Автоматизация водоподогревательных установок

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики, как и всей промышленности на современном этапе, характеризуется ускорением роста производительности труда и повышением эффективности производства путем широкого использования автоматизированных систем управления технологическими процессами.

На электростанциях к числу важнейших технологических процессов относятся процессы получения воды, используемой в качестве теплоносителя. В результате электрохимических процессов взаимодействия воды с металлом происходит разрушение последнего, называемое коррозией. Коррозионное протравление паровых котлов, испарителей, паропреобразователей, подогревателей, трубопроводов, арматуры, баков и другого оборудования наносит большой ущерб тепловым электростанциям, промышленным котельным, тепловым сетям и другим теплоэнергетическим объектам.

Опыт многолетней эксплуатации мощных энергоблоков в России и за рубежом убедительно свидетельствует о том, что необходимым условием длительной, надежной и экономичной эксплуатации ТЭС является рациональная организация водоподготовки и водного режима парогенераторов и в первую очередь строгое соблюдение экспериментально обоснованных эксплуатационных норм качества пара, конденсата, питательной и котловой воды.

Основными задачами водоподготовки и рациональной организации водного режима парогенераторов и тракта питательной воды являются:

— предотвращение образования на внутренних поверхностях парообразующих и пароперегревательных труб отложений кальциевых соединений и окислов железа, а в проточной части паровых турбин отложений соединений меди, железа, кремниевой кислоты и натрия;

— защита от коррозии конструкционных металлов основного и вспомогательного оборудования ГЭС и теплофикационных систем в условиях их контакта с водой и паром, а также при нахождении их в резерве.

Для того чтобы блок парогенератор-турбина на ТЭС смог проработать от 4000 до 6000 ч без отложений в экранных трубах и в проточной части турбин, необходимо осуществлять весьма совершенные методы обработки добавочной питательной воды, а также очистки загрязненных конденсатов. Все эти мероприятия желательно проводить при минимальных капитальных затратах на сооружение водоподготовительных установок и с минимальными эксплуатационными расходами.

Автоматизация водоподготовительных установок, кроме снижения трудозатрат на обслуживание и повышения надежности действия установки, дает технико-экономический эффект за счет оптимизации технологических процессов и обеспечивает получение воды гарантированного качества.

В данном курсовом проекте рассматривается вопросы по автоматизации процесса водоподготовки, а именно автоматизация водоподогревательных установок.

1. Технологическая часть

1.1 Производство электроэнергии и тепла на ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль — это предприятие, продукцией которого является электроэнергия и тепло, выпускаемое в виде пара или горячей воды. А «сырьем» для производства служит органическое топливо (уголь, нефть, мазут, торф, сланцы и другие). Оборудование электростанции предназначено для экономного преобразования химической энергии топлива в электрическую [1].

Аппаратурно-технологическая схема производства электроэнергии и тепла, представлена на рисунке 1.1.

Основными элементами рассматриваемой электростанции являются:

— котельная установка, производящая «острый» пар;

— паротурбинная установка (ПТУ), преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата;

— электрические устройства (генератор, трансформаторы и т. д.), обеспечивающие выработку электроэнергии;

— сетевая водоподогревательная установка, обеспечивающая нагрев сетевой воды, которая направляется потребителю тепла (например, для отопления зданий).

Основным элементом котельной установки является котел. Уголь поступает на ТЭЦ в вагонах (позиция 1), разгружается в вагоноопрокидывателе (позиция 2) и по конвейеру (позиция 4) поступает либо на угольный склад (позиция 3), либо в дробильное отделение (позиция 5), где происходит дробление угля пока размер частиц не будет менее 60 мм. Затем эти частицы по конвейеру поступают в бункера сырого угля (позиция 6), где производится сушка. После чего дроблёный уголь попадает в мельницы (позиция 7), здесь он смалывается до состояния пыли. После чего поступает на сепаратор угольной пыли (позиция 8), где происходит отсев крупных частиц, которые в последующем подаются обратно в мельницу.

После сепаратора, угольная пыль поступает в бункер угольной пыли (позиция 10), сюда же непрерывно специальным дутьевым вентилятором (позиция 9) подается горячий воздух, нагреваемый в регенеративном воздухоподогревателе, после чего через специальное питательное устройство (позиция 11) смесь горячего воздуха с угольной пылью, поступает в топку-камеру (позиция 13), в которой происходит горение топлива. Вместо газа или одновременно с ним в горелках можно сжигать мазут, привозимый на ТЭЦ в цистернах и хранимый в специальных мазутных баках. При горении топлива образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии.

Стены топки облицованы экранами-трубами, в которые подается питательная вода из экономайзера. На рисунке 1.1 изображен прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель низкого давления (позиция 18), а затем, пароперегреватель высокого давления пароперегреватель высокого давления (позиция 19), в котором повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия.

Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свое основное тепло питательной воде, поступают в золоуловитель (позиция 15), где в дальнейшем вместе с водой удаляется при помощи багерных насосов (позиция 33). Очищенный дым, через дымосос (позиция 16) направляется дымовой трубе (позиция 17). Дымосос и дымовая труба создают разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, дымовая труба рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних.

Полученный на выходе из котельной установки пар высоких параметров поступает по паропроводу к паровой турбине (позиция 22). Расширяясь в ней, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора, в обмотках которого образуется электрический ток. Трансформаторы (позиция 32) повышают его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи и передают часть выработанной электроэнергии на питание собственных нужд ТЭС, а большую её часть в энергетическую систему.

Паровая турбина состоит из отдельных блоков, называемых цилиндрами, валы которых жестко связаны. Из основного пароперегревателя пар поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД), а из него возвращается в промежуточный пароперегреватель котла. Здесь его температура вновь повышается до номинальной, и он направляется в цилиндры среднего, а затем низкого давления.

И котел, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем ничтожные примеси других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в теплофикационном энергоблоке 250 МВт за одну секунду испаряется, проходит через турбину и конденсируется более 0,25 т воды). Поэтому нормальная работа энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты. Пар, покидающий турбину, поступает в конденсатор-теплообменник (позиция 22), по трубкам которого непрерывно протекает холодная вода, подаваемая циркуляционным насосом (позиция 25) из специального охладительного устройства (градирни). Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом (позиция 24) подаётся в систему регенеративного подогрева питательной воды. Эта система включает подогреватели низкого давления, деаэратор (позиция 20) и подогреватели высокого давления. В подогревателе температура конденсата повышается за счет тепла пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе происходит деаэрация — удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость питательной воды для котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом, приводимым в действие электродвигателем (ПЭН — питательный электронасос) или специальной паровой турбиной (ПТН — питательный турбонасос), подается в экономайзер котла. Таким образом, замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата [1].

Снабжение потребителей тепла осуществляется с помощью отборов пара из турбины подобно тому, как это делается для регенеративного подогрева питательной воды. Промышленный потребитель обычно использует пар непосредственно из отборов турбин. Для целей теплофикации пар из так называемых отопительных отборов турбины, направляется в ПСВ — подогреватели сетевой воды (позиция 29), в трубках которых циркулирует сетевая (отопительная) вода, перекачиваемая сетевыми насосами. Конденсат из подогревателя удаляется по специальной трубе (позиция 31). Подогреватели сетевой воды устанавливают на электростанции обычно под турбиной [1].

Рассмотренная установка для производства электроэнергии называется энергетическим блоком (энергоблоком): один котел вырабатывает пар только для одной турбины. Часто компоновку энергетических установок на ТЭЦ, исходя из требований надежности снабжения потребителей тепловой энергией, выполняют по другому. Все котлы ТЭЦ работают на один или несколько общих паропроводов (коллекторов пара), а из них питаются все турбины электростанции. Такая компоновка называется неблочной.

1.2 Технология нагрева сетевой воды на ТЭЦ

Одной из главных задач ТЭЦ является нагрев требуемого количества сетевой воды Wс. в с температурой tос до требуемой температуры tпс. Таким образом, режим работы ТЭЦ по производству сетевой воды заданной температуры диктуется потребителем тепла — тепловой сетью, и должен в неукоснительном порядке выполняться ТЭЦ [1].

Нагрев сетевой воды на ТЭЦ до одной и той же температуры tпс можно осуществить разными способами.

Самый простой и самый неэкономичный способ — это нагрев воды с помощью редукционно-охладительных установок (РОУ). Сетевая вода разделяется на несколько параллельных потоков и поступает к РОУ, подключенным к паропроводам, подающим пар к турбинам. Часть свежего пара, поступающего к каждой паровой турбине, редуцируется и направляется в сетевой подогреватель (СП), где, конденсируясь, передает тепло конденсации сетевой воде. По существу в этом случае на ТЭЦ параллельно с паровой конденсационной турбиной установлена котельная с дорогостоящим энергетическим паровым котлом на высокие параметры пара, иногда сверхкритического давления, с дорогостоящей РОУ, арматурой и теплообменником.

Другим способом является использование тепла конденсации пара низкого давления, отбираемого из турбины после того, как он прошел часть ее и выработал механическую энергию. Однако и при этом необходимо отбирать пар достаточно высокого давления, особенно для получения высокой температуры прямой сетевой воды.

Поэтому в большинстве случаев для нагрева сетевой воды на ТЭЦ используются теплофикационные установки, принципиальная схема одной из которых показана на рисунке 1.2.

В состав теплофикационной установки входят:

— сетевые подогреватели;

-система насосов, обеспечивающая циркуляцию сетевой воды через теплофикационную установку и через теплосеть;

— паропроводы отопительных отборов;

— система эвакуации конденсата греющего пара;

— система удаления неконденсирующихся газов;

— система подпитки тепловой сети.

Обратная сетевая вода из магистральных трубопроводов различных районов подается в один или несколько коллекторов обратной сетевой воды (рисунок 2). Из этого коллектора питаются все теплофикационные установки ТЭЦ, каждая из которых работает от своей турбины. В конечном счете все теплофикационные установки работают на один или несколько напорных коллекторов прямой сетевой воды.

Сетевая вода из магистрали обратной сетевой воды ТЭЦ сетевыми насосами I подъема CH-I подается к нижнему сетевому подогревателю СП-1. В некоторых режимах ее предварительно можно подогреть в теплофикационном пучке конденсатора. После СП-1, если температура сетевой воды соответствует требованию температурного графика тепловой сети, она через байпасные линии сетевыми насосами II подъема СП-II направляется в напорную магистраль прямой сетевой воды ТЭЦ. Если tп. с меньше, чем требует температурный график сети, то сетевая вода подается в СП-2, обогреваемый паром с большим давлением и соответственно с более высокой температурой конденсации. В большинстве случаев сетевую воду в обоих сетевых подогревателях нагревают от 100 до 120 °C. Поэтому при необходимости иметь еще более высокую температуру сетевой воды, например, в очень холодное время, ее после двух сетевых подогревателей направляют в пиковый водогрейный котел (ПВК). В нем сжигается дополнительное топливо и вода нагревается от 140 до 200 °C в соответствии с потребностями конкретного теплового графика.

Паропроводы отопительных отборов подают пар из камер отборов турбины в сетевые подогреватели. Главное требование к ним — малое гидравлическое сопротивление, не снижающее выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому их выполняют большим числом (обычно от 1 до 4), большого диаметра (вплоть до 1300 мм), минимальной протяженности (подогреватели размещают прямо под турбиной) и с минимальным количеством арматуры, обладающей сопротивлением.

На паропроводах к СП-1 обычно никакой арматуры, кроме предохранительных клапанов, не устанавливают. При недопустимом повышении давления пара в тракте от турбины до сетевого подогревателя они сбрасывают пар в атмосферу. На паропроводах к СП-2 устанавливают задвижку для их отключения и обратный клапан типа КОС (клапан обратный соленоидный) с принудительным закрытием. Обратные клапаны препятствуют разгону турбины потоком пара, образующимся в сетевом подогревателе из конденсата греющего пара при сбросе нагрузки, а также попаданию в турбину сетевой воды, переполняющей подогреватель при разрыве трубок.

Конденсат греющего пара СП-1 по каскадной схеме сбрасывается в СП-2, а из него с помощью дренажного насоса закачивается в систему регенерации. Может использоваться и другая схема: закачка конденсата каждого подогревателя осуществляется в соответствующее место тепловой схемы. Выбор схемы в основном определяется степенью загрязнения конденсата присосами сетевой водой, вызываемых не плотностью трубной системы сетевого подогревателя. Обычно для откачки конденсата используется группа насосов, включающая один резервный насос.

Поскольку нижний СП-1 всегда, а СП-2 достаточно часто работают с вакуумом в своем паровом пространстве и в соответствующей части турбины, то имеются присосы воздуха. Для его удаления с помощью эжекторной установки осуществляют из воздухоохладителей сетевых подогревателей каскадный отсос неконденсирующихся газов: из СП-2 они отсасываются в СП-1, а из него в конденсатор [1].

Для подпитки тепловой сети на ТЭЦ устанавливается специальная система. Для этого сырая вода из сливного водовода конденсатора группой параллельных насосов подается к химводоочистке (ХВО), а из нее в специальный вакуумный (или атмосферный) деаэратор. Греющей средой в деаэраторе является сетевая вода, нагретая в СП-1 и СП-2. Поскольку давление сетевой воды составляет 0,8 МПа, а температура от 60 до 100 °C, то при ее подаче в деаэратор, находящийся под вакуумом, она вскипает. Образующийся пар нагревает химически очищенную воду до температуры насыщения, при которой через выпар удаляются неконденсирующиеся газы. Затем очищенная и деаэрирванная вода подпиточными насосами подается в коллектор обратной сетевой воды ТЭЦ, к которому параллельно подсоединяются подпиточные установки, описанные выше.

Основными параметрами контролируемыми и регулируемыми в процессе нагрева сетевой воды являются: температура сетевой воды от 70 до 150 °C, давление сетевой воды на входе в подогреватель 1,8 МПа, расход сетевой воды номинальный 1500 т/ч, температура конденсата греющего пара номинальная 130 °C, расход греющего пара номинальный 95 т/ч, давление пара 1,3 МПа, уровень конденсата в ПСВ 1 м.

1.3 Назначение и роль сетевых подогревателей

Назначение сетевых подогревателей состоит в нагреве заданного количества сетевой воды до заданной температуры. Принцип его работы ничем не отличается от принципа работы поверхностного конденсатора (рисунок 1. 3). Разница состоит, прежде всего, в том, что в конденсаторе холодный теплоноситель (циркуляционная вода) служит для конденсации пара, покидающего турбину, и создания низкого давления на выходе из турбины, а сетевой подогреватель осуществляет нагрев сетевой воды до заданной температуры за счет тепла конденсации пара при давлении, которое обеспечивает необходимую температуру конденсации. Другое его существенное отличие от конденсатора состоит в условиях работы: параметрах нагреваемой среды и параметрах греющего пара. В конденсаторе циркуляционная вода нагревается от 10 до 15 °C и составляет на выходе из него в самом неблагоприятном случае от 40 до 50 °C. В сетевом подогревателе температура на выходе составляет 120 °C, а после дополнительного нагрева в ПВК от 140 до 150 °C. Для того, чтобы сетевая воды не закипела, ее давление с учетом необходимого запаса должно быть не менее 0,8 МПа. Давление циркуляционной воды в конденсаторе существенно ниже и определяется только необходимостью преодолеть гидравлическое сопротивление конденсатора, поднять ее до сопел разбрызгивающего устройства градирни и обеспечить ее распыление в градирне. Давление поступающего в конденсатор пара не превышает 12 кПа, в то время как для обеспечения нагрева сетевой воды требуется температура конденсации, соответствующая давлению от 250 до 300 кПа. Таким образом, по параметрам теплоносителей сетевые подогреватели работают в существенно более сложных условиях, чем конденсаторы. Зато объемные расходы теплоносителей в подогревателях существенно меньше, и как результат, их габариты значительно меньше, чем габариты конденсаторов [2].

Теплофикационная турбина с одним сетевым подогревателем из двух частей с конденсаторами: конденсационный поток пара проходит всю турбину и поступает в конденсатор, а теплофикационный только через часть турбины и поступает в подогреватель, который играет роль конденсатора. Отсюда и следует роль подогревателя: она зависит от соотношения конденсационного и теплофикационного потоков пара и от изменения теплоперепада теплофикационного потока. Поскольку теплоперепад теплофикационного потока существенно меньше, чем конденсационного, то даже небольшое изменение давления в камере отбора турбины приводит к существенному изменению теплоперепада, мощности и экономичности теплофикационного потока. Особенно велико влияние давления в отборе при работе в чисто теплофикационном режиме, когда теплофикационная турбина работает как турбина с противодавлением.

На турбинах современных ТЭЦ обычно используют ступенчатый подогрев сетевой воды в нескольких подогревателях. На рисунке 1.3 показано сравнение этих схем, из которого можно понять выгоду ступенчатого подогрева. Для простоты рассуждений рассмотрим чисто теплофикационный режим, пренебрегая небольшим пропуском пара в ЦНД. Пусть требуется нагреть сетевую воду в количестве Wс. в до заданной температуры t2. Это проще всего осуществить в турбине с одним подогревателем.

Если надстроить турбину еще двумя группами ступеней, после каждой из которых будем отбирать пар на подогреватели с меньшим давлением, в которых осуществляется предварительный подогрев сетевой воды. Первый по ходу сетевой воды («нижний») подогреватель должен обогреваться паром с таким давлением, чтобы его температура конденсации была больше t1. При этом расход в последний по ходу воды («верхний») подогреватель уменьшится, и его доля б1 от расхода пара на турбину G0 станет б1 меньше единицы. Расходы пара на подогреватели нижний б3 G0, средний б2 G0 и верхний б1 G0, можно подобрать так, чтобы сетевая вода в том же количестве Wс. в нагревалась в том же диапазоне температур (от t1, до t2), что и при одноступенчатом подогреве. Иными словами, тепловые нагрузки в обоих случаях будут одинаковы. Но при ступенчатом подогреве выработается мощность больше.

Таким образом, при ступенчатом подогреве при тех же затратах топлива в котле и при той же тепловой нагрузке, что и при одноступенчатом подогреве, получается дополнительная «бесплатная» механическая энергия

Этим и определяется выгода ступенчатого подогрева сетевой воды.

Теоретически максимальная термодинамическая выгода получается при бесконечно большом числе сетевых подогревателей, установленных между первым и последним отборами. Практически их число не может превышать число ступеней между ними, за которыми и можно выполнить отборы.

В климатических условиях, характерных для европейской части России оптимальным оказывается установка двухступенчатого подогрева. Даже в такой установке летом работает только «нижний» подогреватель, а «верхний» отключается. Зимой, когда тепловых возможностей верхнего подогревателя не хватает, экономически целесообразнее установить ПВК, а не третий «более верхний» отбор при более высоких параметрах пара, который будет работать несколько месяцев в году при весьма существенных капитальных вложениях в сам подогреватель, энергетический котел, паропроводы и т. д.

1.4 Конструкции сетевых подогревателей

Для теплофикационных установок ТЭЦ выпускают сетевые подогреватели двух типов:

— вертикальные подогреватели сетевой воды (ПСВ);

— горизонтальные подогреватели сетевой воды (ПСГ).

Во время прохождения преддипломной практики изучались только вертикальные подогреватели, поэтому далее будут рассматриваться только они.

Вертикальные сетевые подогреватели выпускаются Саратовским заводом энергетического машиностроения, имеют поверхность теплообмена вплоть до 500 м2.

Ими комплектуются теплофикационные установки некоторых турбин Ленинградского Металлического завода (ЛМЗ). Для теплофикационных установок мощных турбин используются ПСГ, поверхности теплообмена которых достигают 5000 м2. Они выпускаются для турбин произведённых на Тутаевском Моторном заводе (ТМЗ) и ЛМЗ.

Технические характеристики ПСВ представлены в таблице 1.1.

Типичная конструкция ПСВ показана на рисунке 1.4. Он представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, в котором смонтирована трубная система, омываемая снаружи греющим паром; внутри трубной системы движется сетевая вода.

Подогреватель состоит из двух основных элементов: цилиндрического корпуса с днищем и вставляемой в него трубной системы [2].

Трубная система скомпонована из прямых трубок, завальцованных в трубные доски так же, как это делается в конденсаторах. Верхняя трубная доска одновременно является фланцем крепления всей системы к корпусу подогревателя. К трубным доскам шпильками прикреплены водяные камеры: верхняя и нижняя.

Таблица 1.1 — Техническая характеристика вертикальных подогревателей воды

Типоразмер

Площадь поверхности теплообмена, м2

Рабочее избы-

точное давление, Мпа

Максимальная температура пара на выходе,оС

Расчетные параметры

Номинальный тепловой поток, 104 Вт

Скорость в трубах поверхности теплообмена при номинальном расходе, м/с

Гидравлическое сопротивление водяного пространства при номинальном расходе воды, МПа

в паровом пространстве

в водяном пространстве

пара

воды

давлени, МПа

температура, °С

расход номинальный, т/ч

давление, МПа

температура на входе, °С

температура на выходе, °С

рсход номинальный, т/ч

Двухходовые

ПСВ-90−7-15

90

0,7

1,5

400

0,25

126,8

27

1,6

70

110

350

16,3

1,95

0,025

0,8

169,6

29

110

150

350

16,3

1,95

ПСВ 200−7-15

200

0,7

1,5

400

0,8

164,2

65,8

1,6

70

150

400

37,8

1,95

0,04

ПСВ 500−3-23

500

0,3

2,3

400

0,25

126,8

115

2,4

70

110

1500

69,8

1,95

0,055

0,4

142,9

102,5

95

130

1500

61

2

ПСВ 500−14−23

500

1,4

2,3

400

0,8

169,6

122,5

2,4

110

150

1500

69,8

2

0,06

1,5

197,4

162

130

180

1500

87,2

2,1

Четырехходовые

ПСВ-90−7-15

90

0,7

1,5

400

0,8

169,6

30

1,6

70

150

175

16,3

2

0,03

Подвод и отвод сетевой воды осуществляется через верхнюю водяную камеру. Нижняя водяная камера является поворотной. Соответствующей установкой перегородок в водяных камерах подогреватель выполняют двух или четырехходовым по сетевой воде. Нижняя трубная доска имеет диаметр меньший, чем корпус подогревателя, и поэтому вся трубная система вместе с нижней водяной камерой свободно расширяется относительно корпуса подогревателя из — за различных температур и коэффициентов температурного расширения материалов трубок и корпуса. На трубные доски действует перепад давлений сетевой воды и греющего пара, достигающий 1 МПа. Поэтому на них с учетом большой площади действуют огромные усилия, для восприятия которых устанавливаются анкерные связи, скрепляющие трубную доску и крышку водяной камеры. Между трубными досками также устанавливают анкерные связи в виде трубок, назначение которых состоит в организации движения пара в межтрубном пространстве пучка. К этим анкерным связям электросваркой крепятся промежуточные трубные доски, представляющие собой сегменты площадью чуть больше половины круга. Промежуточные трубные доски обеспечивают обтекание паром всей поверхности трубок и предотвращают их опасные колебания. К анкерным связям крепят также пароотбойный щиток, расположенный со стороны входа пара. Он препятствует эрозии трубок каплями влаги, поступающей вместе с паром, и способствует равномерной раздаче пара по всему периметру трубного пучка [2].

Пар, поступающий через входной патрубок (входной паровой патрубок и патрубки для входа и выхода сетевой воды изображены с транспортными заглушками, которые отрезаются при монтаже на ТЭЦ), движется, конденсируясь зигзагами, по направлению к месту отсоса паровоздушной смеси. Образующийся конденсат стекает в конденсатосборник, откуда в зависимости от схемы включения ПСВ он направляется в ПСВ с меньшим давлением или в систему регенерации турбины. Для приема неконденсирующихся газов из подогревателя с большим давлением или их сброса в СП с меньшим давлением корпус рассматриваемого подогревателя снабжают специальным штуцером.

Для контроля за работой ПСВ его снабжают измерениями давления и температуры греющего пара, температур на входе и выходе сетевой воды, конденсата греющего пара.

2. Автоматизация процесса подогрева сетевой воды на ТЭЦ

2.1 Подогреватель сетевой воды как объект автоматизации

Любой производственный процесс определяется входными и выходными переменными. Для технологических процессов входными переменными (координатами) являются физические параметры входных потоков сырья или исходных продуктов, а также параметры различных физико-химических воздействий окружающей среды (температура, давление, влажность и т. п.). Выходными переменными (параметрами объекта автоматизации) служат физические параметры материальных и энергетических потоков получаемых продуктов [3].

Управляющими воздействиями для производственного процесса являются управляемые изменения расходов материальных и энергетических потоков.

Подогреватель является сложным технологическим агрегатом. Его функционирование определяется рядом входных и выходных величин, испытывающих взаимное влияние друг на друга. На рисунке 2.1 представлен подогреватель как объект управления с входными, выходными параметрами, возмущающими воздействиями.

Входными параметрами данного технологического процесса являются:

— tс.в. 1 температура сетевой воды на входе в ПСВ;

— tп температура пара на входе в ПСВ;

— Pп давление пара подаваемого в ПСВ;

— Gп расход пара в ПСВ;

— Pс.в. 1 давление прямой сетевой воды;

— Fс.в. расход сетевой воды на входе в ПСВ.

Выходными параметрами данного технологического процесса являются:

— tс.в. 2 температура сетевой воды после ПСВ;

— Fс.в. расход сетевой воды;

— Qо2 содержание кислорода в сетевой воде.

В качестве возмущающих воздействий выступают: температура конденсата tК, уровень конденсата LК.

Параметры подогревателя распределены в пространстве и испытывают взаимное влияние друг на друга:

— изменение температуры сетевой воды на входе, нарушение оптимального режима работы ПСВ;

— изменение температуры пара на входе приводит к изменению температуры сетевой воды на выходе из ПСВ;

— при увеличении температуры пара подаваемого в ПСВ происходит увеличение температуры конденсата в ПСВ;

— в результате повышения уровня конденсата более установленного может произойти нарушение прочности труб в месте стыковки; снижение уровня конденсата ниже заданного приводит к снижению эффективности работы оборудования.

2.2 Выбор и обоснование контролируемых и регулируемых параметров процесса подогрева сетевой воды на ТЭЦ

В соответствии со структурной схемой АСУТП предусмотрен контроль и регулирование следующих параметров:

— регулирование расхода сетевой воды в подогреватели ПСВ № 8;

— регулирование температуры сетевой воды на выходе из ПСВ № 4−8;

— регулирование и сигнализация уровня конденсата в подогревателях ПСВ № 4−8;

— регулирование уровня конденсата во всех подогревателях общим регулятором уровня.

Необходимость регулирования расхода возникает при автоматизации практически любого непрерывного процесса.

Регулирование расхода предназначено для стабилизации возмущений по материальным потокам и подержания заданного значения (F = 1800 т/ч) расхода сетевой воды через подогреватели.

Необходимость регулирования расхода воды определяется следующими факторами:

— увеличение расхода сетевой воды выше установленного значения может привести к нарушению технологического процесса;

— изменение расхода сетевой воды в ПСВ приводит к изменению температуры сетевой воды на выходе из подогревателя;

— изменение расхода сетевой воды приводит к изменению уровня конденсата в ПСВ.

Еще одним параметром, регулирование которого необходимо предусмотреть, это уровень конденсата в подогревателе. Уровень является косвенным показателем гидродинамического равновесия в аппарате. Постоянство уровня свидетельствует о соблюдении материального баланса. Уровень конденсата в ПСВ не должен превышать 1,0 м.

Необходимость регулирования уровня конденсата вызвана следующими причинами:

— снижение уровня до места присоединения опускных труб циркуляционного контура может привести к нарушению питания и охлаждения водой подъемных труб. В результате может произойти нарушение прочности труб в месте стыковки или пережог опускных труб;

— превышение уровня пара в подогревателе приводит к снижению эффективности работы и возможности заноса солями пароперегревателя, а также это может привести к повышению давления в установке и в итоге к аварии. Конденсат по существу является дистиллированной водой, почти не имеющей накипеобразований, но в нем могут быть растворены кислород из воздуха и углекислота, вредно влияющие на работу установки и трубные коммуникации между всеми водоподготовительными установками ТЭЦ.

Из причин приведённых выше следует необходимость сигнализации в случае превышение допустимого значения температуры пара и уровня конденсата в подогревателе сетевой воды. При значительном отклонении одного из этих параметров от заданного, включается блокировка, а именно блокируется подача пара в подогреватель.

Контролируемыми параметрами будут являться:

— содержание кислорода в воде на выходе из подогревателей;

— давление сетевой воды на входе в подогреватели;

— температура сетевой воды на входе в подогреватели;

— температура конденсата;

-давление пара на входе в подогреватель.

Концентрация кислорода в воде, является параметром качества, необходимость контроля этого параметра вызвана в основном тем, что увеличение кислорода в сетевой воде приводит к образованию ржавчины и накипи на трубопроводных коммуникациях, что существенно ухудшает их проводную способность, а также уменьшает их срок службы. Следует также отметить, что недостаток кислорода в сетевой воде, приводит к ухудшению её качества, а главное её греющей способности.

Следующий параметр, который необходимо контролировать, это давление пара поступающего в ПСВ. Необходимость контроля давления пара определяется следующими факторами:

— чрезмерное увеличение давления пара может привести к разрушению теплообменных трубок и паропроводящего патрубка и снижению срока работы аппаратуры;

— уменьшение давления пара подаваемого в подогреватель приводит к понижению температуры сетевой воды на выходе из ПСВ;

Контроль и сигнализация давления сетевой воды необходимы для поддержания нормального рабочего состояния оборудования, и предотвращения разрушения арматуры. Увеличение давления сетевой воды может привести к аварийной ситуации, вплоть до взрыва. Поэтому при значительном отклонении этого параметра от номинального значения, 1,7 МПа, включается световая сигнализация.

Контроль температуры сетевой воды необходим, чтобы знать, на сколько градусов нужно нагреть воду до требуемой температуры необходимой потребителю, также изменение температуры сетевой воды может повлиять на изменение температуры и уровня конденсата в подогревателе. Главной же причиной контроля температуры сетевой воды на выходе является то, что в данном случае этот параметр является качественным показателем, и именно по нему потребители судят о качестве работы водоподготовительных установок на ТЭЦ.

Необходимость контроля температуры конденсата, вытекает из того, что изменение температуры конденсата приведет к изменению температуры сетевой воды, также необходимостью контроля этого параметра является то, что превышение этой температуры сильно скажется на работе трубопроводной арматуры и конденсационных насосов, необходимость знания температуры конденсата важно для последующего применения его в цикле водоподготовки.

В целом контроль и регулирование всех выше перечисленных параметров необходим для обеспечения технологического регламента и оперативного управления работы подогревателя.

2.3 Структура АСУ ТП процесса подогрева сетевой воды

Для данного технологического процесса целесообразно использовать двухуровневую структуру АСУ, представленную на рисунке 2.2.

Верхний уровень АСУТП разработан с помощью SCADA системы, GENESIS 32, этот программный комплекс, предназначенный для разработки, настройки и запуска в реальном времени крупных распределенных АСУТП широкого назначения. Данная SCADA система включает в себя инструментальную систему разработки GENESIS 32 АСУТП и исполнительные (run-time) модули. При помощи инструментальной системы осуществляется разработка всех проектов, создаваемых в. Исполнительные модули служат для запуска в реальном времени проектов, разработанных в инструментальной системе GENESIS 32. GENESIS 32 выполняются следующие задачи:

— запрос данных о состоянии технологического процесса с контроллеров нижнего уровня по любому из встроенных протоколов или через драйвер;

— передача на нижний уровень команд управления по любому из встроенных протоколов или через драйвер;

— обмен данными с платами УСО;

— сохранение данных в архивах;

— передача данных по сети на следующий уровень АСУТП;

— представление оператору графической информации о состоянии технологического процесса. На рисунке 2.3 представлен фрагмент интерфейса оператора верхнего уровня АСУТП подогрева сетевой воды через ПСВ № 4−8.

На верхнем уровне АСУТП действует ЭВМ, работающая в режиме «советчика», она выполняет поиск оптимальных решений с выдачей рекомендаций по управлению (советов) оператору. Выбор и внесение управляющих воздействий остается за оператором.

Связь с вышестоящей АСУТП производится с помощью дифференциального интерфейса RS-423, он допускает длину линий передачи до 1300 м и скорость передачи данных до 100 Кбод. В качестве полевой шины используется двухпроводный интерфейс RS-485, он обеспечивает скорость передачи данных 10 Мбит/с, максимальная длина линии связи 1200 м, работа при помехах до 7 В.

Регулирование и управление осуществляется с помощью микропроцессорного контроллера. На контроллер возложены следующие функции: преобразование сигналов, поступающих от нормирующих преобразователей в цифровую форму для дальнейшей передачи на промышленную ЭВМ; расчет некоторых параметров для оперативного управления технологическим процессом; реализация алгоритмов управления с выдачей управляющего воздействия на магнитные пускатели, а следом и на исполнительные механизмы.

На нижнем уровне осуществляется сбор и первичная обработка данных. Источниками информации служат датчики (расхода, температуры, давления и других параметров), установленные на объекте управления.

Датчики преобразуют изменения измеряемой среды в пропорциональный электрический сигнал. Для четкой и слаженной работы системы управления необходимо унифицировать сигнал, что осуществляется с помощью нормирующих преобразователей. С нормирующих преобразователей снимается токовый унифицированный сигнал.

2.4 Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации для АСУТП подогрева сетевой воды на ТЭЦ

Функциональная схема системы автоматизации технологического процесса является основным техническим документом, определяющим структуру и характер системы автоматизации, а также оснащение ее приборами и средствами автоматизации [5].

Выбор датчиков для систем автоматического контроля и регулирования определяется:

— пределами и необходимой точностью измерений контролируемого параметра;

— условиями работы (запыленностью, наличие агрессивных сред и т. д.);

— номенклатурой выпускаемых приборов.

Выбор исполнительного механизма зависит:

— от типа регулятора;

— величины усилия, необходимого для перемещения регулирующего органа;

— требуемого быстродействия;

— условий эксплуатации, температуры, влажности, запылённости, химической агрессивности окружающей среды, взрывоопасности.

При выборе регулирующего органа (РО) необходимо учесть:

— параметры регулируемой среды (давление, температура и т. д.);

— величину регулируемого расхода и диапазон его изменения;

— условия монтажа и эксплуатации,

— условий размещения и сочленения с регулирующим органом и условий монтажа.

Исходные требования для средств автоматизации:

— датчики сигнализации давления сетевой воды должны обеспечивать сигнализацию при достижении давления 1,7 МПа, рабочая температура должна быть выше 150 оС, выходной сигнал выбранного средства измерения 5 мА.

— датчики температуры сетевой воды должны перекрывать диапазон от 50 оС до 200 оС, выходной сигнал выбранного средства измерения 5 мА.

— датчики расхода сетевой воды должны обеспечивать измерения расхода не менее 80 м3/с, выходной сигнал выбранного средства измерения 5 мА.

— измерение уровня должно быть в пределах от 0 до 1 м.

Одним из наиболее важных параметров в данной схеме является расход сетевой воды через подогреватель. Для его регулирования и контроля в контуре используются следующие средства автоматизации:

— расходомер-счётчик ультразвуковой «Взлет РС» в комплекте с источником электропитания (~220 В), с врезным ПЭА, с токовым выходом от 4 до 20 мА. Диаметр условного прохода трубопровода от 10 мм до 4200 мм. Температура измеряемой жидкости от 10 до 180 оС. Имеет установку по z-схеме по диагонали. Условное давление достигает 2,5 МПа. Данный выбор обуславливается тем, что данный прибор может работать в заданном температурном диапазоне, измеряемый объёмный расход жидкости удовлетворяет заданному, а также данный прибор обладает сравнительно низкой стоимостью [5].

Для регулирования давления пара подаваемого в подогреватель необходимы следующие средства автоматизации:

— преобразователь давления АИР-20ДИ. У данного прибора верхний предел измерения составляет 2,5 МПа, что перекрывает требуемое значение измеряемой величины равное 0,7 МПа. Выходной сигнал от 4 до 20 мА. У данного средства измерения сравнительно низкая погрешность измерений (0,25) [5].

В контуре регулирования уровня конденсата используется:

— сосуд уравнительный СУ-6,3-А. Данный прибор предназначен для исключения влияния на результат измерений высоты столба жидкости в импульсной линии путем поддержания постоянного уровня жидкости в сосуде по отношению к измеряемому переменному уровню в резервуарах при измерении уровня жидкости в резервуарах, а также перепада давления или расхода жидкостей с температурой свыше 100 °C для обеспечения равенства плотностей жидкости в импульсных линиях. Максимальное давление 6,3 МПа [5].

— измерительный преобразователь разности давления Сапфир-22М, предназначен для пропорционального непрерывного преобразования давления, разрежения и разности давлений жидкостей и газов нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал. Предел измерения данного прибора до 10 МПа и унифицированный выходной сигнал от 4 до 20 мА. Предел допускаемой погрешность 0,5% [5];

— измеритель показывающий технологический ИПТВ-5920 (рисунок 2. 8), предназначен для измерения и регистрации активного сопротивления, силы и напряжения постоянного тока, а также неэлектрических величин, преобразованных в указанные сигналы. Приборы рассчитаны на работу с входными сигналами от термопреобразователей сопротивления с номинальной статической характеристикой преобразования от 0 до 5 и от 4 до 20 мА; от 0 до 5 и от 0 до 10 В, от 0 до 50, и от 0 до100 мВ. Входной сигнал от 0 до 5 мА. Предел допускаемой погрешности плюс/минус 0,5%.

По месту расположены следующие средства регулирования:

— пускатель бесконтактный реверсивный трёхфазный ПБР-3А, пускатель ПБР-3А предназначен для бесконтактного реверсивного управления электрическими исполнительными механизмами. Электрическое питание пускателя ПБР осуществляется сетью переменного тока с номинальным напряжением 380 В, с частотой 50Гц. Допустимое отклонение напряжения питания от номинального колеблется от минус 15 до плюс 10%. Также данный прибор обладает сравнительно низкой ценой и простотой конструкции [5];

— исполнительный механизм МЭО-2500/63 для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами, поступающими от регулирующих и управляющих устройств. Номинальный крутящий момент на выходном валу 2500 НЧм. Номинальное время полного хода выходного вала 83 с. Максимальная частота включений до 1200 в час;

— регулирующий орган — затвор фланцевый трехэксцентриковый запорно-регулирующий ВА 99 017, с пропускной способностью до 2716 т/ч, максимальное давление рабочей среды не более 4 МПа, устанавливается в среде с температурой от минус 50 С до плюс 600 С.

Контроль за содержанием кислорода в воде после ПСВ осуществляется:

— Н-фильтром предназначены для очистки конденсата и его подвода к датчику первичного преобразователя;

— анализатором кислорода Анкат-7655. Данный прибор предназначен для анализа содержания концентрации кислорода в воде. Время установления показаний не более 2 мин. Унифицированный выходной токовый сигнал от 4 до 20 мА. Работы без корректировки показаний, не менее 2160 ч. Заявленный срок службы составляет 10 лет;

Для контроля температуры сетевой воды и конденсата ПСВ 4−8 применяется:

— термопреобразователь сопротивления платиновый ТСП 9201 (рисунок 2. 10). Предназначен для измерения температуры жидких и газообразных сред. Допустимое давление среды 6,3 МПа. Длина монтажной части 320 мм. Диапазон измерения от минус 50 до 5000С. Средняя наработка до отказа при номинальных температурах — 66 700 ч.

Контроль давления сетевой воды и пара производится с помощью:

— манометра сигнализирующего ДМ2010Сг. Предназначены для измерения давления различных сред и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия путем включения и выключения контактов в схемах сигнализации, автоматики и блокировки технологических процессов. Класс точности 1,5. Унифицированный выходной сигнал от 4 до 20 мА. Средний срок наработки до отказа 10 лет. Межповерочный интервал 1 год. Пределы показаний прибора от 0 до 10 МПа.

Данные о контролируемых параметрах поступают в многоканальный микропроцессорный контроллер (МПК).

— расходомер-счетчик вихревой Ирга-РВ. Диапазон температур рабочей среды от минус 55 до плюс 675 0С. Диапазон давлений рабочей среды от 10 кПа до 30 МПа. Унифицированный выходной сигнал от 4 до 20 мА. Средняя наработка на отказ 75 000 часов. Срок службы 15 лет. Межповерочный интервал 4 года. Незначительное влияние изменения геометрических размеров тела вихреобразования, вследствие эрозии и коррозии, на метрологические характеристики. Это объясняется, тем, что зависимость расхода от частоты образования вихрей носит линейный характер, а не квадратичный, как у сужающих устройств. Для диафрагмы, например, изменение геометрии и размеров отверстия или притупление его кромок требует ее замены или доработки. По этой же причине метрологические характеристики вихревого расходомера остаются стабильными в широком диапазоне расходов и давлений, в то время как на сужающих устройствах изменение расхода или давления влечет за собой изменение погрешности. Вихревой расходомер Ирга-РВ обеспечивает погрешность плюс/минус 1%. Тело вихреобразования обладает способностью к самоочищению своих рабочих кромок: так как давление внутри вихрей ниже, то большинство частиц засасываются внутрь вихрей и не соприкасаются с вихреобразующим телом, соответственно, отсутствует интенсивная его эрозия. Вихревой расходомер Ирга-РВ устойчив к пневмоударам и невосприимчив к наличию в газе жидкой фазы. И даже ударное воздействие жидкости в газе не выводит расходомер из строя, что проверено в реальных условиях эксплуатации на ПНГ.

2.5 Описание работы функциональной схемы АСУ ТП подогрева сетевой воды на ТЭЦ

Функциональная схема (СФУ ИЦММ ДП — 220 301. 65 — АМЦ6 857 А1) АСУТП подогрева сетевой воды построена по двухуровнему принципу.

Функциональная схема предусматривает автоматическое регулирование следующих переменных процесса: уровня конденсата, давления пара к ПСВ, расхода сетевой воды и температуры сетевой воды поступающей в теплосеть.

Автоматическая система регулирования уровня конденсата в подогревателе устроена и работает следующим образом: импульс с объекта управления через уравнительный сосуд СУ-6,3-А (позиция 8−1, 13−1) поступает на преобразователь Сапфир-22М (позиция 8−2, 13−2), где разность давлений преобразуется в унифицированный токовый сигнала от 4 до 20 мА и идёт на аналоговый модуль ввода МПК.

В процессорном модуле МК в зависимости от текущего значения уровня, по ПИД-закону регулирования, рассчитывается управляющее воздействие, которое поступает, с МПК, на пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-3А (позиция 8−6, 13−6). Усиленный сигнал поступает на вход исполнительного механизма МЭО-2500/63 (позиция 8−7, 13−7), приводящий в действие затвор фланцевый трехэксцентриковый запорно-регулирующий ВА 99 017 (позиция 8−8, 13−8). С помощью этого вентиля автоматически либо увеличивается, либо уменьшается подача конденсата.

Контур стабилизации расхода сетевой воды через подогреватель работает следующим образом: сигнал с электроакустического преобразователя (ПЭА) (позиция 10−1, 15−1) поступает на расходомер-счётчик ультразвуковой «Взлет РС» (позиция 10−2, 15−2). Где преобразуется в унифицированный токовый сигнала 4−20 мА и поступает на аналоговый модуль ввода МПК Simatic S7−400, а также на ЭВМ. Обработанный сигнал с микроконтроллера поступает на пускатель ПБР-3А (позиция 6−2, 7−2), далее на исполнительный механизм МЭО-2500/63 (позиция 6−3, 7−3) и на затвор фланцевый трехэксцентриковый запорно-регулирующий ВА 99 017 (позиция 6−4, 7−4), с помощью которого регулируется подача воды.

Для контроля давления пара поступающего к ПСВ, используется преобразователь давления типа АИР-20ДИ (позиция 9−1, 14−1), который обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный токовый выходной сигнал 4−20 мА. Сигнал с прибора поступает на аналоговый модуль ввода микроконтроллера Simatic S7−400.

Контроль расхода пара в подогреватель производится при помощи расходомера-счетчика вихревого ИРГА-РВ (позиция 21−1, 22−1), сигнал с которого идёт на аналоговый модуль ввода микроконтроллера Simatic S7−400 и на ЭВМ.

Во всех контурах регулирования и стабилизации осуществляется контроль положения регулирующего органа с помощью встроенного в ИМ датчика.

Для контроля расхода сетевой воды через подогреватель, по месту установлен расходомер-счётчик ультразвуковой «Взлет РС» (10−2, 15−2). Измеренный сигнал с расходомера поступает на дискретный модуль ввода микроконтроллера Simatic S7−400 и на ЭВМ.

Измерение температуры конденсата и сетевой воды после ПСВ № 4−8 осуществляется с помощью платинового термопреобразователя сопротивления ТСП 9201 (позиция 20−1) установленного на трубопроводе. Откуда сигнал поступает на МПК и на ЭВМ.

Для контроля содержания кислорода в воде применяется Н-фильтр (позиция 18−1). Сигнал, с которого поступает на анализатор кислорода Анкат-7655 (позиция 18−2). Управляющее воздействие с анализатора поступает на вход микроконтроллера Simatic S7−400 и на ЭВМ.

Автоматическое регулирование температуры в ПСВ происходит по следующему принципу. Сигнал с термопреобразователя сопротивления ТСП 9201 (позиция 11−1, 16−1) подаётся на вход микроконтроллера Simatic S7−400, в свою очередь микроконтроллер по ПИД-закону регулирования вырабатывает управляющий сигнал, который поступает на пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-3А (позиция 7−2, 16−2). Непосредственно с него сигнал поступает на вход исполнительного механизма МЭО-2500/63 (позиция 11−3, 16−3). В результате действия исполнительного механизма срабатывает затвор фланцевый трехэксцентриковый запорно-регулирующий ВА 99 017 (позиция 11−4, 16−4), с помощью которого увеличивается или уменьшается количество подаваемого в подогреватель пара, в результате чего происходит либо увеличение температуры воды на выходе из ПСВ либо её уменьшение.

В контурах контроля давления сетевой воды и контроля давления пара используется сигнализирующий манометр ДМ2010Сг*25 (позиция 1−1, 2−1), сигнал с которого поступает на дискретный вход микроконтроллера и на ЭВМ.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой