,

где - для трехствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;

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

г/с

- массовый суммарный выброс SO₂ и NO₂;

F=1 - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере;

ПДК - предельно допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации;

T=105 ^оС - разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

V - суммарный объем дымовых газов:

.

Тогда высота дымовой трубы:

м.

Принимаем трубу высотой 150 м.

Выбираем дымовую трубу высотой 150 м и диаметром 6 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 Производственная санитария и техника безопасности

В качестве объекта строительства принимаем ТЭЦ мощностью 80 МВт на газу, резервным топливом является мазут.

ТЭЦ промышленного типа располагаем на участке, входящем в общую территорию обслуживаемых ею промышленных предприятий в промышленной зоне в непосредственной близости от города (в южном направлении от г. Минска). Требования к генплану должны удовлетворять с одной стороны технологическому процессу, а с другой стороны - требованиям охраны труда и окружающей среды.

Выбор площадки ТЭС, согласно СНиП II-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий», увязываем с общей планировкой района. ТЭЦ является загородной и располагается недалеко от потребителей тепла.

Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещенной на открытом воздухе дымовой трубой, повышающими трансформаторами, закрытое распределительное устройство (ЗРУ), устройства водоснабжения, топливное хозяйство, химическую очистку добавочной воды, масляное хозяйство, лаборатории и мастерские, склады оборудования и материалов, служебные помещения.

Временный торец ТЭЦ располагаем таким образом, чтобы в случае установки дополнительного оборудования было достаточно территории для развития ТЭЦ и создания санитарно-защитной зоны. Так как ТЭЦ располагается за населенной зоной и топливом является природный газ, то согласно СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые. Нормы проектирования» санитарно-защитную зону устанавливаем величиной 20 метров. Территория санитарно-защитной зоны благоустраивается и озеленяется, предусматриваем сохранение существующих зеленых насаждений.

При этом другие промышленные предприятия, производящие выброс вредных веществ в атмосферу, находятся на достаточном расстоянии, для обеспечения необходимой степени рассеивания этих выбросов. Для снижения вредных выбросов предусматриваем наличие развитых радиационных поверхностей нагрева в зоне горения, снижение мощности горелок, применение достаточно высокой дымовой трубы (80 м) для рассеивания этих выбросов на достаточно большой территории. При этом высота дымовой трубы превышает высоту самого высокого здания в зоне предприятия, обслуживаемого 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.

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

По противопожарным нормам на станции склад мазута сооружен в отрыве от остальных сооружений на специально выделенной и огороженной территории.

Ограждение площадки ТЭС, а также ОРУ вне ее территории выполняется железобетонным забором высотой 2 метра, с внутренней стороны ограды имеется свободная от застройки зона шириной 5 метров для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭС имеет два автомобильных въезда. Ворота въездов оборудованы дистанционным управлением, контрольно-пропускными пунктами и площадками для осмотра грузового транспорта.

Согласно СНБ 3.02.03-03 «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. Высоту этажей вспомогательных зданий принимаем 4,2 метра. Вспомогательные помещения, размещаемые в пристройках к главному корпусу, сообщаются отапливаемыми переходами.

Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели имеют на поверхности земли указатели.

Проезды для пожарных автомобилей вокруг мазутонасосной и ОРУ, а также других линейных сооружений - не менее 6 метров. Имеются пешеходные тротуары и дорожки.

Главный корпус является многопролетным зданием, в котором каждый пролет предназначен для размещения однотипного оборудования. Главный корпус состоит из машинного, деаэраторного, котельного и дымососного отделений.

Оборудование главного корпуса расположено в соответствии с технологической последовательностью, что сокращает протяженность коммуникаций.

В компоновке главного корпуса учтены требования, связанные с ремонтными работами: наличие ремонтных площадок между агрегатами и у торцов здания, возможность транспортирования оборудования с помощью кранов и напольных средств без нарушения безопасности обслуживания оборудования, находящегося в работе.

Вокруг главного корпуса предусматриваем автодорогу на две полосы. Все здания и сооружения соединяются автодорогами. Согласно СНиП II-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий» расстояние от края проезжей части автодороги до стен зданий - не более 20 метров.

Количество эвакуационных выходов из зданий и помещений выбираем не менее двух, при этом ворота для железнодорожного подвижного транспорта как эвакуационный выход не учитываем. Лестницы для эвакуации в главном корпусе предусматриваем наружными, открытыми у временной торцевой стены бункерно-деаэраторного отделения.

Мазутное хозяйство состоит из приемно-сливного устройства, двухступенчатой мазутонасосной и мазутосклада. Емкости склада соответствуют нормам по проектированию складов нефти и нефтепродуктов СНБ 3.02.01-98. Эстакады выполнены из негорючих материалов, лестницы расположены в торцах эстакады.

Внутренние двери помещений масляного и мазутного хозяйства имеют предел огнестойкости EI 45 и открываются в обе стороны.

Полы в помещениях мазутного хозяйства выполнены из негорючих и маслостойких материалов с уклоном не менее 0,5% к приямкам для сбора нефтепродуктов.

Здание ГРП - одноэтажное 1 степени огнестойкости с покрытием легкой конструкции массой 100 кгс/м² и полами из негорючих и неискрящих материалов. Двери ГРП открываются наружу. Температура воздуха в помещении - не менее 5⁰С. Вентиляция естественная, обеспечивающая трехкратный воздухообмен.

КИП с электроприводом и телефон в помещении ГРП выполнены во взрывобезопасном исполнении. Освещение выполнено взрывобезопасным наружным с установкой рефлекторов в нишах стен. Распределительные щитки установлены вне помещения.

На входном и выходном газопроводах ГРП установлены наружные задвижки на расстоянии 10 метров от здания.

Отвод газов в атмосферу от сбросных предохранительных клапанов производится через трубопровод, выведенный из здания на 1 метр выше карниза крыши.

Движение газового потока через регуляторы при значительных перепадах давления и скорости вызывает высокий уровень шума в помещении ГРП, достигающий 120-130 дБА, что болезненно воспринимается человеком.

Для повышения звуконепроницаемости здания оконные проемы заполнены стеклоблоками, двери и приточная жалюзийная решетка изнутри изолированы латексом толщиной 0,02 метра, зонт и труба вентиляционного дефлектора изнутри покрыта листовым пенополиуретаном на клее N 88.

Существующая система водоснабжения - оборотная с одной башенной градирней, циркуляционными насосами, оросительными устройствами.

На территории ТЭЦ предусматриваем раздельные системы канализации:

бытовую (хозяйственно-фекальную);

производственных, незагрязненных сточных вод;

производственных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;

производственных сточных вод, загрязненных осыпью и пылью.

К основному оборудованию КТЦ ТЭЦ относятся:

- паровой котел марки Е-500-130 НГМ;

- турбина типа: ПТ-80/100-130;

К вспомогательному оборудованию относятся питательные, циркуляционные, конденсатные насосы, дымососы, вентиляторы, оборудование цеха ХВО и электроцеха.

Конструкцию и гидравлическую схему котлов и экономайзеров выбираем таким образом, чтобы они обеспечивали надёжное охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением.

Конструкция котлов обеспечивает возможность равномерного прогрева их элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность удаления воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образоваться воздушные пробки при заполнении

котлов водой.

Для барабанов и коллекторов применяем лазы и лючки. В барабанах лазы изготавливаем круглой формы (диаметр круглого лаза - 0,4 метра). В качестве лазов можно использовать топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств. Крышку лаза массой более 30 кг оснащаем приспособлением, которое облегчает ее открывание и закрывание.

В стенках топки и газоходов предусматриваем лазы и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов. Дверцы и крышки лазов, лючков и гляделок изготавливаем прочными, плотными и исключающими возможность самопроизвольного открывания.

В конструкции котла предусматриваем взрывные предохранительные устройства. Эти устройства установлены в стенке топки, последнего газохода котла, экономайзера. Взрывные предохранительные устройства устраиваем и размещаем так, чтобы было исключено травмирование людей.

Для котла Е-500-130 НГМ расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения принимаем 2 метра.

Контрольно-измерительные приборы к газопроводам с давлением более 0,1 МПа присоединены металлическими трубками, а к газопроводам с давлением газа до 0,1 МПа эти приборы присоединены резиновыми трубками длиной не более 1 метра, закрепленными хомутами. На отводах к приборам предусматриваются отключающие устройства.

Турбина ПТ-80/100-130 по техническим условиям размещается в контейнере, оснащенном системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины, вентиляцию, контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в дренажный канал. Маслопроводы, расположенные вне короба, отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы и другие места соединений (тройники, стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы, сварные швы и участок трубы длиной 0,10-0,12 метра от шва.

Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив их фланцевых соединений, теплоизолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.

Подвальные помещения паровых турбин просторные, хорошо освещены. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы, насосы, трубы и пр.) расположены так, чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать.

Стопорные клапаны, которые установлены непосредственно на патрубке турбины, плотно запираются. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько, чтобы исключалась термическая деформация металла.

Движущиеся и вращающиеся части оборудования ограждены. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах, на поверхности теплоизоляции при температуре воздуха в помещениях +25°C не превышает +45°С, а на поверхности обмуровки котлоагрегата +55°С. Предусматриваем, что потери теплоты с поверхности обмуровки котла не превышают 100 Вт/м². “Холодные” наружные поверхности оборудования и трубопроводы, на которых может происходить конденсация водяных паров воздуха, имеют изоляцию. Поверхности изоляции имеют защитное покрытие и окраску. Трубопроводы пара и горячей воды согласно правилам Госпромнадзора имеют цветные кольца соответствующего цвета.

Предельно допустимые значения общей и локальной вибрации для рабочих мест устанавливаются в соответствии с СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-33-2002 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» и приведены в таблицах 11.1 и 11.2



Таблица 11.1

Предельно допустимые значения общей технологической вибрации

Среднегеометрические частоты полос, Гц	Предельно допустимые значения нормируемого параметра в производственном помещении
	С вибрирующими машинами, категория 3а	Без вибрирующих машин, категория 3б
	v, м/с 10-2	Lv, дБ	v, м/с 10-2	Lv, дБ
2	1,3	108	0,5	100
4	0,45	99	0,18	91
8	0,22	93	0,089	85
16	0,2	92	0,079	84
31,5	0,2	92	0,079	84
63	0,2	92	0,079	84
Корректированные, эквивалентные корректированные значения и их уровни	0,2	92	0,079	84

Таблица 11.2

Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации

Среднегеометрические частоты полос, Гц	Предельно допустимые значения по осям Xл, Yл, Zл
	Виброускорение	Виброскорость
	м/с2	дБ	м/с 10-2	дБ
1	2	3	4	5
8	1,4	73	2,8	115
16	1,4	73	1,4	109
31,5	2,7	79	1,4	109
63	5,4	85	1,4	109
125	10,7	91	1,4	109
250	21,3	97	1,4	109
500	42,5	103	1,4	109
1000	85,0	109	1,4	109
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни	2,0	76	2,0	112

При организации технологических процессов стремятся заменить операции, выполняющиеся вибрирующим оборудованием на процессы, свободные от вибрации, а там, где это невозможно, для снижения вибрации и ее вредного воздействия на человека применяем:

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

· виброизоляцию (упругие элементы между оборудованием и фундаментом);

· средства индивидуальной защиты.

Фундаменты под турбоагрегат, турбогенератор, питательные, циркуляционные насосы, дымососы, вентиляторы, как наиболее виброактивное оборудование, конструкции опорных креплений площадок их обслуживания, качество изготовления оборудования, монтажа, ремонта и эксплуатации обеспечивают нормативные требования гигиенических характеристик вибрации, определяющих ее воздействие на человека.

По «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ) двойная амплитуда вибрации подшипников турбин, генератора и возбудителя не должна быть более 3010^-6 м при числе оборотов n=3000 об/мин. При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчетное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опор подшипников не превышает 1510^-6 м.

При проектировании фундаментов под оборудование предусматриваем акустические и воздушные зазоры между фундаментами под оборудование, полом и строительными конструкциями зданий и сооружений.

Предельно допустимые уровни звукового давления и уровни звука на рабочих местах, установленные СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-32-2002 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки», приведены в таблице 11.3.



Таблица 11.3

Предельно допустимые уровни звукового давления и уровни звука на рабочих местах

Наименование рабочих мест	Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц	Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
	Уровни звукового давления, дБ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Кабинеты административного корпуса, лаборатории	86	71	61	54	49	45	42	40	38	50
Кабинеты цехового управленческого аппарата	93	79	70	63	58	55	52	50	49	60
Кабинеты и помещения наблюдения, ДУ, помещения мастеров	96	83	74	68	63	60	57	55	54	65
Лаборатории с шумным оборудованием	103	91	83	77	73	70	68	66	64	75
Постоянные рабочие места	107	95	87	82	78	75	73	71	69	80

В проекте предусматриваем меры по снижению шума

Так как ТЭЦ располагается за пределами жилой зоны, то величину акустической санитарной зоны устанавливаем 800 метров. Это обусловлено тем, что на ТЭЦ имеются блоки, оборудованные осевыми дымососами.

Для снижения шума в помещениях применяем различные звукопоглощающие устройства (кожухи, экраны, перегородки, прокладки) и материалы для облицовки стен.

При проектировании предусматриваем меры по созданию допустимых метеорологических условий для рабочих мест в соответствии с требованиями СанПиН №9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений», снижению воздействия на работающих вредных факторов.

Для отопления и вентиляции помещений ТЭС в качестве теплоносителя применяем перегретую воду, а для взрывоопасных и пожароопасных помещений - горячий воздух. Для помещений управления технологическими процессами в главном корпусе предусматриваем установку кондиционеров. Для охлаждения воздуха при подаче в котельное и машинное отделения в котлотурбинном цехе установлены две пароэжекторные установки (ПЭУ).

По СНБ 4.02.01-03 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха» температуру воздуха в рабочей зоне производственных помещений с полностью автоматизированным технологическим оборудованием функционирующим без присутствия людей (кроме дежурного персонала, находящегося в отдельном помещении и выходящего в производственное помещение периодически для осмотра и наладки оборудования не более чем на 2 ч непрерывно), при отсутствии технологических требований к температурному режиму помещений принимаем:

а) для теплого периода года при отсутствии избытков теплоты -- равную температуре наружного воздуха, а при наличии избытков теплоты -- на 4°С выше температуры наружного воздуха при параметрах А, но не ниже 29°С, если при этом не требуется подогрев воздуха;

б) для холодного периода года и переходных условий при отсутствии избытков теплоты и расчетных параметрах наружного воздуха Б - 10°С, а при наличии избытков теплоты -- экономически целесообразную температуру.

В местах производства ремонтных работ продолжительностью 2 ч и более непрерывно предусматриваем снижение температуры воздуха до 25°С в теплый период года (параметры А) передвижными воздухоохладителями и повышение температуры воздуха до 16°С в холодный период года (параметры Б) передвижными воздухонагревателями.

Относительная влажность и скорость движения воздуха в производственных помещениях с полностью автоматизированным технологическим оборудованием не нормируются при отсутствии специальных требований. Расчетные параметры наружного воздуха для города Минска указаны в таблице 11.4.

Таблица 11.4

Расчетные параметры наружного воздуха

Наименование пункта	Расчетная географическая широта, °с.ш.	Барометрическое давление, гПа	Период года	ПараметрыА	Параметры Б	Скорость ветра, м/с	Средняя суточная амплитуда температуры воздуха, °С
				Температура воздуха, °С	Удельная энтальпия, кДж/кг	Температура воздуха, °С	Удельная энтальпия, кДж/кг
Минск	54	990	Теплый	21,2	47,2	25,8	50,6	2,6	10,3
			Холодный	10,0	6,8	24,0	22,7	3,7	--

В соответствии с требованиями СанПиН №9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» в помещениях пультов управления технологическими процессами, в залах вычислительной техники и других помещениях при выполнении операторских работ, соблюдаются следующие оптимальные нормы: для холодного периода года температура воздуха -- от 22 до 24°С, относительная влажность воздуха -- от 40 до 60% и скорость движения воздуха -- не более 0,1 м/с, для теплого температура воздуха -- от 23 до 25°С, относительная влажность воздуха -- от 40 до 60% и скорость движения воздуха -- не более 0,1 м/с

В помещениях для отдыха рабочих принимается температура воздуха 20°С в холодный период года и 23°С -- в теплый.

В котельном отделении предусмотрена подача приточного воздуха в количестве 3-х кратного воздухообмена в час без учета количества воздуха, удаляемого дутьевыми вентиляторами. При этом система организации воздухообмена при вентиляции исключает возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.

Для вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением предусмотрена подача приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 10⁰С.

Освещение помещений и других объектов ТЭС выбираем по ТКП

45-2.04-153-2009(02250) «Строительные нормы проектирования», исходя из условий зрительной работы, требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещенного освещения при учете требований к ультрафиолетовому облучению.

Предусматриваем меры по обеспечению рабочего и аварийного освещения во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории. Аварийное освещение включает: освещение безопасности и эвакуационное освещение.

Для помещений, в которых постоянно пребывает персонал, применяем газоразрядные лампы, а для освещения главных дорог территории ТЭЦ - ксеноновые.

Освещенность рабочей поверхности, создаваемая светильниками общего освещения в системе комбинированного освещения, составляет не менее 10% нормируемой для комбинированного освещения. В помещениях без доступа естественного света освещенность рабочей поверхности, создаваемую светильниками общего освещения в системе комбинированного, следует повышать на одну ступень.

Освещенность проходов и участков, где работа не производится, составляет не более 25% от освещенности, приведенной в ТКП 45-2.04-153-2009(02250) для системы общего освещения, но не менее 75 лк при разрядных лампах и не менее 30 лк при лампах накаливания.

Нормируемые значения освещенности различных рабочих мест приведены в таблице 11.5



Таблица 11.5

Нормируемая освещенность рабочих мест

Рабочие места	Рабочая поверхность и плоскость, на которой нормируется освещённость (Г - горизонтальная; В - вертикальная)	Нормируемая освещённость при общем освещении, лк
Сливно-наливная эстакада	Г-пол площадки Г-горловина цистерны	5 20
Помещение РУ, диспетчерская, операторная, (электрощитовые: а) с постоянным пребыванием людей б) с периодическим пребыванием людей	Г-0,8м от пола Г-стол оператора Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов В - задняя сторона щита Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов Г-0,8м от пола В - задняя сторона щита	200 300 150 50 150 150 50
Запорная и регулирующая арматура: а) в помещениях б) вне зданий	В - на топках, задвижках, вентилях, клапанах, затворах, петлях то же	75 50
Площадки котла, проходы за котлом	Г-пол	50
Помещение топливоподачи	Г-0,8м от пола	150
Помещение дымососов вентиляторов	Г-0,8м от пола	150
Конденсационная, ХВО, деаэраторная	Г-пол	75
Генераторная	Г-пол	50

11.2 Пожарная безопасность

По взрывопожарной и пожарной опасности помещения и здания подразделяются на категории в соответствии c НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», а огнестойкость строительных конструкций определяется СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая классификация зданий, строительных конструкций и материалов». Категории производства для зданий и сооружений ТЭЦ, степень огнестойкости зданий приведены в таблице 11.6.

Таблица 11.6

Категории производственных процессов по их взрывопожарной и пожарной опасности, огнестойкость зданий и сооружений

Наименование помещений и сооружений	Степень огнестойкости здания	Категория производства по взрывопожарной и пожарной опасности
1	2	3
Главный корпус: - котельное отделение - машинное отделение - помещение щитов управления Помещение водоподготовки Конденсатоочистка Приемно-сливные устройства Мазутонасосная Помещение ГРП Газоходы Ремонтные мастерские Склады реагентов Материальный склад Башенные градирни Пиковая водогрейная котельная	II II II III III II II II II III III II V II	Г1 Д Д Д Д В2 В2 А Г1 Д Д В3 Д Г1
Ацетилено-кислородная станция Дожимная компрессорная	I II	А Д

Согласно СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая классификация зданий, строительных конструкций и материалов» степень огнестойкости зданий характеризуется пределами огнестойкости их строительных конструкций (в минутах) и классами пожарной опасности строительных конструкций. Соответствующие данные приведены в таблице 11.7.



Таблица 11.7

Пределы огнестойкости и классы пожарной опасности строительных конструкций

Степень огнестойкости здания	Предел огнестойкости и класс пожарной опасности строительных конструкций
	Несущие элементы здания	Самонесущие стены	Наружные ненесущие стены	Перекрытия междуэтажные	Элементы бесчердачных покрытий	Лестничные клетки
					Настилы	Фермы балки, прогоны	Внутренние стены	Лестницы
Й	R120-K0	RE90-K0	E 60-K0	REI 90-K0	RE30-K0	R30-K0	REI 120-K0	R 60-K0
ЙЙ	R120-K0	RE75-K0	E 30-K0	REI 60-K0	RE30-K0	R30-K0	REI 120-K0	R 60-K0
ЙЙЙ	R 90-K0	RE60-K0	E 30-K0	REI 60-K0	RE30-K0	R30-K0	REI 105-K0	R 45-K0
V	R 45-K1	RE30-K1	E 15-K2	REI 45-K1	RE15-K1	R15-K1	REI 60-K0	R 45-K0

Число эвакуационных выходов из зданий с каждого этажа и из помещений составляет не менее двух. Ширина путей эвакуации принимается не менее 1 метра, а дверей на путях эвакуации - не менее 0,8 метра. Высота прохода на путях эвакуации - не менее 2 метров.

В целях пожарной безопасности на рабочих местах предусмотрены:

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

· огнетушители порошковые ОП-10;

· огнетушители углекислотные типа ОУ-5;

· краны противопожарного водопровода, которые размещены в непосредственной близости от помещения, в коридоре.

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Стационарные 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 располагаются 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 управления (ГЩУ) и от мест расположения переносных пеногенераторов, установленных у входа в здание. В котельном отделении в местах расположения мазутопроводов, задвижек к горелкам установлены автоматические тепловые датчики пожарной сигнализации с приемом сигналов на ГЩУ.

На котле предусматривается система пожаротушения регенеративных воздухоподогревателей (РВП). Пожаротушение баков масла в турбинном отделении предусмотрено высокократной воздушно-механической пеной или распыленной водой. Для тушения турбогенератора с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим управлением и передвижные углекислотные установки. В качестве импульсов для системы пожаротушения используется продольная и поперечная защита турбогенератора.

Для защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод, который устанавливается на дымовой трубе. Так как мазутохранилище и ГРП относятся к объектам с постоянной взрывоопасностью и находятся на некотором расстоянии от дымовой трубы, то они оборудованы отдельно стоящими молниеотводами.

Металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящиеся в зданиях, присоединены к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания.



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 рассматриваемой ТЭЦ компоновка главного корпуса закрытая с размещением оборудования в котельном, деаэраторном и машинном отделениях, которые расположены параллельно, сомкнуто и образуют единый главный корпус. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас, состоящий из колонн, опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделен по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся турбоагрегат и нижнюю, в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и др.

Вверху машинного зала устанавливается два мостовых электрических крана с основным крюком грузоподъемностью 100 т и малым крюком с грузоподъемностью 20 т. Вокруг турбоагрегатов устроены площадки обслуживания, соединенные между собой продольными проходами, идущими вдоль стен машинного зала. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусмотрены промежуточные площадки на двух уровнях между площадкой обслуживания турбины и полом конденсационного помещения. В перекрытии над конденсационным помещением устроены проемы (люки) для обслуживания мостовым краном вспомогательного оборудования.

Размещение турбоагрегата островное - вокруг и вдоль стен устроены галереи и проходы. Размещение поперечное, при этом параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Турбоагрегат размещаются турбинами со стороны котельного отделения, а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. При этом улучшается подвод паропроводов к турбинам и отвод электрического тока из генераторов, сокращаются длины паропроводов и выводов электрического тока. У торцевых стен машинного зала предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.

Турбина и её генератор установлены на своем фундаменте, не связанном с другими строительными конструкциями, чтобы вибрация турбоагрегата не передавалась на них.

Габаритные размеры турбинного отделения выбраны достаточными для свободной выемки роторов генераторов, трубок конденсаторов и трубных систем подогревателей. Отметка нижней части фермы машинного зала выбрана из необходимости обеспечения подъема и транспортировки крышки ЦНД турбины или подъема ПВД.

Конденсаторы расположены под фундаментом турбины. Циркуляционные насосы расположены в блочной насосной станции.

В котельном отделении котел установлен в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Один мостовой кран котельного отделения предназначен для монтажа и эксплуатации оборудования. На нескольких отметках (нулевой, площадке управления) предусмотрены ремонтные зоны для транспортировки и размещения при ремонте материалов и оборудования. В котельное отделение 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 установлены на открытом воздухе возле наружной стены котельного цеха. Регенеративные подогреватели расположены по бокам турбины. Сетевые подогреватели размещены с учетом трассировки трубопроводов.

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



13. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений. Генплан рассматриваемой электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами, дымовыми трубами; устройства водоснабжения и топливного хозяйства; химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; электрический щит управления, электрическое распределительное устройство 110 кВ закрытого типа; лаборатории, мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения и др.

Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:

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

зону ХВО;

зону складских и вспомогательных зданий;

бытовую зону.

Административно-бытовой корпус соединен с главным корпусом проходной галереей, сооруженной на уровне основного оборудования.

ХВО, склад реагентов и другие вспомогательные помещения, а также пиковая водогрейная котельная расположены в отдельных зданиях на территории.

Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусмотрены необходимые пожарные разрывы и проезды.

К помещениям машинного зала и котельной, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла, химических реагентов и других материалов предусмотрен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог. Отдельные здания, сооружения и установки размещены в соответствии с технологическим процессом производства энергии на электростанции.

На территории ТЭЦ предусмотрена 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, кроме мазутного хозяйства, размещаются в пределах основной ограды электростанции.



14. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qтi-(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо)=1,9710⁶- 70.5000-185.3000= 0,88.106

Гкал/год = 0,98.106 МВт.ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/каKп)=0,88.106/(0,93.7)=0,135.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=0,88 .106(0,46.106)=1,91 Гкал/МВт.ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,135.106(0,5.106)=0,27 т у.т./МВт.ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ + Э^тэ_снЭ_тэцb_ээ.

Где Э^тэ_сн=8 % - расход эл.энергии на производство теплоты :

Bтэ=0,6710⁶-0,13510⁶+0,080,4610⁶0,27=0,45 т.у.т.



Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,45.106/(70.5000+185.3000)=0,165 т.у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

ээ0,123/bээ=0,1230,27=0,51.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

тэ0,143/bтэ=0,1430,165=0,87.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=5,15.106.0,135.106/( 0,67.106)=

=1,6.106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=5,15.106.0,45.106/(0,67 .106)=

=3,5.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(1,6.106+0,135.106.185)/0,46.106=

=57,8 $/МВт.ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(3,5.106+0,45.106.185)/1,97 .106=

=44,1 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,27.185=50 $/МВт.ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,165.185=30,53 $Гкал

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=(53,57.106/0,46.106)(0,135.106/0,67

106)=46,5 $/МВт.ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=(53,57.106/1,97.106)(0,45.106/0,67.106)=41,4

$/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=(120.0,46.106+30.1,97

106)/84,83.106=1,35.

Показатель фондовооружённости:



Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=84,83.106/(100.0,6)=1413834 $/чел.

Раздельная схема КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qтi(1+?П/100)= 1230000 (1+1,2100)=1244760 МВт.ч

Где П=1,2% -- показатель, учитывающий отклонение параметров от номинальных.

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт=Qэ/Эк=1,25.106/(80.5500)=2,2 Гкал/МВт-ч=9,24 ГДж/МВт.ч.

КПД турбоустановки:

т=1/qт=12,2=0,49.

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

ээ=0,123/bээ=0,1230,319=0,39.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,319.185=59,06 $/МВт.ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ=Стээ+Икэспост/Экэс=59,06+9,5.106/(0,39.106)=83,4 $/МВт.ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ=(EnK*кэс+И*кэспост+И*кэспер)/Экэс=

=(0,12.114.106+9,1.106+24,9.106)/(0,39.106)=122,3 $/МВт.ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=Цнээ.Экэс/K*кэс=120.0,39.106/(114.106)= 1,4.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=K*кэс/(Nкэсkшт)=114.106/(80.0,7)=2,0410⁶ $/чел.

Котельная

Удельные капиталовложения в котельную:

k=Kкот/Qкот=12.106 (110,24.2+180)=30 $/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bкот/(Qтх+Qтф)= 2,510⁵ (110,24 2.5000+180.3000)=0,15т.у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

тэ0,143/bтэ=0,1430,15=0,95.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,15.185=27,75 $/Гкал.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ=Сттэ+Икотпост/(Qтх+Qтф)=27,75+1,21

106/(110,24.2.5000+180.3000)=28,55 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ=(EnKкот+Икотпост+BкотЦтут)/(Qтх+Qтф)=

=(0,12.12.106+1,21.106+250000.185)/1,64.106=29,8 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=Цнтэ.(Qтх+Qтф)/Kкот=30.1,64.106/12.106=4,1

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kкот/(Qкотkшт)=12.106/(400,5.0,12)=250000 $/чел.

Таблица 1.4

Сводная таблица результатов

№	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Комбинированная схема	Раздельная схема
				Общий показатель	Электроэнергия	Теплота	Общий показатель	КЭС	Котельная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Установленная мощность	N Q	МВт Гкал/ч		80	255		80	400,5
2	Число часов использования установленной мощности	h	ч/год	5000	4000	тх-5000 тф-3000	5500	5000	тх-5000 тф-3000
3	Годовой отпуск энергии	Э Qгод	МВт ч/ год Гкал/год		0,46 млн	1,97 млн		0,39 млн	2,96 млн
4	Удельный расход тепла	q	Гкал/МВт ч		1,91		2,2
5	Удельный расход топлива на производство энергии	b	тут/МВт ч тут/Гкал		0,27	0,165		0,32	0,15
6	КПД по производству энергии				0,51	0,87		0,49	0,95
7	Полные капиталовложения	K	млн $	84,83			132	120	12
8	Условно-постоянные издержки	Ипост	млн $ год	5,15	1,65	3,5	10,31	9,5	1,21
9	Переменные издержки	Ипер	млн $ год	12,33 млн	5,7	6,6	28,79 млн	25,9млн	2,89 млн
10	Цена тонные условного топлива	Цтут	$/тут	185			185
11	Себестоимость энергии	Сээ Стэ	$/МВт ч $/Гкал		57,8	44,1		83,4	28,55
12	Топливная составляющая себестоимости	Ст ээ Ст тэ	$/МВт ч $/Гкал		50	30,53		59,1	25,25
13	Показатель фондоотдачи	Кфо	$/$	1,35				1,4	4,1
14	Показатель фондовооружения	Кфв	$/чел	1,41 млн				2,04 млн	0,25 млн
15	Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт чел ч/ Гкал	0,6				0,7	0,12
16	Норма амортизации	Рам	%	3,6				4,8	4,7
17	Внутренняя норма доходности	IRR	%	27,52			26,54

15. СПЕЦВОПРОС. РАЗРАБОТКА ИНВАРИАНТНЫХ САР

Постановка задачи

Рассчитать параметры оптимальной динамической настройки системы автоматического регулирования с дифференцированием промежуточной регулируемой величины и провести анализ оптимальных переходных процессов при основных возмущающих воздействиях:

1) Скачок задания(функция Хевисайда);

2) Скачок внутреннего возмущения(F1);

3) Скачок внешнего возмущения (F2);

Объект регулирования представлен в виде двух участков:

1) Опережающего

;

2) Инерционного

;

Для регулирования используется:

1) Основной ПИ-регулятор

;

2) Дифференциатор или стабилизирующее устройство

или ;

Исходные данные для расчета оптимальной динамической настройки:

1) Опережающий участок

2) Инерционный участок объекта регулирования

Краткое описание методики расчета параметров оптимальной динамической настройки САР [17]

Методика расчета САР с дифференциатором

Исходные данные:

Структурная схема САР с дифференцированием промежуточной регулируемой величины

Рисунок 15.1 - Структурная схема САР с дифференцированием промежуточной регулируемой величины

Передаточная функция опережающего участка объекта регулирования представлена в виде звена 2-го порядка, Т_оп>>_оп.

Передаточная функция инерционного участка объекта регулирования представлена в виде инерционного звена первого порядка с запаздыванием.

Динамика основного регулятора представлена в виде передаточной функции ПИ- регулятора:

Динамика дифференциатора представлена виде передаточной функции реального дифференцирующего звена

где Т_и, К_р - время интегрирования и коэффициент усиления основного регулятора, а Т_д, К_д -время дифференцирования и коэффициент дифференцирования.

Критерий оптимальности:

Основной регулятор настраиваем на отработку скачка внутреннего возмущения (f1) по методу частичной компенсации с критерием оптимальности:

I=

Ш=0,95

Дифференциатор настраивается для отработки внешнего возмущения(f2) по методу полной компенсации в частном виде с критерием оптимальности:

Регулятор как колебательное звено с е= ;

Алгоритм расчета:

1. Разложение двухконтурной САР на две одноконтурные.

2. Внутренний контур по правилу преобразования структурную схему заменим эквивалентной передаточной функцией, где входом является , а выходом :

Примем, что , тогда

Тогда выражение примет вид:

Выражение примет вид:

По внешнему виду напоминает виртуальный ПИ-регулятор

3. Рассчитываем параметры оптимальной динамической настройки виртуального ПИ-регулятора по методу полной компенсации в частном виде по формулам:

Возвращаемся к реальному дифференциатору :

4. Расчет оптимальной динамической настройки основного регулятора осуществляется по одноконтурной схеме внутреннего контура с учетом настройки дифференциатора:

Рисунок 15.2 - Одноконтурная схема внутреннего контура с учетом настройки дифференциатора

При большой длине пароперегревателя реальный дифференциатор в момент времени стремится к динамике идеального пропорционального звена с коэффициентом усиления . Рисунок 2 превращается в рисунок 3:



Рисунок 15.3 - Одноконтурная схема внутреннего контура с учетом настройки идеального дифференциатора

Для линейных САР можно выполнить следующие преобразования:

Рисунок 15.4- Преобразованная схема линейной САР

Расчет параметров динамической настройки основного регулятора проводим по передаточной функции эквивалентного объекта по формулам метода частичной компенсации

Рассчитываем относительный коэффициент усиления основного регулятора:

К=К_рК_об=0,7395Т(1+1/Т)²-1

Относительная постоянная времени:



Т=Т_об/_об

Затем определяем абсолютное значение коэффициента усиления основного регулятора:

К_р=К/К_оп? К_д

Далее находим относительное время интегрирования основного регулятора:

I=T_и1/_оп=6,36К/(Т(1+1/Т)³)

Абсолютное время интегрирования:

Т_и1=I_оп

Расчет параметров настройки САР с дифференциатором

1. Расчет дифференциатора производим по методу полной компенсации в частном виде по формулам:

Рассчитываем время дифференцирования дифференциатора:

.

Рассчитываем коэффициент усиления дифференциатора по формуле

В результате получаем передаточную функцию дифференциатора



2. Расчет настройки основного регулятора будем производить по МЧК:

Рассчитываем относительный коэффициент усиления стабилизирующего регулятора:

К=К_рК_оп=0,7395Т(1+1/Т)²-1=0,739510(1+1/10)²-1=7,94;

Относительная постоянная времени:

Т=Т_оп/_оп=18/1,8=10;

Затем определяем абсолютное значение коэффициента усиления стабилизирующего регулятора по формуле:

К_р=К/К_оп К_д =7,94/3,2?0,208=11,92(т?ч)/;

Далее находим относительное время интегрирования стабилизирующего регулятора:

I=T_и1/_оп=6,36К/Т(1+1/Т)³=6,36?7,94/10(1+1/10)³ =3,79;

Абсолютное время интегрирования:

Т_и1=I_оп= 3,791,8=6,822 c.

В результате получаем передаточную функцию основного регулятора, которая имеет вид:



Таблица исходных данных для моделирования САР

Таблица 15.1

Таблица исходных данных для моделирования САР с дифференциатором

САР с дифференциатором
Объект регулирования
Опережающий участок
Коэффициент усиления Коп,(°С)/(т?ч);	Большая постоянная времени Топ, с	Меньшая постоянная времени у, с	Передаточная функция
3,2	18	1,8
Инерционный участок
Коэффициент усиления Кин	Постоянная времени Тк, с	Условное запаздывание фу, с	Передаточная функция
1,04	200	20
Регуляторы
Основной регулятор
Коэффициент усиления Кст,(т?ч)/(°С);	Время интегрирования Ти, с	Передаточная функция
11,92	6,822
Дифференциатор
Коэффициент усиления Кд	Время дифференцирования Ти, с	Передаточная функция
0,208	200

Алгоритм моделирования переходных процессов САР

Для моделирования переходных процессов САР с дифференциатором используем VisSimCD60.

Пакет программного обеспечения VisSimCD60 предназначен для моделирования нелинейных непрерывных, дискретных и смешанных систем автоматического управления. Он позволяет использовать различные методы для анализа и синтеза систем управления: методы частотных характеристик, корневого годографа, идентификации и оптимизации.

Алгоритм

1. Проектируем в рабочей области VisSimCD60 структурную схему системы автоматического регулирования:

Рисунок 15.5 - структурную схему системы автоматического регулирования

2. Для моделирования блоков в схеме используем передаточные функции объектов регулирования и регуляторов представленные в таблице 15.1:

Рисунок 15.6 - структурную схему системы автоматического регулирования

Спроектировав системы, поочередно подаем возмущающие воздействия:

1. Скачок задания ;

2. Скачок внутреннего возмущения

3. Внешнее возмущение

При отработке возмущающих воздействий выводим графики переходных процессов на экран.

Анализ графиков оптимальных переходных процессов

Отработка скачка задания

Рисунок 15.7 - Отработка скачка задания

Отработка скачка внутреннего возмущения

Рисунок 15.8 - Отработка скачка внутреннего возмущения



Отработка внешнего возмущения

Рисунок 15.9 - Отработка внешнего возмущения

Регулирующие воздействия при отработке внешнего возмущения

Рисунок 15.10 - Регулирующие воздействия при отработке внешнего возмущения

Прямые показатели качества при отработке основных воздействий



Таблица 15.2

Прямые показатели качества САР с дифференциатором

Прямые показатели качества регулирования
Система автоматического регулирования с дифференциатором
Вид возмущения	Полное время регулирования	Первое время регулирования	Максимальная динамическая ошибка регулирования	tgб	Максимальное регулирующее воздействие
Скачок задания (Xзд)	122	71,4	5,00%	0,025
Внутреннее возмущение (F1)	175,6	99,7	0,014	0,003
Внешнее возмущение (F2)	224	224	6,25	0,29	8,3

Выводы

Проанализировав графики переходных процессов, прямые показатели качества, можно сделать следующие выводы:

1. При отработке скачка задания

· Для САР с Д первое время регулирования ()

· Для САР с Д полное время регулирования )

· Максимальное перерегулирование для САР с Д ( 5%)

2. Отработка скачка внутреннего возмущения

· Для САР с Д первое время регулирования ()

· Для САР с Д полное время регулирования ()

· Максимальная динамическая ошибка регулирования для САР с Д ( 0,014)

3. Отработка внешнего возмущения

· Для САР с Д первое время регулирования ()

· Для САР с Д полное время регулирования ()

· Максимальная динамическая ошибка регулирования для САР с Д ( 6,25)

· Максимальное регулирующее воздействие для САР с Д (8,3)

Для улучшения качества регулирования при внеплановом изменении нагрузки применим устройство компенсации крайнего внешнего возмущения.

В данном методе применяется один из лучших способов существенного улучшения качества регулирования - принцип инвариантности, когда дополнительно измеряют одно из наиболее опасных возмущений, от которых хотят избавиться. Сигнал с этого датчика подают на устройство инвариантности (компенсации) этого возмущения.

Рисунок 15.11 - Структурная схема инвариантной САР

Необходимо выбрать структуру компенсирующего устройства так, чтобы оно, реализованное на существующей аналоговой аппаратуре, существенно улучшало качество регулирования, но при относительно небольшом увеличении регулирующего воздействия.

Передаточная функция устройства компенсации будет иметь следующий вид:

Для сравнения смоделируем две различных САР:

1. Типовая САР

2. Инвариантная САР



Рисунок 15.12 - Отработка внешнего возмущения

Рисунок 15.13 - Регулирующие воздействия при отработке внешнего возмущения

Проанализировав графики можно сделать следующие выводы:

1. Типовая САР с дифференциатором даже при оптимальной настройке имеет большой потенциал улучшения качества регулирования, который необходим для увеличения срока службы металла пароперегревателя.

2. Параметры оптимизации параметров динамической настройки типовой САР позволяет улучшить качество регулирования, но не на много, поэтому делаем вывод, что надо менять структуру системы с использованием принципа инвариантности, добавляя к типовой системе второй дифференциатор и датчик по расходу пара.

3. Приминение инвариантной САР позволяет существенно увеличить качество регулирования по сравнению с типовой. Так например при отработке наиболее опасного крайнего возмущения по нагрузке, ошибка регулирования уменьшается на 41%



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, связанных с проектированием ТЭЦ: выбрано основное оборудование и экономически обоснован его выбор; рассчитана принципиальная тепловая схема энергоустановки; произведён укрупнённый расчёт котлоагрегата; на основании произведенных расчётов выбрано вспомогательное оборудование; произведено описание топливного хозяйства ТЭЦ; выбрана и рассчитана система технического водоснабжения; согласно принятым тепловым нагрузкам, типу оборудования и особенности потребления тепла рассчитана химическая часть в объёме водоподготовки и водно-химического комплекса; произведен расчет величин токов короткого замыкания и в соответствии с ними выбраны электрические аппараты ТЭЦ; выбраны и описаны основные системы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ; в разделе охрана окружающей среды выполнены расчёты вредных выбросов при работе станции на основном топливе и рассчитана дымовая труба; рассмотрен ряд вопросов по охране труда на ТЭЦ; разработан генеральный план станции; в качестве специального задания была рассмотрена разработка инвариантных систем автоматического регулирования на примере САР температуры перегретого пара.