Автоматическое поддержание температуры перегретого пара

3). Время нарастания: tн = 3,2 мин.

4). Число колебаний: n = 0

В данном дипломном проекте по исследованию динамики САР провели следующее:

Для заданной динамической характеристики (кривой переходного процесса) объекта управления рассчитали аппроксимирующие передаточные функции объекта.

С учетом выбранного алгоритма управления составили передаточную функцию идеальной замкнутой САР. Рассчитали настроечные параметры системы методом расширенных АФЧХ; выбрали оптимальные настройки регулятора.

Построили переходной процесс разрабатываемой системы с помощью ППП АСОТАР и по полученной характеристике сделали оценку качества показателей САР.

5. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

Большое значение в производственном процессе имеет автоматизация процесса, которая освобождает рабочих от физического труда. Труд заключается лишь в наблюдение за работой машин. Автоматическая система машин самостоятельно выполняет задание в назначенной последовательности и нуждается только в настройке и контроле со стороны высококвалифицированного персонала. Автоматическое регулирование позволяет вести работу без непосредственного вмешательства человека и исключает неправильные режимы работы агрегатов и аварий. Обеспечение не только здоровых, но и безопасных условий работы - первоначальная задача, которая решается при проектирование, сооружение и эксплуатации любого производства.

В дипломном проекте рассматривается автоматическое поддержание температуры перегретого пара на КА БКЗ 75/39 ФБ, замена старого автоматического оборудования на новое, более эффективное, малогабаритное.

Действующие на котле регуляторы Р-25 достигли полного морального износа и не отвечают необходимым требованиям к обслуживанию устанавливаемых приборов, что существенно снижает экономический потенциал данной работы. Заменяя регулятор Р-25 на ПРОТАР-130 можно решить следующие вопросы: достичь более высоких показателей, предотвратить убытки в результате выхода из строя Р-25, повысить технологическую надежность и безотказность работы системы в результате замены устаревшего оборудования на современный высокопробный регулятор.

Внедрения нового оборудования позволит улучшить качество регулирования, снизить время на ремонт оборудования, уменьшить расход угля на 0,5-1 % в год при средней паропроизводительности 20 т/ч.и сократить затраты на электроэнергию.

5.1 Расчет затрат на внедрение оборудования

Расчет затрат на внедрение нового оборудования для автоматического контроля и регулирования

Таблица 5.1

№	Наименование	Кол-во (ед.изм.)	Стоимость (руб)	Сумма (руб)
1	Протар-130	1 шт.	9580	9580
2	Метран 43- ДИ	1 шт.	3400	3400
3	ТСПУ 9313	2 шт.	1610	3220
4	МЭО - 250 25-0,25УК	1 шт.	10670	10670
5	Кабель	90 м.	832(за 100м)	748,8
		60 м.	1362(за 100м)	817,2
6	БП-10	1 шт.	1100	1100
	БП -96/36-4	1 шт.	2200	2200
7	БУ- 21	1 шт.	250	250
8	ПБР	1 шт.	2430	2430
	Итого:			34416
	Прочие расходы	10%		3441,6
	Транспортировка и монтаж	20%		6883,2
	Всего			44740,8

Затраты на оборудование составили 44740,8 рублей. Демонтаж старого оборудования, транспортировку и монтаж нового оборудования производится привлеченной организацией “СтройМонтаж”. Затраты на демонтаж, пуск и наладку системы складываются из затрат на заработную плату слесаря-монтажника и инженера-электронщика, в обязанности которых входит данный вид работы. Работу производят в течении пяти дней. В фонд заработной платы включены надбавки: районные 40%,северные 50% и премиальные 20%.

Фонд заработной платы на демонтаж старого оборудования, а так же на пуск и наладку нового оборудования.

Таблица 5.2

№	Наименование профессии	разряд	Кол-во чел.	Тариф (руб/день)	Кол-во Дней	Фонд зар. Платы (руб)
1	Слесарь-монтажник	6	1	171	5	1795,5
2	Инженер-электронщик	-	1	242-10	5	2542,05
	Итого:					4337,55

Затраты на демонтаж, пуск и наладку системы складываются из затрат на заработную плату слесаря-монтажника и инженера-электронщика, в обязанности которых входит данный вид работы, а также подключение, разработка и наладка программного обеспечения. Работу производят в течении пяти дней. В фонд заработной платы включены надбавки: районные 40%,северные 50% и премиальные 20%.

5.2 Расчет затрат на обслуживание

Расчет численности рабочих до и после реконструкции и их фонд

Таблица 5.3

№	Профессия	Кол-во Чел.	Годовой фонд (руб)
1	Слесарь	1	78000
2	Электрик	1	86400
3	Оператор КИП	1	105600
4	Инженер-механик	1	126000
5	Плановик	1	76800
Всего	5	472800

Затраты на ремонт старого оборудования

Таблица 5.4

№	Наименование профессии	разряд	Кол-во чел.	Тариф (руб/час)	Кол-во Часов	Фонд зар. Платы (руб)
1	Слесарь	6	1	21-38	336	7183,68
2	Инженер-электрик	-	1	30-26	336	10167,36
	Итого:					17351,04

Затраты на ремонт старого оборудования складываются из заработной платы слесаря и инженера-электрика. В заработную плату включены 90% районных и северных надбавок.

Смета годовых расходов на содержание и эксплуатацию старого оборудования

Таблица 5.5

Наименование статей расходов	Сумма (рублей в год)
Зар. плата обслуживающего персонала	472800
Единый соц.налог(35,6%)	168316,8
Амортизация оборудования(20%)	2000
Текущий ремонт	17351,04
Затраты эл.эн.	21800,28
Прочие расходы(3%)	19814,04
Всего	702082,16

Стоимость старого оборудования на момент демонтажа составляло 10 тыс.рублей.

Стоимость электроэнергии рассчитывается исходя из того, что стоимость 1 кВт ч=0,25 руб.

Расход угля при эксплуатации старого оборудования

Таблица 5.6

Паропроизводительность (тонн/час)	Расход угля (тонн/год)	Цена 1т угля (руб)	Расход угля (руб)
20	31680	172	5448960

Затраты на ремонт нового оборудования

Таблица 5.7

№	Наименование профессии	разряд	Кол-во чел.	Тариф (руб/час)	Кол-во Часов	Фонд зар.платы
1	Слесарь	6	1	21-38	168	3591,84
2	Инженер-электрик	-	1	30-26	168	5083,68
	Итого:					8675,52

Затраты на ремонт нового оборудования составляют стоимость ремонта один раз в год. Данные затраты складываются из заработной платы слесаря, инженера-электрика. В заработную плату включены 90% районных и северных надбавок.

Смета годовых расходов на содержание и эксплуатацию нового оборудования

Таблица 5.8

Наименование статей расходов	Сумма (рублей в год)
Зар.плата обслуживающего персонала	472800
Единый соц.налог(35,6%)	168316,8
Амортизация оборудования(8%)	3545,92
Текущий ремонт	8675,52
Расход эл.эн.	15100,33
Прочие расходы(3%)	19600,15
Всего	688038,72

Единый социальный налог составляет 35,6% от заработной платы обслуживающего персонала.

Расходы на текущий ремонт складываются из затрат на ремонт оборудования.

Стоимость электроэнергии 1 кВт ч= 0,25 руб.

Расход угля при эксплуатации нового оборудования

Таблица 5.9

Паропроизводительность (тонн/час)	Расход угля (тонн/год)	Цена 1т угля (руб)	Расход угля (руб)
20	31363,2	172	5394470,4

Расчет прироста прибыли

Таблица 5.10

Наименование статей расхода	Затраты при эксплуатации старого оборудования (руб)	Затраты при эксплуатации нового оборудования (руб)	Экономия (руб)
Зарплата обслуживающего персонала	472800	472800	0
Единый соц.налог(35,6%)	168316,8	168316,8	0
Затраты на ремонт оборудования	17351,04	8675,56	8675,48
Затраты на уголь	5448960	5394470,4	54489,6
Затраты электроэнергии	21800,28	15100,33	6699,95
Амортизация оборудования	2000	3545,92	-1545,92
Прочие расходы	19814,04	19600,15	213,89
Всего	68533

5.3 Расчет технико-экономических показателей экономического эффекта и срока окупаемости системы

Расчет срока окупаемости системы

где: -срок окупаемости

-увеличение прибыли

-затраты

Технико-экономические показатели

Таблица 5.11

Показатели	Единицы измерения	До реконструкции	После реконструкции
Дополнительные капитал. вложения	тыс.рублей	-	59,07
Из них стоимость оборудования	тыс.рублей	-	44,74
Годовой фонд обслуживающего персонала	тыс.рублей	472,8	472,8
Единый социальный налог	тыс.рублей	168,32	168,32
Амортизация оборудования	тыс.рублей	2,0	3,546
Затраты на ремонт оборудования	тыс.рублей	17,351	8,675
Затраты на уголь	тыс.рублей	5448,96	5394,470
Затраты эл.элн.	тыс.рублей	21,8	15,1
Годовой экономический эффект	тыс.рублей	-	68,53
Срок окупаемости	Лет	-	0,9

Анализируя рассчитанную экономическую часть, можно сделать вывод, что внедрение автоматического регулирования температуры перегретого пара экономически выгодно, это позволит улучшить качество регулирования, снизить время на ремонт оборудования, уменьшить расход угля на 0,5-1 % в год при средней паропроизводительности 20 т/ч. и снизить затраты электроэнергии. Система окупится за период 0,9 года.

6. AНАЛИЗ ОПАСНЫХ И ВРЕДНЫХ ФАКТОРОВ ДЛЯ СОСУДОВ РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

На тепловых электрических станциях установлены сосуды, работающие под давлением. Для таких сосудов разработаны Правила “Безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением”. Настоящие Правила устанавливают требования к проектированию, устройству, изготовлению, реконструкции, наладке, монтажу, ремонту и эксплуатации сосудов, цистерн, бочек, баллонов, барокамер, работающих под избыточным давлением.

Настоящие Правила распространяются на:

- сосуды, работающие под давлением воды с температурой выше 115°С или другой жидкости с температурой, превышающей температуру кипения при давлении 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), без учета гидростатического давления;

- баллоны, предназначенные для транспортирования и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);

- цистерны и бочки для транспортирования и хранения сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50°С превышает давление 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);

- цистерны и сосуды для транспортирования или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см), создается периодически для их опорожнения;

- барокамеры.

6.1 Проектирование

1) Проекты сосудов и их элементов (в том числе запасных частей к ним), а также проекты их монтажа или реконструкции должны выполняться организациями, имеющими разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение соответствующих работ, полученное в соответствии с «Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами», утвержденным постановлением Госгортехнадзора России 3.07.93 г., №20;

2) Руководители и специалисты, занятые проектированием,

изготовлением, реконструкцией, монтажом, наладкой, ремонтом, диагностикой и эксплуатацией сосудов, должны быть аттестованы на знание настоящих Правил в соответствии с «Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденным постановлением Госгортехнадзора России 19.05.93 г., №11.

6.2 Конструкция сосудов

1) Конструкция сосудов должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации в течение расчетного срока службы и предусматривать возможность проведения технического освидетельствования, очистки, промывки, полного опорожнения, продувки, ремонта, эксплуатационного контроля металла и соединений;

2) Для каждого сосуда должен быть установлен и указан в паспорте расчетный срок службы с учетом условий эксплуатации;

3) Устройства, препятствующие наружному и внутреннему осмотрам сосудов (мешалки, змеевики, рубашки, тарелки, перегородки и другие приспособления), должны быть, как правило, съемными.

При применении приварных устройств должна быть предусмотрена возможность их удаления для проведения наружного и внутреннего осмотров и последующей установки на место. Порядок съема и установки этих устройств должен быть указан в инструкции по монтажу и эксплуатации сосуда;

4) Если конструкция сосуда не позволяет проведение наружного и внутреннего осмотров или гидравлического испытания, предусмотренных требованиями настоящих Правил, разработчиком проекта сосуда в инструкции по монтажу и эксплуатации должны быть указаны методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов;

5) Конструкции внутренних устройств должны обеспечивать удаление из сосуда воздуха при гидравлическом испытании и воды после гидравлического испытания;

6) Сосуды должны иметь штуцеры для наполнения и слива воды, а также удаления воздуха при гидравлическом испытании;

7) На каждом сосуде должен быть предусмотрен вентиль, кран или другое устройство, позволяющее осуществлять контроль за отсутствием давления в сосуде перед его открыванием; при этом отвод среды должен быть направлен в безопасное место;

8) Расчет на прочность сосудов и их элементов должен производиться по НД, согласованной с Госгортехнадзором России. Сосуды, предназначенные для работы в условиях циклических и знакопеременных нагрузок, должны быть рассчитаны на прочность с учетом этих нагрузок.

При отсутствии нормативного метода расчет на прочность должен выполняться по методике, согласованной со специализированной научно-исследовательской организацией;

9) Сосуды, которые в процессе эксплуатации изменяют свое положение в пространстве, должны иметь приспособления, предотвращающие их самоопрокидывание;

10) Конструкция сосудов, обогреваемых горячими газами, должна обеспечивать надежное охлаждение стенок, находящихся под давлением, до расчетной температуры;

11) Для проверки качества приварки колец, укрепляющих отверстия для люков, лазов и штуцеров, должно быть резьбовое контрольное отверстие в кольце, если оно приварено снаружи, или в стенке, если кольцо приварено с внутренней стороны сосуда.

Данное требование распространяется также и на привариваемые снаружи к корпусу накладки или другие укрепляющие элементы.

6.3 Материалы

1) Материалы, применяемые для изготовления сосудов, должны обеспечивать их надежную работу в течение расчетного срока службы с учетом заданных условий эксплуатации (расчетное давление, отрицательная минимальная и максимальная расчетная температура), состава и характера среды (коррозионная, взрывоопасность, токсичность и др.) и влияния температуры окружающего воздуха;

2) Применение плакированных и наплавленных материалов допускается для изготовления сосудов, если материалы основного и плакирующего слоев указаны, а наплавочные материалы -- в технических условиях, согласованных со специализированной научно-исследовательской организацией;

3) При выборе материалов для сосудов, предназначенных для установки на открытой площадке или в не отапливаемых помещениях, должна учитываться абсолютная минимальная температура наружного воздуха для данного района по СНиП 2.01.01 в случае, если температура стенки находящегося под давлением сосуда может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха;

4) Качество и свойства материалов и полуфабрикатов должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов и технических условий и поддерживаться сертификатами поставщиков. При отсутствии или неполноте сертификата или маркировки изготовитель сосуда (ремонтная, монтажная организация) должен провести все необходимые испытания с оформлением их результатов протоколом, дополняющим или заменяющим сертификат поставщика материала;

5) Присадочные материалы, применяемые при изготовлении сосудов и их элементов, должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов или технических условий.

Использование присадочных материалов конкретных марок, а также флюсов и защитных газов должно производиться в соответствии с техническими условиями на изготовление данного сосуда и инструкцией по сварке;

6) Применение новых присадочных материалов, флюсов и защитных газов разрешается руководством предприятия после подтверждения их технологичности при сварке сосуда, проверке всего комплекса требуемых свойств сваренных соединений (включая свойства металла шва) и положительного заключения специализированной научно-исследовательской организации по сварке;

7) Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается по стандартам или техническим условиям, согласованным со специализированной научно-исследовательской организацией, при условии контроля шва по всей длине радиографией, ультразвуковой или другой равноценной им дефектоскопией.

Каждая бесшовная или сварная труба должна проходить гидравлическое испытание. Величина пробного давления при гидроиспытании должна быть указана в НД на трубы. Допускается не гидравлическое испытание бесшовных труб, если О1 подвергаются по всей поверхности контролю физическими методами (радиографией, ультразвуковым им равноценным);

8) Плакированные и наплавленные листы, а также поковки должны подвергаться ультразвуковому контролю или контролю другими методами, обеспечивающими выявление отслоений плакирующего (на плавленого) слоя от основного слоя металла, также несплошностей и расслоений металла поково. При этом объем оценки качества устанавливается стандартами или техническими условиями на плакированные или наплавленные листы и поковки, согласованными со специализированной научно-исследовательской организацией;

9) Поковки из углеродистых, низколегированных и среднелегированных сталей, предназначенных для работы под давлением свыше 6,3 МПа (63 кгс/см2) и имеющих один из габаритных размеров более 200 мм и толщину более 50 мм, должны подвергаться поштучному контролю ультразвуковым или другим равноценным методом. Дефектоскопии должно подвергаться не менее 50% объема контролируемой поковки. Методика и нормы контроля должны соответствовать НД;

10) Гайки и шпильки (болты) должны изготавливаться из сталей разных марок, а при изготовлении из сталей одной марки -- с разной твердостью. При этом твердость гайки должна быть ниже твердости шпильки (болта). Длина шпилек (болтов) должна обеспечивать превышение резьбовой части над гайкой на величину, указанную в НД;

11) Материал шпилек (болтов) должен выбираться с коэффициентом линейного расширения, близким по значениям коэффициенту линейного расширения материала фланца. Разница в значениях коэффициента линейного расширения не должна превышать 10%. Применение сталей с различными коэффициентами линейного расширения (более 10%) допускается в случаях, обоснованных расчетом на прочность;

12) Допускается применять гайки из сталей перлитного класса на шпильках (болтах), изготовленных из аустенитной стали, если это предусмотрено НД;

13) В случае изготовления крепежных деталей холодным деформированием они должны подвергаться термической обработке -- отпуску;

14) Отливки стальные должны применяться в термообработанном состоянии. Проверка механических свойств отливок проводится после термообработки;

15) Неметаллические материалы, применяемые для изготовления сосудов, должны быть совместимы с рабочей средой в части коррозионной стойкости и нерастворимости (изменении свойств) в рабочем диапазоне температур. Среда, для которой предназначен сосуд , должна быть указана в паспорте на сосуд;

16) Для металлопластиковых сосудов материал герметизирующего слоя (лейнера) выбирается таким образом, чтобы при испытании сосуда пробным делением в материале отсутствовали пластические формации. Методики расчета напряженно-деформатированного состояния сосуда и экспериментального распределения остаточных деформаций согласовывают со специализированной научно исследовательской организацией;

17) Материалы наполнителя и связующего, применяемые для изготовления сосуда, должны иметь гарантированные сроки использования, которые указываются в сертификате на эти материалы.

18) Чугунные отливки из высокопрочного металла не следует применять термически обработанными;

19) Необходимость термической обработки, изготовленной методом накатки, регламентируется НД.

6.4 Изготовление, реконструкция, монтаж, наладка и ремонт сосудов

Изготовление (доизготовление), реконструкция, монтаж, наладка и ремонт сосудов и их элементов должны выполняться специализированными организациями, располагающими техническими средствами, необходимыми для качественного выполнения работ.

Организации, выполняющие указанные работ должны иметь разрешения (лицензии) органов Гостехнадзора России на изготовление, реконструкцию, монтаж, наладку и ремонт сосудов в соответствие с порядком, установленным Госгортехнадзором России.

6.5 Арматура, контрольно-измерительные приборы, предохранительные устройства

6.5.1 Общие положения

1) Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды в зависимости от назначения должны быть оснащены:

- запорной или запорно-регулирующей арматурой;

- приборами для измерения давления;

- приборами для измерения температуры;

- предохранительными устройствами;

- указателями уровня жидкости.

2) Сосуды, снабженные быстросъемными затворами, должны иметь предохранительные устройства, исключающие возможность включения сосуда под давление при неполном закрытии крышки и открывании ее при наличии в сосуде давления. Такие сосуды также должны быть оснащены замками с ключом-маркой.

6.5.2 Запорная и запорно-регулирующая арматура

1) Запорная и запорно-регулирующая арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сосуду или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду. В случае последовательного соединения нескольких сосудов необходимость установки такой арматуры между ними определяется разработчиком проекта;

2) Арматура должна иметь следующую маркировку:

- наименование или товарный знак изготовителя;

- условный проход, мм;

- условное давление, МПа (допускается указывать рабочее давление и допустимую температуру);

- направление потока среды;

марку материала корпуса.

6.5.3 Манометры

1) Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой;

2) Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 -- при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см2), 1,5 -- при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2);

3) Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы;

4) На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра;

5) Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу;

6) Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м -- не менее 160 мм.

Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается;

7) Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного.

В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу;

8) На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/см2) или при температуре среды выше 250 0С, а также с взрывоопасной средой или вредными веществами 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007 вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра.

На стационарных сосудах при наличии возможности проверки манометра в установленные настоящими Правилами сроки путем снятия его с сосуда установка трехходового крана или заменяющего его устройства не обязательна.

На передвижных сосудах необходимость установки трехходового крана определяется разработчиком проекта сосуда;

9) Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания;

10) Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

- отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

- просрочен срок поверки;

- стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

6.5.4 Приборы для измерения температуры

Сосуды, работающие при изменяющейся температуре стенок, должны быть снабжены приборами для контроля скорости и равномерности прогрева по длине и высоте сосуда и реперами для контроля тепловых перемещений.

Необходимость оснащения сосудов указанными приборами и реперами, а также допустимая скорость прогрева и охлаждения сосудов определяются разработчиком проекта и указываются изготовителем в паспортах сосудов или в инструкциях по монтажу и эксплуатации.

6.5.5 Предохранительные устройства от повышения давления

1) Каждый сосуд (полость комбинированного сосуда) должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения;

2) В качестве предохранительных устройств применяются:

- пружинные предохранительные клапаны;

- рычажно-грузовые предохранительные клапаны;

- импульсные предохранительные устройства (ИПУ), состоящие из главного предохранительного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия;

- предохранительные устройства с разрушающимися мембранами (мембранные предохранительные устройства -- МПУ);

- другие устройства, применение которых согласовано с Госгортехнадзором России.

Установка рычажно-грузовых клапанов на передвижных сосудах не допускается.

6.6 Разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию

1) Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, подлежащего регистрации в органах Госгортехнадзора России, выдается инспектором после его регистрации на основании технического освидетельствования и проверки организации обслуживания и надзора, при которой контролируется:

- наличие и исправность в соответствии с требованиями настоящих Правил арматуры, контрольно-измерительных приборов и приборов безопасности;

- соответствие установки сосуда правилам безопасности;

- правильность включения сосуда;

- наличие аттестованного обслуживающего персонала и специалистов;

наличие должностных инструкций для лиц по надзору за техническим состоянием сосудов и их эксплуатацией, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию, сменных журналов и другой документации, предусмотренной настоящими Правилами.

В связи с введением в действие настоящих Правил необходимость, и сроки приведения в соответствие с ними находящихся в эксплуатации сосудов устанавливаются владельцем сосуда по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

Руководящие работники и специалисты организаций, а также индивидуальные предприниматели, занятые проектированием, изготовлением, монтажом, наладкой, ремонтом, реконструкцией, диагностикой и эксплуатацией сосудов, работающих под давлением, должны пройти проверку знаний настоящих Правил в сроки, согласованные с органами Госгортехнадзора России.

7. ЭКОЛОГИЯ

Тепловые электрические станции являются одними из крупнейших источников загрязнения атмосферы. С дымовыми газами котлов, сжигающих органическое топливо, выбрасывается большое количество вредных продуктов сгорания. Обладая высокой токсичностью, они наносят значительный вред окружающей среде и здоровью человеку.

Современные условия работы ТЭС отличаются ужесточением требований к предельно допустимым выбросам загрязняющих веществ и введением платы за их выбросы в атмосферу. Плата за выбросы определяется по результатам инструментального контроля концентраций вредных веществ в уходящих газах котлов, либо расчетным путем, в соответствие с действующим природа - охранным законом “ Об охране окружающей среды”, 2002 гл.4, ст.16. Для расчета используются отраслевые методики определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок.

Разработка нового энергетического оборудования в настоящие время производится с учетом современных экологических нормативов. Поэтому уже на стадии проектирования новых котлов необходимо оценить возможные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и разработать мероприятия, направленные на снижение их уровня до нормативных значений.

7.1 Характеристика продуктов сгорания ТЭС, выбрасываемых в атмосферу

При сжигание органических топлив в топках котлов или камерах сгорания ГТУ и ПТУ образуются различные продукты сгорания, такие как оксиды углерода СОХ=СО+СО2, водяные пары Н2О, оксиды серы SOX=SO2+SO3, оксиды азота NOX=NO+NO2, полициклические углеводороды (ПАУ), соединения ванадия, твердые частицы и др.

Основными продуктами полного сгорания органических углеводородных топлив СmНn является диоксид углерода СО2 и водяные пары Н2О.

В тоже время, вследствие локальных недостатков воздуха или неблагоприятных тепловых и аэродинамических условий, в топках и камерах сгорания образуются продукты неполного сгорания, состоящие в основном из монооксида углерода СО (угарного газа), водорода Н2 и различных углеводородов, которые характеризуют потери тепла а котлоагрегате от химической неполноты сгорания (химический недожог).

Удельные выбросы при факельном сжигании органических топлив в энергетических котлах приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Выбросы	Природный газ г/(м3пр.газа)	Мазут кг/(т мазута)	Уголь Кг/(т угля)
Оксиды серы SO2	0,006-0,01	~21Sp	(17-19)Sp
Оксиды азота NO2	5-11	5-14	4-14
Монооксид углерода СО	0,002-0,005	0,005-0,05	0,1-0,45
Углеводороды	0,016	0,1	0,45-1,0
Водяные пары Н2О	1000	700	230-360
Диоксид углерода СО2	2000	~3000	2200-3000
Летучая зола и шлак	--	10AP	10AP

Условные обозначения: АP,SP- соответственно содержание золы и серы на рабочую массу топлива %.

Содержание СО в продуктах сгорания паровых и водогрейных котлов обычно не превышает сотых долей процента(0,0005-0,025% об). Концентрация СО2 в уходящих газах существенно выше и составляет 10-14% об в зависимости от вида сжигаемого топлива. Кроме того, в процессе сжигания, получается целый ряд химических соединений, образующихся вследствие окисления различных составляющих топлива и азота воздуха N2. Наиболее существенную их часть составляют оксиды азота NOx и серы SOx .

Оксиды азота образуются за счет окисления, как молекулярного азота воздуха, так и азота, содержащегося в топливе. Экспериментальные исследования показали, что основная доля образовавшихся в топках котлов NOx , а именно 96-100%, приходится на монооксид (оксид) азота NO. Диосид NO2, и гемиоксид N2O азота образуются в значительно меньших количествах и их доля приблизительно составляет: для NO2 - 4%, а для N2O сотые доли процента от общего выброса NOX. При типичных условиях факельного сжигания топлив в котлах конценрации диоксида азота NO2, как правило, пренебрежительно малы по сравнению с содержанием NO и обычно составляют 0-7 ppm до 20-30 ppm. В тоже время быстрое перемешивание горячих и холодных областей в турбулентном пламени может привести к появлению относительно больших концентраций диоксида азота в холодных зонах потока. Кроме этого, частичная эмиссия NO2 происходит в верхней части топки и в горизонтальном газоходе и при определенных условиях также может достигать заметных размеров.

Содержащаяся в топливе сера является источником образования оксидов серы SOX: сернистого SO2 (диоксид серы) и серного SO3 (триоксид серы) ангидридов. Суммарный массовый выброс SOX зависит только от содержания серы в топливе Sр, а их концентрация в дымовых газах - еще и от коэффициента избытка воздуха . Как правило, доля SO2 составляет 97-99% , а доля SO3 1-3% ,от суммарного выхода SOX. Фактическое содержание SO2 в уходящих из котлов газах колеблется от 0,08 до 0,6%об., а концентрация SO3 от 0,0001 до 0,008%об.

Среди вредных компонентов дымовых газов особое место занимает большая группа полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). Многие ПАУ обладают высокой канцерогенной и (или) мутагенной активностью, активизируют фотохимические смоги в городах, что требует строгого контроля и ограничения их эмиссии. В тоже же время некоторые ПАУ, например, фенантрен, флуорантен, пирен и ряд других, физиологически почти инертны и не являются канцерогенно-опастыми.

ПАУ образуются в результате неполного сгорания любых углеводородных топлив. Последнее имеет место из-за торможения реакций окисления углеводородов топлива холодными стенками топочных устройств, а также может быть вызвано неудовлетворительным смешением топлива и воздуха. Это приводит к образованию в топках (камерах сгорания) локальных окислительных зон с пониженной температурой или зон с избытком топлива.

Вследствие большого количества празных ПАУ в дымовых газах и трудности измерения их концентраций принято уровень канцерогенной загрязненности продуктов сгорания и атмосферного воздуха оценивать по концентрации наиболее сильного и стабильного канцерогена-бенз(а)пирена (Б(а)П) С20Н12.

Ввиду высокой токсичности, следует особо отметить такие продукты сжигания мазута, как оксиды ванадия. Ванадий содержится в минеральной части мазута и при его сжигании образует оксиды ванадия VO, VO2. Однако, при образование отложений на конвективных поверхностях оксиды ванадия представленны в основном в виде V2O5. Пентаоксид ванадия является наиболее токсичной формой оксидов ванадия.

При сжигание мазута и твердого топлива в выбросах также содержатся твердые частицы, состоящие из летучей золы, сажистых частиц, ПАУ и несгоревшего в результате механического недожога топлива.

Диапазоны концентраций вредных веществ в дымовых газах при сжигание различных топлив приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Выбросы	Концентрация, мг/м3
	Природный газ	Мазут	Уголь
Оксиды азота NO2	200 -1200	300-1000	350-1500
Cернистый ангидрид SO2	--	2000-6000	1000-5000
Серный ангидрид SO3	--	4-250	2-100
Угарный газ CO	10-125	10-150	15-150
Бенз(а)пирен С20Н12	(0,1-1,0)*10-3	(0,2-4,0)*10-3	(0.3-14)*10-3
Твердые частицы	--	<100	150-300

7.2 Расчеты токсичных выбросов в атмосферу с уходящими газами от КА БКЗ 75-39 установленном на ТЭЦ-7

Расчет удельных выбросов и концентраций по методики РД 34.02.304-95.

Таблица 7.3

	Мфакт-ие выбросы (т/г)	Мпдв (т/г)
Мзолы	616,266	14,2
МSO2	1702,9	6,32
МCO	4096,5	426
МNO2	20,5	5,68

7.3 Расчет платы

Таблица 7.4

Определяемая величена	Плата за загрязнение Окружающей среды (руб)	Плата после реализации природоохранных мероприятий, (руб)
П зола	338098,9	1558,2
П SO2	373701,	277,4
П СО	13620,9	283,3
П NO2	5657,5	313,52
Cумма	731077,8	2432,42

Предотвращенный ущерб: П =728645,38 руб.

Таким образом, для получения, ожидаемого экономического результата в виде снижения платы за загрязнения окружающей природной среды предприятию необходимо разработать комплекс природа - охранных мероприятий:

а) технологический этап;

б) отказ от использования твердого топлива замена его на газообразное топливо и электроэнергию.

Анализ обращения с отходами на ТЭС показывает, что от 10 до30% от общего количества используется повторно на самих станциях: от 23 до 42% - передается другим предприятиям в качестве вторичного сырья. Около ~50% отходов размещаются в шламохронилещах и объектах временного хранения электростанций.

В целом, количество отходов, хранящихся та территории электростанций, представляется высоким, а уровень их утилизации недостаточным.

Для совершенствования обращения с отходами необходимо:

- отказаться от применения материалов , приводящих к образованию токсичных отходов, не подлежащих утилизации;

- создать обобщающую информацию о возможных путях утилизации отходов на ТЭС;

- создать единую методологическую базу по расчету нормативов образования отходов и лимитов на их размещение для ТЭС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для выполнения поставленной в дипломном проектировании задачи поддержания температуры перегретого пара на КА БКЗ 75/39 были разработаны схемы:

1. Функциональная схема автоматизации

2. Принципиальная - электрическая схема

3. Схема внешних электрических проводок

4. Расчетная часть регулирования температуры перегретого пара

5. Структурная схема Протара-130

6. Таблица технико-экономических показателей.

Пояснительная записка состоит из следующих разделов:

Описание технологии производства на КА БКЗ 75/39.

Выбор технического обеспечения.

Выбранные технические средства и их роль в структуре системы автоматического контроля и регулирования.

Расчетная часть проектируемой АСР.

Экономическое обоснование.

Безопасность жизнедеятельности человека.

Экология.

Результатом проведения дипломного проектирования явилось автоматическое поддержание температуры перегретого пара на КА БКЗ 75/39. Проведено техническое и экономическое обоснование проекта, на основании которого был сделан вывод об экономической эффективности внедрения спроектированной системы и рассчитаны экономический эффект и окупаемость капитальных вложений, необходимых для установки системы на производстве. Также в дипломном проекте были рассмотрены вопросы жизнедеятельности человека, охраны труда и окружающей среды применительно к рассматриваемому производству и внедрению спроектированной автоматической системы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. ”Промышленные приборы и средства автоматизации” справочник, под редакцией Черенкова В.В. Баранова В.Я., издательство Ленинград. Строение. 1987 г.

2. “Электротеплоснабжение” под редакцией Матко П.М. Баскина К.Е., издательство Москва. Энергия. 1971 г.

3. “Элементы и устройство автоматики“ под редакцией Бабикова М.А., Косинского А.В., издательство Москва. Высшая школа. 1975г.

4. “Монтаж установок тепловых электростанций“ под редакцией Гончарова С.П. издательство Москва. Энергия. 1978 г.

5. “Проектирование, монтаж и эксплуатация систем автоматики” под редакцией Цикермана Л.Я., Шимковича В.В. издательство Москва. Высшая школа.

6. “Технические средства автоматики“ под редакцией Авдеева В.П., Иринина Е.М. издательство БрИИ Братск 1989 г.

7. “Основы автоматизации управления производством “ под редакцией Макарова И.М., издательство Москва. Высшая школа. 1983 г.

8. “Автоматическое регулирование” под редакцией Клюева А.С., издательство Москва. Высшая школа. 1986 г.

9. “Элементы и системы автоматики” под редакцией Коновалова Л.И., издательство Москва. Высшая школа. 1985 г.

10. “Основы расчета настройки регуляторов теплоэнергетических процессов” под редакцией Стефани Е.П.,”Энергия”;1972 г.

11. “Приборы регулирующие программируемые микропроцессорные Протар-120 и Протар-130”. Технические средства и инструкции по эксплуатации, 1990.

12. “Методы расчета выбросов вредных веществ с дымовыми газами котлов” под редакцией М.А. Изюмова. - М.: Издательство МЭИ, 2000. - 69 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица П.1 - Перечень оборудования, приборов и средств автоматизации представленных на листе 2

Обозначение по схеме	Наименование	Тип	Кол-во (шт.)
ГЩУ (главный щит управления)
А	Прибор регулирующий программный микропроцессорный	Протар-130	1
SF 3	Выключатель автоматический трехполюсный	АП-50-3МТ	1
ДУП	Дистанционный указатель положения	ДУП	1
КМ	Пускатель бесконтактный реверсивный	ПБР-3А	1
U1 U2	Блок питания сигнализаторов положения и датчиков	БСПТ	2
SF1 SF2	Выключатель автоматический однополюсной	АЕ-63	2
Приборы по месту
RK1 RK2	Термометр сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом	ТСПУ 9313	2
BHF	Метран	Метран 43-ДИ	1
МАМ	Исполнительный механизм	МЭО 250/25-0,25 У	1
SA	Блок управления	БУ-21	1

Размещено на Allbest.ru