СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Описание базы практики
2. Приборы и средства автоматизации
2.1 Описание и техническая характеристика прибора
2.2 Монтаж
2.3 Наладка
3. Технико-экономические обоснования новой техники (на предприятии)
4. Техника безопасности
5. Охрана труда. Экология
Заключение
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Автоматизация производственных процессов является одним из решающих факторов повышения производительности общественного труда. Особенно возрастает роль автоматизации в настоящее время, когда на первый план выдвинуты вопросы интенсивного развития производства, повышения его эффективности. Одной из основных задач структурной перестройки общественного производства является развитие топливно-энергетического комплекса страны и, в частности, полное удовлетворение растущих потребностей в различных видах топлива и энергии. С повышением мощности установок по производству тепловой, и электрической энергии быстро увеличивается количество регулируемых параметров и операций технологического цикла на тепловых электрических станциях (ТЭС). Качественная работа всех агрегатов ТЭС не может быть обеспечена без контроля и автоматизации производства. Поэтому наряду с традиционными средствами контроля и автоматизации ТЭС все шире применяют управляющие вычислительные комплексы, основным элементом которых являются электронные вычислительные машины, микропроцессоры и микро-ЭВМ. Эффект внедрения автоматизированных и автоматических систем управления на производстве, в частности на тепловых электрических станциях, определяется не только техническими возможностями средств автоматизации, но и уровнем подготовки обслуживающего персонала, его квалификацией, умением ориентироваться в любых ситуациях, возникающих при ведении технологического режима.
1 ОПИСАНИЕ БАЗЫ ПРАКТИКИ
Славянская ТЭС расположена на территории Славянского района Донецкой области, в 15 км от г. Славянска, в 1,5 км севернее г. Николаевка, на правом берегу р. Северский Донец. Проектная мощность ТЭС - 2100 МВт. Электростанция является структурной единицей ОАО "Донбассэнерго". Мощность электростанции по состоянию на 01.10.04 г. - 1700 МВт. Первые агрегаты введены в эксплуатацию в 1954 году, последний блок ст. № 7 - в 1971 г. Строительство ТЭС осуществлялось в две очереди: I очередь (неблочная часть) - 5 турбин по 100 МВт, общей мощностью 500 МВт и 11 котлов типа ТП-230-2, паропроизводительностью по 230 т/ч. II очередь (блочная часть) - 2 блока по 800 МВт, общей электрической мощностью 1600 МВт. В настоящее время установленная мощность составляет 980 МВт, располагаемая 720 МВт, рабочая - 640 МВт (блок № 7). Продукция электростанции - электрическая и тепловая энергия. Основным видом топлива, используемого на ТЭС, являются Донецкие угли марки АШ (зольностью 38% при проектной - 18%) с подсветкой мазута и газа. Источником технического водоснабжения ТЭС являются р. Северский Донец и канал Северский Донец-Донбасс. Питьевая вода поступает от НЭП "Славянскоммунэнерго". Вода р. Северский Донец используется на охлаждение конденсаторов турбин, канала СДД - для приготовления умягчённой воды и других технологических нужд. Вода питьевого качества используется только на хозпитьевые нужды. Существующая система водоснабжения прямоточно-оборотная: I очередь - прямоточная, сброс возвратных вод осуществляется в реку Северский Донец ниже водозабора ТЭС; II очередь - оборотная, сброс возвратных вод осуществляется в реку Казённый Торец, выше места водозабора воды на ТЭС из р. Северский Донец. Охлаждение циркуляционного расхода воды осуществляется с использованием двух водохранилищ-охладителей. Существующая химводоочистка, проектной производительностью 250 т/ч по обессоленной и 150 т/ч по умягчённой воде, работает на воде р. Северский Донец. Управление всеми основными процессами и элементами энергоблоков 800 МВт осуществляется с блочных щитов с применением избирательных систем управления и контроля, системы множественного контроля, агрегатного управления отдельными узлами. Управление вспомогательными устройствами, процессами, а также неоперативной запорной и регулирующей арматурой осуществляется с местных щитов котельного и турбинного отделений. Управление энергоблоками 800 МВт комплексно автоматизировано с использованием средств контроля и управления. Для осуществления централизованного управления первым энергоблоком 800 МВт предусмотрена управляющая вычислительная машина М-7-800, выполняющая следующие операции: централизованный сбор, обработку и регистрацию информации по основным параметрам всего технологического цикла (кроме цикла подготовки топлива) с выдачей информации на печать и электронно-лучевую трубку; выбор оптимального управляющего воздействия как для нормальных режимов работы оборудования, так и для аварийных ситуаций с целью сохранения максимально возможной нагрузки; пуск и остановка отдельных элементов цикла и блока в целом; подсчет и регистрацию технико-экономических показателей; управление запорной и регулирующей арматурой; включение, отключение и изменение задания автоматических систем регулирования основных процессов. Для второго энергоблока 800 МВт также предусмотрена вычислительная система АСВТ "Комплекс" - М6000, осуществляющая сбор, обработку и регистрацию информации по основным параметрам с выдачей показателей на многошкальные приборы и приборы цифровой индикации, а также расчет технико-экономических показателей. На электростанции предусмотрена система автоматизированного управления процессом розжига горелок (БУПР), построенная по принципу функционально-группового управления. В системе автоматического регулирования экономичности процесса горения использован метод автоматического хроматографирования.
2 ПРИБОРЫ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ
2.1 Описание и технические характеристика прибора
Для определения расхода и объема газовой среды в трубопроводе служат приборы как счетчики. Современные счетчики делятся на: кориолисовые, электромагнитные, вихревые, вихреакустические, переменного перепада давления. Один из них является вихревой счетчик газа Метран-331.
Счетчик газа Метран-331 предназначен для измерения объемного расхода, избыточного давления и температуры газа, вычисления расхода и объема газа. Применяется в сферах: газовые котельные,
технологические установки (печи, металлургические агрегаты, и т.д), ГРС, ГРП и т.д. В состав счетчика газа входит: многопараметрический датчик Метран-335 с КМЧ, устройство микровычислительное Метран-333 с
КМЧ, измерительные линии (комплект прямолинейных участков 5Dу/3Dу).
Таблица 2.1-Основные технические характеристики и параметры.
| Характеристика | Значения |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда: | природный газ, сжатыйвоздух, технические газы |
| Диаметр условного прохода Dу датчика | 32,50, 80, 100, 150 мм |
| Пределы измерений объемного расходапри Рабочих Условиях | 6…5000 м3/ч |
| Динамический диапазон по расходу | 1:30 |
| Пределы относительной погрешности | ±1,5% |
| Исполнения | - Метран-335: обыкновенное иливзрывозащищенное 1ExdIIВТ6 (Вн);-Метран-333: обыкновенное |
| Потери давления на датчике | 0,145ρF2d_4МПа, |
| Коммерческий учет | 10_и газовых сред на объектах ЖКХ и промышленности |
| Интерфейс связи | RS-485, RS-232С |
| Средняя наработка на отказ | 50 000 ч. |
| Средний срок службы счетчика | не менее 12 лет |
| Электропитание | - датчик Метран-335 :24 В; 0,1 А; 2 Вт от блока питания, встроенного ввычислитель Метран-333.- вычислитель Метран-333от сети переменного тока, (176-242) В,(50 ±2) Гц, 15 ВА |
2.2 Монтаж
Все работы по монтажу, пуско-наладке, техническому обслуживанию и ремонту датчика Метран-335 должны проводиться специализированными предприятиями, имеющими необходимые лицензии на производство конкретного вида работ. Монтаж должен производиться в точном соответствии с проектом, согласованным с энергоснабжающей организацией.
При проведении сварочных работ не допускать протекания сварочного тока через датчик. При этом разъем для подключения внешних электрических цепей должен быть отсоединен от датчика. Врезка преобразователя в трубопровод с большим или меньшим диаметром, чем диаметр условного прохода датчика, должна производиться только при помощи переходников (конфузоров и диффузоров) с конусностью до 30 (угол наклона до 15), устанавливаемых вне зоны прямолинейных участков. Присоединение преобразователя к трубопроводу должно быть плотным, без перекосов, чтобы не было утечек при давлении до 1,6МПа(16 кгс/см). На случай ремонта или замены датчика перед прямым участком до места установки и после него рекомендуется устанавливать запорную арматуру (шаровые краны, вентили, задвижки, клапаны), а также спускающие устройства для опорожнения отключаемого участка. При работе преобразователя запорная арматура должна быть полностью открыта. Допускается установка на открытом воздухе, под навесом для защиты от прямого воздействия солнечных лучей атмосферных осадков. Преобразователь должен быть установлен таким образом, чтобы направление, указанное стрелкой на корпусе проточной части, совпадало с направлением потока в трубопроводе. Допускается монтаж на горизонтальном, вертикальном, наклонном трубопроводе по направлению потока. Не допускается устанавливать датчик в непосредственной близости (менее 1 м) от силовых кабелей и электромашин (электродвигатели, электрогенераторы и т.п.) Не допускается производить монтаж датчика в местах образования вибраций, превышающих допускаемый уровень (насосы, компрессоры, станки с движущимися частями и т.п.). Для снижения уровня вибраций в месте установки датчика следует надежно закрепить арматуру и элементы газопровода (паропровода) к неподвижным конструкциям. Не допускается устанавливать датчик на длинные участки газопровода (паропровода) без дополнительного крепления.