Аннотация

В данной выпускной работе была составлена и рассчитана схема конденсационного энергоблока мощностью 210 мвт с турбиной К-210-130. В исследовательской части был произведён тепловой расчёт парогенератора.

Работа включает в себя страниц, таблиц, рисунков, К работе также прилагается листа графических работ формата А1.
конденсационный энергоблок котел турбоустановка




Введение
В данной дипломной работе составлена и рассчитана принципиальная тепловая схема энергоблока с турбиной К-210-130. Определено основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показано теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку.

При расчёте принципиальной тепловой схемы была достигнута основная цель - определены технические характеристики теплового оборудования, обеспечивающие заданный график электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических и технико-экономических показателей электростанции. На первом этапе были определены состояния водяного пара в ступенях турбины. На втором этапе были составлены соотношения материальных балансов потоков пара и воды. Для удобства расчётов расход свежего пара на турбину принят за единицу, а остальные потоки пара и воды выражены по отношению к этой величине. На третьем этапе были составлены и решены (если требуется, то совместно с уравнениями материального баланса) уравнения теплового баланса теплообменников турбоустановки. На четвёртом этапе был определён расход пара на турбину из условия заданной электрической мощности. Пятый завершающий этап - определение энергетических показателей турбоустановки и энергоблока.

В исследовательской части были отражены проблемы организации эксплуатации котлоагрегатов, связанные с образованием отложений на внутренних и внешних поверхностях нагрева. Разработаны методы борьбы с данными отложениями и сделаны соответствующие выводы.



Технологическая часть
1. Расчёт тепловой схемы конденсационного Энергоблока 210 мвт
1.1 Принципиальная тепловая схема энергоблока мощностью 210 мвт
Расчёт принципиальной тепловой схемы проведён с целью определения параметров и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.

Энергоблок 210 мвт состоит из барабанного парогенератора и одновальной конденсационной турбоустановки К-210-130 номинальной мощностью 210 мвт, с параметрами свежего пара:

Давление Р=130 ат. (12,75 мпа);

Температура 565 °С.

Топливо – уголь Егоршинского месторождения (Свердловская обл.), марки ПА. Принципиальная тепловая схема энергоблока приведена на рисунке 1.1

Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар поступает в ЦВД, включающий регулирующую одновенечную ступень и одинадцать ступеней активного типа. После ЦВД пар поступает на промежуточный перегрев, после которого с параметрами рпп=2,35 мпа и tпп= 565 °С поступает в ЦСД. Цилиндр среднего давления имеет одинадцать ступеней. После ЦСД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления, с четырьмя ступенями в каждом потоке.

Конечное давление пара в турбине перед конденсатором Рк=0,034 ат. (0,00343 мпа).

Турбина имеет 7 регенеративных отборов пара. Подогрев конденсата и питательной воды паром, отбираемым из проточной части турбины, является одним из эффективных способов повышения экономичности тепловых электрических станций, получивших развитие с повышением начальных параметров пара и внедрения промперегрева. Регенеративный подогрев существенно сокращает удельный расход топлива на выработку электроэнергии. Основным преимуществом регенерации является уменьшение расхода пара в конденсатор и потерь тепла в нём. Регенеративный подогрев питательной воды производится последовательно в нескольких подогревателях, что существенно повышает тепловую экономичность цикла. В зависимости от начальных параметров и исходной температуры нагреваемого конденсата теплофикационных отборов дополнительная выработка электроэнергии на регенеративных отборах ТЭС составляет 8-35 % от выработки на внешнем теплопотреблении.

Подогрев питательной воды осуществляется в поверхностных и смешивающих (при непосредственном контакте воды с паром) регенеративных подогревателях. Основными подогревателями в тепловой схеме ТЭС являются поверхностные. В качестве смешивающегося подогревателя зачастую используется деаэратор, служащий в основном для удаления вредных примесей газов из рабочего тела. В смешивающих подогревателях недогрев равен нулю, что обусловливает большую их тепловую экономичность.

Конденсат турбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ и охладителе эжектора ОЭ, в четырех регенеративных подогревателях низкого давления, а также в конденсаторе испарителя (КИ). После деаэратора вода питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления. Все ПВД имеют встроенные пароохладители, а также снабжены встроенными охладителями дренажа помимо основной конденсирующей поверхности, что повышает эффективность регенеративного цикла. Охладитель пара использует теплоту перегрева пара для дополнительного подогрева питательной воды на 2-5 °С выше температуры воды на выходе из основной поверхности. Охладитель конденсата охлаждает конденсат греющего пара ниже температуры насыщения, что уменьшает вытеснение пара более низких отборов в случае каскадного слива конденсата из подогревателя. Установка охладителей пара и конденсата даёт экономию топлива до 0,5-1 %.

Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД4, ПНД5 сливаются каскадно в П6(смешивающего типа) . Дренажи подогревателей ПНД7, ОУ и ОЭ поступают конденсатосборник конденсатора.

Потери пара и воды энергоблока восполняются дистиллятом, получаемым из одноступенчатой испарительной установки. В испаритель (И) подается греющий пар из 5-го отбора турбины. Вторичный пар конденсируется основным конденсатом в конденсаторе испарителя (KИ), включенном между подогревателями ПНД5 и П6. Химически очищенная добавочная вода поступает в испаритель через подогреватель добавочной воды (ПДВ) и деаэратор испарителя (ДИ). Дистиллят откачивается в деаэратор питательной воды дренажным насосом.

Принята следующая схема использования протечек из уплотнений турбины: из стопорных клапанов ЦВД протечки поступают в “горячую” нитку промежуточного перегрева; протечки регулирующих клапанов ЦВД, стопорных и регулирующих клапанов ЦСД и первых камер уплотнений ЦВД поступают в деаэратор питательной воды; из вторых камер уплотнений ЦВД, из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД пар отсасывается паровым эжектором в охладитель уплотнений ОУ; к концевым уплотнениям ЦВД, ЦСД и ЦНД пар подводится пар из деаэратора питательной воды.

Воздух из конденсаторов ЦНД отсасывается водяными эжекторами.



1.2 Параметры пара и воды турбоустановки
На рисунке 1.2. Показана схема процесса работы пара в H,S-диаграмме.

Параметры и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла приведены в таблице 1.1, где приняты следующие обозначения:

Pп, Tп, hп - давление (мпа), температура ( °С) и энтальпия (кдж/кг) пара;

P¢п - давление пара перед подогревателями регенеративной установки (мпа);

Tн, h'п - температура ( °С) и энтальпия (кдж/кг) конденсата при давлении насыщения ;

q - недогрев воды в поверхностных теплообменниках на выходе из встроенного пароохладителя (°С);

Pв, Tв, hв - давление (мпа), температура (°С) и энтальпия (кдж/кг) воды после регенеративных подогревателей;

tr - суммарный подогрев воды в ступени регенерации, включая собственно подогреватель, встроенные пароохладитель и охладитель дренажа ( кдж/кг);

Qr - тепло, отдаваемое греющим паром в ступени регенерации без учёта охладителя дренажа ( кдж/кг);

Точка процесса 0' (рисунок 1) отвечает состоянию пара перед регулирующей ступенью ЦВД. Потери давления в паропроводах отбираемого пара приняты 5-10 %, а дополнительная потеря давления пара в охладителях составляет 2 %.
1.3 Балансы пара и воды
Расчёт тепловой схемы ведётся при электрической мощности генератора Wэ=210 мвт. Расходы отборов определяются в долях расхода свежего пара. При этом подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД a0 = 1,0 , потери от утечек aут = 0,01. Паровая нагрузка парогенератора и расход питательной воды составляют:

aпг = a0 + aут = 1,01.

aпв = aпг + aпр = 1,035,

Где aпр = 0,025 – расход продувочной воды.
1.3.1 Доли утечек и протечек

Протечки пара из уплотнений приняты равными:

Стопорные клапаны ЦВД: aс.к.= 0,0020;

Регулирующие клапаны ЦВД: aр.к.= 0,0028;

Стопорные и регулирующие клапаны ЦСД: aппc.р.= 0,0003;

Первые камеры переднего и заднего уплотнений ЦВД: aу1=0,0043;

Отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД и из

Концевых уплотнений в охладитель уплотнений ОУ: aоу =0,003;

Пара из первых камеры переднего и заднего уплотнений ЦСД: aу2=0,0003 ;

Количество пара уплотнений , направляемого в деаэратор питательной воды: aд.у. = aр.к.+ aу1+aппc.р = 0,0028+0,0043+0,0003 = 0,0074 ;

Количество пара, подаваемого на концевые уплотнения турбины: aу.к.= 0,001;

Расход пара на эжектор отсоса уплотнений: aэ.у.= 0,0008 ;

Количество пара, отводимого из деаэратора на концевые

Уплотнния:

aу. Д.= aу. К.-2aу2 = 0,001-2·0,0003 = 0,0004 .
1.3.2 Балансы расширителей непрерывной продувки

1) расход пара из расширителя непрерывной продувки первой ступени

(выхлоп вторичного пара в ДПВ)


, (1.1)
Где hпр=1560 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в барабане парогенератора;

H`пр= 666 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе питательной воды;

H``пр=2755 кдж/кг- энтальпия пара при давлении насыщения в ДПВ;

Подставляя эти значения в формулу (1.1) , получим


Αп1=0,011
2) расход пара из расширителя непрерывной продувки второй ступени (выхлоп вторичного пара в деаэратор испарителя ДИ)
, (1.2)
Где h`пр1= 437 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе испарителя;

H``пр1=2680 кдж/кг- энтальпия пара при давлении насыщения в ДИ;

Αпр1- расход продувочной воды из расширителя первой ступени. Определяется по формуле (1.3):

Αпр1= αпр- αп1=0,025-0,011=0,014 (1.3)

Подставляя эти значения в формулу (1.2) , получим:



Αп2=0,0015


1.4 Тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления
Тепловой расчет регенеративных подогревателей, имеющих в одном корпусе пароохладитель (ПО), собственно подогреватель (СП) и охладитель дренажа (ОД) удобно выполнять, задаваясь конечным недогревом воды на выходе ее из пароохладителя Q. При этом известны температуры и энтальпии воды до и после всего теплообменника, а также доля воды, проходящей через теплообменник aв, параметры греющего пара на входе в теплообменник p'п, hп, Tп; температура и энтальпия насыщения пара в подогревателе -T'н и h'п . В результате решения уравнения теплового баланса теплообменника определяют долю греющего пара, отбираемого из турбины aп. При этом приняты: остаточный перегрев пара за пароохладителем QПО = 5-15 °C и недоохлаждение конденсата в охладителе дренажа Qо.д.= 40 кдж/кг (Qо.д.»10°С). Условно принимаем при расчёте потоки дренажей из вышестоящих подогревателей направленными в охладитель дренажа.
1.4.1 Тепловой баланс ПВД 1
Уравнение теплового баланса ПВД1 :

a1(hп1-hдр1)•ηто = aпв•(hпв1-hпв2) , (1.4)

Где a1- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД1;

Hп1=3217,9 кдж/кг – энтальпия греющего пара перед ПВД1;

Hдр1 - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;

Hдр1 = hпв2 + Qо.д.=921+40 = 961 кдж/кг, (1.5) ηто = 0,99 – коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в подогревателях;

aп.в.=1,035 - расход питательной воды через ПВД1;

Hпв1 = 1029 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД1;

Hпв2 = 921 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД2.

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2 определяется по формуле:

aдр1=a1, (1.6)

Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД1 по формуле (4):

a1 = 0.049

Находим долю конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2

aдр1=0.049
1.4.2 Тепловой баланс ПВД 2
Уравнение теплового баланса ПВД2 :

a2•(hп2-hдр2)+ aдр1• (hдр1- hдр2) = aпв•( hпв2- hпв3)•(1/ ηто), (1.7)

Где a2 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД2;

Hп2= 3121,1кдж/кг - энтальпия греющего пара перед ПВД2;

Hдр2 - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;

Hдр2 = hпв3 + Qо.д.=771,2+40 = 811,2 кдж/кг, (1.8)

Hпв3=771,2кдж/кг - энтальпия питательной воды после ПВД3;

Находим долю греющего пара a2 , отбираемого для ПВД2



a2 =0,065.

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД2 в ПВД3 определяется по формуле (1.9):

aдр2=a2+aдр1, (1.9)

aдр2= 0.065+0.049=0.114
1.4.3 Тепловой баланс ПВД 3
Уравнение теплового баланса ПВД3 :

aп3•(hп3-hдр3)+ aдр2• (hдр2- hдр3) =aпв•(hпв3-hпв_пн)•(1/hто), (1.10)

Где aп3- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД3;

Hп3=3413,9 кдж/кг - энтальпия греющего пара перед ПВД3;

Hпв_пн- энтальпия воды перед ПВД3, с учетом подогрева в питательном насосе τп.н.

Hпв_пн= hдпв+ τп.н , (1.11)

Где hдпв = 666 кдж/кг – энтальпия питательной воды после деаэратора.

Подогрев в питательном насосе определяется по формуле (1.12):

Τп.н.= vср•( рн- рв)/ hнi , (1.12)

Где vср = 0,0011 - среднее значение удельного объёма воды в насосе;

Рн = 18,1 мпа - давление воды в нагнетающем патрубке насоса;

Рв = 0,59 мпа - давление воды во всасывающем патрубке насоса;

hнi = 0,85 – внутренний ( гидравлический ) КПД насоса;
кдж/кг;
Энтальпия воды перед ПВД3 по формуле (1.11):
685.14 кдж/кг.

Hдр3 - энтальпия конденсата греющего пара после охладителя дренажа ПВД3. Рассчитывается по формуле (1.13):

Hдр3= hпв_пн + Qо.д.=685,14+40=725,14 кдж/кг, (1.13)

Находим долю греющего пара aп3, отбираемого для ПВД3 по формуле (1.10):

aп3 =0.03

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ определяется по формуле (14):

aдр3=aп3+aдр2=0.03+0.114=0.144, (1.14)

aдр3= 0.144

1.5 Испарительная установка
Эта установка включает испаритель, его деаэратор, подогреватель добавочной воды, использующие пар из пятого отбора, и конденсатор испарителя, включённый между подогревателями ПНД5 и ПНД6.

Расходы пара и воды в установке, а также подогрев воды в конденсаторе испарителя определяются из уравнений материального и теплового баланса. В таблице 1.2 приведены параметры пара и воды в установке.

3.2.2 Технологический режим очистки внутренних поверхностей нагрева котла

Технологический режим очистки внутренних поверхностей нагрева котла производится в следующем порядке.

1.        Водная отмывка. Операция предназначена для удаления с поверхностей нагрева рыхлых отложений и продуктов коррозии, а также случайных загрязнений, попавших в трубную систему в процессе ремонта котла. Отмывка производится до осветления воды на сбросе в ливневую канализацию.

2.        Кислотная стадия. Операция предназначена для удаления отложений с внутренних поверхностей нагрева. При этом промываемый контур заполняется горячим раствором ингибированной соляной кислоты с уротропином до появления его в контрольной точке. Длительность обработки 3-4 часа с постоянным барботажем сжатым воздухом для перемешивания моющего раствора. По истечении времени основная часть моющего раствора сливается на узел нейтрализации химического цеха, а остатки в приямок с последующей откачкой также узел нейтрализации химического цеха.

3.        Водная отмывка. Проводится технической водой. При этом контур поочередно заполняется до контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализации химического цеха или в приямок до осветления воды и рн не менее 6,5 на сбросе.

4.        Аммиачная обработка. Операция предназначена для удаления соединений меди и нейтрализации поверхностей нагрева. При этом контур заполняется 1 % раствором аммиака до контрольной точки. Длительность обработки 1-2 часа с постоянным барботажем сжатым воздухом. По истечении времени моющий раствор сливается на узел нейтрализации химического цеха.

5.        Водная отмывка. Проводится химобессоленной водой. При этом контур поочередно заполняется до контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализации химического цеха или в приямок до осветления воды и рн не более 8,5 на сбросе.

6.        Пассивация. Операция предназначена для защиты поверхностей нагрева от стояночной коррозии. После водной отмывки котел заполняется аммиачным раствором гидразингидрата. После чего бак приготовления раствора промывается конденсатом с последующей откачкой воды также в котел для вытеснения пассивирующего раствора из схемы его подачи. Далее котел заполняется до минимально возможного растопочного уровня и растапливается согласно инструкции по эксплуатации в режиме пуска котла из холодного состояния. При температуре насыщения 150-160 С топочный режим стабилизируется. При этом арматура на паропроводах к общестанционной магистрали закрыта, а продувка барабана и паропроводов в атмосферу открыта. Данный режим поддерживается течении 12 часов. При этом рн пассивирующего раствора в контуре должен быть 10,5-11,0, а концентрация гидразина 300-500 мг/кг. По окончании пассивации котел гасится, при давлении в барабане 0,8-1,0 мпа начинается дренирование котла на узел нейтрализации химического цеха.




4. Техника безопасности
4.1 Техника безопасности при эксплуатации установки дробевой очистки котла
Все работы по эксплуатации установки дробевой очистки должны производиться в строгом соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей».

Весь персонал, допущенный к обслуживанию установок дробевой очистки, проходит инструктаж по технике безопасности.

Ремонтные работы на установке дробевой очистки производятся по нарядам.

Освещенность мест расположения узлов установки дробевой очистки и щитов управления должна соответствовать установленным нормам и составлять не менее 20 люкс.

При выбивании дроби, пар, воды или дымовых газов из узлов установки дробевой очистки следует немедленно прекратить работу и сообщить об этом начальнику смены КТЦ. Последующий пуск возможен только после устранения дефекта.

Очистку выдвижной сетки сепаратора не производить руками. Использовать для этой цели скребок.

Не допускать попадания посторонних предметов в контуры циркуляции дроби.

Осмотр и очистку узлов установки дробевой очистки производить в защитных очках. При попадании сернистых отложений в глаза промыть их 5 % раствором двууглекислого натрия (питьевой содой).

При промывках конвективной шахты не допускать попадания воды в узлы установки дробевой очистки.

Запрещается эксплуатация установки дробевой очистки при неисправности отдельных узлов.

Запрещается загромождать место обслуживания установки дробевой очистки предметами, препятствующими ее обслуживание.

Запрещается производить любые ремонтные работы на работающей установке.

На помостах и площадках обслуживания узлов установки дробевой очистки не должно быть дроби.
4.2 Техника безопасности при проведении химической очистки котла
При проведении химической очистки необходимо соблюдать общие «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей».

Работы по химической очистке проводятся по наряду-допуску.

На рабочем месте необходимо иметь медицинскую аптечку, нейтрализующие растворы бикарбоната натрия (2 % и 5 %) и борной кислоты (2 % и 5 %), мыло, полотенце, салфетки.

Лица, не участвующие в очистке, в зону промываемого оборудования не допускаются.

Места производства работ по химической очистке должны быть ограждены и хорошо освещены. Также вывешиваются плакаты-знаки: «Осторожно! Едкие вещества», «Осторожно! Опасная зона», «Проход закрыт».

Все работы, не связанные с кислотной промывкой, на котле запрещены.

Все работы, связанные с применением открытого огня, а также газоэлектросварочные работы возле промывочного бака, проботборных точек, в местах складирования реагентов категорически запрещаются.


5. Экология
5.1 Золоулавливание
Сжигание топлива на ТЭС связано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангидрид, оксиды азота и газообразные продукты неполного сгорания, а при сжигании мазута, кроме того, соединения ванадия, соли натрия, коксик и частицы сажи. В золе некоторых топлив имеется мышьяк, свободный диоксид кремния, свободный оксид кальция и др. В связи, с этим при эксплуатации энергоблоков большое значение имеют вопросы очистки дымовых газов от вредных продуктов и золоулавливания.

Проектирование и сооружение электростанций ведутся с соблюдением требований по предельно допустимым концентрациям основных выбросов, загрязняющих атмосферу отходящими газами, на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеивать дымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрации вредных веществ.

Золоуловители должны иметь коэффициент золоулавливания не менее 99% для КЭС мощностью 2400 мвт и выше и ТЭЦ мощностью 500 мвт и выше при приведенной зольности топлива не более 4%, при большой зольности топлива коэффициент золоулавливания должен быть не менее 99,5%. Для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент золоулавливания принимается от 96% до 99%.

В качестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрые золоуловители и батарейные циклоны.



5.2 Золоудаление
Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных электрических станций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерные сооружения. Её назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределы территории электростанции, часто на значительное расстояние (до 10 км и больше), и организации на золошлакоотвалах.

На действующих электростанциях страны в основном осуществлено гидровлическое золошлакоудоление.

Различают следующие системы гидрозолоудаления:

-                      Совместный гидротранспорт шлака и золы центробежными насосами, эжекторными гидроаппратами, по самотечным каналам;

-                      Раздельный гидротранспорт, когда шлаковую пульпу транспортируют багерными насосами или эжекторными гидроаппаратами, а золовую пульпу – центробежными насосами, либо и шлак и золу транспортируют по отдельным самотечным каналам.

Гидротранспорт золы и шлака по самотечным каналам или трубам явля-ется наиболее простым, надёжным и экономичным, но его возможно осущест-влять лишь в сравнительно редких случаях, когда имеется благоприятный профиль местности и золошлакоотвал располагается на значительно более низком уровне, чем главное здание электростанции.



Заключение
В ходе проведённой работы был произведён расчёт конденсационного энергоблока мощностью 210 мвт. Были определены его основные энергетические показатели, показатели турбоустановки и энергоблока в целом, произведён выбор основного и вспомогательного оборудования. Были предложены меры по охране окружающей среды. Результаты расчетов показали, что основное и вспомогательное оборудование данного энергоблока и энергоблок в целом соответствуют современным требованиям по проектированию, сооружению и эксплуатации тепловых электрических станций.

В индивидуальной части работы был осуществлен тепловой расчет котла, цель которого – определение основных параметров (температуры, давления, энтальпии) воды, пара и дымовых газов в отдельных узлах котлоагрегата. В работе были использованы практические материалы исследования данного типа котла. Установлена зависимость КПД, температуры уходящих газов и аэродинамических характеристик котла от толщины отложений на внешних стороне конвективных поверхностей нагрева.

Разработаны мероприятия по борьбе с отложениями на внешней и внутренней поверхностях нагрева. Для борьбы с внешними отложениями в конвективной части газохода предложена дробевая очистка. Преимуществами данного метода очистки являются:

-                      Производство очистки в период работы котла;

-                      Не требуются реагенты;

-                      Высокое качество очистки при малом времени ее проведения;

-                      Не требуется дополнительного оборудования для удаления продуктов очистки.

Для борьбы с внутренними отложениями предложен химический метод очистки, включающий в себя следующие этапы:

-                      Водная отмывка;

-                      Обработка раствором соляной кислоты с ингибитором методом травления;

-                      Обработка аммиачным раствором;

-                      Пассивация аммиачным раствором гидразингидрата.

В заключении следует заметить, что для уменьшения скорости образования отложений на внутренних поверхностях нагрева котла и увеличения межремонтного срока эксплуатации следует вести правильный воднохимический режим.



Список литературы
1.Вукалович М. П. Термодинамические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергоатомиздат,1999.

2.Другов Л.И., Игнатьевский Е.А. Вспомогательное оборудование машинных (турбинных) цехов тепловых электростанций.- М.: “Высшая школа”,1975.

3. Двойшников В.А., Деев Л.В., Изюмов М.А. "Конструкция и расчёт котлов и котельных установок" - М: Машиностроение, 1988. - 264с.;

4. Кисилёв Н.А. "Котельные установки" - М: Высшая школа, 1975. - 277с.

5. Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций.-М.:Энергоатомиздат,1987.

6. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: «Энергия», 1976.

7. Стерман Л. С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции.- М.:Энергоатомиздат,1995.

8. Стырикович М.А., Резников М.И. "Парогенераторы электростанций" - М: Энергия, 1969. - 384с.

9. Борщов Д.А. «Эксплуатация энергетических котлов» – М: Стройиздат, 1978. – 246 с

10. Щегляев А. В. Паровые турбины.- М.: Энергия, 1976.

11. Дудко С.И. «Ремонт котлов тепловых электростанций» – Киев: Будiвельник, 1973. – 358 с.

12. Мухин С.И., Маховер О.С. «Руководство по наладке энергетических котлов» - Л: Недра, 1979. – 312с

13. Павлов И.И., Федоров М.Н. «Котельные установки» - М: Стройиздат, 1986. – 232 с

14.Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степень бакалавра/ Е. А. Маликов; ВФ МЭИ (ТУ).- Волжский, 2001.-15с.






Рисунок 1.2 – Процесс расширения пара в турбине
Размещено на Allbest.ru