситуаций.

Защита от прекращения подачи воды в паровой котел.

Для каждого контура прямоточного котла предусматривается автоматическая защита, воздействующая на останов агрегата при снижении расхода воды на контур по 30% расчетной производительности. Сигналом, подтверждающим необходимость срабатывания защиты, может служить снижение давления за регулирующим питательным клапаном (РПК) до 15% по сравнению с давлением при полном расходе. Одновременное появление этих сигналов вызывает включение резервных питательных насосов, а в случае их отказа через 20 с защита производит останов парового котла воздействием на отключение дутьевых вентиляторов.

Защита от разрыва труб экономайзера.

Утечка воды в экономайзере из-за появления «свищей», чаще всего возникающих в местах сварки трубок, помимо значительных потерь питательной воды, может привести к нарушению нормального режима работы испарительного контура и повышения температуры пара по тракту. Поэтому появление небаланса до 25 - 30% между расходами воды до и после экономайзера (Э) на каждом из его потоков служит сигналом для срабатывания защиты, воздействующей на останов парового котла с выдержкой времени 20 с, необходимой для предотвращения ложного останова из-за небаланса расходов по режимным условиям. Иногда в качестве подтверждающего сигнала этой защиты используется резкое повышение температуры пара по тракту (например, за ВРЧ). Аналогично устроены и срабатывают защиты от повреждения других поверхностей нагрева (рис.9.7).

Рис.9.7. Схема защиты прямоточного парогенератора от разрыва труб пароводяного тракта:

1 - сигнализатор небаланса расхода; 2 - датчик подтверждающего сигнала; 3 - первичное реле; 4 - переключатель блокировки; РВ - реле времени; ДВ - отключающее устройство дутьевого вентилятора; ПН - поверхность нагрева

Защита от повышения (понижения) давления пара перед встроенной задвижкой.

Защитами этого вида необходимо оснащать паровые котлы со сверхкритическими параметрами пара. При повышении или понижении давления пара перед встроенной задвижкой против номинального значения, устанавливаемого заводом, замыкаются контакты контрольных манометров, включенных в цепь защиты по схеме «два из двух». Это приводит к срабатыванию промежуточного реле и далее по цепочке электроблокировки к отключению дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств.

Логическая схема защит прямоточного парового котла.

Использование газо-мазутного топлива требует применения защит, действующих на останов котла в случае понижения давления топлива (газа или мазута) перед горелками. Символ И означает одновременность действия, ИЛИ в рассматриваемой схеме - независимость действия, а - задержку действия защиты во времени. Отключение дутьевых вентиляторов или дымососов прямоточного котла также приводит к его останову (по каналам электроблокировки), а превышение давления пара в выходном коллекторе - к срабатыванию импульсного предохранительного устройства ИПУ и сбросу излишнего пара в атмосферу. Кроме того, прямоточный котел, так же как и барабанный, снабжается системами защит от повышения и понижения температуры первичного пара (на схеме не показаны), действующими на останов дутьевых вентиляторов ДВ и прекращение подачи топлива.

При повышении температуры вторичного пара до первой уставки открывается запорная задвижка на линии аварийного впрыска (регулятор ). Превышение температурой вторичного пара второй уставки , так же как и понижение ее до первой уставки , должно приводить к останову парового котла. Паровые котлы, имеющие регенеративные воздухоподогреватели, оснащаются дополнительной защитой, воздействующей на останов котла при отключении всех регенеративных воздухоподогревателей.

9.7 Схема управления уменьшения выбросов вредных веществ

На долю ТЭС приходится около 30% всех отходов с выбросами стационарных промышленных установок, загрязняющих атмосферный воздух. Паровые энергетические котлы, работающие по непрерывному суточному графику электрической и тепловой нагрузок, служат наиболее весомыми единичными источниками загрязнения окружающей среды.

Качественный состав выбросов с продуктами сгорания зависит от вида сжигаемого топлива и характеризуется следующими составляющими: оксидами азота, серы, углерода и несгоревшими углеводородами. Концентрация последних при правильном ведении топочного режима незначительна. Золовые частицы улавливают в основном в специальных очистных установках. Выбросы окислов серы также подавляют с помощью улавливающих установок.

Следовательно, оксиды азота остаются единственными из выбросов, которые поступают из топки парового котла в атмосферный воздух без количественных изменений и должны подавляться только с помощью режимных мероприятий.

Большая часть выбросов оксидов азота, образующихся при сгорании топлива, принадлежит к термической (воздушной) составляющей. При наличии в топке избыточного кислорода и температуре в зоне горения, превышающей 1650 °С, начинается диссоциация молекул дымового газа (распад на ионы). Этот процесс характеризуется равновесным состоянием:

[N]+X[O] >N0_X,

где X - мольная доля избыточного воздуха [О].

Оксиды азота NO -- смесь NO, NO₂, N₂O₄ и N₂O₅. Последние, соединяясь с воздухом и влагой, обладают токсичностью, оказывающей губительное воздействие на флору и фауну при повышении предельно допустимой концентрации (ПДК).

Концентрация NO_x в дымовых газах парового котла при прочих равных условиях прежде всего зависит от вида сжигаемого топлива и коэффициента избытка воздуха в топке (), который назовем первым фактором. Например, для котлов СКД типа ТГМП-314 производительностью 950 т/ч концентрация N0 при сжигании мазута возрастает втрое (от 0,2 до 0,6 г/м³) при изменении избытка воздуха в диапазоне =1,01-1,1, а при сжигании газа с тем же эффектом при изменении = 1,01--1,04.

Однако реализовать этот фактор в условиях нормальной эксплуатации не всегда возможно. Например, при необходимости непрерывного поддержания экономичности процесса горения или при наличии штатной АСР подачи воздуха, действующей с той же целью и обладающей приоритетом воздействия на подачу воздуха в пределах допустимых изменений .

Вторым фактором, существенно влияющим на выделение оксидов азота, служит температура в зоне горения. Существует несколько способов практической реализации этого фактора.

Первый из них -- ступенчатое сжигание топлива, реализация которого связана с расположением горелочных устройств в несколько ярусов по высоте топки. Такая конструктивная особенность топочной камеры при эксплуатации котла приводит к растяжке факела по высоте топки.

Преимущество данного способа -- возможность увеличения общего тепловыделения в топке без существенного повышения температуры в зоне горения у каждого яруса горелок. Это способствует стабилизации в газах на выходе из топки.

Недостаток -- снижение устойчивости факела при уменьшении тепловой нагрузки при работе котла на твердом топливе и экономичности за счет затяжки факела вверх топки и роста механического недожога.

Для газомазутных котлов изменение подачи топлива по ярусам горелок чаще всего используют как способ регулирования тепловой нагрузки с одновременной стабилизацией . При работе котла в базовом режиме и при наличии внутри-топочных возмущений, приводящих к отклонениям сверх допустимого предела, такой способ малоэффективен в особенности при включенной в работу штатной АСР тепловой нагрузки, которая реагирует только на отклонения расхода и давления пара за котлом.

Второй известный способ влияния на температуру в зоне горения состоит в подаче в корень факела распыленной охлаждающей воды.

Преимущества -- относительно простая техническая реализация и отсутствие прямого и ощутимого влияния на экономичность процесса горения и как следствие этого, независимость действия системы охлаждения факела от работы штатных АСР процесса горения.

Недостаток -- необходимость непрерывного регулирования количества и качества распыления охлаждающей воды в переменных режимах парового котла по тепловой нагрузке. Последнее обстоятельство выдвигает проблему автоматизации этого процесса и вынуждает к синтезу усложненной АСР подачи охлаждающей воды так или иначе связанной с работой штатных АСР подачи топлива и тепловой нагрузки.

Наконец, третий известный и применяемый на практике способ регулирования температуры в зоне интенсивного образования оксидов азота состоит в разбавлении топливовоздушной смеси, поступающей в эту зону, дымовым газом, из которого извлечена значительная доля теплоты:

Gрдг=rGдг, (9.1.)

где r = 00,4 - степень рециркуляции, Gрдг -- объемный расход газов, отбираемых на рециркуляцию; Gдг - то же дымовых газов в месте отбора.

Преимущества - относительная простота технической реализации, независимость от внешних источников охлаждения и достаточная эффективность в особенности для газомазутных котлов. Например, с помощью рециркуляции на них можно снизить выделение оксидов азота на 60% при сжигании газа и 20% - мазута. На рис 9.8. приведены расчетные зависимости концентрации N0 от r и . Для газомазутного барабанного котла типа ТП-87 производительностью 420 т/ч, подтверждающего это положение.

Рии.9.8. Зависимость концентрации окислов азота от r и по расчетной модели при G_ПП=420т/час,

1-6 - r = 0; 0,05; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4.

Для пылеугольных котлов данный способ подавления оксидов обладает несколько меньшей эффективностью (до 25--30 %).

Недостатки -- с ростом r снижается экономичность процесса горения и парообразования в котле как по КПД "брутто" (рост температуры уходящих газов и уменьшение градиента температур между греющим агентом -- дымовыми газами и рабочим телом -водяным паром), так и - "нетто" (прирост затрат на электрические собственные нужды из-за установки дополнительного электропривода ВРДГ).

На основе сопоставления преимуществ и приведенных режимных способов подавления оксидов азота с учетом обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в современные технические проекты заложены, как правило, возможности использования двух-трех режимных мероприятий.

Например, ступенчатого сжигания в сочетании с впрыском охлаждающей воды или с вводом рециркуляции дымовых газов в топку.

Как крайнюю меру в случаях, когда плата за выбросы превышает экономию условного топлива от оптимизации коэффициента избытка воздуха - или в случаях отказа, либо исчерпания диапазона регулирования штатных режимных систем, для подавления оксидов азота используют воздействие на подачу воздуха в топку по штатным каналам дистанционного управления.

Обоснование способа и систем регулирования степени рециркуляции

Количественную зависимость между температурой в зоне горения и степенью рециркуляции устанавливают из баланса теплоты, составленного для дымовых газов при условии, что вся теплота топочных газов, выделяющихся при их охлаждении, идет на нагрев газов рециркуляции, и дополнительном условии неизменности теплоемкости и плотности газов:

(9.2.)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, определяемая соотношением (9.1); - максимальная температура в зоне горения при r = 0; - температура газов, разбавленных рециркуляцией; рдг -- температура газов, отбираемых на рециркуляцию.

Далее из выражения (9.2) следует:

(9.3.)

При =1650°С (r=0) и рдг = 240--270 °С с увеличением степени рециркуляции с нуля до r = 0,25 достигают снижение на 275--280 °С.

Известен способ регулирования степени рециркуляции в паровых котлах поддержанием соотношения между расходом газов, отбираемых на рециркуляцию и нагрузкой котла, характеризуемой расходом питательной воды. Данный способ реализуется в АСР, изображенной на рис. 9.9, линия а.

Рис 9.9. Функциональная схема АСР степенирециркуляции дымовых газов в паровых газомазутных котлах.

а - с косвенным сигналом по нагрузке - G_ПВ (прямоточный котел)

б - то же по нагрузке - В_Т (газомазутный котел)

РП ВРДГ - регулятор подачи газов на рециркуляцию.

Другой способ, реализуемый в АСР, изображенной на рис. 9.9, линия б и рекомендуемый для газомазутных котлов, состоит в поддержании соотношения между расходом топлива и расходом газов на рециркуляцию.

Недостаток известных способов и соответствующих АСР состоит в низком качестве регулирования рециркуляции вследствие оценки расхода дымовых газов с помощью косвенных сигналов по G_ПВ или В_Т в соответствии с упрощенной функциональной зависимостью, не учитывающей наличие переменного коэффициента избытка воздуха на выходе газовоздушного тракта котла.

Gдг = (9.4.)

где - коэффициент пропорциональности, определяемый по результатам теплового расчета или испытаний котла при постоянном (нормативном) значении .

Отмеченный недостаток рассмотренных систем, выполняющих также функции первичной стабилизации температуры перегрева пара, может быть причиной превышения контрольного уровня выбросов, вследствие низкой точности поддержания требуемой степени рециркуляции, или работы АСР с неоправданно большими значениями r, ведущей к росту потерь теплоты с уходящими газами и снижению КПД котла.

Способ регулирования степени рециркуляции, отличающийся входным сигналом регулятора. Для газомазутных паровых котлов, работающих с коэффициентами избытка воздуха близкими к критическим, допустимое значение при неизменной паровой нагрузке однозначно определяется оптимальным значением степени рециркуляции - .

Следовательно, задача оптимизации (9.4) может быть сведена к обычной задаче динамической оптимизации АСР по минимуму ошибки регулирования между заданным -r^опт и текущим - r^ф значениями степени рециркуляции:

(9.5)

где ошибка регулирования; - множество допустимых значений r, - ограничения численных значений r.

Недостаток рассмотренных АСР может быть устранен введением на вход автоматического регулятора сигнала косвенного измерения объема дымовых газов, сформированного на основе функциональной зависимости, учитывающей изменчивость коэффициента избытка воздуха в процессе эксплуатации:

(9.6)

где - коэффициент избытка воздуха в месте отбора дымовых газов на рециркуляцию; - постоянный коэффициент ( = 0,05 для мазута).

Преобразуем уравнение (9.6), учитывая возможность прямого измерения концентрации кислорода с помощью штатных технических средств:

(9.7)

где k₁, k₂ - постоянные расчетные коэффициенты, значения которых зависит от вида и калорийности топлива; 0₂ - текущее значение концентрации кислорода, измеряемое в темпе с технологическим процессом.

Перепишем задачу оптимизации (9.5) с учетом выражений (9.1) и (9.7):

(9.8)

Развернутое выражение ошибки регулирования (правая часть задачи) (9.8) представляет интерес с двух точек зрения: детализации взаимосвязей с АСР подачи топлива и воздуха, и реализации нового способа регулирования, отличающегося входным сигналом. На рис. 9.10. изображена функциональная схема АСР, воздействующей на подачу ВРДГ, с автоматическим ПИ-регулятором, в измерительном блоке которого реализуется сигнал ошибки, соответствующей выражению (9.8).



Рис.9.10.Функциональная схема АСР рециркуляции дымовых газов в паровых газомазутных котлах

1-3 - датчики измерения косвенных сигналов

4-9 - функциональные преобразователи информационных сигналов

10 - Регулирующий прибор

r,к₁,к₂,к₃- ввод постоянных коэффициентов

Повышение качества регулирования обеспечивается вводом на вход регулятора дополнительного сигнала по концентрации кислорода в точке отбора газов на рециркуляцию, который с помощью функциональных блоков преобразуется в сигнал, пропорциональный объему газов, образующихся при сгорании 1кг (м ) топлива, затем умножается на расход топлива и на коэффициент соотношения, равный заданной степени рециркуляции, после чего сравнивается с сигналом по расходу газов рециркуляции и полученная разность, соответствующая сигналу ошибки (9.5), используется регулирующим прибором в качестве управляющего сигнала.

Техническая реализация нового способа не представляет принципиальных трудностей, так как предусматривает использование стандартных измерительных, преобразовательных и регулирующих устройств. Текущее значение Срдг измеряют, например, с помощью нестандартного сужающего устройства, устанавливаемого на линии рециркулирующих газов и преобразуют с помощью дифманометра ГСП в унифицированный токовый сигнал.

Численное значение r^опт формируют с помощью ручного задатчика или УВК, действующего в режиме советчика оператора или супервизорного управления.

Данный способ, по сравнению с базовым, изображенным на рис. 9.9, линия б, обеспечивает повышение точности регулирования степени рециркуляции за счет ввода сигнала по концентрации кислорода.

9.8 Техническая реализация

Назначение и общая характеристика КР-300М

КР-300М -- это компактный многоканальный многофункциональный высокопроизводительный микропроцессорный контроллер, предназначенный для автоматического регулирования и логического управления технологическими процессами. Контроллер КР-300М эффективно решает как сравнительно простые, так и сложные задачи управления.

Контроллер предназначен для построения управляющих и информационных систем автоматизации технологических процессов малого и среднего (по числу входов-выходов) уровня сложности и широким динамическим диапазоном изменения технологических параметров, а также построения отдельных подсистем сложных АСУ ТП, обеспечивая при этом оптимальное соотношение производительность/стоимость одного управляющего или информационного канала.

Основные области применения контроллера:

АСУ ТП малой и средней сложности предприятий с непрерывными или дискретными технологическими процессами различных отраслей (энергетические, химические, нефте- и газодобывающие, машиностроительные, сельскохозяйственные, пищевые производства, производство стройматериалов, предприятия коммунального хозяйства т.п.).

Управление механизмами, агрегатами, линиями и т.п. как автономно, так и в составе АСУ ТП.

Контроллер предназначен для решения следующих задач:

Сбор информации с датчиков различных типов и ее первичная обработка (фильтрация сигналов, линеаризация характеристик датчиков, «офизичивание» сигналов и т.п.).

Выдача управляющих воздействий на исполнительные органы различных типов.

Контроль технологических параметров по граничным значениям и аварийная защита технологического оборудования.

Регулирование прямых и косвенных параметров по различным законам.

Логическое, программно-логическое управление технологическими агрегатами, автоматический пуск и останов технологического оборудования.

Математическая обработка информации по различным алгоритмам.

Регистрация и архивация технологических параметров.

Технический учет материальных и энергетических потоков (электроэнергия, тепло) различными участками производства

Обмен данными с другими контроллерами в рамках контроллерной управляющей сети реального времени.

Обслуживание технолога-оператора, прием и исполнение его команд, аварийная, предупредительная и рабочая сигнализация, индикация значений прямых и косвенных параметров, выдача значений параметров и различных сообщений на пульт контроллера ПК и ПЭВМ верхнего уровня.

Обслуживание технического персонала при наладке, программировании, ремонте, проверке технического состояния контроллера.

Самоконтроль и диагностика всех устройств контроллера в непрерывном и периодическом режимах, вывод информации о техническом состоянии контроллера обслуживающему персоналу.

Решение этих задач поддерживается аппаратными, программными и языковыми средствами контроллера.

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу, оказывают вредное воздействие на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

10.1 Выбросы оксидов азота

Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO₂ с дымовыми газами котла рассчитывается по формуле:

[4]

Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:

(газ) - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (табл.1.7.[4]).

к - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/тут.

.

где D и - номинальная и фактическая производительности котла, т/час.

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок.

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления, .

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку.

- степень рециркуляции дымовых газов.

- коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок, (рис.3 [4]).

10.2 Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где:С_СО - выход оксида углерода при сжигании газа определяемый по формуле

кг/т, тогда:

г/с.

10.3 Расчет и выбор дымовой трубы

Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO₂, NO₂:

,

где:- для одноствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы (для РБ);

m=0,9 при w₀=20 м/с - коэффициент учитывающий условия выхода газов из устья трубы;

Т.к в нашем случае выбросов SO₂ нет то расчет ведем по NO₂.

г/с - массовый суммарный выброс NO₂;

Суммарный объем дымовых газов принимаем по данным укрупненного расчета котлоагрегата ТГМП-354. При сжигании 1 газа объём дымовых газов составляет 10,37 м³/м³.

V^ТГМП-354 = ВV₀(t_ух+273)/273=321,8 10,37 (112+273)/273=956,4 м³/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 допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации. Фоновую концентрацию принимаем в размере С_ф=0,017 мг/м³.

T=112-30=82 ^оС - разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

Тогда высота дымовой трубы:

м.

Принимаем трубы стандартной высоты 180 м.

Определим внутренний диаметр труб на выходе:

м.

Снижение выбросов азота на ТЭЦ и одновременно других вредных газообразных веществ достигается применением рециркуляции дымовых газов, двухступенчатым сжиганием топлива, применением конструкций горелок реализующих ступенчатый метод сжигания топлива, применением присадок.

11. ОХРАНА ТРУДА

11.1 Учет требований охраны труда при разработке генерального плана ТЭС

В качестве объекта строительства принимается газомазутная ТЭЦ отопительного типа, с отпуском тепла и горячей воды для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд населения. Мощность ТЭЦ - 990 МВт.

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

Выбор площадки для строительства ТЭС, а так же размещение на ее территории зданий и сооружений согласно СНиП II-89-80 ”Генпланы промышленных предприятий” производим в зависимости от типа самой электростанции, общей планировки данного района, перспектив его развития, планов развития энергосистемы. Выбор также определяется социально-экономическими, техническими и экологическими требованиями, согласовывается с соответствующими государственными органами, военными организациями.

При выборе площадки для строительства ТЭС учитываются также аэроклиматичекая характеристика и рельеф местности, условия прямого солнечного облучения и естественного проветривания, преобладающие направления ветров, удобство водоснабжения, возможность перспективного расширения объекта, возможность рационального устройства складов топлива, золо- и шлакоотвалов, удобство подхода ЛЭП, кабельных и трубопроводных трасс, условия рассеивания в атмосфере производственных выбросов и условия туманообразования.

ТЭС, ее отдельные здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую среду вредных веществ, а также источниками повышенных уровней шума, вибрации, ультразвука, электромагнитных волн радиочастот, статического электричества и ионизирующих излучений, отделяем от жилой застройки санитарно-защитной зоной.

ТЭС, ее отдельные здания и сооружения размещаем с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке.

Санитарно-защитную зону для ТЭС устанавливаем по расчету рассеивания в атмосфере содержащихся в выбросах вредных веществ, и не можем рассматривать санитарно-защитную зону или какую-либо ее часть как резервную территорию предприятия и использовать ее для расширения промышленной площадки.

Территорию санитарно-защитной зоны озеленяем по проекту благоустройства, разработанному одновременно с проектом строительства электростанции.

Отдельные здания и сооружения размещаем на площадке ТЭС так, чтобы в местах организованного и неорганизованного воздухозабора системами вентиляции и кондиционирования воздуха содержание вредных веществ в наружном воздухе не превышало 30% предельно допустимых концентраций для рабочей зоны производственных помещений.

Между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭС предусматриваем санитарные разрывы для обеспечения необходимой освещенности и чистоты воздуха, а также противопожарные разрывы, исходя из категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной безопасности и степени огнестойкости зданий и помещений. 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 ТЭС размещаем автодорогу на две полосы. Все здания и объекты электростанции соединяем автодорогами шириной более 3,5 м., а проезды для пожарных автомобилей вокруг ОРУ, вдоль открытого сборного канала и других сооружений шириной более 6 м.

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.

Градирни располагаем таким образом, чтобы влага с них не попадала на ОРУ, главный корпус, т.е. их месторасположение увязываем с розой ветров.

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.

Согласно СНиП 2.02.04-97 “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.

В целях пожарной безопасности на рабочих местах предусмотрены:

-- средства сигнализации, представляющие собой тепловые извещатели максимального действия - АТИМ-3, которые срабатывают вследствие деформации биметаллической пластинки при нагревании ее до 60 градусов или дымовые извещатели типа ДИ-1, которые реагируют на возникновение дыма;

-- краны пожарного водопровода (могут быть расположены в непосредственной близости от помещения, в коридоре);

-- огнетушители химические пенные типа ОХП-10. Следует учесть, что этим типом огнетушителей нельзя производить тушение установок под напряжением;

-- огнетушители углекислотные типа ОУ. Этим типом огнетушителей можно производить тушение установок под напряжением.

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Станционные пеногенераторы в этих системах устанавливаются возле ёмкостей с горючими жидкостями и масляных насосов, а также в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания располагают переносные пеногенераторы, со свободным напором не менее 0,4, но не более 0,6 МПа.

Управление стационарными системами пожаротушения - дистанционное и осуществляется из помещений главного щита управлений (ГЩУ).

На площадке, отведенной для строительства ТЭС, выделяем участки для спортивных игр и гимнастических упражнений для работающих на предприятии. Для этих целей выбираем участки с наименьшим загрязнением воздуха и менее подверженные влиянию других вредных факторов, удаленные от главных путей передвижения транспорта.

11.2 Техника безопасности при эксплуатации энергоблока КТ-330-240

Эксплуатационный и ремонтный персонал при эксплуатации энергоблока руководствуется действующими "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"[17], "Правилами техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций"[16], “Правилами устройства электроустановок”[18] и т.д.

Все лица, допускаемые к эксплуатации и ремонту теплосилового оборудования электростанций, обязаны знать соответствующие разделы перечисленных выше документов.

Каждый вновь принятый на работу или переведенный на другую работу инструктируется по правилам техники безопасности применительно к условиям работы, в данном цехе с записью об инструктаже и результатах проверки в специальном журнале.

Обо всех нарушениях ПТБ, а также о неисправностях оборудования, механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей или оборудования, немедленно сообщается вышестоящему руководителю.

При несчастном случае или возникновении опасности, персонал, обслуживающий или производящий ремонт, оказывает пострадавшему помощь или принимает меры по предупреждению несчастного случая, вплоть до отключения установки, вызывает начальника смены КТЦ, а в дальнейшем действует по его указанию.

На проектируемой ТЭЦ устанавливаются прямоточные котлы ТГМП-354 с принудительной циркуляцией, газоплотные, предназначенные для получения перегретого пара при сжигании природного газа (основное топливо) и мазута (резервное топливо) паропроизводительностью 1000 т/ч по перегретому пару с давлением 255 ата и температурой 545°С.

Разрушения котлов приводят к тяжелым последствиям: повреждению оборудования, зданий и сооружений, к человеческим жертвам, поэтому проектирование, изготовление и эксплуатация котлов находится под контролем Госпроматомнадзора.

Согласно "Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"[17], котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы изготовляются только на предприятиях, имеющих на то разрешение местного органа Госпроматомнадзора. Ни один котел не может быть пущен в работу без разрешения Госпроматомнадзора. Котел должен быть зарегистрирован в местных органах Госпроматомнадзора, пройти техническое освидетельствование, на его эксплуатацию должно быть выдано письменное разрешение инспектора котлонадзора.

Оборудование котельного отделения комплектуется с приборами контроля и автоматического регулирования технологических процессов, а также с защитными устройствами, блокировками и сигнализацией. Движущиеся и вращающиеся части оборудования ограждаются. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах, на поверхности изоляции в помещениях при температуре воздуха +25 °С не должна быть выше +45 °С, а на поверхности обмуровки котлоагрегатов - +55 °С [17]. Предусматривается, что потери теплоты с поверхности обмуровки котлов не превышают 349 Вт/м² (300 ккал/(чм²)). Поверхности изоляции имеют защитное покрытие и окраску. Трубопроводы пара и горячей воды окрашиваются по всей длине и, согласно правилам Госгортехнадзора, имеют цветные кольца.

Особенностью режима работы котлов является длительная безостановочная эксплуатация (от нескольких недель до нескольких месяцев) и значительные колебания тепловых нагрузок в течении суток и дней недели. Круглосуточная работа оборудования и необходимость непрерывного контроля выдвигают определенные требования к качественному и количественному составу сменных бригад. Во главе смены назначают начальника смены, который хорошо знает технические данные обслуживаемого оборудования, производственные инструкции, схемы, правила технической эксплуатации и техники безопасности. Обслуживание котла заключается также в соблюдении заданного режима его работы и графика нагрузок. Это достигается поддержанием соответствия между количествами вырабатываемого пара, подаваемой питательной воды и сжигаемого топлива. Даже кратковременное отклонение от этого соответствия при неприятии своевременных мер может послужить причиной аварии и несчастных случаев. Так, несоответствие количеств подаваемого в топку топлива и снимаемого с котла пара может привести к чрезмерному повышению или понижению давления; несоответствие количеств подаваемого в топку топлива и воздуха могут быть причиной недожога топлива в топке и его отложений в газоходах с последующим воспламенением и взрывом. Машинист должен непрерывно контролировать соблюдение всех параметров и своевременно реагировать на возникающие отклонения, что требует от него не только глубоких знаний, но и внимательности. Члены сменной бригады во время дежурства обходят и осматривают оборудование, регулируют тягу, дутье, подачу топлива и воды, доливают масло в подшипники вращающихся механизмов, выполняют другие работы. Обходы и осмотры котла и вспомогательного оборудования выполняют в определенной последовательности согласно установленным инструкцией маршрутам. Маршруты охватывают все ответственные участки. Трассы оборудуются лестницами, площадками, ограждениями и освещением, обеспечивающими безопасность обходов. Маршруты по возможности должны исключать или сводить до минимума время пребывания людей в зонах с повышенной опасностью. К таким зонам в первую очередь относятся места, где находятся фланцевые соединения, взрывные и предохранительные клапаны, водоуказательные приборы, люки лазов и крышки гляделок топки, движущиеся части механизмов и т.п.

Растопка котла - один из наиболее ответственных этапов его обслуживания. В непосредственной близости от растапливаемого котла прекращаются все работы, выполняемые вне топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу. Чтобы не допустить несчастного случая из-за растопки неисправного котла, начальник смены и машинист проверяют готовность к работе котла и всего вспомогательного оборудования. Длительность растопки котла регламентируется производственной инструкцией.

После монтажных и ремонтных работ в змеевиках и коллекторах пароперегревателя, а также в паропроводе котла могут остаться посторонние предметы, которые, попав в проточную часть турбины и другого оборудования, могут привести к серьезным авариям. Чтобы избежать этого, паропроводы, до их включения в работу, продувают паром. Устраивают специальные временные продувочные паропроводы, присоединяемые к рабочему паропроводу и служащие для вывода продуктов продувки за пределы помещения. Конец продувочной трубы выводится наружу в такое место, где отсутствует какое-либо препятствие истечению пара, движение транспорта и людей (как правило, на кровлю здания). Заранее определяют опасную зону, ограждают ее, вывешивают предупредительные плакаты и выставляют наблюдающих.

Продувка трубопроводов - операция ответственная и опасная, выполняют ее под руководством начальника цеха по специальной программе, утвержденной главным инженером станции. Во время продувки паропроводов создается сильный шум, во много раз превышающий предельно допустимый. Персонал во время продувки применяет средства защиты органов слуха (беруши, наушники).

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

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

Ширина свободного прохода площадок - не менее 600 мм, а для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования - не менее 800 мм. Свободная высота над полом площадок и ступенями лестницы в котельной составляет не менее 2 м.

Во время работы оборудования не допускается находиться вблизи арматуры, предохранительных клапанов, люков и лазов, если это не вызвано необходимостью обслуживания оборудования. При обнаружении свищей в пароводяном тракте, а также пропаривании через изоляцию паропроводов определяется опасная зона и принимаются меры к ее ограждению для предотвращения прохода людей в эту зону. Все работы в зоне прекращаются.

При подтеках мазута, масла на трубопроводах, арматуре и пр., пролитые мазут, масло немедленно удаляются. Все газопроводы, мазутопроводы, паропроводы, трубопроводы запального газа заземляются.

Производство ремонтных работ производится только на остановленных механизмах и оборудовании, и не находящихся под давлением или напряжением. Производство ремонта оборудования производится только после принятия предупредительных мер против его включения в работу. До входа людей в топку в период проведения работ в ней удаляются пробки из ремонтных труб в "шатре". Производство сварочных работ при ремонте оборудования в помещении теплосиловых цехов допускается только на громоздких деталях, которые не могут быть вынесены в специальные помещения. Работы выполняются по порядку с письменного разрешения лица, ответственного за пожарную безопасность.

В зоне обслуживания котла и котельного оборудования устанавливаются необходимые противопожарные приспособления, устройства (пожарные краны, огнетушители, ящики с песком) согласно нормам и правилам противопожарной охраны. Руководством электростанции совместно с пожарной охраной разрабатывается и утверждается оперативный план пожаротушения.

12. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА

Компоновкой главного корпуса ТЭЦ называют взаимное расположение отдельных помещений, оборудования в строительных конструкциях. Компоновка главного корпуса обеспечивает надежную, безаварийную, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования, возможность его ремонта, удобство монтажа, высокую механизацию работ, соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований, экономичность сооружения, удобство расширения станции.

На проектируемой ТЭЦ принимаем закрытую компоновку главного корпуса. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас, состоящий из колонн, опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся два турбоагрегата и нижнюю, в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и др.

Вверху машинного зала устанавливается мостовой электрический кран с основным крюком грузоподъемностью 50 т и малым крюком с грузоподъемностью 10 т. В перекрытии нижнего отделения устанавливаются проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.

Размещение турбоагрегата островное - вокруг и вдоль стен устроены галерки и проходы. Размещение поперечное, при этом параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Турбоагрегаты размещаются турбинами со стороны котельной, а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. Предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.

В котельном отделении котлы устанавливаются в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Устанавливаем один мостовой кран, предназначенный для монтажа и эксплуатации оборудования. На нескольких отметках предусматриваются ремонтные зоны. В котельное отделение проведены железнодорожные пути, и обеспечен подъезд автотранспорта.

Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения соединительными балками. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.

Воздухоподогреватели и дымососы устанавливаются на открытом воздухе возле наружной стены котельной. Регенеративные подогреватели устанавливаются по бокам турбины. Сетевые подогреватели размещаются с учетом трассировки трубопроводов.

В деаэраторном отделении устанавливаются деаэраторы питательной воды. Один его этаж занят кабельной подстанцией, а другой - трубопроводами РОУ и БРОУ. Здесь же располагается распределительное устройство собственных нужд.

13. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

План размещения сооружений на территории называют генеральным планом электростанции. При размещении соблюдаются: санитарно-гигиенические, противопожарные правила и нормы. Учтено преобладающее направление ветра, характеризуемое "розой ветров".

Сооружения электростанции размещаются так, чтобы обеспечить удобную связь их с топливной и водной базами, потребителями тепловой и электрической энергии. Обязателен также удобный подъезд и подвод железобетонных путей, автомобильных дорог для подвоза топлива, оборудования и материалов.

Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:

зона основных производственных зданий (главный корпус и технологически связанные с ним открытые установки трансформаторов, ОРУ 110 и 330 кВ, сооружения циркуляционного водоснабжения, мазутное хозяйство);

зона ХВО;

зона складских и вспомогательных зданий;

бытовая зона.

Административно-бытовой корпус соединен с главным корпусом проходной галеркой, сооруженной на уровне основного оборудования. ОРУ располагается вдоль фасада, а градирни со стороны торца главного корпуса.

ХВО, склад реагентов и другие вспомогательные помещения расположены со стороны торца главного корпуса и ПВК. ПВК расположена напротив котельного отделения главного корпуса.

Мазутное хозяйство отделяют от площадки ТЭЦ железнодорожные пути. На территории развитая сеть автомобильных дорог, обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями, а через подъездную дорогу - с городом. К главному корпусу, мазутному хозяйству, складу химреагентов, материальным складам подведены постоянные транспортные линии.

Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и автобусная остановка.

Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции.

Таблица 13.1. Основные показатели генерального плана

Наименование	Единица измерения	Значение
1. Площадь участка ТЭЦ в ограде	га	21,1
2. Площадь по зданиям и сооружениям	га	10,8
3. Коэффициент застройки	%	51,0
4. Площадь, занятая транспортными магистралями	%	17,0
5. Коэффициент использования территории	%	80
6. Протяженность ограждения	км	2,03

14. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qт-Qтфоhтфо)=4,15 1063 -198,5.3500=11,7106 Гкал/год=13,6.106 МВтч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=11,7.106/(0,93.7)=1,79.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=11,7.106(5,57106)=2,1 Гкал/МВтч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=1,79.106(5,57.106)=0,321 т у.т./МВтч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=1,875.106-1,79.106=0,0852.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц= Qгтф=129.3500=0,45.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф = 0,0852.106/0,45.106 =0,189 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,1230,321=0,40.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,189=0,757.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=14,04.106.1,79.106/(1,875.106)=13,4106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=14,04.106.0,0852.106/(1,875.106)=0,63.106 $/год.