Реферат Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800

Поможем написать учебную работу

Bukvasha

Рис 2.1

Расход сетевой воды

2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ

ПВД-8

Рис 2.3

Схема включения смесителя

Схема включения подогревателей низкого давленияПНД-4 ПНД-3 ПНД-2 ПНД-1

Рис 2.5

Мощность потоков пара в турбине:

Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и строительных конструкций.

Основные требования к компоновке.

- Надежность

ДП 1005 495 ПЗ

На вводе в котел установлено 2 запорных задвижки с электроприводом, а между ними продувочная свеча. Далее фланцевое соединение для установки заглушки. Заглушка ставится перед ремонтом.

Рис. 6.1

Баки-хранилища – это железобетонные емкости, облицованные внутри легированной сталью на 50 тыс. м³. На ГРЭС стоят 3 бака, в которых поместиться не менее чем двухнедельный запас мазута. Баки оборудованы датчиками температуры уровня. Из баков мазут откачивается в мазуто-насосную.

ДП 1005 495 ПЗ

Рис.111

ДП 1005 495 ПЗ

Выберите тип работы:

2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ

2.5 ПАРАМЕТРЫ ПАРА И

ВОДЫ

2.6 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА

2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ

Рис. 6.4

Рис. 6.2

2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ

Схема газорегуляторного пункта

Рис. 6.3

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 23.11.2024

Гипероглавление:
2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ
Рис 2.1
Расход сетевой воды
2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ
2.5 ПАРАМЕТРЫ ПАРА И ВОДЫ
2.6 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА
                                  ПВД-8
Рис 2.3
Схема включения смесителя
2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Схема включения подогревателей низкого давленияПНД-4                ПНД-3                              ПНД-2            ПНД-1
Рис 2.5
2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ
Мощность потоков пара в турбине:
2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ
Принципиальная схема прямоточного водоснабжения
ТОПЛИВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
8. РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ТРУБОПРОВОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
УСТАНОВОК И ДЫМОВОЙ ТРУБЫ
9.1 Выбор дымососов и вентиляторов
Подача дымососа:
Расчётный приведённый напор дымососа
Подача вентилятора:
Расчётный приведённый напор вентилятора
9.2 Выбор дымовой трубы
10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ
15. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
Очистка дымовых газов от сернистых веществ
Мокрый известняковый (известковый) способ.
Мокро-сухой способ.
Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и строительных конструкций.
Основные требования к компоновке.
-       Надежность
ЦЕНТРОВКА   РОТОРОВ   ПО   МУФТАМ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
Рис. 17.1
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
Схема газорегуляторного пункта
Рис. 6.3
Рис. 6.4
Рис. 6.1
Рис. 6.2
ДП 1005 495 ПЗ
Рис.111
ДП 1005 495 ПЗ

1 ВЫБОР ТИПА И КОЛЛИЧЕСТВА

ТУРБИН И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

На дипломное проектирование для покрытия электрической и тепловой нагрузок необходимо выбрать турбину К-800-240. На ГРЭС установлено четыре турбины.

1.1 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ
1.1.1 Начальные параметры пара

=23,5Мпа

=540°С

1.1.2 Давление пара после промперегрева

=3,34Мпа

=540°С

1.1.3 Конечное давление пара

=0,0034МПа

1.1.4 Температура питательной воды

=274°С

1.1.5 Давление пара в нерегулируемых отборах

              P₁=6,05МПа

                Р₂=3,78МПа

                Р₃=1,64МПа

                Р₄=1,08МПа

                Р₅=0,59МПа

                Р₆=0,28МПа

                Р₇=0,11МПа

                Р₈=0.02Мпа

1.1.6 Максимальный расход пара на турбину

=2650 т/ч

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

1.2 ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Паропроизводительность котельной установки определяется по максимальному расходу пара через турбину с учётом запаса и собственных нужд.

где:

- максимальный расход пара через турбину

=2650 [Т/ч]

- собственные нужды

=0,03

- запас

=0,02

[Т/ч]

Выбираем котёл типа Пп-2650-255ГМ.

Технические характеристики котла.

Паропроизводительность

=2650 [Т/ч]

Давление перегретого пара Pпп=25МПа

Давление промежуточного перегрева P=3,62МПа

Температура перегретого пара tпп=545

C

Расход пара через вторичный пароперегреватель

[Т/ч]

Температура питательной воды tпв=274

C

Энтальпия пара

=3324 [кДж/кг]

Энтальпия питательной воды

=1148,06 [кДж/кг]

Энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель

=2928[кДж/кг]

Энтальпия пара на выходе из вторичного пароперегревателя

=3544[кДж/кг]
Для данной ГРЭС выбираем четыре котла Пп-2650-255ГМ, по одному на каждый блок.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

ГРЭС установлена в городе Кировске. Основное топливо ГРЭС – газ. Резервное – мазут. Электрическая мощность

=3200 МВт. Тепловая нагрузка ГРЭС

=1900 ГДж/ч.

На ГРЭС установлено четыре турбины типа К-800-240. начальные параметры пара ГРЭС

=23,5 Мпа;

=540°С. Параметры пара после промперегрева:

=3,34Мпа;

=540°С. ГРЭС выполнена блочной. Максимальный расход пара на 1 блок равен 2650 т/ч. На каждую турбину устанавливается котел типа Пп-2650-255ГМ. Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей, один из которых основной, а другой пиковый. Нагрев сетевой воды в сетевой установке производится до 150°С в зимнее время года. Система ГВС закрытая. Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из четырёх ПНД и трёх ПВД, в которых производится нагрев основного рабочего тела до температуры питательной воды

=274°С. Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателях паром из отборов турбины. Дренажи ПВД-8 и ПВД-7 каскадно сливаются в смеситель. Дренаж ПВД-6 поступает в ПНД-4. Каскад дренажей ПНД завершается в смешивающем ПНД-2. Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор. Для каждой турбины устанавливается конденсатор типа 800 КЦС-2 ( 3 шт. ) , где пар конденсируется и конденсатным насосом подается в регенеративную систему.

Питательный насос установлен с турбоприводом.

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ДРЕНАЖЕЙ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ПОСЛЕ ПВД И ПНД

Принять потери давления в трубопроводе отборного пара

=5%;

Недогрев на ПВД и ПНД-5°С;

Недогрев в смесителе-10°С;

2.1.1 Температура и энтальпия основного конденсата в системе регенеративного подогрева низкого давления.

Энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе

^=0,34
^×
^{10-2 МПа}^;

^кДж/кг;

=26°С

Температура основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; соответственно:

=60°С;

=102°С;

=128°С;

=155°С;

Энтальпия основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 соответственно:

^кДж/кг

^кДж/кг
2.1.2 Температура и энтальпия питательной воды в системе регенеративного подогрева высокого давления.

Температура питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:

=199°С;

=243°С;

=274°С

Энтальпия питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:

=834 кДж/кг,

=1018 кДж/кг,

=1148 кДж/кг

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.2 РАСЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ

^[^]

где:

удельный объем воды кг/м³;

^{давление питательной воды на входе и выходе из насоса [МПа];}

^{КПД насоса;}

С - теплоемкость воды [кДж/кг];

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.3 РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

Схема сетевой установки

^кДж/кг

                                                                                                                       В т/с

                                                                                ПСП

                   Р_ВО=1,08МПа

^кДж/кг

^кДж/кг



                                                                                ОСП

                              Р_НО=0,16МПа

^кДж/кг

^кДж/кг

                                                                                        В конденсатор







                                                                          ^{Из т/с}

^[^т/ч^]
Где:

- количество тепла из отбора

С - теплоемкость воды [кДж/кг];

^[т/ч]

^°^С

^°^С

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.3.1 Расход пара на пиковый сетевой подогреватель.
Расход пара на пиковый сетевой подогреватель, подключенный к четвертому отбору при покрытии ПСП 50%.

[ГДж/ч]

Где:

- количество тепла на пиковый сетевой подогреватель.

- количество тепла на блок.

ГДж/ч;

[т/ч]

=93,8 т/ч=26 кг/с
2.3.2 Расход пара на основной сетевой подогреватель
.

Расход пара на основной сетевой подогреватель, подклю-ченный к шестому отбору.

;

ГДж/ч;

кг/c

=96,4 т/ч=26,8 кг/c

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Процесс расширения пара разбиваем на три отсека:

I отсек: от начального давления пара до промежуточного

перегрева.

II отсек: от промежуточного перегрева до верхнего отопительного отбора.

III отсек: от верхнего отопительного отбора до конечного давления.

Значения

по отсекам:

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Таблица 2.1

Точки процесса	Параметры греющего пара			Параметры конденсата греющего пара		Питательная вода и основной конденсат
	давление		энтальпия	Т-ра насыщения	энтальпия	Температура	энтальпия
	МПа	атм.	, кДж/кг	°С	, кДж/кг	°С	, кДж/кг
0	23,5	235	3324
1	6,05	60,5	3018	279	1173	274	1148
2	3,78	37,8	2928	248	1039	243	1018
3	1,64	16,4	3344	204	855	199	834
т.п.	1,64	16,4	3344
4	1,08	10,8	3232	155	650	150	628
5	0,59	5,9	3084	160	670	155	650
6	0,28	2,8	2932	133	557	128	536
7	0,11	1,1	2768	107	448	102	425
8	0,02	0,2	2561	65	272	60	251
Pк	0,0034	0,034	2380	26	109	26	109

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Расход свежего пара на турбину принимаем за единицу Д₀=1, остальные потоки пара и воды выражаются в долях от Д₀
    Расход питательной воды Д_пв=Д₀+Д_ут

    Разделив это выражение на Д₀, получим a_пв=1+a_ут,

        где: a_ут=Д_ут/Д₀=0,01 – величина утечек

                a_пв=1+0,01=1,01
Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса

;

где:

кДж/кг;

- давление на выходе и входе питательного насоса

соответственно

=0,0011м

/кг – среднее значение удельного объёма

                                            питательной воды

кДж/кг;

;

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.7 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Схема включения

подогревателей высокого давления

кДж/кг

°С

Д₁

кДж/кг

°С

кДж/кг

кДж/кг

                                 ПВД-7

                                                      Д₂

кДж/кг

°С

кДж/кг

кДж/кг

                                                                                                                                                                         В смеситель

                                 ПВД-6

                                                                  Д₃

кДж/кг

°С

кДж/кг

°С

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.7.1 Расход пара на ПВД-8

=0,081Д
2.7.2 Расход пара на ПВД-7

2.7.3 Расход пара на ПВД-6

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.8 РАСЧЕТ СМЕСИТЕЛЯ

Д₁+Д₂ Д₅

кДж/кг                              ПНД-4

                                                     Д_К2



      ПВД-6

кДж/кг

                    Д₃

                                          Д_ТП

кДж/кг

кДж/кг






                                            В конденсатор
                                      Рис 2.4
Энтальпия питательной воды за питательным насосом

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

кДж/кг

кДж/кг

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Расход основного конденсата за ПНД-4

тогда

кДж/кг

кДж/кг – энтальпия питательной воды за питательным насосом.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

кДж/кг

Д₅ Д₆ Д₇ Д₈

^кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг
Дк

Д0

кДж/кг

кДж/кг
Дк=1,02-Д1-Д2 Д3+Д5 Д3+Д5+Д6

    2.9.1 Расход пара на ПНД-4

=0,036Д

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.9.2 Расход пара на ПНД-3

2.9.3 Расход пара на ПНД-2

2.9.4 Расход пара на ПНД-1

-Д8

Д8=

=0,039Д

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.10.1 Подсчет коэф. недовыработки мощности паром отборов.
Коэф. первого отбора на ПВД-8

Коэф. второго отбора на ПВД-7

      Коэф. третьего отбора на ПВД-6

       Коэф. четвертого отбора на ПСП

       Коэф. пятого отбора на ПНД-4

       Коэф. шестого отбора на ПНД-3 и ОСП

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

        Коэф. седьмого отбора на ПНД-2

Коэф. восьмого отбора на ПНД-1

Коэф. недовыработки мощности паром, идущим на турбопривод

2.10.2 Расход свежего пара на турбину.

Сумма произведений долей расхода пара в отборы на коэф. недовыработки мощности этими отборами

кг/с

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Таблица 2.2

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2

отбор	Расход пара в долях, Д'	y	y×Д	Расход пара Д, кг/с
1 ПВД-8	0,08	0,804	0,064	54,48
2 ПВД-7	0,1	0,746	0,0746	68,1
3 ПВД-6	0,039	0,618	0,024	26,55
3 Турбопривод	0,0505	0,549	0,0277	34,3
4 ПСП		0,546		6,72
5 ПНД-4	0,036	0,451	0,016	24,5
6 ОСП		0,354		6,9
6 ПНД-3	0,034	0,354	0,012	23,15
7 ПНД-2	0,044	0,249	0,011	31,32
8 ПНД-1	0,039	0,116	0,0046	27,5
Конденсатор				377,7
Всего				303,5

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.10.3 Определение расходов пара в отборы.
На: ПВД-8

ПВД-7

ПВД-6

Турбопривод питательного насоса

ПСП

ПНД-4

ОСП

ПНД-3

ПНД-2

ПНД-1

Конденсационный поток пара

кг/с

=681-54,48-68,1-26,55-34,3-24,5-23,15-31,32-27,5-26,8-26=377,7кг/с

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

2.11 ПРОВЕРКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ ПО БАЛАНСУ МОЩНОСТЕЙ

первого отбора

второго отбора

третьего отбора

четвертого отбора

    пятого отбора

шестого отбора

седьмого отбора

восьмого отбора

мощность потоков пара турбопривода

мощность конденсационного потока

сумма мощностей потоков пара в турбине

мощность на зажимах генератора

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Погрешность расчетов не превышает допустимую величину

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

3 Выбор вспомогательного

оборудования тепловой схемы станции

3.1 Выбор комплектного оборудования
3.1.1 Выбор конденсатора:

          К-800КЦС-2 (3 штуки).

3.1.2 Выбор эжектора:

        ЭВ-4-1100 (3 штуки)

3.1.3 Выбор маслоохладителей:

        М-540 (3 штуки)

3.1.4 Выбор подогревателей схемы регенерации
По нормам технологического проектирования производительность и число подогревателей определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара при этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя (за исключением деаэратора).

Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.

                                                                                                      Табл.3.1

Подогреватели поверхностного типа

Название	Завод	Площадь поверхности теплообмена [м]	Номинальный массовый расход воды [кг/с]	Расчётный тепловой поток [МВт]	Максимальная температура пара °С	Гидравличес-кие сопротивле-ния при номинальном расходе воды
ПН-2200-32-7-2	ТКЗ	2233	575,5	74,2	230	12
ПН-2400-32-7-2	ТКЗ	2330	575,5	46,5	310	10,5
ПВ-1600-380-17 ( 2 шт.)	ТКЗ	1560	386,1	24,4	441	24
ПВ-2100-380-66 ( 2 шт.)	ТКЗ	2135	386,1	48,8	290	24
ПВ-1600-380-66 ( 2 шт.)	ТКЗ	1650	386,1	48,8	350	24

.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Табл.3.2

Подогреватели смешивающего типа

Название	Расход конденсата [кг/с]	Температура конденсата на входе °С	Температура конденсата на выходе °С	Рабочее давление P	Расход пара [кг/с]	Температура пара °С
ПНС 1500-1	301	34	59,9	20	14,3	59,9
ПНС 1500-2	315,3	59,9	103,8	114,7	23,7	142

3.2 Расчёт и выбор конденсатных и питательных насосов оборудования теплофикационной установки.
3.2.1 Выбор конденсатных насосов

В соответствии с НТП конденсатный насос выбирается по максимальному расходу пара в конденсатор и соответствующему напору.

Где:

- расход пара на турбину

=2650 т/ч

- суммарный расход пара на регенеративные отборы

=1005т/ч

=1,1×(2650-1005)=1809,5 т/ч

В соответствиями с рекомендациями [1] принимаются конденсатные насосы: КсВ-1000-95 (первый подъём)

ЦН-1000-220 (второй подъём)

Характеристики конденсатного насоса первой ступени

Подача V=1000 [

]

Напор H=95 [м]

Допустимый кавитационный запас 2,5м

Частота вращения n=1000 [оборотов/мин.]

Мощность N=342 [кВт]

КПД насоса

=76%

Характеристики конденсатного насоса второй ступени

Подача V=1000 [

]

Напор H=220 [м]

Частота вращения n=2975 [оборотов/мин.]
Принимается три насоса: 2 в работе и один в резерве (на каждую ступень).

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

3.2.2 Выбор питательных насосов

В соответствии с НТП питательные насосы на блоках СКД выбираются по подаче питательной воды и давлению.

Где:

- максимальный расход пара через котёл.

=2650 т/ч

a - собственные нужды, a=1,02

b - запас, b=1,03

- удельный объём питательной воды,

=1,1

=2650×(1+1,02+1,03)×1,1=2708 т/ч
По рекомендациям [1] устанавливается ПН-1500-350.Установлено два насосных агрегата, каждый из которых обеспечивает 50%-ную нагрузку котельного агрегата.

Питательный насос ПН-1500-350

Предвключённый насос ПД-1630-180

Конденсационный турбопривод ОК-18ПУ
Характеристики ПН:
Подача V=1500[

]

Напор Н=350 [м]

Частота вращения n=4700 [об./мин.]

КПД насоса

=83%
В одновальной турбине мощностью 800 МВт значительное технико-экономическое преимущество имеет конденсационный турбопривод вместо противодавленческого.

Приводная турбина главного питательного насоса является одновременно и приводом бустерного насоса, подключённого к турбоприводу через редуктор. Мощность каждого турбопривода при номинальной нагрузке турбины 15,2 МВт, максимальная частота вращения 4800 об./мин.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

3.2.3 Выбор оборудования теплофикационной установки

Тепловая нагрузка 1900 ГДж/ч

На ГВС – 500 ГДж/ч

На отопление – 1400 ГДж/ч

Температурный график 150/70 °С. Система ГВС закрытая.

Теплофикационная нагрузка одного блока

=475 ГДж/ч

Расход сетевой воды через подогреватель одной установки равен:

Дсв=

Дсв=

= 793 т/ч.

В связи с НТП по расходу сетевой воды выбираем ПСВ-90-7-15 (двухходовой по воде).

Табл.3.3

Характеристики подогревателя сетевой воды

                                                                       ПСП                        ОСП

Число ходов по воде                                       2                               2

Давление пара МПа                                       0,78                          0,25

Температура пара °С                                     169,6                        142,9

Номинальный расход пара кг/с                     8,06                          17,5

Давление воды МПа                                      1,57                           2,35

Температура воды на входе ⁰С                     110                          70

Температура воды на выходе ⁰С                 150                           130

Номинальный расход воды кг/с                    97,2                         222,2

3.2.4 Выбор сетевых насосов

Расчётный расход сетевой воды на отопление:

[т/ч]

т/ч

Расчётный расход сетевой воды на ГВС:

[т/ч]

=16,5×500/4,19=1968 т/ч

Расчётный расход сетевой воды на ГРЭС:

[т/ч]

=596,6+196,8=793,4т/ч

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

В соответствии с НТП на блок устанавливаются два сетевых насоса

=396,7 т/ч – необходимая подача насоса. По подаче выбираем насос СЭ-500-70

Характеристика сетевого насоса

Подача

=500 [т/ч]

Напор Н=70 [м]

Допустимый кавитационный запас 10 м

Частота вращения n=3000 об./мин.

Мощность N=120 кВт

КПД

=82%

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

4 Определение потребности станции

в технической воде, выбор циркуляционных насосов
Система водоснабжения принимается прямоточная.
Принципиальная схема прямоточного водоснабжения

                                                                                                              На гр.

                                                 На ВУ   На   На   На м/о

                                                                                ХВО охл.

                                                                                         подшипн.
1 – Источник водоснабжения

2 – Циркуляционные насосы

3 – Береговая насосная

4 – Напорные циркуляционные водоводы

5 – Конденсатор

6 – Сливные циркуляционные водоводы

7 – Сифонные колодцы

8 – Переключательные колодцы

9 – Сливной канал

10 – Перепускной канал
Рис.4.1

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Напор циркуляционного насоса:

Нцн=Нг+åНс1 [м.вод.ст.]

åНс1=4¸6 м.вод.ст. åНс1=4м

Нг=3¸10 м.вод.ст.]
Нг= Нn - Нc
Нc принимаем до 8,5 м, Нc=6м

Нn =8¸12 м, Нn=12м

Нг=12-6=6м
Нцн=6+4=10м
Расход технической воды
Wт.в.=åWк+Wг.о.+Wм.о.+Wподш.

Где:

      åWк – расход технической воды на котёл åWк=73000т/ч

      Wг.о. – расход технической воды на охлаждение генератора

     Wг.о.=2920 т/ч

      Wм.о. – расход воды на охлаждение масла Wм.о.=1825т/ч

      Wподш. – расход воды на подшипники Wподш.=5840т/ч

Wт.в.=73000+2920+1825+5840=83585 т/ч

В соответствии НТП на каждый блок берется 6 циркуляционных насосов. Wт.в/6=13430 т/ч

По расходу технической воды выбираем насос Оп2-110

Характеристики насоса:

Подача 11880¸21960

Напор Н=9,4¸16,2 м

Допустимый кавитационный запас 10¸11,7 м

Частота вращения n=485 об./мин.

Потребляемая мощность N=505¸897 кВт

КПД насоса

=80%

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСОВОГО РАСХОДА

ТОПЛИВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

Технические характеристики топлива, газопровод

Саушино - Лог - Волгоград

Объемный состав газа:

СН4=96,1

С2Н4=0,7

С3Н8=0,1

С4Р10=0,1

С5Н12 и более тяжёлые - 0

N2=2,8

CO2=0,2

Теплота сгорания низшая сухого газа

=35,13 [

]

Объём воздуха и продуктов сгорания

при 0 °С и 0,1 МПа

=9,32

V
RO
2=0,98

=7,39

=2,1

Принимаем температуру горячего воздуха tгв=300 °С

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель

=30 °С

Температура уходящих газов

=120 °С

Расход топлива

B=

Где:

- полезноиспользованное тепло

=Д(

)+Двтор.(

) [кг/ч]

Двтор – расход перегретого пара через вторичный пароперегреватель

Двтор=0,9Д

- энтальпия пара

- энтальпия питательной воды

- энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель

- энтальпия пара во вторичный пароперегреватель

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

=2650(3324-1148,06)+2385(3544-2988)=7092301 МДж/ч

Располагаемое тепло топлива

[

]

=35,13

КПД котла брутто

=100%-åq

Где:

åq-сумма всех потерь

q6=0%

q5=0,5%

q4=0,5%

q5=0%

q2=

- энтальпия уходящих газов

[кДж/

]

=

=1791кДж/

=2985 кДж/

по табл. п.4.2 или п.4.3 (2)

=1489,8 кДж/

- коэффициент избытка воздуха в газоход

=1,7

=1791+1489,8(1,7-1)=2791,2 кДж/

- энтальпия холодного воздуха

tхв

tхв – энтальпия холодного воздуха, tхв=30°С

30=372,4 кДж/

q2=

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

=100-0,5-0,5-6,1=92,9%

B=

/ч

Расход резервного топлива:

Врез.=

- располагаемое тепло резервного топлива

=39,73 [

]

КПД котла брутто при работе на резервном топливе принимается по согласованию с руководителем

=90%.

Врез.=

т/ч

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

7 РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ГЛАВНЫХ ПАРОПРОВОДОВ И ПАРОПРОВОДОВ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА
Пар от котла к турбине подводится двумя паропроводами к двум коробкам стопорных клапанов ЦВД турбины.

Начальные параметры пара перед турбиной:

Р0=240 атм.

t0=540°С

Pп.п.=3,34 МПа

tп.п.=540°С

Табл. 7.1

Параметры пара перед турбиной

Наименование	Обозначение	Размерность	Источник информации	Численное значение
Расход пара на турбину (2 нитки)	Д0	кг/с	[1]	368
Температура свежего пара	t0	°С	[1] табл. 5.5	540
Давление свежего пара	Р0	атм.	[1] табл. 5.5	240
Скорость		м/с	[1] табл. 8.6	50
Плотность		кг/	[5]	76,6
Материал	-	-	[1] табл. 8.1.	15Х1М1Ф
Допускаемое напряжение	s	кг/	[1] табл. 3.5.4	760
Коэффициент сварки		-	принимаем бесшовные	1
поправка	с	м	[1]	2

dвн=

[м]

dвн=

[мм]

S=

dн=dвн+2S [м]

dн=349+2×70,5=490,84мм

dн=350мм

dн´S=490´70,5

dу=350мм

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

8. РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ТРУБОПРОВОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Конденсат от турбины к котлу подводится двумя трубопроводами.

Параметры конденсата перед котлом:

tпв=274°С

Pпв=350 МПа
Табл. 8.1

Параметры питательной воды

Наименование	Обозначение	Размерность	Источник информации	Численное значение
Расход питательной воды	Дпв	Кг/с	[1]	Дк(1+a+b)= 368(1+0,01+0,01) =375,4
Температура питательной воды	tпв	°С	[1] табл. 5.5	274
Давление питательной воды	Р	атм.	[1] табл. 5.5	350
Скорость		М/с	[1] табл. 8.6	5
Плотность		кг/	[5]	==813
Материал	-	-	[1] табл. 8.1.	Ст 16ГС
Допускаемое напряжение	s	кг/	[1] табл. 3.5.4	1370
Коэффициент сварки		-	принимаем бесшовные	1
поправка	с	М	[1]	5

dвн=

[м]

dвн=

[м]

S=

[мм]

S=

[мм]

dн=dвн+2S [м]

dн=343+2×55=453,5мм

dн´S=465´56

dу=350мм

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

9 ВЫБОР И РАСЧЁТ ТЯГОДУТЬЕВЫХ

УСТАНОВОК И ДЫМОВОЙ ТРУБЫ

9.1 Выбор дымососов и вентиляторов

Согласно НТП на котёл паропроизводительностью более 500т/ч устанавливается два дымососа и два вентилятора, каждый выбирается на 50% нагрузку.

Выбирают машину по двум параметрам:

- расчётная подача

[

]

- расчётный приведённый напор

[мм.в.ст.] [кгс/мм

]

Подача дымососа:

[

]

Где:

- коэффициент запаса

=1,1

- расход дымовых газов перед машиной

(

)×

[

]

- расчётный расход топлива

=В×

[

]

=216617×

=215533,9

- объём газов перед дымососом

[

]

[2]

=2,1+7,39+0,98=10,47

- теоретический объём воздуха

]

= 9,32

[2]

- коэффициент избытка воздуха в газоход

=1,7

=17,09 [

]

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

- присосы в котле

=0,5 так как установлен регенеративный воздухоподогреватель

- температура уходящих газов

=120°С

=215533,9 (17,09+0,5×9,32)×

=6748460,9 [

]

- барометрическое давление

=760 мм.рт.ст.

z – количество машин z=2

=3711653,4

Расчётный приведённый напор дымососа

[мм.вод.ст.]

Где:

- коэффициент приведения расчётного давления машин к условиям, при которых построена рабочая характеристика.

×0,132 [

]

параметр [3]

=¦(

)

=0,2

=0,965

=0,965×0,132=0,127

Т – абсолютная температура дымовых газов перед машиной

Т=

+273=393°С

- абсолютная температура воздуха при которой снята характеристика машины.

=100+273=373°С

=1,09

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

- расчётный напор машины

[мм.вод.ст.]

- коэффициент запаса,

=1,2 (т.е. 20%)

- аэродинамическое сопротивление тракта.

=300 мм.вод.ст.

=1,2×300=360 мм.вод.ст

=1,09×360=393,84 мм.вод.ст

По подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем дымосос ДОД-43 (две штуки). Частота вращения – n=370 об/мин.

Подача вентилятора: = [] Где: ==× [] - коэффициент избытка воздуха в топке, отношение теоретического объёма воздуха к находящемуся в топке. =1,1 (для газомазутных котлов) - присосы в топке, =0,05 (котёл не газоплотный) - присосы в СПП, =0 - присосы в воздухоподогревателе, =0,2 - температура холодного воздуха =30°С V=215533,9×9,32(11,+0,05+0,2)×=3009852,72 = [] Расчётный приведённый напор вентилятора = [мм.вод.ст.] »1 =× [мм.вод.ст.] =320мм.вод.ст. =1,2×320=384 мм.вод.ст. =384×1=384 мм.вод.ст. По подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем вентилятор ВДОД-31,5 (две штуки). Частота вращения – n=585 об/мин.
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
9.2 Выбор дымовой трубы На ТЭС обычно устанавливают железобетонный одноствольные трубы с вентиляционным зазором. Согласно НТП устанавливают одну трубу на два котла, дымовые газы из водогрейных котлов можно сбрасывать в эту же трубу или для водогрейной котельной строится своя труба. Расчёту подлежат высота и диаметр устья трубы. Высота зависит от объема дымовых газов и от концентрации в них SO2 и Nох. Высота трубы: h= [M] Где: - коэффициент, зависящий от конструкции трубы. Для одноствольных труб =1. А – коэффициент, зависящий от географического положения ТЭС [4] F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. =1 m – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья. Wопт.=40м/с (скорость выбросов дымовых газов), тогда m=0,85. - секундный расход дымовых газов []. []. - объём дымовых газов перед дымососом. - количество котлов на трубу. =2 - разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого жаркого месяца в полдень = - температура самого жаркого месяца в полдень [4] =120-24,2=95,8 °С n – коэффициент, зависящий от параметра h – предварительно принятая высота трубы [4] h=250м ; n=2
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
N – количество дымовых труб. В соответствии с НТП N=2 =0,5 =0,085 - секундный расход топлива. [] - доля серы, улавливаемая в газоходе [4] =0,02 - доля серы, остающейся в золоуловителе. В соответствии с НТП установлен сухой золоуловитель, =0. - рабочая сернистость топлива. - [4] =0,8 К= , где Д – паропроизводительность одного котла [т/ч] К= =39,73 [МДж/кг] - теплота сгорания (см. выше) - коэффициент, зависящий от конструкции горелок. Горелки установлены вихревые - =1 h= [M]
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
Полученная высота трубы округляется по рис. 3 [3] h=250м Диаметр устья: [м] Где: ; N; W – смотри выше. м В соответствии с рекомендациями [3] выбирается труба: H=250м Ду=10,4 м
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ Схема химической очистки воды 1. Осветлитель 2. Бак осветлённой воды 3. Осветлительный бак 4. Н – катионитный фильтр первой ступени 5. Анионитный фильтр первой ступени 6. Н – катионитный фильтр второй ступени 7. Декарбонизатор 8. Анионитный фильтр второй ступени 9. Фильтр смешанного действия 10. Выход химически очищенной воды. Рис. 10.1 Такая схема водоподготовки позволяет получить химически обессоленную воду высокого качества, что необходимо для котлов сверхкритических параметров пара. Вода поступает в отсейник-осветлитель, где происходит процесс коагуляции, в качестве коагулянта используют , для подщелачивания воды используют известь. После коагуляции вода поступает в бак, откуда поступает в осветлительный фильтр. В осветлительном фильтре оседают грубодисперсные примеси. После этого вода поступает на Н-катионитный фильтр первой ступени, где идёт обмен ионов Са, Мg, Na на ионы водорода. Затем вода поступает на анионитный фильтр, здесь происходит замещение ионов , , на ионы после этого вода поступает на Н-катионитный фильтр второй ступени. В нём улавливаются ионы , которые проскочили через Н-катионитный фильтр первой ступени. После этого вода становится кислой, в ней присутствуют , который при взаимодействии с образуют углекислый газ. Для её удаления предусмотрен декарбонизатор. После декарбонизатора вода поступает на анионитный фильтр второй ступени.
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
Этот фильтр сильно действующий, в нём происходит замещение остав-шихся ионов на ионы . В качестве третьей ступени используется фильтр смешанного действия () фильтр, где улавливаются оставшиеся ионы. В результате такой химической обработки вода имеет солесодержа-ние 0,1 мг.экв/кг и кремнесодержание 0,02 мг.экв/кг.
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
14. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПОЖАРНОЙ ПРОФИЛАКТИКЕ ПРИ РЕМОНТЕ КОТЛА Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать "Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", утвержденным Госгортехнадзором СССР, "Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии", утвержденным Минэнерго СССР и Минэнергомашем СССР и "Правилам взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках", утвержденным Госгортехнадзором СССР и ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности. Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и газоходов) должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для обслуживающего персонала, или должны быть ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей. Запрещается заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения массы груза или каким-либо другим способом. Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены и запломбированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольного перемещения. К форсункам котла должен быть обеспечен свободный, удобный доступ для обслуживания и ремонта. Во избежание ожогов при обратном ударе пламени на отверстиях для установки форсунок должны быть экраны, а вентили, регулирующие подачу топлива и воздуха к форсункам, или их приводы должны располагаться в стороне от отверстий. Запрещается во время обхода открывать люки, лазы на котле. Запрещается зажигать топливо в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые лючки для постоянного наблюдения за факелом должны быть закрыты стеклом. У котлов, работающих под наддувом, должны быть предусмотрены устройства, предотвращающие разрыв стекол. Персонал, проводящий осмотр, должен надевать защитные очки. Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы и выведен начальником смены цеха (блока) весь персонал, не имеющий отношения к растопке. На соседних котлах должны быть прекращены все ремонтные работы, выполняемые вне топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу или находящихся в пределах прямой видимости от него (фронтовая и задняя стены, потолочные перекрытия). Работы на котле возобновляются по указанию дежурного персонала.

15. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ

СРЕДЫ НА ТЭС. ОЧИТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ОТ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ.

Очистка дымовых газов от сернистых веществ

Наиболее острой проблемой защиты воздушного бассейна является снижение выброса диоксида серы, ежегодное поступление которой в атмосферу при сжигании органических топлив исчисляется миллионами тонн.

Для анализа влияния вида топлива на выброс оксид серы и других вредных примесей очень важно знать удельное количество этих выбросов на 1 кВт-ч отпущенной электроэнергии. В табл. 3.1 представлены удельные выбросы в г/кВт при избытке воздуха в уходящих газах а_ух = 1,4.

Основной и непрерывно возрастающий выброс диоксида серы дают электростанции на твердом топливе.

Удельные выбросы вредных веществ на ТЭС при сжигании наиболее распространенных видов органического топлива, г/кВт·ч

Таблица 15.1

Топливо	Выход газов при нормальных условиях (м/кВт·ч)	Летучая зола	Оксиды серы	Оксиды азота
Березовский уголь	4,35	29	2,1	1,8
Кузнецкий уголь	4,1	82	3,5	5
Донецкий тощий уголь	4	97	21,6	2,8
Экибастузский уголь	4,05	253	9,1	3,2
Сланцы эстонские	5,2	320	18,5	3,4
Подмосковный бурый уголь	4,8	242	53,5	2,8
Мазут (S=3%)	4	0,4	15,9	3,2

Электростанции, расположенные в крупных городах и сжигающие сернистый мазут или содержащие угли, целесообразно переводить на сжигание природного газа. Но этот путь ограничен наличием необходимого количества газа.

Если же переход ТЭС на сжигание газа или малосернистого твердого топлива невозможен, то необходимо рассмотреть очистку дымовых газов или связывание серы в процессе сжигания, а также предварительное извлечение серы из топлива.

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Методы очистки дымовых газов могут быть подразделены на циклические (замкнутые), в которых адсорбент (поглощающее твердое или жидкое вещество) регенерируется и возвращается в цикл, а улавливаемый диоксид серы используется, и нециклические (разомкнутые), где регенерация адсорбента и других веществ не производится.

Кроме того, методы сероочистки подразделяются на сухие и мокрые. Технико-экономические расчеты показывают, что с увеличением содержания серы в топливе и соответственно концентрации диоксида серы в дымовых газах увеличивается целесообразность применения способов очистки с использованием уловленного диоксида серы.

Учитывая масштабы производства серы и серной кислоты в СССР и их стоимость, можно сделать вывод, что применение циклических методов сероочистки дымовых газов ТЭС в обозримый период экономически не оправдано (если не учитывать экологический эффект сероочистки).

Для основной части углей: кузнецких, экибастузских, Канско-Ачинских, нерюнгинских, кучекинских — характерно содержание диоксида серы в дымовых газах 0,03—0,06% объемных, т. е. почти на порядок меньше, чем при сжигании подмосковного угля. Для сравнения можно отметить, что в цветной металлургии отходящие газы, содержащие меньше 1 — 3% Диоксида серы, считаются бедными.

Следует учитывать также, что циклические способы очистки представляют собой сложное химическое производство и значительно дороже по капиталовложениям и эксплуатационным расходам нециклических вариантов.

Мокрый известняковый (известковый) способ. Этот нециклический процесс наиболее разработан и является самым распространенным на электростанциях США, Японии, ФРГ и др. Он обеспечивает очистку газов на 90% от SO2. В нашей стране известняковый способ реализован на агломерационной фабрике Магнитогорского металлургического комбината опытно-промышленных установках Северодонецкой и Губкинской ТЭЦ.

Метод основан на нейтрализации сернистой кислоты, получающейся в результате растворения диоксида серы наиболее дешевыми щелочными реагентами — гидратом оксида кальция (известью) или карбонатом кальция (известняком): В результате этих реакций получается сульфит кальция частично окисляющийся в сульфат CaSО4. В большинстве установок, построенных в 60-е и 70-е годы, продукты нейтрализации не использовались и направлялись в отвал. В последние годы этот способ усовершенствован: сульфит доокис-ляется до сульфата кальция и используется после соответствующей термической обработки в качестве строительного материала (гипса).

При всех мокрых способах очистки дымовых газов от оксидов серы температура уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев обычно осуществляется газообразным топливом или теплотой неочищенных газов. Количество затрачиваемого топлива составляет около 3% топлива, расходуемого на котел.

ДП 1005 495 ПЗ

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их из дымовой трубы.

Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми» методами является эффективное улавливание брызг орошающего раствора из газов, выбрасываемых в атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей много взвешенных частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей, образуют с течением времени отложения, увеличивающие гидравлическое сопротивление аппаратов и требующие периодической очистки. При всех мокрых способах очистки дымовых газов от оксидов серы температура уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев обычно осуществляется газообразным топливом или теплотой неочищенных газов. Количество затрачиваемого топлива составляет около 3% топлива, расходуемого на котел. Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их из дымовой трубы. Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми» методами является эффективное улавливание брызг орошающего раствора из газов, выбрасываемых в атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей много взвешенных частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей, образуют с течением времени отложения, увеличивающие гидравлическое сопротивление аппаратов и требующие периодической очистки.

В последние годы в ФРГ, Японии и других странах для борьбы с отложениями к реагентам, особенно на базе извести, применяют добавки, например небольшое количество карбоновой кислоты. Эти добавки позволяют получать не суспензию, а прозрачный раствор извести. В результате удается избежать основной трудности при эксплуатации известковых Установок, заключающейся в значительных твердых отложениях на стенках скруббера.

Мокро-сухой способ. Этот нециклический способ нашел Широкое распространение в странах Западной Европы и США главным образом при сжигании углей с содержанием серы от 0,5 до 1,5%. В основе метода—поглощение диоксида серы Дымовых газов испаряющимися каплями известкового Раствора. Эффективность сероулавливания более 90%.

Преимуществами мокро-сухого способа очистки дымовых газов от SO2 являются: получение продукта в сухом виде, отсутствие сточных вод, высокая (~1) степень использования реагента, умеренное аэродинамическое сопротивление системы. Недостаток этого способа заключается в отказе от использования дешевого известняка и применение высококачественной извести.

ДП 1005 495 ПЗ

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Магнезитовый циклический способ наиболее подробно изучен. Способ испытан на опытно-промышленной установке Северодонецкой ТЭЦ. Любой циклический способ несоизмерим по громоздкости с нециклическими вариантами.

Сущность этого способа заключается в связывании диоксида серы суспензией оксида магния по реакции

MgO + SO₂ = MgSO₃.

Сульфит магния взаимодействует с диоксидом серы, образуя бисульфит магния:

MgS03 + S02 + H₂0 = Mg(HS0₃)2.

Бисульфит магния нейтрализуется добавлением магнезита:

Mg(HSO₃)2 + MgO = 2MgS03 + H₂O.

Образовавшийся сульфит магния в процессе обжига при температуре 800—900°С. подвергается термическому разложению с образованием исходных продуктов по реакции

MgSO₃ = MgO + SO₂.

Оксид магния возвращается в процесс, а концентрированный диоксид серы может быть переработан в серную кислоту или элементарную серу.

Дымовые газы очищаются от оксидов серы до концентрации 0,03% в скруббере, а образовавшийся раствор бисульфита магния с концентрацией 50—70 г/л поступает в циркуляционный сборник, откуда часть раствора подается в напорный бак и возвращается на орошение скруббера, а другая часть — в нейтрализатор для выделения сульфита магния.

Основными недостатками магнезитового циклического способа являются наличие сернокислотного производства и многочисленных операций с твердыми веществами (кристаллами сульфита, золы, оксида магния), что связано с износом оборудования и запылением.

Аммиачно-циклический способ основан на обратимой реакции, протекающей между растворенным сульфитом и бисульфитом аммония и диоксидом серы, поглощенной из дымовых газов:

(NH₄)2S0₃ + SO2 + H₂0±2NH4HS0₃.

При температуре 30—35°С. эта реакция протекает слева направо, а при кипячении раствора — в обратном направлении.

Аммиачно-циклический способ позволяет получать сжиженный 100%-ный сернистый ангидрид и сульфат аммония — химические продукты, необходимые народному хозяйству. По этому способу /построена опытно-промышленная установка на Дорогобужской ГРЭС.

ДП 1005 495 ПЗ

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Озонный способ одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота. Все рассмотренные выше способы позволяют очищать дымовые газы ТЭС только от диоксида серы, а также от хлористых и фтористых соединений. Что же касается оксидов азота, присутствующих в дымовых газах на 90—95% в виде монооксида, то они улавливаются в незначительном количестве. Это объясняется тем, что реакционная способность оксида азота на три порядка меньше по сравнению с реакционной способностью диоксида серы. Озонный способ позволяет производить окисление озоном низших оксидов азота и отчасти серы с последующим связыванием аммиаком. Этот метод разработан в СССР и испытан на Молдавской ГРЭС. За рубежом используется в ФРГ и Японии.

Основные недостатки озонного метода: высокая энергоемкость производства озона, достигающая 6—10% мощности энергоблока и коррозионная агрессивность смеси серной и азотной кислот.
Сухой известняковый (аддитивный) способ является наиболее простым и требует наименьших капиталовложений.

Сущность способа заключается в добавлении к сжигаемому топливу известняка или доломита в количестве, примерно в 2 раза превышающем стехиометрическое содержание серы в исходном топливе.

В большинстве случаев в горелки подавалась смесь угольной пыли с молотым известняком. В топке при горении угольной пыли известняк – углекислый кальций – диссоциирует на углекислоту и оксид кальция, а последний, двигаясь совместно с продуктами сгорания по газоходам котла, взаимодействует с серным и сернистым ангидридом, образуя сульфит и сульфат кальция. Сульфат и сульфит кальция вместе с золой улавливаются в золоуловителях. Свободный оксид кальция, содержащийся в золе топлива, также связывает оксиды серы. Основным недостатком этого способа очистки газов является образование прочных отложений золы и сульфата кальция на поверхностях нагрева в области температур 700—1000° С.

Подводя итог рассмотрению различных, по сути химических способов очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы, следует отметить, что капиталовложения в нециклические способы очистки составляют около 10—15%, в циклические — 30—40% стоимости энергоблока.

Мокрые золоуловители также могут использоваться для Улавливания диоксида серы.

Циклические методы могут быть рентабельными при содержании серы в топливе свыше 3,5—4%. В остальных случаях экономически целесообразно применять мокрый известняковый или мокро-сухой известковый метод. Дальнейшее развитие и совершенствование методов очистки дымовых газов ТЭС от оксидов серы направлено на достижение безотходной технологии.

ДП 1005 495 ПЗ

16. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
16.1.

Энергетические показатели работы станции

16.1.1 Годовая выработка электроэнергии ГРЭС

Годовая выработка электроэнергии ГРЭС подсчитывается по формуле:

Wв=Nу×hу [МВт·ч]

Где:

Nу – установленная мощность электростанции, Nу=3200 [МВт]

hу – годовое число часов использования установленной мощности задаётся в исходных условиях. hу=6000 [ч].

Wв=3200×6000=19200000 [МВт·ч]

16.1.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании энергетической характеристики, в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива.

Wcн.=

[МВт·ч]

Где:

- количество установленных блоков

- число часов работы блока в течении года

=8000 ч

Wв - годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]

Wсн.=6,9×4×8000+0,13×19200000=2716800[МВт·ч]

16.1.3 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции определяется:

Wотп.=Wв-Wсн. [МВт·ч]

Где:

Wв - годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]

Wсн. - годовой расход электроэнергии на собственные нужды [МВт·ч]

Wотп.=19200000-2716800=16483200 [МВт·ч]
16.2 Годовой расход условного топлива
Годовой расход условного топлива энергетическими котлами определяется по топливным характеристикам и рассчитывается по формуле:

Ву=bхх×nбл×Тр+b×Wв [т.у.т.]

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Где:

bхх – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока bхх=19,7[т/ч]
b - средний относительный прирост расхода условного топлива

b=0,278 [т/МВт·ч]

Ву=19,7×4×8000+0,278×2716800 = 1385670,4 [т.у.т.]

16.3 Годовой расход натурального топлива

Годовой расход натурального топлива рассчитывается по формуле:

[т.т/год]

Где:

- удельная теплота сгорания натурального топлива [

]

=35130[

]

=1385670,4 ×

=11570130,9 [т.т/год]
16.4 Удельный расход условного топлива

Где:

- годовой расход условного топлива котлами [т.у.т./год]

Wотп. – годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции [МВт·ч]

[г.у.т./кВт·ч]

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

13. СХЕМА И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ КОМПОНОВКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ГЛАВНОМ КОРПУСЕ ТЭС.

На современных станциях применяют главным образом закрытую компоновку с размещением оборудования в котельном, деаэраторном, при работе на угле – бункерном и машинном отделении. Эти отделения расположены параллельно, сомкнуто и образуют единый главный корпус.

-       Безопасность

-       Удобная эксплуатация

а) возможность ремонта оборудования

б) удобство монтажа

в) механизация основных работ

-       Соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований

-       Соблюдение правил техники безопасности

-       Экономичность

-       Удобство расширения ТЭС
Для строительства главного корпуса используют железобетонные и металлические каркасы. Каркас состоит из колонн, опирающихся на фундамент, ригелей и ферм. Фундаменты бывают монолитные или сборные.

Расстояние между осями колоннами главного корпуса в продольном направлении называется шагом. Шаг равен от 6 до 12 метров.

Расстояние между осями колоннами главного корпуса в поперечном направлении называется пролетом. Общий пролет составляется из:

Однопролетного машинного зала - 28-54 метра,

Деаэраторного отделения -7,5-15 метров,

Бункерного отделения (при работе на угле) - 8-15 метров,

Котельного отделения - 22-46 метров.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Компоновка машинного отделения.
По отделению и в районе турбоагрегата устанавливаются площадки обслуживания. Отметка площадки обслуживания составляет от 7 до 15,5 метров. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусматривают промежуточные площадки.

На 0 отметке машинного зала размещают:

-         Конденсаторы.

-         Питательные насосы.

-         Конденсатные насосы.

-         Дренажные насосы.

-         Прочие насосы.

Циркуляционные насосы тоже устанавливают в конденсатном помещении, если уровень воды в источнике водоснабжения колеблется в небольших пределах и не требует значительно заглублять насосы.

Ниже 0 отметки возможно устройство подвала глубиной 3-4 метра, в котором размещают конденсатные насосы и трубопроводы циркуляционной воды.

Турбина и электрогенератор устанавливают на собственных фундаментах, которые не связаны с другими с другими строительными конструкциями, чтобы вибрации турбоагрегата не передались им.

В турбинном отделении имеется один или два мостовых крана, для монтажа и ремонта. Грузоподъемность кранов принимается из условий подъема статора турбины и генератора.

Габариты турбинного отделения выбирается достаточным для свободной выемки роторов турбины и генератора, трубок конденсатора, трубных систем подогревателей.

Отметка низа фермы здания машинного зала составляет 21-35 метров от пола, чтобы свободно поднять крышку ЦНД или поднять ПВД.

Турбоустановку компонуют продольно или поперечно относительно основного машинного отделения.

При поперечной компоновке турбины по сравнению с продольной сокращается длина паропроводов от котла к турбине. Система этих паропроводов симметрична относительно основной турбины. Конденсаторы располагают под фундаментом турбины, поперек или вдоль ее оси.

При продольно-расположенном конденсаторе меньшее количество циркуляционных водоводов, что сокращает площадь машинного отделения.

Возможно применение боковых конденсаторов размещенных по обе стороны турбины. Пар в такие конденсаторы поступает через патрубки, расположенные под фундаментом турбины. Боковые конденсаторы увеличивают площадь турбинного отделения, но уменьшает отметку обслуживания турбинной установки.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Регенеративные подогреватели устанавливаются на металлическом каркасе по бокам турбины.

Сетевые подогреватели устанавливаются так, чтобы было удобно трассировать теплопроводы.

В турбинном отделении со стороны постоянного и временных торцов предусматривается ремонтно-монтажные площадки, куда есть железнодорожный въезд. Для ТЭЦ допускается въезд железнодорожного транспорта только со стороны временного торца.
Компоновка оборудования деаэраторного отделения.

На верхнем этаже отделения устанавливается деаэраторы питательной воды (21 отметка). Один этаж занят паропроводами, РОУ и БРОУ. Ниже расположен блочный щит управления (8-12 отметка) и устройство РУСН.
Компоновка оборудования котельного отделения.

Котел располагается, как правило, фронтом параллельно машинному залу. В котельном отделении также предусматривают железнодорожный въезд.

Оборудование газовоздушного тракта обычно размещают вне главного корпуса. Открытая установка вентилятора и дымососа применяется на газомазутных ТЭС во всех климатических районах.

РВП всегда устанавливается на открытом воздухе.

ДП 1005 495 ПЗ

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Проверка центровки по муфтам производится с помощью специальных скоб с указательными винтами, которые позволяют производить замеры аксиальных и радиальных отклонений осей роторов. Скобы укрепляются на болтах, ввертываемых в специально предусмотренные отверстия в полумуфтах; если этих отверстий нет, их следует просверлить и нарезать. По окончании центровки и снятии скоб в отверстия следует завернуть пробки с прорезью под отвертку для сохранения баланса полумуфт; если же отверстия просверлены на двух взаимно противоположных сторонах полумуфт, то пробок можно не ставить.

Скобы следует изготовлять достаточно жесткими и закреплять на полумуфтах прочно, без слабины; это необходимо во избежание отжатия скобы во время замеров, когда между ней и полумуфтой просовываются пластинки щупа; концы указательных винтов должны быть закруглены. Отжатие скобы и отсутствие закругления винтов приводят к существенным ошибкам в центровке; в достаточной жесткости скоб и закреплении их без слабины нетрудно убедиться, если после плавного отжатия от руки свободного конца скобы от муфты и такого же прижатия измеряемый зазор возвращается к первоначальному.

Конструкции скоб для измерения щупом при центровке роторов.

а
-
с полужесткими муфтами; б -
с пружинными муфтами;

в -с кулачковыми муфтами; 1 - радиальные и 2 - осевые замеры.

Рис. 17.1
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата
Скобы следует привертывать так, чтобы получаемые аксиальные и радиальные зазоры (расстояние от указателя скобы до поверхности муфты или между двумя указателями, укрепленными на разных полумуфтах) не превышали 0,4-0,5 мм. Благодаря этому при центровке можно пользоваться наименьшим количеством пластинок щупа, что повышает точность замеров и облегчает подсчет получаемых зазоров. Измерительные скобы необходимо укреплять на полумуфтах двух смежных роторов, подлежащих центровке, при их рабочем взаимном положении; благодаря этому повороты роторов и замеры центровок при всех проверках могут быть проведены по меткам на муфтах в их рабочем положении и поэтому дадут сравнимые результаты. Кроме того, необходимо постоянно сохранять одно и то же расположение скоб на полумуфтах, что должно быть зафиксировано с формуляре центровки. Центровать путем проворачивания одного ротора не рекомендуется, несмотря на то, что на муфтах обычно протачиваются заводом-изготовителем специальные пояски по окружности и по торцам полумуфт, служащие для получения правильных результатов в случае перекоса в насадке муфты или неточности ее обработки. Эти неправильности не отражаются на результатах центровки, если проворачиваются оба ротора одновременно на один и тот же угол; промеры по скобам при этом производятся всегда при одном и том же взаимном положении полу муфт обоих роторов. Одновременность поворота роторов обеспечивается вставкой, взамен вынутых из фланцев полумуфт соединительных болтов, одной-двух длинных гладких шпилек диаметром, на 0,2-0,3 мм меньше диаметра отверстия. Роторы при центровке проворачивают краном только по направлению рабочего вращения путем петлевого обхвата ротора тросом. После провертывания роторов трос должен быть ослаблен, проверено отсутствие заклинивания в полумуфтах (жесткие полумуфты не должны касаться одна, другой, а при подвижных муфтах должна быть обеспечена свобода перемещения полумуфт в осевом направлении) и свободное положение в отверстиях шпилек, вставленных взамен соединительных болтов. При проворачивании аксиальное передвижение роторов в пределах разбега в упорном подшипнике может приводить к неправильным замерам по торцам полумуфт; влияние осевой игры роторов на производимые замеры может быть учтено при контроле по индикатору, указательный штифт которого прижат к какой-либо торцевой точке вращаемого ротора. Однако такой контроль и связанные с этим подсчеты вызывают затруднения при центровке. Для исключения ошибок, связанных с перемещением какого-либо из валов в аксиальном направлении при их вращении, следует привертывать к полумуфтам две скобы, расположенные на диаметрально противоположных точках окружности полумуфт.
					ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата

Опорный подшипник турбины

.

1
-
корпус .подшипника; 2
-
вкладыш; 3
-
крышка подшипника;

4, 5, 6 и 7
-
опорные подушки вкладыша; 8
-
тонкие стальные,
прокладки, регулирующие положение вкладыша;
-
угол рас
положения боковых опорных подушек.

Рис 17.2
Под опорными подушками следует иметь, одну-две прокладки, так как набор из большого числа тонких прокладок трудно поддается плотной пригонке. Прокладки должны устанавливаться цельные из калиброванной стали, а не из латуни, так как последние сминаются (раздавливаются) при работе под влиянием вибраций роторов, вследствие чего нарушается центровка турбины. Точно также не разрешается установка прокладок не под всю опорную поверхность подушки вкладыша, а тем более - применение клиновых прокладок.

При вкладышах подшипников, не имеющих опорных подушек, перемещение ротора при центровке может быть произведено путем перемещения корпуса (стула) подшипника в том случае, если этот корпус жестко закреплен на фундаменте. В вертикальной плоскости это перемещение производится путем изменения толщины прокладок между основанием корпуса и плитой фундамента; в горизонтальной плоскости перемещение корпуса производится после ослабления болтов, крепящих корпус подшипника к плите фундамента, и выемки контрольных шпилек. Величина смещения корпуса контролируется индикаторами. После перемещения и крепления корпуса к фундаментной плите болтами производится проверка центровки; при получении удовлетворительных результатов производится развертывание отверстий под контрольные шпильки, изготовление и установка новых контрольных шпилек по новым диаметрам отверстий.

У корпусов подшипников, скользящих при тепловых расширениях по фундаментной раме, небольшое перемещение роторов при отсутствии у вкладышей опорных подушек производится шабровкой баббита вкладышей подшипников в пределах допуска зазоров; значительные перемещения в этих случаях могут производиться только после перезаливки и новой расточки вкладышей в соответствии с требующейся передвижкой ротора.

ДП 1005 495 ПЗ	Лист

изм	Лист	N документа	Подп	Дата

После установки под корпусами подшипников или у вкладышей всех прокладок, необходимых для улучшения центровки роторов, обязательно проведение повторной контрольной центровки, результаты которой должны быть занесены в формуляр.

При ремонтах турбин следует производить центровку по муфтам дважды: один раз после вскрытия турбины, а другой раз - непосредственно при сборке и окончательном закрытии турбины.

Проверка центровки по муфтам между роторами ЦНД и генератора, произведенная после закрытия и обтягивания болтов разъема ЦНД, позволяет учесть влияние на центровку веса крышки ЦНД и обтягивания ее болтов.

По окончании центровки по муфтам необходимо произвести проверку положения роторов по уровню. Уровень при всех замерах должен быть так установлен посредине шейки ротора, чтобы поперечная ампула уровня показывала строго горизонтальное положение, т. е. нуль; только после этого следует производить отсчет наклона ротора в продольном направлении.
Проверка положения ро
тора по уровню «Геологоразведка».

Рис. 17.3

Лист

изм

N документа

Подп

Дата

6.2
Газовое хозяйство

1.     Регулятор давления газа.

2.     Фильтр.

3.     Предохранительный запорный клапан. (ПЗК)

4.     Предохранительный сбросной клапан. (ПСК)

5.     Запорные задвижки с электроприводом.

6.     Дроссельные шайбы.

7.     Регулирующий клапан.

8.     Газовая магистраль.

Газорегуляторный пункт (ГРП) – это одноэтажное здание, выполненное из огнеупорного материала, закрытое на ключ.

Газ в ГРП поступает из магистрального газопровода. Давление в газопроводе 12-13 атм. (высокое давление) или 5-6 атм. (среднее давление).

Для надежной работы котла на газе давление перед горелками должно быть 1,2-1,5 атм. Для дросселирования газа и сооружается ГРП.

В помещении ГРП поток газа разделяется на нитки (4-5 ниток, из которых одна резервная). На каждой нитке, кроме регулятора, стоит фильтр, ПЗК и ПСК. Фильтр очищает газ от пыли. ПЗК срабатывает и выключает нитку, если давление газа за регулятором поднимается на 25% от рабочего. ПСК срабатывает и сбрасывает газ в атмосферу, если давление газа за регулятором кратковременно поднимается на 10% от рабочего

Если в магистральном газопроводе давление падает до 3 атм., то регулятор дросселировать не может. Все нитки отключаются и переходят на ручное регулирование на байпасные нитки.

Схема газопровода к котлу.

1.     Запорная задвижка с электроприводом на входе в котельную.

2.     Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в котел.

3.     Фланцевое соединение для установки заглушки.

4.     Клапан-отсечка.

5 и 5а. Регулирующий и растопочный клапан.

6.   Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в горелки.

7.     Продувочные трубопроводы («свечи»).

8.     Трубопровод безопасности.

Предусмотрена линия подачи сжатого воздуха от компрессорной, для продувки газопровода. Предусмотрен отвод к запальникам горелок. Растопочные горелки снабжаются запальниками с фотоэлементами (защитные устройства), если свеча запальника не загорелась, то на пульт подается звуковой и световой сигнал, запрещающий разжигать горелки.

итп).

Далее установлен клапан-отсечка. Этот клапан мгновенно прекращает подачу газа в котел в случае аварии (разрывы экранных труб, пожар в РВП, воздух к горелкам не поступает,

За ним установлен регулирующий клапан, который управляется электронным регулятором процесса горения. Параллельно с ним установлен растопочный клапан.

На вводе в каждую горелку устанавливаются две запорные задвижки с электроприводом, а между ними свеча безопасности.

После останова котла трубопроводы продувают сжатым воздухом для удаления газа, до тех пор, пока содержание метана не будет меньше или равно 0,1%. Перед пуском газоход тоже продувают, до тех пор, пока содержание кислорода не станет меньше 1%. «Свечи» безопасности при работе котла закрыты, а краны опломбированы. Во время ремонта «свечи» безопасности открыты.

Газопровод прокладывается под уклоном, так как в нижней части скапливается конденсат, который периодически удаляется.

6. ВЫБОР СХЕМЫ ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА НА ОСНОВНОМ ТОПЛИВЕ И ЕГО ОПИСАНИЕ.

6.1 Схема мазутного хозяйства.







                                                         К другим котлам.
                                                                                                                         От других котлов
1.     Цистерна с мазутом

2.     Сливное устройство

3.     Фильтр грубой очистки

4.     Приемный резервуар с подогревом

5.     Перекачивающий насос

6.     Основной резервуар

7,8 и 19. Линии рециркуляции

9.     Насос первой ступени

10. Обратный затвор

11. Паровой подогрев мазута

12. Фильтр тонкой очистки

13. Насос второй ступени

14. Запорные задвижки

15. Регулятор расхода

16. Расходомер

17. Задвижка перед горелкой

18. Форсунка

Мазут поступает на ГРЭС в цистернах по железной дороге. Цистерны устанавливаются на разгрузочную эстакаду. Через верхние люки мазут прогревается паром из отборов до температуры 70⁰-80⁰С. Через нижние люки подогретый мазут сливается в желоба, расположенные в межрельсовом пространстве. По этим желобам мазут самотеком стекает в подземную промежуточную емкость. Из нее перекачивается в баки-хранилища.

Мазуто-насосная - это одноэтажное здание из огнестойкого материала, состоящее из двух помещений: в одном -насосы, фильтры и арматура, в другом пульт управления. Насосы первого подъема развивают напор 5,5 – 6 атм. Устанавливают не менее трех насосов, 2 – в работе, третий – в резерве.

Напор насосов первого подъема расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений в подогревателе, в фильтре тонкой очистки, в соединительных трубопроводах, а создание подпора насосам второго подъема.

В подогревателях мазут подогревается от температуры 120⁰С до температуры 160⁰С паром из турбины. Подогреватели находятся на улице.

Насосы второго подъема развивают напор 35 – 40 атм., который расходуется на создание давления перед форсунками и на преодоление гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Установлено также не менее трех насосов.

Для того чтобы мазут, перекачиваемый из насосной в котельную, не застывал, мазутопровод прокладывают с паровым спутником (см. рис.6.2).

Пар Мазут

Мазутопровод заземляют для снятия статического электричества.

В мазутном хозяйстве предусмотрены три линии рециркуляции:

-         После насосов первого подъема – для перемешивания мазута в баках.

-         После подогревателей – для подогрева мазута в баках.

-         При работе на газе мазут из котельной возвращается в баки для создания «горячего резерва».

11. АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ.
Защита от повышения частоты вращения ротора.

Частота вращения вала турбины должна поддерживаться вблизи постоянного значения с высокой точностью для поддержания частоты сети. Эту задачу выполняет специальная система регулирования. Увеличение частоты вращения на 10% сверх допустимой из-за отказа системы регулирования или по другим причинам вызывает срабатывание автомата безопасности, воздействующего на мгновенное закрытие стопорного клапана перед турбиной и на прекращение подачи пара в проточную часть.
Защита от сдвига ротора.

Вращающийся ротор имеет некоторую свободу продольного перемещения относительно статора. Численное значение этого перемещения весьма мало (до ±1,2 мм для различных типов турбин) и ограничивается упорным подшипником турбогенератора. Однако из-за износа рабочих поверхностей или превышения расчетного усилия может произойти продольное смещение ротора, превышающее допустимое значение. Если при этом не принять соответствующих мер (частичный или полный сброс нагрузки, либо останов турбины), то чрезмерный сдвиг ротора вызовет повреждение концевых уплотнений или лопаточного аппарата турбины. Современные турбогенераторы оснащаются специальным защитным устройством, воздействующим на останов турбины при чрезмерном осевом сдвиге ротора.

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

Реле осевого сдвига ротора турбины.

1.   Кольцевой выступ на валу ротора.

2.   Ш-образный трансформатор.

3.   Источник переменного тока.

4.   Выпрямитель.

Лист

изм

Лист

N документа

Подп

Дата

17. Специальное задание.

Центровка турбины по муфтам.

Цель центровки турбоагрегатов - обеспечение правильного взаимного расположения роторов и совпадения геометрических осей роторов с осями своих подшипников и цилиндров; центровка является одним из необходимых условий спокойной работы турбоагрегата.

Неправильная и небрежная центровка может вызвать в эксплуатации ряд осложнений, а именно: сильную вибрацию турбоагрегата, задевания в лабиринтовых уплотнениях, неправильную работу соединительных муфт, износ подшипников, червячной передачи регулятора и т. д. Некачественная центровка не дает возможности пустить отремонтированную турбину в эксплуатацию и может вызвать необходимость ее повторного вскрытия, чтобы произвести надлежащую центровку с устранением обнаруженных дефектов. Вибрация турбоагрегата, вызванная неправильной центровкой, в большинстве случаев напоминает вибрацию при небалансе роторов. Она имеет частоту, соответствующую числу оборотов агрегата, и не может быть устранена балансировкой.

ЦЕНТРОВКА РОТОРОВ ПО МУФТАМ

Ротор турбоагрегата, свободно установленный на подшипники, под действием собственного веса получает определенный статический прогиб; поэтому его ось представляет собой не прямую, а кривую линию, что может быть проверено точным уровнем, установленным на шейках ротора. При горизонтальном положении ротора, т. е. при положении, когда центры шеек ротора находятся на одной горизонтальной оси, уклоны обеих его шеек зависят от стрелы прогиба ротора; при равномерном распределении веса ротора по длине эти уклоны одинаковы по величине и направлены в противоположные стороны; неодинаковыми эти уклоны могут быть при неравномерном распределении веса по длине ротора.

Во время вращения каждый ротор всегда сохраняет свой естественный статический изгиб независимо от числа оборотов, за исключением периодов перехода через критическое число оборотов. Если уклоны обеих шеек каждого ротора одинаковы по величине и противоположны по направлению («симметричное» положение), а оси всех вкладышей подшипников находятся на одной горизонтальной линии, такую центровку нельзя считать правильной; полумуфты роторов будут при этом не параллельны и неконцентричны одна другой по окружности, что вызовет неспокойный ход турбины вследствие появления в роторах и муфтах добавочных напряжений.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа