Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Разработка информационной подсистемы АСУ ТП. Учебное пособие по курсовому проектированию

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

1 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 65 6 > Следующая >>>

Содержание

Введение ……………………………………………………………….3

1. Описание блочной котельной установки ТКУ – 640БВ ………....4

2. Расчет расходов прямой и обратной сетевой воды, подпиточной воды…………………………………………………….5

3. Перечень контролируемых параметров…………………………...6

4. Обоснование и выбор приборов контроля…………………….…..7

Список использованных источников……………………………….15

Приложения:

1. Задание на курсовой проект по дисциплине «Технологические измерения и приборы»…………………...…….16

2. Спецификация приборов контроля и учета………………..…….18

Рис. П3.2. Образец оформления раздела «Содержание»

пояснительной записки

Введение

Рациональное использование органического топлива – нефти, мазута, газа, угля – требует постоянного внимания к вопросам экономии топливно-энергетических ресурсов, так как производственные и отопительные котельные потребляют более 50% добываемого в стране топлива.

Действенный контроль за технологией выработки теплоты и экономным расходом топлива возможен только при применении автоматических систем и устройств.

Существующая номенклатура технических средств контроля и управления, их достаточная надежность позволяют решать основные вопросы автоматизации котельной установки.

В данном проекте решается задача создания информационной подсистемы АСУ ТП блочной котельной установки ТКУ – 640БВ, в том числе осуществляются разработка функциональной схемы АСУ ТП, подбор измерительных приборов и комплектация автоматизированных узлов учета тепловой энергии и газа.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графического материала на одном листе. К проекту прилагаются: «Задание на курсовой проект по дисциплине «Технологические измерения и приборы» и Спецификация приборов и средств автоматизации по ГОСТ

21.110-82.

Рис. П3.3. Образец оформления раздела «Введение» пояснительной записки

1. Описание блочной котельной установки ТКУ-640БВ

Блочная котельная предназначена для отопления жилых и административных зданий. Состоит из четырех водогрейных котлов, работающих на природном газе.

План котельной ТКУ – 640БВ

Состав оборудования котельной:

1. Котел водогрейный 4 шт.

2. Циркуляционные насосы 2 шт.

3. Подпиточные насосы 1 шт.

4. Водяной подогреватель 1 шт.

5. Фильтр грубой очистки 1 шт.

6. Узел учета газа (счетчик газа, электромагнитный клапан, вычислитель количества газа) 1 шт.

7. Электрощит 1 шт.

Технологическая часть блочной котельной имеет зависимую схему подключения отопительной нагрузки и включает:

- систему подачи природного газа с газорегулирующей установкой,

предохранительным клапаном, газопроводы и газовые котловые горелки с котловой автоматикой;

- водогрейные котлы (4 шт.) с индивидуальными газоходами и ды-

мовыми трубами;

- теплофикационные трубопроводы: подающий (прямой воды –

Т1); обратный (обратной воды – Т2 ) с сетевыми насосами и фильтром грубой очистки (грязевик);

- подпиточный трубопровод: ввод исходной воды, подпиточный

насос, установка химводоподготовки ХВП-Т

под

Технические характеристики котельной и оборудования: Номинальная теплопроизводительность, МВт, (Гкал/ч) 0,4; (0,688) Потребляемая мощность, кВт, не более 13,5 Напряжение электрической сети, В 380/220 Топливо Газ природный Давление газа перед горелками номинальное, кПа 1,4 Максимальный расход газа, нм3/ч, при Qн = 8000 Ккал/нм

93,6

Температурный режим теплоснабжения, °С 95/45 Температура уходящих газов при номинальной теплопроизводительности, °С, не менее 160 Рабочее (избыточное) давление теплоносителя, МПа, не более 0,4 Коэффициент полезного действия, %, не менее 0,4 Контроль работы котельной Дистанционный

2. Расчет расходов прямой и обратной сетевой воды, подпиточной воды

Расчет количества тепловой энергии осуществляется по формуле

[1] количества отпущенного тепла:

211

10)( ttcMQ

, (1)

где

1с

ккал/кг*град – удельная теплоемкость воды;

t1 = 95 °C – температура на выходе из котлов, на выходе из котель-

ной, в подающем трубопроводе;

t2 = 50 °C – температура на входе в котельную, в обратном трубо-

проводе.

Номинальная теплопроизводительность котельной равна

Q = 0,688 Гкал/ч (по заданию).

Расход в подающем трубопроводе M1 определяется из уравнения

(1):

0,688 = 1 M1(95-45) ×10-3. (2)

Расход сетевой воды

= 0,688/0,050 = 13,76 т/ч.

Принимаем, что расход в обратном трубопроводе равен расходу в

подающем, равном М2 = М

= 13,76 т/ч.

Расход подпиточной воды принимаем М3 = 0,1 М1 = 1,376 т/ч. Определим параметры расходомера (преобразователя расхода) на

подающем и обратном трубопроводах. Преобразователь расхода должен измерять 4% от М1 с относительной погрешностью 2%. Минимальный расход составляет

мин

= 0,04 М1 =0,04×13,76=0,5504 т/т.

Определим параметры расходомера (преобразователя расхода) на

подпиточном трубопроводе. Преобразователь расхода должен измерять 4% от М3 с относительной погрешностью 2%. Минимальный расход составляет

мин под

= 0,04 М3 =0,04×1,376=0,055 т/т.

Полученные значения использовались для выбора условного ди-

метра Ду указанных расходомеров.

3. Перечень контролируемых параметров

На функциональной схеме отражены основные контролируемые

параметры:

Температура, °С:

- уходящих газов (по месту и дистанционно) 160;

- природного газа (по месту и дистанционно) от -50 до 50;

- горячей воды на выходе из котла (по месту) 95;

- в коллекторе горячей воды, подающем трубопроводе (по месту и

дистанционно) 95;

- в коллекторе холодной воды, обратном трубопроводе (по месту и

дистанционно) 45;

- подпиточной воды (после ХВП по месту) 50;

- исходной воды (по месту и дистанционно) 45. Давление, мПа:

- природного газа ГРУ (по месту и дистанционно) 1,5 кПа;

- горячей воды на выходе из котла (по месту) 0,4;

- в коллекторе горячей воды (по месту и дистанционно) 0,4;

- подпиточной воды (по месту и дистанционно) 0,4;

- природного газа перед горелкой (дистанционно) 0,4 кПа;

- разряжения за котлом (дистанционно) 0,5 кПа. Расход:

- в подающем трубопроводе от 0,5504 до 13,76 т/ч;

- в обратном трубопроводе от 0,5504 до 13,76 т/ч;

- в подпиточном трубопроводе от 0,055 до 1,376 т/ч;

- холодной воды (дистанционно) от 0,055 до 1,376 т/ч;

- природного газа на котельную (дистанционно) 93,6 нм3/ч. Количество:

- тепловой энергии (теплосчетчик) 0,688 Гкал/ч;

- природного газа (корректор газа) нм3/ч. Количество и состав:

- продуктов сгорания (определяются переносным газоанализато-

ром);

Концентрация:

- предельное содержание метана (сигнализация) 10% НКПР;

- предельное содержание оксида углерода (сигнализация) 20 мг/м3.

4. Обоснование и выбор приборов контроля

4.1. Размещение приборов на функциональной схеме

В проекте выполнены следующие измерения:

- температура прямой воды, обратной воды, исходной и подпи-

точной воды, а также природного газа и уходящих газов измеряется с помощью жидкостных технических термометров ТТЖ с оправами, установленных по месту. Для дистанционного контроля температуры уходящих газов выбираем термопреобразователи сопротивления медные ТСМ-Метран-204 в комплекте с вторичным многоканальным регистратором Метран-900, который устанавливается непосредственно

на щите оператора. Для дистанционного контроля температур сетевой, исходной и подпиточной воды используем комплект термометров сопротивления КТСП-Метран-206 и термопреобразователи сопротивления медные ТСМ-Метран-204, подключенные к теплосчетчику Метран-420, установленному на щите оператора. Дистанционное измерение температуры природного газа осуществляется термометром сопротивления в комплекте с корректором газа ЕК-260/К. Все выбранные датчики для измерения температур удовлетворяют заданным значениям диапазона температур;

- давление сетевой, исходной и подпиточной воды, природного газа

контролируется с помощью показывающих манометров WIKA, установленных по месту. Разрежение в газоходе уходящих газов измеряется тягонапоромерами жидкостными ТНЖ с длиной импульсной линии до 20 м. ТНЖ монтируются на щите оператора. Дистанционный контроль давлений сетевой, исходной и подпиточной воды, природного газа осуществляется преобразователями давления комплектными с теплосчетчиком Метран-420 и корректором газа ЕК-260/К;

- расход сетевой воды контролируется преобразователем расхода вихреакустическим Метран-300ПР, а расход на подпитку – тахометрическим счетчиком воды ВСТ, подключенным к теплосчетчику. Для контроля расхода природного газа выбираем счетчик газа СГ-16М с корректором газа ЕК-260/К;

- количество тепловой энергии измеряется теплосчетчиком Метран-420;

- количество природного газа измеряется корректором газа ЕК260/К;

- состав уходящих газов измеряется периодически переносным га- зоанализатором оптимизации процессов горения ГИАМ-310-02;

- сигнализация предельных концентраций оксида углерода и метана в воздухе фиксируется сигнализатором токсичных и горючих газов СТГ-1.

4.2. Описание конструкции применяемых приборов

Приводится краткое описание конструкции и принципа действия

всех применяемых приборов.

Рис. П3.4. Образец оформления разделов пояснительной записки

Рис. П3.5. Образец оформления раздела «Спецификация оборудования»

Рис. П3.6. Образец оформления раздела «Спецификация оборудования»

Рис. П3.7. Образец оформления раздела «Спецификация оборудования»

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 65 6 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]