Проект ТЕЦ на виборах 4 турбії К-800

смотреть на реферати схожі на «Проект ТЕЦ на виборах 4 турбиы К-800 «.

| | | | |1 ВИБІР ТИПУ І КОЛЛИЧЕСТВА | |ТУРБІН І ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ | | | |На дипломне проектування покриття електричної й теплової навантажень | |необхідно вибрати турбіну К (800(240. На ГРЕС встановлено чотири турбіни. | | | |1.1 ОСНОВНІ ПАРАМЕТРИ ТУРБИНЫ | | | |1.1.1 Початкові параметри пара | |[pic]=23,5Мпа | |[pic]=540(С | |1.1.2 Тиск пара після промперегрева | |[pic]=3,34Мпа | |[pic]=540(С | |1.1.3 Кінцеве тиск пара | |[pic]=0,0034МПа | |1.1.4 Температура живильним води | |[pic]=274(С | |1.1.5 Тиск пара в нерегульованих відборах | |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 Максимальний витрата пара на турбіну | |[pic]=2650 т/ч | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |1.2 ВИБІР ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ | | | |Паропроизводительность котельної установки визначається по максимальному витраті| |пара через турбіну з урахуванням запасу і потреб. | | | |[pic] | |де: [pic] (максимальний витрата пара через турбіну | |[pic]=2650 [Т/ч] | |[pic] (свої потреби | |[pic]=0,03 | |[pic] (запас | |[pic]=0,02 | |[pic][Т/ч] | |Вибираємо казан типу Пп-2650−255ГМ. | |Технічні характеристики казана. | |Паропроизводительность [pic]=2650 [Т/ч] | |Тиск перегрітого пара Pпп=25МПа | |Тиск проміжного перегріву P=3,62МПа | |Температура перегрітого пара tпп=545 [pic]C | |Витрата пара через вторинний пароперегреватель [pic] | |[pic] [Т/ч] | |Температура живильним води tпв=274[pic]C | |Энтальпия пара [pic]=3324 [кДж/кг] | |Энтальпия живильним води [pic]=1148,06 [кДж/кг] | |Энтальпия пара на вході в вторинний пароперегреватель [pic]=2928[кДж/кг] | |Энтальпия пара виході з вторинного пароперегревателя | |[pic]=3544[кДж/кг] | | | | | |Для даної ГРЕС вибираємо чотири казана Пп-2650−255ГМ, за одним за кожен блок. | | | | | | | | |. | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |2. ОПИС СХЕМИ СТАНЦІЇ | | | |ГРЕС встановлена у місті Кіровську. Основне паливо ГРЕС — газ. Резервне — | |мазут. Електрична потужність [pic]=3200 МВт. Теплова навантаження ГРЕС [pic]=1900 | |ГДж/ч. | |На ГРЕС встановлено чотири турбіни типу К-800−240. початкові параметри пара ГРЕС| |[pic]=23,5 Мпа; [pic]=540(С. Параметри пара після промперегрева: [pic]=3,34Мпа;| |[pic]=540(С. ГРЕС виконано блокової. Максимальний витрата пара на 1 блок дорівнює | |2650 т/ч. На кожну турбіну встановлюється казан типу Пп-2650−255ГМ. Кожен | |турбоагрегат має мережну установку, що складається з цих двох мережевих подогревателей, | |одна з яких основний, а інший піковий. Нагрівання мережевий води в мережевий | |установці виробляється до 150(С в зимову пору року. Система ГВС закрита. | |Регенеративна установка кожного турбоагрегата складається з чотирьох ПНД і трьох | |ПВД, у яких виробляється нагрівання основного робочого тіла до температури | |живильним води [pic]=274(С. Основний конденсат і живильне вода нагріваються | |в регенеративних подогревателях пором з відборів турбіни. Дренажі ПВД-8 і ПВД-7 | |каскадно зливаються в змішувач. Дренаж ПВД-6 вступає у ПНД-4. Каскад дренажей | |ПНД спливає смешивающем ПНД-2. Пара після проходження проточній частини | |турбіни вступає у конденсатор. Для кожної турбіни встановлюється конденсатор | |типу 800 КЦС-2 (3 прим.), де пар вони вбирають і конденсатным насосом | |подається в регенеративную систему. | |Поживний насос встановлено з турбоприводом. | |Турбіна має 8 нерегульованих відборів. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.1 ВИЗНАЧЕННЯ ТЕМПЕРАТУРИ ДРЕНАЖЕЙ ЖИВИЛЬНИМ ВОДИ І КОНДЕНСАТУ ПІСЛЯ ПВД І | |ПНД | | | |Прийняти втрати тиску в трубопроводі добірного пара [pic]=5%; | |Недогрев на ПВД і ПНД-5(С; | |Недогрев в смесителе-10(С; | | | |2.1.1 Температура і энтальпия основного конденсату у системі регенеративного | |підігріву низький тиск. | | | |Энтальпия конденсату при тиску в конденсаторі | |[pic]=0,34(10−2 МПа; [pic] кДж/кг; | |[pic]=26(С | |Температура основного конденсату за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; відповідно: | |[pic]=60(С; [pic]=102(С; [pic]=128(С; [pic]=155(С; | |Энтальпия основного конденсату за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 відповідно: | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг | | | |2.1.2 Температура і энтальпия живильним води у системі регенеративного | |підігріву високого тиску. | | | |Температура живильним води за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 відповідно: | |[pic]=199(С; [pic]=243(С; [pic]=274(С | |Энтальпия живильним води за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 відповідно: | |[pic]=834 кДж/кг, [pic]=1018 кДж/кг, [pic]=1148 кДж/кг | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.2 РОЗРАХУНОК ПІДВИЩЕННЯ ТЕМПЕРАТУРИ ЖИВИЛЬНИМ ВОДИ У ЖИВИЛЬНОМУ НАСОСІ | | | | | |[pic][pic] [[pic]] | |де: | |[pic]удельный обсяг води кг/м3; | |[pic]давление живильним води на вході і виході з насоса [МПа]; | |[pic]КПД насоса; | |З — теплоємність води [кДж/кг]; | |[pic][pic] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.3 РОЗРАХУНОК СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ | | | |Схема мережевий установки | | | | | |[pic], [pic] кДж/кг | |У т/с | |ПСП | |РВО=1,08МПа | | | |[pic]кДж/кг | | | | | |[pic] [pic] кДж/кг | | | |ССП | |РНО=0,16МПа | | | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг | |У конденсатор | | | | | | | |З т/с [pic] | |Рис 2.1 | | | |Витрата мережевий води | |[pic] [т/ч] | | | |Де: | |[pic] - кількість тепла з відбору | |З — теплоємність води [кДж/кг]; | |[pic] [pic] [т/ч] | | | |[pic] (З | | | |[pic][pic](С | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.3.1 Витрата пара на піковий мережевий підігрівник. | | | |Витрата пара на піковий мережевий підігрівник, підключений до четвертому відбору | |під час покриття ПСП 50%. | | | |[pic] [ГДж/ч] | |Де: | |[pic] - кількість тепла на піковий мережевий підігрівник. | |[pic] - кількість тепла на блок. | |[pic] ГДж/ч; | |[pic] [т/ч] | |[pic] [pic]=93,8 т/ч=26 кг/с | | | |2.3.2 Витрата пара на основний мережевий підігрівник. | | | |Витрата пара на основний мережевий підігрівник, подклю-ченный до шостому відбору. | |[pic]; | |[pic] ГДж/ч; | |[pic] кг/c [pic]=96,4 т/ч=26,8 кг/c | | | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.4 ПРОЦЕС РОЗШИРЕННЯ ПАРА У ТУРБІНИ | | | |Процес розширення пара розбиваємо втричі відсіку: | |(відсік: від початкового тиску пара до проміжного | |перегріву. | |((відсік: від проміжного перегріву до верхнього опалювального відбору. | |(((відсік: від верхнього опалювального відбору до кінцевого тиску. | |Значення [pic] по відсікам: | |[pic] [pic] [pic] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.6 РОЗРАХУНОК ТУРБОПРИВОДА ЖИВИЛЬНОГО НАСОСА | | | |Витрата свіжого пара на турбіну приймаємо за одиницю Д0=1, інші потоки пара | |та води виражаються у частках від Д0 | | | |Витрата живильним води Дпв=Д0+Дут | |Розділивши цей вислів на Д0, одержимо (пв=1+(ут, | |де: (ут=Дут/Д0=0,01 — величина витоків | |(пв=1+0,01=1,01 | | | |Частка відбору пара на турбопривод живильного насоса. | | | |[pic]; | | | |де: [pic] кДж/кг; | |[pic] і [pic] - тиск не вдома і вході живильного насоса | |відповідно | |[pic]=0,0011м[pic]/кг — середнє питомої обсягу | |живильним води | |[pic] кДж/кг; | |[pic] кДж/кг; | |[pic] кДж/кг; | |[pic] | |[pic] | |[pic]; | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.7 РОЗРАХУНОК ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВИСОКОГО ТИСКУ | | | | | |Схема включення | |подогревателей високого тиску | | | | | | | | | |[pic] кДж/кг | |[pic](С | |ПВД-8 | |Д1 [pic] кДж/кг | | | |[pic](С [pic](С | |[pic] кДж/кг [pic] кДж/кг | |ПВД-7 | |Д2 [pic] кДж/кг | | | |[pic](С [pic](С | |[pic] кДж/кг [pic] кДж/кг | |У змішувач | |ПВД-6 | |Д3 [pic] кДж/кг | |[pic](С | |[pic] кДж/кг [pic] кДж/кг | |[pic](С | | | |Рис 2.3 | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |2.7.1 Витрата пара на ПВД-8 | |[pic] | | | |[pic] | | | |[pic][pic]=0,081Д | | | |2.7.2 Витрата пара на ПВД-7 | | | | | |[pic] | | | |[pic] | | | |[pic][pic]=[pic] | | | | | |2.7.3 Витрата пара на ПВД-6 | | | |[pic] | | | |[pic] | | | |[pic][pic][pic] | | | | | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.8 РОЗРАХУНОК ЗМІШУВАЧА | |Схема включення змішувача | | | | | |Д1+Д2 Д5 | |[pic] кДж/кг ПНД-4 | |ДК2 | | | |ПВД-6 [pic] кДж/кг | |Д3 | |ДТП | | | |[pic] кДж/кг | | | | | | | |[pic] кДж/кг | | | | | | | | | | | | | | | |У конденсатор | | | |Рис 2.4 | | | |Энтальпия живильним води за поживним насосом | |[pic] | |Підвищення энтальпии води в живильному насосі | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Витрата основного конденсату за ПНД-4 | | | |[pic] | |тоді | |[pic] | | | |[pic] кДж/кг | |[pic] кДж/кг — энтальпия живильним води за поживним насосом. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.9 РОЗРАХУНОК ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗЬКОГО ТИСКУ | |Схема включення подогревателей низький тиск | | | |ПНД-4 ПНД-3 [pic] ПНД-2 | |ПНД-1 | | | | | |[pic] кДж/кг [pic] кДж/кг [pic] кДж/кг | |[pic] | | | |Д5 Д6 | |Д7 Д8 | | | |[pic] [pic] | |[pic] [pic] [pic] | | | |[pic] кДж/кг [pic]кДж/кг [pic]кДж/кг [pic] кДж/кг | | | | | |Дк | |[pic] Д0 | | | |[pic]кДж/кг [pic]кДж/кг [pic]кДж/кг | | | |Дк=1,02-Д1-Д2 Д3+Д5 Д3+Д5+Д6 | | | |Рис 2.5 | | | | | |2.9.1 Витрата пара на ПНД-4 | | | |[pic] | | | |[pic] | |[pic] | |[pic] [pic]=0,036Д | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.9.2 Витрата пара на ПНД-3 | | | |[pic] | | | |[pic] | | | |[pic] | | | |2.9.3 Витрата пара на ПНД-2 | | | |[pic] | |[pic] | |[pic] | |[pic] | |[pic] | |[pic] | |[pic] | | | |[pic] | | | |[pic] | |[pic] | |[pic] | | | |2.9.4 Витрата пара на ПНД-1 | | | |[pic] | |[pic]=[pic][pic]-Д8 | |[pic] | |[pic] | | | |Д8=[pic]=0,039Д | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.10 ВИЗНАЧЕННЯ ВИТРАТИ ПАРА НА ТУРБІНУ | | | |2.10.1 Підрахунок коэф. недовыработки потужності пором відборів. | | | |Коэф. першого відбору ПВД-8 | | | |[pic] | | | |Коэф. другого відбору ПВД-7 | | | |[pic] | | | |Коэф. третього відбору ПВД-6 | | | |[pic] | | | |Коэф. четвертого відбору ПСП | | | |[pic] | | | |Коэф. п’ятого відбору ПНД-4 | | | |[pic] | | | |Коэф. шостого відбору ПНД-3 і ССП | | | |[pic] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Коэф. сьомого відбору ПНД-2 | | | |[pic] | | | |Коэф. восьмого відбору ПНД-1 | | | |[pic] | | | |Коэф. недовыработки потужності пором, що йде на турбопривод | | | |[pic] | | | |2.10.2 Витрата свіжого пара на турбіну. | | | |[pic] [pic] | | | |Сума творів часткою витрати пара в відбори на коэф. недовыработки потужності | |цими відборами | | | |[pic] | | | |[pic] | |[pic] | |[pic] | |[pic] кг/с | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Таблиця 2.2 | |Результати підрахунків зведені в таблицю 2.2 | | | |відбір | |Витрата пара в частках, Д (| |y | |y (Д | |Витрата 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 ССП | | | |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 | | | |Усього | |303,5 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.10.3 Визначення витрат пара в відбори. | | | |На: ПВД-8 [pic] | |[pic][pic] | |ПВД-7 [pic] | |[pic][pic] | |ПВД-6 [pic] | |[pic][pic] | |Турбопривод живильного насоса | |[pic] | |[pic][pic] | |ПСП [pic] | |ПНД-4 [pic] | |[pic][pic] | |ССП [pic] | |ПНД-3 [pic] | |[pic][pic] | |ПНД-2 [pic] | |[pic][pic] | |ПНД-1 [pic] | |[pic][pic] | |Конденсаційний потік пара | | | |[pic] кг/с | | | |[pic]=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 |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |2.11 ПЕРЕВІРКА ВИЗНАЧЕННЯ ВИТРАТИ ПАРА НА ТУРБІНУ ПО БАЛАНСУ ПОТУЖНОСТЕЙ | | | |Потужність потоків пара в турбіни: | |першого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |другого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |третього відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |четвертого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |п'ятого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |шостого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |сьомого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |восьмого відбору | |[pic] | |[pic][pic] | |потужність потоків пара турбопривода | |[pic] | |[pic][pic] | |потужність конденсаційного потоку | |[pic] | |[pic][pic] | |сума потужностей потоків пара в турбіни | |[pic] [pic] | |[pic] | |потужність на затисках генератора | |[pic] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |2.12 ВИЗНАЧЕННЯ ВІДНОСНОЇ ПОХИБКИ | | | |[pic] | | | |[pic] [pic] | | | |Похибка розрахунків вбирається у допустиму величину | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |3 Вибір допоміжного | |устаткування теплової схеми станції | | | |3.1 Вибір комплектного устаткування | | | |3.1.1 Вибір конденсатора: | |К-800КЦС-2 (3 штуки). | |3.1.2 Вибір ежектора: | |ЭВ-4−1100 (3 штуки) | |3.1.3 Вибір маслоохладителей: | |М-540 (3 штуки) | |3.1.4 Вибір подогревателей схеми регенерації | | | |За нормами технологічного проектування продуктивність і кількість | |подогревателей визначається кількістю наявних проблем турбіни цих цілей відборів | |пара у своїй кожному відбору пара має відповідати один корпус | |подогревателя (крім деаэратора). | |Регенеративные підігрівники встановлюються без резерву. Підігрівники | |поверхового типу поставляються в поєднанні з турбіною. | |Табл.3.1 | |Підігрівники поверхового типу | | | |Назва | |Завод | |Площа поверхні теплообміну | |[м[pic]] | |Номінальний масовий витрата води [кг/с] | |Расчётный теплової потік [МВт] | |Максимальна температура пара (З | |Гидравличес-кие сопротивле-ния при номінальному витратах води | | | |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 прим.) | |ТКЗ | |1560 | |386,1 | |24,4 | |441 | |24 | | | |ПВ-2100−380−66 | |(2 прим.) | |ТКЗ | |2135 | |386,1 | |48,8 | |290 | |24 | | | |ПВ-1600−380−66 | |(2 прим.) | |ТКЗ | |1650 | |386,1 | |48,8 | |350 | |24 | | | | | | |. | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Табл.3.2 | |Підігрівники смешивающего типу | | | |Назва | |Витрата конденсату [кг/с] | |Температура конденсату на вході (З | |Температура конденсату не вдома (З | |Робоча тиск | |P | |Витрата пара | |[кг/с] | |Температура пара | |(З | | | |ПНЗ 1500−1 | |301 | |34 | |59,9 | |20 | |14,3 | |59,9 | | | |ПНЗ 1500−2 | |315,3 | |59,9 | |103,8 | |114,7 | |23,7 | |142 | | | | | | | |3.2 Розрахунок і вибір конденсатных і поживних насосів устаткування | |теплофикационной установки. | | | |3.2.1 Вибір конденсатных насосів | | | |Відповідно до НТП конденсатный насос вибирається по максимальному витраті пара| |в конденсатор й відповідній натиску. | |[pic] | |Де: | |[pic] - витрата пара на турбіну | |[pic]=2650 т/ч | |[pic] - сумарний витрата пара на регенеративные відбори | |[pic]=1005т/ч | |[pic]=1,1((2650−1005)=1809,5 т/ч | |У відповідниками щодо безсумнівної користі [1] приймаються конденсатные насоси: | |КсВ-1000−95 (перший підйом) | |ЦН-1000−220 (другий підйом) | |Характеристики конденсатного насоса першому місці | |Подача V=1000 [[pic]] | |Напір H=95 [м] | |Допустимий кавитационный запас 2,5 м | |Частота обертання n=1000 [оборотов/мин.] | |Потужність N=342 [кВт] | |ККД насоса [pic]=76% | |Характеристики конденсатного насоса другого ступеня | |Подача V=1000 [[pic]] | |Напір H=220 [м] | |Частота обертання n=2975 [оборотов/мин.] | | | |Приймається три насоса: 2 у роботі і тільки в резерві (кожну щабель). | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |3.2.2 Вибір поживних насосів | | | |Відповідно до НТП живильні насоси на блоках СКД вибираються з подачі | |живильним води та тиску. | |[pic] | |Де: | |[pic] - максимальний витрата пара через казан. | |[pic]=2650 т/ч | |(- свої потреби, (=1,02 | |(- запас, (=1,03 | |[pic] - питомий обсяг живильним води, [pic]=1,1 | |[pic]=2650((1+1,02+1,03)(1,1=2708 т/ч | | | |По рекомендаціям [1] встановлюється ПН-1500−350.Установлено два насосних | |агрегату, кожен із яких забезпечує 50%-ную навантаження котельного агрегату. | |Поживний насос ПН-1500−350 | |Предвключённый насос ПД-1630−180 | |Конденсаційний турбопривод ОК-18ПУ | | | |Характеристики ПН: | | | |Подача V=1500[[pic]] | |Напір Н=350 [м] | |Частота обертання n=4700 [об./хв.] | |ККД насоса [pic]=83% | | | |У одновальной турбіни потужністю 800 МВт значне техніко-економічне | |перевагу має конденсаційний турбопривод замість противодавленческого. | |Приводная турбіна головного живильного насоса є це й приводом | |бустерного насоса, подключённого до турбоприводу через редуктор. Потужність кожного| |турбопривода за номінальної навантаженні турбіни 15,2 МВт, максимальна частота | |обертання 4800 об./хв. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |3.2.3 Вибір устаткування теплофикационной установки | |Теплова навантаження 1900 ГДж/ч | |На ГВС — 500 ГДж/ч | |На опалення — 1400 ГДж/ч | |Температурний графік 150/70 (З. Система ГВС закрита. | |Теплофикационная навантаження одного блоку [pic]=475 ГДж/ч | |Витрата мережевий води через підігрівник однієї установки дорівнює: | |Дсв=[pic] | |Дсв=[pic][pic]= 793 т/ч. | |У зв’язку з НТП по витраті мережевий води вибираємо ПСВ-90−7-15 (двухходовой по | |воді). | |Табл.3.3 | |Характеристики подогревателя мережевий води | | | | | |ПСП ССП | |Кількість ходів за водою 2 | |2 | |Тиск пара МПа 0,78 | |0,25 | |Температура пара (З 169,6 | |142,9 | |Номінальний витрата пара кг/с 8,06 | |17,5 | |Тиск води МПа 1,57 | |2,35 | |Температура води на вході градусів 110 | |70 | |Температура води не вдома градусів 150 130| | | |Номінальний витрата води кг/с 97,2 | |222,2 | | | |3.2.4 Вибір мережевих насосів | |Расчётный витрата мережевий води на опалення: | |[pic] [т/ч] | |[pic] т/ч | |Расчётный витрата мережевий води на ГВС: | |[pic][т/ч] | |[pic]=16,5(500/4,19=1968 т/ч | |Расчётный витрата мережевий води на ГРЕС: | |[pic]=[pic]+[pic] [т/ч] | |[pic]=596,6+196,8=793,4т/ч | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Відповідно до НТП на блок встановлюються два мережевих насоса | |[pic]=396,7 т/ч — необхідна подача насоса. По подачі вибираємо насос СЭ-500−70 | |Характеристика мережного насоса | |Подача [pic]=500 [т/ч] | |Напір Н=70 [м] | |Допустимий кавитационный запас 10 м | |Частота обертання n=3000 об./хв. | |Потужність N=120 кВт | |ККД [pic]=82% | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |4 Визначення потреби станції | |у Вищій технічній воді, вибір циркуляційних насосів | | | |Система водопостачання приймається прямоточная. | | | |Принципова схема прямоточного водопостачання | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |На грн. | |На ПУ На На На м/о | |ХВО охл. | |подшипн. | | | | | | | |1 — Джерело водопостачання | |2 — Циркуляційні насоси | |3 — Берегова насосна | |4 — Напірні циркуляційні водогони | |5 — Конденсатор | |6 — Зливальні циркуляційні водогони | |7 — Сифонные криниці | |8 — Перемикальні криниці | |9 — Зливальний канал | |10 — Перепускний канал | | | |Рис.4.1 | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Напір циркуляційного насоса: | |Нцн=Нг+(Нс1 [м.вод.ст.] | |(Нс1=4(6 м.вод.ст. (Нс1=4м | |Нг=3(10 м.вод.ст.] | | | |Нг= Нn (Нc | | | |Нc приймаємо до 8,5 м, Нc=6м | |Нn =8(12 м, Нn=12м | |Нг=12−6=6м | | | |Нцн=6+4=10м | | | |Витрата технічної води | | | |Wт.в.=(Wк+Wг.о.+Wм.о.+Wподш. | |Де: | |(Wк — витрата технічної води на казан (Wк=73 000т/ч | |Wг.о. — витрата технічної води на охолодження генератора | |Wг.о.=2920 т/ч | |Wм.о. — витрата води на охолодження олії Wм.о.=1825т/ч | |Wподш. — витрата води на підшипники Wподш.=5840т/ч | |Wт.в.=73 000+2920+1825+5840=83 585 т/ч | |Згідно з НТП за кожен блок береться 6 циркуляційних насосів. Wт. в/6=13 430| |т/ч | |По витраті технічної води вибираємо насос Оп2−110 | |Характеристики насоса: | |Подача 11880(21 960 [pic] | |Напір Н=9,4(16,2 м | |Допустимий кавитационный запас 10(11,7 м | |Частота обертання n=485 об./хв. | |Споживана потужність N=505(897 кВт | |ККД насоса [pic]=80% | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |5 ВИЗНАЧЕННЯ ГОДИННИКОВОГО ВИТРАТИ | |ПАЛИВА ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ | | | |Технічні характеристики палива, газопровід | |Саушино — Лот — Волгоград | |Об'ємний склад газу: | |СН4=96,1 | |С2Н4=0,7 | |С3Н8=0,1 | |С4Р10=0,1 | |С5Н12 і більше важкі - 0 | |N2=2,8 | |CO2=0,2 | |Теплота згоряння нижча сухого газу | |[pic]=35,13 [[pic]] | |Обсяг повітря і продуктів згоряння [pic] при 0 (З повагою та 0,1 МПа | |[pic]=9,32 | |VRO2=0,98 | |[pic][pic]=7,39 | |[pic][pic]=2,1 | |Приймаємо температуру гарячого повітря tгв=300 (З | |Температура повітря на вході у воздухоподогреватель [pic]=30 (З | |Температура що йдуть газів [pic]=120 (З | |Витрата пального | |B=[pic] | |Де: | |[pic] - полезноиспользованное тепло | |[pic]=Д ([pic])+Двтор.([pic]) [кг/ч] | |Двтор — витрата перегрітого пара через вторинний пароперегреватель | |Двтор=0,9Д | |[pic] - энтальпия пара | |[pic] - энтальпия живильним води | |[pic] - энтальпия пара на вході в вторинний пароперегреватель | |[pic] - энтальпия пара в повторний пароперегреватель | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |[pic]=2650(3324−1148,06)+2385(3544−2988)=7 092 301 МДж/ч | |Располагаемое тепло палива [pic][[pic]] | |[pic]([pic] [pic]=35,13 | |ККД казана брутто [pic]=100%-(q | |Де: | |(q-сумма всіх втрат | |q6=0% | |q5=0,5% | |q4=0,5% | |q5=0% | |q2=[pic] | |[pic] - энтальпия що йдуть газів | |[pic]=[pic] [кДж/[pic]] | |[pic]=[pic] | |[pic]=[pic]=1791кДж/[pic] | |[pic]=2985 кДж/[pic] по табл. п. 4.2 чи п. 4.3 (2) | |[pic]=[pic] | |[pic]=[pic]=1489,8 кДж/[pic] | |[pic] - коефіцієнт надлишку повітря на газоход | |[pic]=1,7 | |[pic]=1791+1489,8(1,7−1)=2791,2 кДж/[pic] | |[pic] - энтальпия холодного повітря | |[pic]=[pic]tхв | |tхв — энтальпия холодного повітря, tхв=30(С | |[pic]=[pic]30=372,4 кДж/[pic] | |q2=[pic] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |[pic]=100(0,5(0,5(6,1=92,9% | |B=[pic][pic]/ч | |Витрата резервного палива: | |Врез.=[pic] | |[pic]([pic] - располагаемое тепло резервного палива [pic]=39,73 [[pic]] | |ККД казана брутто під час роботи на резервному паливі приймається за узгодженням із | |керівником [pic]=90%. | |Врез.=[pic] т/ч | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |7 РОЗРАХУНОК ДІАМЕТРІВ, ВИБІР ТИПОРОЗМІРІВ І МАТЕРІАЛУ ГОЛОВНИХ ПАРОПРОВОДІВ І | |ПАРОПРОВОДІВ ПРОМІЖНОГО ПЕРЕГРІВУ | | | |Пара від казана до турбіни підводиться двома паропроводами до двох коробках стопорных | |клапанів ЦВД турбіни. | |Початкові параметри пара перед турбіною: | |Р0=240 атм. | |t0=540(С | |Pп.п.=3,34 МПа | |tп.п.=540(С | |Табл. 7.1 | |Параметри пара перед турбіною | | | |Найменування | |Позначення | |Розмірність | |Джерело | |інформації | |Кількісна значення | | | |Витрата пара на | |турбіну (2 нитки) | |Д0 | |кг/с | |[1] | |368 | | | |Температура свіжого пара | |t0 | |(З | |[1] | |табл. 5.5 | |540 | | | |Тиск свіжого пара | |Р0 | |атм. | |[1] | |табл. 5.5 | |240 | | | |Швидкість | |[pic] | |м/с | |[1] | |табл. 8.6 | |50 | | | |Щільність | |[pic] | |кг/[pic] | |[5] | |76,6 | | | |Матеріал | |(| |(| |[1] | |табл. 8.1. | |15Х1М1Ф | | | |Допускаемое напруга | |(| |кг/[pic] | |[1] | |табл. 3.5.4 | |760 | | | |Коефіцієнт зварювання | | | |(| |приймаємо безшовні | |1 | | | |поправка | |з | |м | |[1] | |2 | | | | | |dвн=[pic] [м] | |dвн=[pic] | |S=[pic][мм] | |S=[pic] | |dн=dвн+2S [м] | |dн=349+2(70,5=490,84 мм | |dн=350мм | |dн (S=490(70,5 | |dу=350мм | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |8. РОЗРАХУНОК ДІАМЕТРІВ, ВИБІР ТИПОРОЗМІРІВ І МАТЕРІАЛУ ТРУБОПРОВОДІВ ЖИВИЛЬНИМ | |ВОДИ | | | |Конденсат від турбіни до казана підводиться двома трубопроводами. | |Параметри конденсату перед казаном: | |tпв=274(С | |Pпв=350 МПа | | | |Табл. 8.1 | |Параметри живильним води | | | |Найменування | |Позначення | |Розмірність | |Джерело | |інформації | |Кількісна значення | | | |Витрата живильним | |води | |Дпв | |Кг/с | |[1] | |Дк (1+(+()= | |368(1+0,01+0,01) | |=375,4 | | | |Температура живильним води | |tпв | |(З | |[1] | |табл. 5.5 | |274 | | | |Тиск живильним води | |Р | |атм. | |[1] | |табл. 5.5 | |350 | | | |Швидкість | |[pic] | |М/с | |[1] | |табл. 8.6 | |5 | | | |Щільність | |[pic] | |кг/[pic] | |[5] | |[pic]=[pic]=813 | | | |Матеріал | |(| |(| |[1] | |табл. 8.1. | |У розділі ст 16ГС | | | |Допускаемое напруга | |(| |кг/[pic] | |[1] | |табл. 3.5.4 | |1370 | | | |Коефіцієнт зварювання | | | |(| |приймаємо безшовні | |1 | | | |поправка | |з | |М | |[1] | |5 | | | | | |dвн=[pic] [м] | |dвн=[pic] [м] | |S=[pic][мм] | |S=[pic][мм] | |dн=dвн+2S [м] | |dн=343+2(55=453,5 мм | |dн (S=465(56 | |dу=350мм | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |9 ВИБІР І РОЗРАХУНОК ТЯГОДУТЬЕВЫХ | |УСТАНОВОК І ДИМОВОЮ ТРУБИ | | | |9.1 Вибір дымососов і вентиляторів | |Відповідно до НТП на казан паропроизводительностью більш 500т/ч встановлюється два | |дымососа і двоє вентилятора, кожен вибирається на 50% навантаження. | |Вибирають машину з двох параметрами: | |- расчётная подача [pic] [[pic]] | |- расчётный приведений натиск [pic] [мм.в.ст.] [кгс/мм[pic]] | |Подача дымососа: | |[pic]=[pic] [[pic]] | |Де: | |[pic] - коефіцієнт запасу [pic]=1,1 | |[pic] - витрата димових газів перед машиною | |[pic]=[pic]=[pic]([pic]+[pic][pic])([pic][[pic]] | |[pic] - расчётный витрати | |[pic]=В ([pic] [[pic]] | |[pic]=21 6617([pic]=215 533,9 [pic] | |[pic] - обсяг газів перед дымососом | |[pic]=[pic] [[pic]] | |[pic]=[pic] | |[pic] [2] | |[pic]=2,1+7,39+0,98=10,47 | |[pic] - теоретичний обсяг повітря [pic]=[[pic]] | |[pic]= 9,32 [pic] [2] | |[pic] - коефіцієнт надлишку повітря на газоход | |[pic]=1,7 | |[pic]=[pic]=17,09 [[pic]] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |[pic] - присосы в казані | |[pic]=0,5 оскільки встановлено регенеративный воздухоподогреватель | |[pic] - температура що йдуть газів | |[pic]=120(С | |[pic]=[pic]=215 533,9 (17,09+0,5(9,32)([pic]=6 748 460,9 [[pic]] | |[pic] - барометричне тиск | |[pic]=760 мм.рт.ст. | |z — кількість машин z=2 | |[pic]=[pic]=3 711 653,4 [pic] | |Расчётный приведений натиск дымососа | |[pic]=[pic] [мм.вод.ст.] | |Де: | |[pic] - коефіцієнт приведення расчётного тиску машин до місцевих умов, у яких| |побудована робоча характеристика. | |[pic]=[pic]([pic]([pic] | |[pic]=[pic](0,132 [[pic]] | |[pic]параметр [3] | |[pic]=(([pic]) | |[pic]=[pic] | |[pic]=[pic]=0,2 | |[pic]=0,965 | |[pic]=0,965(0,132=0,127 [pic] | |Т — абсолютна температура димових газів перед машиною | |Т=[pic]+273=393(С | |[pic] - абсолютна температура повітря коли він знято характеристика машини. | |[pic]=100+273=373(С | |[pic]=[pic]([pic]([pic]=1,09 | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |[pic] - расчётный натиск машини | |[pic]=[pic]([pic] [мм.вод.ст.] | |[pic] - коефіцієнт запасу, [pic]=1,2 (тобто. 20%) | |[pic] - аэродинамическое опір тракту. [pic]=300 мм.вод.ст. | |[pic]=1,2(300=360 мм.вод.ст | |[pic]=1,09(360=393,84 мм.вод.ст | |По подачі і расчётному приведённому натиску в довіднику вибираємо дымосос ДОД-43| |(дві штуки). Частота обертання — n=370 об./хв. | | | |Подача вентилятора: | |[pic]=[pic] [[pic]] | |Де: | |[pic]=[pic]=[pic]([pic] [[pic]] | |[pic] - коефіцієнт надлишку повітря на топці, ставлення теоретичного обсягу | |повітря до що у топці. | |[pic]=1,1 (для газомазутных котлів) | |[pic] - присосы в топці, [pic]=0,05 (казан не газоплотный) | |[pic] - присосы в ЗПП, [pic]=0 | |[pic] - присосы в воздухоподогревателе, [pic]=0,2 | |[pic] - температура холодного повітря [pic]=30(С | |V=215 533,9(9,32(11,+0,05+0,2)([pic]=3 009 852,72 [pic] | |[pic]=[pic] [[pic]] | |Расчётный приведений натиск вентилятора | |[pic]=[pic] [мм.вод.ст.] | |[pic](1 | |[pic]=[pic]([pic] [мм.вод.ст.] | |[pic]=320мм.вод.ст. | |[pic]=1,2(320=384 мм.вод.ст. | |[pic]=384(1=384 мм.вод.ст. | |По подачі і расчётному приведённому натиску в довіднику вибираємо вентилятор | |ВДОД-31,5 (дві штуки). Частота обертання — n=585 об./хв. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |9.2 Вибір димовою труби | |На ТЕС зазвичай встановлюють залізобетонний одноствольные труби з вентиляційним | |зазором. | |Відповідно до НТП встановлюють одну трубу на два казана, димові гази з водогрійних | |котлів можна скидати у цю ж трубу або заради водогрейной котельної будується | |своя труба. | |Розрахунком підлягають висота і діаметр гирла труби. Висота залежить від обсягу димових | |газів і зажадав від концентрації у яких SO2 і Nох. | |Висота труби: | |h=[pic] [M] | |Де: | |[pic] - коефіцієнт, залежить від конструкції труби. Для одностовбурних труб | |[pic]=1. | |А — коефіцієнт, залежить від географічне розташування ТЕС [4] | |F — коефіцієнт, враховує швидкість осадження токсичних викидів. [pic]=1 | |m — коефіцієнт, залежить від швидкості викиду димових газів з гирла. | |Wопт.=40м/с (швидкість викидів димових газів), тоді m=0,85. | |[pic] - секундний витрата димових газів [[pic]]. | |[pic] [[pic]]. | |[pic] - обсяг димових газів перед дымососом. | |[pic] - кількість котлів на трубу. [pic]=2 | |[pic] [pic] | |[pic] - різницю між температурою що йдуть газів і середній температурою самого| |спекотного місяці на полудень | |[pic]=[pic] | |[pic] - температура самого спекотного місяці на полудень [4] | |[pic]=120−24,2=95,8 (З | |n — коефіцієнт, залежить від параметра [pic] | |[pic] | |h — попередньо прийнята висота труби [4] | |h=250м | |[pic]; n=2 | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |N — кількість димарів. | |Відповідно до НТП N=2 | |[pic]=0,5 [pic] | |[pic]=0,085 [pic] | |[pic] | |[pic] - секундний витрати. | |[pic] [[pic]] | |[pic][pic] | |[pic] - частка сірки, улавливаемая в газоходе [4] | |[pic]=0,02 | |[pic] - частка сірки, що залишається в золоуловителе. Відповідно до НТП встановлено | |сухий золоуловитель, [pic]=0. | |[pic] - робоча сернистость палива. | |[pic] | |[pic] | |[pic] - [4] | |[pic]=0,8 | |К=[pic], де Д — паропроизводительность одного казана [т/ч] | |К=[pic] | |[pic]=39,73 [МДж/кг] - теплота згоряння (див. вище) | |[pic] - коефіцієнт, залежить від конструкції горілок. Пальники встановлено | |вихрові - [pic]=1 | |[pic] | |h=[pic] [M] | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Отримана висота труби заокруглюється по рис. 3 [3] | |h=250м | |Діаметр гирла: | |[pic] [м] | |Де: | |[pic]; N; W — дивися вище. | |[pic] м | |Відповідно до рекомендаціями [3] вибирається труба: | |H=250м | |Ду=10,4 м | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |10 СХЕМА ПІДГОТОВКИ ДОДАТКОВОЇ ВОДИ | | | |Схема хімічної очищення води | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Осветлитель | |Бак осветлённой води | |Осветлительный бак | |М — катионитный фільтр першому місці | |Анионитный фільтр першому місці | |М — катионитный фільтр другого ступеня | |Декарбонизатор | |Анионитный фільтр другого ступеня | |Фільтр змішаного дії | |Вихід хімічно очищеної води. | | | |Рис. 10.1 | | | |Така схема водопідготовки дозволяє їм отримати хімічно обессоленную воду | |високої якості, що необхідне котлів сверхкритических параметрів пара. | |Вода вступає у отсейник-осветлитель, де відбувається процес коагуляції, в | |ролі коагулянта використовують [pic], для подщелачивания води використовують | |вапно. Після коагуляції вода вступає у бак, звідки вступає у | |осветлительный фільтр. У осветлительном фільтрі осідають грубодисперсные домішки.| |Після цього вода надходить на Н-катионитный фільтр першому місці, де йде | |обмін іонів Са[pic], Мg[pic], Na[pic] на іони водню. Потім вода надходить на | |анионитный фільтр, відбувається заміщення іонів [pic], [pic], [pic] на іони | |[pic]после цього вода надходить на Н-катионитный фільтр другого ступеня. У ньому | |уловлюються іони [pic][pic], які проскочили через Н-катионитный фільтр | |першому місці. Після цього вода стає кислої, у ній присутні [pic], | |який за взаємодії з [pic] утворюють вуглекислий газ. Для її видалення | |передбачено декарбонизатор. Після декарбонизатора вода надходить на анионитный | |фільтр другого ступеня. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Цей фільтр сильно діючий, у ньому відбувається заміщення остав-шихся іонів | |[pic][pic] [pic] [pic] на іони [pic]. Як третьої щаблі використовується | |фільтр змішаного дії ([pic]) фільтр, де уловлюються решта іони. | |У результаті хімічної обробки вода має солесодержа-ние 0,1 мг. экв/кг| |і кремнесодержание 0,02 мг. экв/кг. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |14. ЗАХОДИ ПО ОХОРОНІ ПРАЦІ, ТЕХНІЦІ БЕЗПЕКИ І ПОЖЕЖНОЇ ПРОФІЛАКТИЦІ | |ПРИ РЕМОНТІ КАЗАНА | | | |Пристрій і обслуговування котельних установок повинні відповідати «Правилам | |пристрої і безпечної експлуатації парових і водогрійних котлів », затвердженим| |Госгортехнадзором СРСР, «Правилам взрывобезопасности установок на приготування| |і спалювання палива на пилоподібному стані «, затвердженим Міненерго СРСР і | |Минэнергомашем СРСР і «Правилам взрывобезопасности під час використання мазуту та | |газу в котельних установках », затвердженим Госгортехнадзором СРСР і | |ЦК профспілки робочих електростанцій та електротехнічної промисловості. | |Запобіжні і вибухові клапани казана (пароводяного тракту, топки і | |газоходов) повинен мати відводи видалення пароводяної суміші і вибухових газів | |при спрацьовуванні клапанів межі робочого приміщення до місць, безпечні | |обслуговуючого персоналу, чи рідні мають бути обгороджені відбійними щитами із боку | |можливого перебування людей. | |Забороняється клин запобіжні клапани працюючих котлів чи | |збільшувати натискання на тарілки клапанів шляхом збільшення маси вантажу чи | |якимось іншим способом. | |Вантажі рычажных запобіжних клапанів би мало бути застопорены і | |запломбовані те щоб виключалася можливість їх самовільного | |переміщення. До форсункам казана Повинен бути забезпечений вільний, зручний доступ | |обслуговування і ремонту. | |Щоб уникнути опіків при зворотному ударі полум’я на отворах для установки | |форсунок повинні прагнути бути екрани, а вентилі, регулюючі подачу палива й повітря до | |форсункам, чи його приводи повинні розташовуватися осторонь отворів. | |Забороняється під час обходу відкривати люки, лази на казані. | |Забороняється запалювати паливо в топках при відкритих лазах і гляделках. Оглядові | |лючки для постійного контролю над факелом повинні бути закриті склом. У | |котлів, працюючих під наддувом, мають бути передбачені устрою, | |предотвращающие розрив шибок. Персонал, проводить огляд, повинен вдягати | |захисні окуляри. | |Перед розпалюванням казана у ньому мають бути припинені все виконати ремонт і | |виведений начальником зміни цеху (блоку) весь персонал, яка має ставлення до | |растопке. | |На сусідніх казанах мають бути припинені все виконати ремонт, що їх поза | |топок і газоходов на сторони, адресованих растапливаемому казана чи | |розташованих у межах прямий видимості від цього (фронтова і задня стіни, | |стельові перекриття). Роботи на казані відновлюються за вказівкою чергового | |персоналу. |.

| | | | | | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | |м |т |документа| |а | | | | |Методи очищення димових газів може бути підрозділені на циклічні (замкнуті),| |у яких адсорбент (поглинаюча тверде чи рідке речовина) регенерується і | |повертається у цикл, а улавливаемый діоксид сірки використовується, і нециклические | |(розімкнуті), де регенерація адсорбенту та інших речовин немає. | |З іншого боку, методи сіркоочистки поділяються на сухі і мокрі. | |Техніко-економічні розрахунки доводять, що зі збільшенням змісту сірки в | |паливі та відповідно концентрації діоксиду сірки в димових газах | |збільшується доцільність застосування способів очищення з допомогою | |уловленного діоксиду сірки. | |З огляду на масштаби виробництва сірки і сірчаної кислоти у СРСР та його вартість, | |можна дійти невтішного висновку, що «застосування циклічних методів сіркоочистки димових | |газів ТЕС в доступний для огляду період економічно невиправдане (а то й враховувати | |екологічний ефект сіркоочистки). | |Для більшості вугілля: кузнецьких, экибастузских, Канско-Ачинских, | |нерюнгинских, кучекинских — характерно зміст діоксиду сірки в димових газах | |0,03—0,06% об'ємних, т. е. на менший, аніж за спалюванні | |підмосковного вугілля. Порівняйте можна назвати, що у кольорової металургії | |що відходять гази, містять менше 1 — 3% Діоксиду сірки, вважаються бідними. | |Слід враховувати також, що циклічні способи очищення є | |складне хімічне виробництво і дорожче по капіталовкладенням і | |експлуатаційних витратах нециклических варіантів. | |Мокрий вапняковий (вапняний) спосіб. Цей нециклический процес найбільш | |розроблено й є поширеним на електростанціях США, Японії, ФРН| |та інших. Він забезпечує очищення газів на 90% від SO2. У нашій країні вапняковий | |спосіб реалізований на агломераційної фабриці Магнітогорського металургійного | |комбінату дослідно-промислових установках Сєверодонецької і Губкинской ТЕЦ. | |Метод грунтується на нейтралізації сірчистої кислоти, получающейся внаслідок | |розчинення діоксиду сірки найбільш дешевими лужними реагентами — гидратом | |оксиду кальцію (вапном) чи карбонатом кальцію (вапняком): Через війну | |цих реакцій виходить сульфит кальцію частково окислюється в сульфат CaSО4. У| |більшості установок, останніх побудований у 60-ті і роки, продукти нейтралізації не| |використовувалися і направлялися в відвал. Останніми роками цей спосіб | |удосконалений: сульфит доокис-ляется до сульфату кальцію і використовується після| |відповідної термічної обробки ролі будівельного матеріалу | |(гіпсу). | |За всіх мокрих засобах очищення димових газів від оксидів сірки температура | |що йдуть газів знижується зі 130 до 50° З. Підігрівши зазвичай здійснюється | |газоподібним паливом чи теплотою неочищених газів. Кількість затрачуваного | |палива становить близько 3% палива, расходуемого на казан. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | |м |т |документа| |а | | | | |Підігрівши газів здійснюється задля забезпечення розсіювання після виходу їх із | |димовою труби. | |Однією з складних процесів при очищенні димових газів «мокрими» методами є| |ефективне уловлювання бризок орошающего розчину з газів, що викидаються в | |атмосферу. Краплі суспензії, орошающей скруббер і що містить багато зважених | |частинок, осаждаясь лежить на поверхні елементів брызгоуловителей, утворюють із поліциклічним перебігом| |часу відкладення, які збільшують гідравлічне опір апаратів і | |потребують періодичної очищення. За всіх мокрих засобах очищення димових газів | |від оксидів сірки температура що йдуть газів знижується зі 130 до 50° З. Підігрівши | |зазвичай здійснюється газоподібним паливом чи теплотою неочищених газів. | |Кількість затрачуваного палива становить близько 3% палива, расходуемого на | |казан. Підігрівши газів здійснюється задля забезпечення розсіювання після виходу їх| |з димовою труби. Однією з складних процесів при очищенні димових газів «мокрими"| |методами є ефективне уловлювання бризок орошающего розчину з газів, | |що викидаються у повітря. Краплі суспензії, орошающей скруббер і що містить | |багато зважених частинок, осаждаясь лежить на поверхні елементів брызгоуловителей, | |утворюють з часом відкладення, які збільшують гідравлічне | |опір апаратів і потребують періодичної очищення. | |Останніми роками до ФРН, Японії, інших країнах для боротьби з відкладеннями до | |реагентам, особливо у базі вапна, застосовують добавки, наприклад невеличке | |кількість карбонової кислоти. Ці добавки дають змогу одержувати не суспензію, а | |прозорий розчин винищити. Через війну вдасться уникнути основний труднощі при| |експлуатації вапняних Установок, що полягає у значних твердих | |відкладеннях на стінках скруббера. | |Мокро-сухой спосіб. Цей нециклический спосіб знайшов Широке поширення | |країнах Західної Європи — й США переважно під час спалювання вугілля із вмістом | |сірки від 0,5 до $ 1,5%. У основі метода—поглощение діоксиду сірки Димових газів | |испаряющимися краплями вапняного Розчину. Ефективність сероулавливания більш| |90%. | |Перевагами мокро-сухого способу очищення димових газів від SO2 є: | |отримання продукту сухому вигляді, відсутність стічних вод мовби, висока (~1) ступінь | |використання реагенту, помірковане аэродинамическое опір системи. | |Недолік цього способу полягає у відмові від використання дешевого | |вапняку й застосування їх високоякісної вапна. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | |м |т |документа| |а | | | | |Магнезитовый циклічний спосіб найбільш докладно вивчений. Спосіб випробуваний на | |дослідно-промислової установці Сєверодонецької ТЕЦ. Будь-який циклічний спосіб | |неспіввідносна по громіздкість з нециклическими варіантами. | |Сутність цього способу залежить від зв’язуванні діоксиду сірки суспензією оксиду | |магнію за реакцією | |MgO + SO2 = MgSO3. | |Сульфит магнію взаємодіє зі диоксидом сірки, створюючи бисульфит магнію: | |MgS03 + S02 + H20 = Mg (HS03)2. | |Бисульфит магнію нейтралізується додаванням магнезита: | |Mg (HSO3)2 + MgO = 2MgS03 + H2O. | | | |Виниклий сульфит магнію у процесі випалу за нормальної температури 800—900°С. | |піддається термическому розкладанню із заснуванням вихідних продуктів по | |реакції | |MgSO3 = MgO + SO2. | |Оксид магнію повертається у процес, а концентрований діоксид сірки то, можливо| |перероблений у сірчану кислоту чи елементарну сірку. | |Димові гази очищаються від оксидів сірки до концентрації 0,03% в скруббере, а | |зчинений розчин бисульфита магнію з концентрацією 50—70 г/л вступає у | |циркуляційний збірник, звідки частина розчину подається в напірний бак і | |повертається на зрошення скруббера, іншу частина — в нейтралізатор для | |виділення сульфата магнію. | |Основними вадами магнезитового циклічного способу є наявність | |сернокислотного виробництва та численних операцій із твердими речовинами | |(кристалами сульфата, золи, оксиду магнію), що пов’язані з зносом устаткування | |і запылением. | |Аммиачно-циклический спосіб грунтується на оборотного реакції, протікаючим між | |розчиненим сульфитом і бисульфитом амонію і диоксидом сірки, поглинутою з | |димових газів: | |(NH4)2S03 + SO2 + H20±2NH4HS03. | |При температурі 30—35°С. ця реакція протікає зліва-направо, а під час кипіння | |розчину — у напрямі. | |Аммиачно-циклический спосіб дає змогу отримувати скраплений 100-відсотковий сірчистий | |ангідрид і сульфат амонію — хімічні продукти, необхідні народному | |господарству. У цій способу /побудована дослідно-промислова розпорядження про | |Дорогобужской ГРЕС. | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | |м |т |документа| |а | | | | |Озоновий спосіб одночасної очищення димових газів від оксидів сірки та азоту. Усі | |розглянуті вище способи дозволяють очищати димові гази ТЕС тільки від діоксиду| |сірки, і навіть від хлористых і фтористих сполук. Що ж до оксидів | |азоту, присутніх в димових газах на 90—95% як монооксиду, всі вони | |уловлюються в незначній кількості. Це тим, що реакційна | |здатність оксиду азоту втричі порядки менший від проти реакційної | |здатністю діоксиду сірки. Озоновий спосіб дає змогу виробляти окислювання | |озоном нижчих оксидів азоту NO та почасти сірки з наступним зв’язуванням аміаком. | |Цей метод розроблений у СРСР і випробуваний на Молдавської ГРЕС. У світі | |використовують у ФРН та Японії. | |Основні недоліки озонного методу: висока енергоємність виробництва озону, | |сягала 6—10% потужності енергоблоку і коррозионная агресивність суміші сірчаної| |і азотної кислот. | | | |Сухий вапняковий (аддитивный) спосіб є найпростішим і вимагає | |найменших капіталовкладень. | |Сутність способу залежить від додаванні до сжигаемому палива вапняку чи | |доломіту у кількості, приблизно 2 разу перевищує стехиометрическое | |вміст сірки в вихідному паливі. | |Найчастіше в пальники подавалася суміш вугільної пилюки з молотим | |вапняком. У топці при горінні вугільної пилюки вапняк — вуглекислий кальцій -| |диссоциирует на вуглекислоту і оксид кальцію, а останній, рухаючись що з | |продуктами згоряння по газоходам казана, взаємодіє зі сірчаним і сірчистим | |ангідридом, створюючи сульфит і сульфат кальцію. Сульфат і сульфит кальцію разом | |з золою уловлюються в золоуловителях. Вільний оксид кальцію, що міститься у | |попелі палива, також пов’язує оксиди сірки. Основним недоліком цього способу | |очищення газів є освіту міцних відкладень золи і сульфату кальцію на | |поверхнях нагріву у сфері температур 700—1000° З. | |Підсумовуючи розгляду різних, власне хімічних способів очищення димових| |газів ТЕС від діоксиду сірки, треба сказати, що капіталовкладення в | |нециклические способи очищення становлять близько 10—15%, в циклічні — 30—40% | |вартості енергоблоку. | |Мокре золоуловители також можна використовувати для Уловлювання діоксиду сірки. | |Циклічні методи може бути рентабельними при змісті сірки палива понад | |3,5—4%. У інших випадках економічно доцільно застосовувати мокрий | |вапняковий чи мокро-сухой вапняний метод. Подальший розвиток і | |вдосконалення методів очищення димових газів ТЕС від оксидів сірки спрямоване | |для досягнення безвідходної технології. | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |.

| | |16. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА | | | |16.1. Енергетичні показники роботи станції | | | |16.1.1 Річна вироблення електроенергії ГРЕС | |Річна вироблення електроенергії ГРЕС підраховується за такою формулою: | |Wв=Nу (hу [МВт· ч] | |Де: | |Nу — встановлена на електростанції, Nу=3200 [МВт] | |hу — річне число годин використання встановленої потужності ставиться в | |вихідних умов. hу=6000 [год]. | |Wв=3200(6000=19 200 000 [МВт· ч] | | | |16.1.2 Річний витрати за власні потреби | |Річний витрати за власні потреби визначається виходячи з | |енергетичної характеристики, залежно від потужності і виду спалюваного | |палива. | |Wcн.=[pic] [МВт· ч] | |Де: | |[pic] - кількість встановлених блоків [pic]=4 | |[pic] - число годин роботи блоку протягом року [pic]=8000 год | |Wв — річна вироблення електроенергії [МВт· ч] | |Wсн.=6,9(4(8000+0,13(19 200 000=2716800[МВт· ч] | | | |16.1.3 Річний відпустку електроенергії з шин електростанції | |Річний відпустку електроенергії з шин електростанції визначається: | |Wотп.=Wв (Wсн. [МВт· ч] | |Де: | |Wв — річна вироблення електроенергії [МВт· ч] | |Wсн. — річний витрати за власні потреби [МВт· ч] | |Wотп.=1 920 0000(2 716 800=16483200 [МВт· ч] | | | |16.2 Річний витрата умовного палива | | | |Річний витрата умовного палива енергетичними казанами визначається по | |паливною характеристикам і вираховується за формулою: | |Ву=(хх (nбл (Тр+((Wв [т.у.м.] | | | | | | | |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Де: | |(хх — годинниковий витрата умовного палива на холостий хід енергоблоку | |(хх=19,7[т/ч] | | | |(- середній відносний приріст витрати умовного палива | |(=0,278 [т/МВт· ч] | |Ву=19,7(4(8000+0,278(2 716 800 = 1 385 670,4 [т.у.м.] | | | |16.3 Річний витрата натурального палива | | | |Річний витрата натурального палива вираховується за формулою: | |[pic] [т.т/год] | |Де: | |[pic] - питома теплота згоряння натурального палива [[pic]] | |[pic]=35 130[[pic]] | |[pic]=1 385 670,4 ([pic]=11 570 130,9 [т.т/год] | | | |16.4 Питома витрата умовного палива | | | |[pic] | |Де: | |[pic] - річний витрата умовного палива казанами [т.у.т./год] | |Wотп. — річний відпустку електроенергії з шин електростанції [МВт· ч] | |[pic] [г.у.т./кВт· ч] | | | | | | | |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |13. СХЕМА І ОПИС ПРИЙНЯТОЇ КОМПОНУВАННЯ ОСНОВНОГО УСТАТКУВАННЯ У ГОЛОВНЕ КОРПУСІ| |ТЕС. | | | |Компонування — це взаємне розташування у головному корпусі станції устаткування й | |будівельних конструкцій. | |На сучасних станціях застосовують переважно закриту компонування з | |розміщенням обладнання котельном, деаэраторном, під час роботи на вугіллі - | |бункерній і машинному відділенні. Ці відділення розташовані паралельно, зімкнуто і| |утворюють єдиний головний корпус. | | | |Найвища вимога до компонуванні. | | | |Надійність | |Безпека | |Зручна експлуатація | |а) можливість ремонту устаткування | |б) зручність монтажу | |в) механізація основних робіт | |Дотримання санітарно-гігієнічних і протипожежних вимог | |Дотримання правил техніки безпеки | |Економічність | |Зручність розширення ТЕС | | | |У будівництво головного корпусу використовують залізобетонні і металеві | |каркаси. Каркас складається з колон, які спираються фундамент, ригелів і ферм. | |Фундаменти бувають монолітні чи збірні. | |Відстань між осями колонами головного корпусу о подовжньому напрямі | |називається кроком. Крок дорівнює від 6 до 12 метрів. | |Відстань між осями колонами головного корпусу о поперечному напрямі | |називається прольотом. Загальний проліт складається з: | |Однопролетного машинного залу (28−54 метри, | |Деаэраторного відділення (7,5−15 метрів, | |Бункерного відділення (під час роботи на вугіллі) (8−15 метрів, | |Котельного відділення (22−46 метрів. | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |Компонування машинного відділення. | | | |По відділенню й у районі турбоагрегата встановлюються майданчики обслуговування. | |Позначка майданчики обслуговування становить від 7 до 15,5 метрів. Для обслуговування | |допоміжного устаткування передбачають проміжні майданчики. | |На 0 позначці машинного залу розміщують: | |Конденсатори. | |Живильні насоси. | |Конденсатные насоси. | |Дренажні насоси. | |Інші насоси. | |Циркуляційні насоси теж встановлюють в конденсатном приміщенні, якщо рівень | |води в джерелі водопостачання коливається у невеликих межах повноважень і не вимагає | |значно заглублять насоси. | |Нижче 0 позначки можливо пристрій підвалу глибиною 3−4 метри, у якому | |розміщують конденсатные насоси і трубопроводи циркуляционной води. | |Турбіна і електрогенератор встановлюють у власних фундаментах, які | |пов'язані коїться з іншими коїться з іншими будівельними конструкціями, щоб вібрації | |турбоагрегата не передалися їм. | |У турбінному відділенні є одну чи дві мостових крана, для монтажу і ремонту.| |Вантажопідйомність кранів приймається з умов підйому статора турбіни і | |генератора. | |Габарити турбінного відділення вибирається достатнім для вільної виїмки роторів| |турбіни і генератора, трубок конденсатора, трубних систем подогревателей. | |Позначка низу ферми будинку машинного залу становить 21−35 метрів від статі, щоб | |вільно підняти кришку ЦНД чи підняти ПВД. | |Турбоустановку компонують подовжньо чи поперечно щодо основного машинного| |відділення. | |При поперечної компонуванні турбіни проти подовжньої скорочується довжина | |паропроводів від казана до турбіни. Система цих паропроводів симетрична | |щодо основний турбіни. Конденсатори мають під фундаментом турбіни, | |упоперек чи вздовж її осі. | |При продольно-расположенном конденсаторі менше циркуляційних | |водогонів, що скорочує площа машинного відділення. | |Можливо застосування бічних конденсаторів розміщених з обох боків турбіни. Пара| |на такі конденсатори надходить через патрубки, розташовані під фундаментом | |турбіни. Бічні конденсатори збільшують площа турбінного відділення, але | |зменшує оцінку обслуговування турбінної установки. | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |Регенеративные підігрівники встановлюються на металевому каркасі з обох боків | |турбіни. | |Мережні підігрівники встановлюються те щоб було зручно трасувати | |теплопроводы. | |У турбінному відділенні із боку постійного насилля і тимчасових торців | |передбачається ремонтно-монтажные майданчики, куди є залізничний в'їзд. | |Для ТЕЦ допускається в'їзд залізничного транспорту лише з боку | |тимчасового торця. | | | |Компонування устаткування деаэраторного відділення. | | | |На верхньому поверсі відділення встановлюється деаэраторы живильним води (21 | |позначка). Один поверх зайнятий паропроводами, РОУ і БРОУ. Нижче розташований блоковий щит| |управління (8−12 позначка) і пристрій РУСН. | | | |Компонування устаткування котельного відділення. | | | |Казан розташовується, зазвичай, фронтом паралельно машинному залі. У котельном| |відділенні також передбачають залізничний в'їзд. | |Устаткування газовоздушного тракту зазвичай розміщують поза головного корпусу. | |Відкрита установка вентилятора і дымососа застосовується на газомазутных ТЕС переважають у всіх| |кліматичних районах. | |РВП завжди встановлюється на свіжому повітрі. | | | | | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |17. Спеціальне завдання. | |Центровка турбіни по муфтам. | |Мета центровки турбоагрегатов (забезпечення правильного взаємного розташування | |роторів і збіги геометричних осей роторів з осями своїх підшипників і | |циліндрів; центровка одна із необхідних умов спокійній роботи | |турбоагрегата. | |Неправильна і недбала центровка може викликати в експлуатації ряд ускладнень, а| |саме: сильну вібрацію турбоагрегата, задевания в лабиринтовых ущільненнях, | |неправильне роботу з'єднувальних муфт, знос підшипників, червячной передачі | |регулятора тощо. буд. Неякісна центровка дає можливості пустити | |відремонтовану турбіну в експлуатацію й може викликати необхідність її | |повторного розтину, щоб зробити належну центровку з усуненням | |виявлених дефектів. Вібрація турбоагрегата, викликана неправильної центровкой,| |здебільшого нагадує вібрацію при небалансе роторів. Вона має | |частоту, відповідну числу оборотів агрегату, не може бути усунуто | |балансуванням. | |ЦЕНТРОВКА РОТОРІВ ПО МУФТАМ | |Ротор турбоагрегата, вільно встановлений на підшипники, під впливом | |власної ваги одержує певний статичний прогин; тому його вісь | |є не пряму, а криву лінію, може бути перевірено точним | |рівнем, встановленим на шийках ротора. При горизонтальному становищі ротора, т. | |е. при становищі, коли центри шийок ротора перебувають у однієї горизонтальній осі,| |ухили обох його шийок залежить від стріли прогину ротора; при рівномірному | |розподілі ваги ротора за довжиною ці ухили однакові за величиною і передано | |в супротивники; неоднаковими ці ухили може бути при нерівномірному | |розподілі ваги за довжиною ротора. | |Під час обертання кожен ротор завжди зберігає свій природний статичний | |вигин незалежно від кількості оборотів, крім періодів переходу через | |критичне число оборотів. Якщо ухили обох шийок кожного ротора однакові по | |величині і протилежні в напрямі («симетричний» становище), а осі всіх | |вкладишів підшипників перебувають у однієї горизонтальній лінії, таку центровку | |не вважається правильної; полумуфты роторів при цьому не паралельні й | |неконцентричны одне за одним навкруг, що викликає неспокійний хід турбіни | |внаслідок появи у роторах і муфтах додаткових напруг. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Правильної центровкой роторів по муфтам є центровка, коли у робочих| |умовах торцевые площині які підлягають з'єднанню муфт між собою | |паралельні й концентричны, завдяки чому осі роторів в вертикальної і | |горизонтальній площинах збігаються, а ухили за рівнем суміжних з муфтами шийок | |роторів однакові. За цих умов лінія статичного вигину послідовно | |соединяемых роторів представлятиме плавну безперервну криву. | |Задля більшої такий центровки осі розточення всіх циліндрів і підшипників в | |вертикальної площині, включаючи вісь статора генератора, повинні розташовуватися так,| |щоб у робочих умовах вони перебували на природною пружною лінії, | |відповідної статичному прогибу складеного валу; таке становище досягається| |під час монтажу установкою циліндрів і корпусів підшипників на фундаментних рамах з | |відповідним ухилом; величина ухилів залежить тільки від стріл прогину | |роторів, а й від бази центровки, щодо якої ведеться складання | |турбоагрегата. Базою центровки зазвичай є чи горизонтально розташований | |ЦНД чи корпус підшипника ЦНД із боку генератора; у своїй природно крайні| |підшипники турбоагрегата (перший у турбіни і другий у генератора) | |встановлюються вище, ніж проміжні. | |Для трехцилиндровых турбін центровка здійснюється з «симетричним» становищем | |ротора низький тиск, коли базою центровки є горизонтально | |розташований ЦНД, чи з горизонтальним становищем шийки ротора ЦНД із боку | |генератора, коли базою центровки є корпус підшипника ЦНД із боку | |генератора. | |Центровка повинна обов’язково здійснюватися при повністю охололи роторах і | |циліндрах турбіни, при зібраних наполегливих підшипниках і роз'єднаних роторах, | |коли із них може обертатися незалежно одне одного. Перевірка при | |гарячому стані призведе до спотворення отриманих результатів, оскільки під час | |розбірки кришки муфти і під час вимірів гарячі ротори гарячі ротори отримують| |пружний прогин. | |Розбіжність у аксиальных зазорах, замеренных на протилежних сторони полумуфт, | |показує непараллельность торців муфт і, отже, нахил осі одного валу| |стосовно іншому (величину зламу). Розбіжність у радіальних зазорах показує| |величину усунення осей роторів в вертикальної і горизонтальній площинах, при | |якої окружності полумуфт не концентричны, отже, вісь одного валу не | |є продовженням осі іншого валу. | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Перевірка центровки по муфтам проводиться за допомогою спеціальних скоб з | |вказівними гвинтами, що дозволяють виробляти виміри аксиальных і | |радіальних відхилень осей роторів. Скоби зміцнюються на болтах, ввертываемых в | |спеціально передбачені отвори в полумуфтах; якщо таких отворів немає, їх | |слід просвердлити і нарізати. Після закінчення центровки і зняття скоб в отвори| |слід завернути пробки з прорізом під викрутку задля збереження балансу | |полумуфт; Якщо ж отвори просвердлені двома взаємно протилежних сторони| |полумуфт, то пробок годі й ставити. | |Скоби слід виготовляти досить жорсткими і закріплювати на полумуфтах міцно,| |без слабини; це задля запобігання отжатия скоби під час вимірів, коли | |з полумуфтой просовываются платівки щупа; кінці вказівних гвинтів | |повинні прагнути бути закруглені. Отжатие скоби і відсутність заокруглення гвинтів призводять до| |істотним помилок в центровке; в достатньої жорсткості скоб і закріпленні їх | |без слабини неважко переконатися, коли після плавного отжатия рукою вільного | |кінця скоби від муфти з таким самим притиснення вимірюваний зазор повертається до | |початкового. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Конструкції скоб для виміру щупом при центровке роторів. | |а (з полужесткими муфтами; б (з пружинними муфтами; | |в (з кулачковыми муфтами; 1 (радіальні і 2 (осьові виміри. | |Рис. 17.1 | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис| | | | | | | |т | | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | |Скоби слід привертывать те щоб одержувані аксиальные і радіальні зазори | |(відстань від покажчика скоби до поверхні муфти чи торгівлі між двома покажчиками, | |укріпленими різними полумуфтах) не перевищували 0,4(0,5 мм. Завдяки цьому при | |центровке можна скористатися найменшим кількістю платівок щупа, що підвищує | |точність вимірів і полегшує підрахунок одержуваних проміжків. Вимірювальні скоби | |необхідно зміцнювати на полумуфтах двох суміжних роторів, які підлягають центровке, | |за її робочому взаємній становищі; таким чином повороти роторів і виміри | |центровок попри всі перевірках можуть бути проведені по міткам на муфтах у тому | |робочому становищі й тому дадуть порівнянні результати. З іншого боку, необхідно | |постійно зберігати один і той ж розташування скоб на полумуфтах, що має бути| |зафіксовано з формулярі центровки. | |Центровать шляхом провертання одного ротора категорично не рекомендується, як і раніше, | |що у муфтах зазвичай протачиваются заводом-изготовителем спеціальні паски по | |окружності і з торцям полумуфт, службовці щоб одержати правильних успіхів у | |разі перекосу в насадке муфти чи неточності її обробки. Ці неправильності | |не б’ють по результатах центровки, якщо прокручуються обидва ротора | |одночасно однією і хоча б кут; проміри по скобах у своїй виробляються | |завжди за одного й тому самому взаємній становищі підлозі муфт обох роторів. | |Одночасність повороту роторів забезпечується вставкою, замість вийнятих з | |фланців полумуфт з'єднувальних болтів, однієї-двох довгих гладких шпильок | |діаметром, на 0,2(0,3 мм менше діаметра отвори. | |Ротори при центровке провертають краном лише за направленням робочого обертання| |шляхом петлевого обхвати ротора тросом. Після провертывания роторів трос повинен | |бути ослаблений, перевірено відсутність заклинювання в полумуфтах (жорсткі полумуфты | |нічого не винні стосуватися одна, інший, а при рухливих муфтах необхідно забезпечити | |свобода переміщення полумуфт в осьовому напрямі) так і вільний становище у | |отворах шпильок, вставлених замість з'єднувальних болтів. | |При проворачивании аксіальний пересування роторів не більше розбігу в завзятому | |подшипнике може спричинить неправильним вимірам по торцям полумуфт; вплив | |осьової гри роторів на вироблені виміри то, можливо враховано при контролі по | |індикатору, вказівний штифт якого притиснутий до якоїсь торцевій точці | |вращаемого ротора. Але такий контроль і з цим підрахунки викликають | |труднощі при центровке. Щоб не допустити помилок, що з переміщенням | |будь-якого з валів в аксиальном напрямі за її обертанні, слід | |привертывать до полумуфтам дві скоби, розташовані на діаметрально | |протилежних точках окружності полумуфт. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Така установка скоб для центровки двох валів Проте й У, з'єднаних кулачковой | |муфтою, приведено на рис. 17.1 — в. Для зручності центровки роторів з кулачковыми | |муфтами зі зірочок обох центрируемых роторів зазвичай знімаються полумуфты | |(коронки), хоча ці та деяких інших рухливі муфти дозволяють виробляти | |центровку, не разъединяя їх. На кулачки зірочок привертываются жорсткі сталеві| |скоби, що дозволяє вимірювати радіальний і аксіальне зазори між двома | |полумуфтами. До діаметрально протилежним кулачкам зірочок обох валів | |привертываются інші скоби, також що дозволяє перевіряти радіальний і | |осьової зазори. | |Заміри проводяться за одночасного поворачивании обох роторів на 90, 180, 270 і| |360°, т. е. щоразу повертаючи ротори на 90° стосовно попередньому | |становищу, поки що не пройдено повний оборот. При кожному з цих положень, із | |допомогою щупа замеряются аксиальные і радіальні зазори; виміри при повороті на | |360° мають співпадати з величинами, отриманими при нульовому становищі роторів; | |ці виміри є контрольними. Пластини щупа слід підбирати те щоб | |щільно стиснутими пластинами відчувалося дотик до інших як муфти, і вимірювальної | |скоби. За відсутності можливості, через конструктивних особливостей | |безпосередньо заміряти нижні радіальний і аксіальна зазори; ці зазори | |визначаються розрахунковим шляхом, як різницю між сумою бічних проміжків і | |відповідним верхнім зазором. При правильному становищі роторів все радіальні | |і аксиальные виміри проміжків по скобах полумуфт, вироблених у холодному стані| |турбіни щупом чи індикатором з точністю до 0,01 мм, за одночасного | |повертывании роторів у будь-яку довільну становище на однаковий кут, би мало бути | |однаковими чи у разі расцентровка роторів турбін на 3000 об./хв не | |повинна перевищувати: для жорстких муфт 0,03— 0,04 мм, для напівжорстких і пружинних | |муфт 0,05—0,06 мм для кулачковых муфт 0,08 мм. Заміри, вироблені при | |центровке, прийнято нотувати у формуляр. При аналізі результатів вимірів, | |вирощених холодному стані турбіни, необхідно враховувати ті зміни у | |становищі роторів, яких зазнає процесі роботи турбоагрегата; становище | |лінії роторів гарячої турбіни істотно відрізняється від становища їх у | |холодному стані. | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Ці зміни викликаються: | |1) всплыванием опорних шийок ротора на олійною плівці, образующейся під час | |досягнення в вкладишах підшипників. Спливання викликає різний підйом на олійною| |плівці при відмінності у діаметрах соединяемых валів; у своїй усунення | |ротора у вертикальної, а й у горизонтальній площині: вліво при | |обертанні ротора по годинниковий стрілкою і вправо — проти годинниковий стрілки. Розмір | |такого усунення, які мають враховуватися особливо в центровке по расточкам | |кінцевих ущільнень, збільшується: при зменшенні удільної навантаження на вкладки,| |зі збільшенням окружної швидкості, у разі підвищення в’язкості олії, при зниженні | |температури олії виході з підшипників; їх кількість сягає 0,1 — 0,3 мм | |залежно від форми розточення вкладиша і може бути оцінена відповідним | |розрахунком; | |2) тепловими деформаціями корпусу турбіни і нерівномірним тепловим розширенням | |фундаменту турбіни і корпусів підшипників унаслідок їх неоднакових температур | |нагріву під час роботи турбоагрегата. Особливо на центровке позначається | |нерівномірність прогріву фундаменту, оскільки внаслідок великих розмірів | |фундаменту і майже однакових коефіцієнтів лінійного розширення у залізобетону і| |стали навіть невеликі температурні різниці по фундаменту призводять до помітному | |зміни центровки. За даними однієї з досліджень при прогріві фундаменту | |конкретної турбінної установки був замерен підйом фундаментной плити під переднім| |стільцем підшипника майже па 1,5 мм, тоді, як під збудником підйому майже| |виявлено було; усталеним температури фундамент досяг через 19 днів | |роботи турбоагрегата, у своїй різницю температурах зазначених двох крайніх | |точках фундаменту досягала 45° З. | |Мушу також враховуватися високий різний нагрівання корпусів підшипників, жорстко| |поєднаних з циліндром турбіни, унаслідок чого вкладки підшипників | |переміщаються за вертикаллю на різну висоту. Поправки на вертикальне | |температурное розширення корпусів підшипників можуть визначити за такою формулою | |[pic] | |Для чавунних корпусів підшипників розмір вертикального лінійного | |розширення ([pic]) при різниці температур ([pic]) в 100° З можна прийняти в | |1,04 мм на 1 м висоти (H); | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |3) впливом вакууму в конденсаторі, що викликає опускання вихлопних | |патрубків циліндра низький тиск і корпусів крайніх підшипників, відлитих з | |ними впродовж одного ціле, і навіть впливом ваги води, заполняющей конденсатор, коли він | |жорстко пов’язані з вихлопними патрубками ЦНД. Поправка на опускання вихлопної частини | |ЦНД може бути оцінена «Безпосередніми вимірами шляхом закріплення скоби | |з індикатором згори на полумуфте генератора, у своїй ніжка індикатора повинна | |стосуватися полумуфты ЦНД; виміру виробляються при повністю складеному | |турбоагрегате (полумуфты роз'єднані) у двох станах: при холодної | |турбоустановке і за вакуумі після пуску эжекторов без подачі пара на | |лабиринтовые ущільнення. З цих двох вимірів шляхом перерахунку на | |нормальний вакуум можна визначити поправку на центровку при робочому вакуумі | |турбіни. | |Ці практичні обставини, викликають зміни у центровке за переходу до | |робочим умовам, повинні враховуватися по заводським даним, за даними монтажних | |формулярів і підставі спеціальних досліджень турбоагрегата. Отримані | |поправки і величини усунення кожному за підшипника складаються алгебраїчно; | |у своїй не враховуються лише поправки, розмір яких вбирається у 0,03−0,04 | |мм. За всіх умовах має встановлюватися в холодному стані тільки така | |расцентровка, що діє в сприятливу інший бік і при робочих умовах | |зводиться нанівець. | |Необхідність визначати зазначені поправки при кожному капітальний ремонт повинна| |бути виключена записом в формулярі агрегату правильного становища роторів в | |холодному стані з урахуванням цих поправок. | |Отже, якщо врахувати зазначені міркування щодо переходу до робітників | |умовам, різниця у осьових і радіальних зазорах, замеренных при центровке, | |перевищує допустимі величини, необхідно виправити становище валів, оскільки це | |свідчить про ненормальність становища торцевих поверхонь полумуфт (злам осей)| |і розбіжність центрів полумуфт. | |Выправление становища валів виробляється шляхом переміщення вкладишів і корпусів | |відповідних підшипників як і вертикальної, і у горизонтальній площині;| |причому у зв’язку з, що переміщення вкладишів і корпусів підшипників для | |зміни розташування осей роторів викликають зміни проміжків в лабиринтовых | |ущільненнях, ці переміщення не можуть вироблятися лише самих обмежених | |межах, визначених припустимими змінами проміжків в ущільненнях. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |При виявленні расцентровки, як змінювати підкладки у підшипників чи | |виробляти їх пересувку зміни становища роторів, необхідно по | |результатам центровки зробити підрахунки необхідних подкладок і пересувок з | |тим, щоб уникнути помилок, і зайвих операцій та цим прискорити дуже | |трудомістку роботу з перевірці й виправленню центровки. | |При центровке турбоагрегата, має кілька роторів, не можна вирішувати питання | |виправлення центровки по вимірам, виробленим в одній муфті; цього потрібно | |мати дані про центровке всіх муфт агрегату і з розташуванню всіх роторів в | |расточках ущільнень. | |Ці дані й оприлюднювати отримані величини вимірів вистачає визначення необхідних | |переміщень підшипників в вертикальної і горизонтальній площинах. Опорний | |підшипник центрируется в расточке корпусу на чотирьох опорних подушках; ці | |подушки привертываются до вкладці підшипника гвинтами. Зовнішня поверхню | |подушок обточена концентрично з расточкой вкладиша. Правильна радіальна | |установка вкладишів досягається добором змінних прокладок, які закладаються під | |подушки. | |Підйом вкладиша в вертикальної площині виробляється шляхом подкладывания | |прокладки з калиброванной листової сталі відповідної товщини під нижню | |опорну подушку вкладиша за одночасного зменшенні ж на таку ж величину | |товщини прокладки під верхньої опорною подушкою. Так само для переміщення | |вкладиша горизонтальної площині слід вийняти з одного боку вкладиша | |з-під опорною подушки прокладку відповідної товщини і перекласти її під | |опорну подушку з іншого боку вкладиша. | |При установці прокладок треба враховувати кут розташування бічних подушок але в | |вкладці. Приміром, якщо ротор треба підняти за висотою на величину Бо | |необхідно під нижню подушку покласти прокладку завтовшки Проте й зменшити на | |товщину, А прокладку під верхньої подушкою підшипника; ще, під кожну | |нижню бічну подушку необхідно покласти прокладку завтовшки А[pic], Так само| |за необхідності переміщення ротора горизонтальної площині на величину Б | |треба під одну бічну подушку покласти підкладку завтовшки Б[pic], а під інший | |бічний подушкою зменшити товщину підкладки на Б [pic]. | |За необхідності одночасного переміщення ротора в вертикальної і | |горизонтальній площинах зміна товщини прокладок визначається алгебраїчній| |сумою толщин, отриманих розрахунком вимірів. | |Переконавшись у правильності виробленої центровки по муфтам у тому, що буває після | |установки необхідних прокладок центровка по расточкам також у межах | |допусків, опорні подушки після їх зняття та товщини прокладок повинні | |бути щільно пригнані до расточке корпусу підшипника | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Опорний підшипник турбіни | | | | | | | | | | | | | | | |. | |1 (корпус .підшипника; 2 (вкладка; 3 (кришка підшипника; | |4, 5, 6 і аналогічних сім (опорні подушки вкладиша; 8 (тонкі сталеві, прокладки, | |регулюючі становище вкладиша; [pic] (кут розташування бічних | |опорних подушок. | |Рис 17.2 | | | |Під опорними подушками слід мати, одну-дві прокладки, оскільки набір з | |значної частини тонких прокладок важко піддається щільною пригонке. Прокладки | |повинні встановлюватися цілісні з калиброванной стали, а чи не з латуні, оскільки | |останні мнуться (раздавливаются) під час роботи під впливом вібрацій роторів, | |унаслідок чого порушується центровка турбіни. Так само не дозволяється | |установка прокладок під всю опорну поверхню подушки вкладиша, а тим паче | |(застосування клинових прокладок. | |При вкладишах підшипників, які мають опорних подушок, переміщення ротора при | |центровке можна виготовити шляхом переміщення корпусу (стільця) підшипника в | |тому випадку, коли цей корпус жорстко закріплено на фундаменті. У вертикальної | |площині це переміщення виробляється шляхом зміни товщини прокладок між | |підставою корпуси та плитою фундаменту; горизонтальної площині переміщення | |корпусу виробляється після ослаблення болтів, крепящих корпус підшипника до плити | |фундаменту, і виїмки контрольних шпильок. Величина усунення корпусу контролюється| |індикаторами. Після переміщення і кріплення корпусу до фундаментной плиті болтами | |виробляється перевірка центровки; і при отриманні задовільних результатів | |виробляється розгортання отворів під контрольні шпильки, виготовлення і | |установка нових контрольних шпильок за новими діаметрам отворів. | |У корпусів підшипників, що ковзають при теплових расширениях по фундаментной рамі,| |невеличке переміщення роторів за відсутності у вкладишів опорних подушок | |виробляється шабровкой баббита вкладишів підшипників не більше допуску проміжків; | |значні переміщення у випадках можуть виготовлятися тільки після | |перезаливки і будівництва нової розточення вкладишів у відповідність до потрібну передвижкой | |ротора. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

| | |Після установки під корпусами підшипників або в вкладишів всіх прокладок, | |необхідні поліпшення центровки роторів, обов’язково проведення повторної | |контрольної центровки, результати якому мають бути занесені в формуляр. | |При ремонтах турбін слід центровку по муфтам двічі: одного разу після | |розтину турбіни, а вдруге (безпосередньо при складанні і остаточному закритті| |турбіни. | |Перевірка центровки по муфтам між роторами ЦНД і генератора, вироблена після | |закриття обтягивания болтів розняття ЦНД, дозволяє врахувати впливом геть центровку | |ваги кришки ЦНД і обтягивания її болтів. | |Після закінчення центровки по муфтам необхідно зробити перевірку становища роторів по| |рівню. Рівень попри всі замірах може бути так встановлено посередині шийки ротора, | |щоб поперечна ампула рівня показувала суворо горизонтальне становище, т. е. | |нуль; після цього слід відлік нахилу ротора в подовжньому | |напрямі. | | | |Перевірка становища ротора за рівнем «Геологорозвідка». | | | | | | | | | | | |Рис. 17.3 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст | | | | | | | | | |з| |N |Подп |Дат| | | |м | |документа| |а | | | | | | | | | |Газове господарство | | | |Схема газорегуляторного пункту | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Регулятор тиску газу. | |Фільтр. | |Запобіжний запірний клапан. (ПЗК) | |Запобіжний сбросной клапан. (ПСК) | |Запірні засувки з електроприводом. | |Дроссельные шайби. | |Регулюючий клапан. | |Газова магістраль. | | | |Рис. 6.3 | | | |Газорегуляторный пункт (ГРП) — це одноповерховий будинок, виконане з вогнетривкої | |матеріалу, закрите на ключ. | |Газ в ГРП постачається з магістрального газопроводу. Тиск в газопроводі 12−13 | |атм. (високе тиск) чи 5−6 атм. (середнє тиск). | |Для надійної роботи казана на газі тиск перед пальниками має бути 1,2−1,5 атм.| |Для дросселирования газу та споруджується ГРП. | |У приміщенні ГРП потік газу поділяється на нитки (4−5 ниток, у тому числі одна | |резервна). В кожній нитці, крім регулятора, стоїть фільтр, ПЗК і ПСК. Фільтр | |очищає газ від пилу. ПЗК спрацьовує, і виключає нитку, якщо тиск газу за | |регулятором піднімається на 25% від робітника. ПСК спрацьовує, і скидає газ | |атмосферу, якщо тиск газу за регулятором короткочасно піднімається на 10% від | |робочого | |Якщо магістральному газопроводі тиск падає до 3 атм., то регулятор | |дросселировать неспроможна. Усі нитки відключаються і переходять на ручне регулювання | |на байпасные нитки. | | | | | | | |Схема газопроводи до казана. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Запірна засувка з електроприводом на вході у котельну. | |Дві запірні засувки з електроприводом на введення до котла. | |Фланцевое з'єднання для установки заглушки. | |Клапан-отсечка. | |5 і 5а. Регулюючий і растопочный клапан. | |6. Дві запірні засувки з електроприводом на введення в пальники. | |Продувочные трубопроводи («свічки»). | |Трубопровід безпеки. | |Рис. 6.4 | | | |На введення до котла встановлено 2 запірних засувки з електроприводом, а з-поміж них | |продувочная свіча. Далі фланцевое з'єднання для установки заглушки. Заглушка | |ставиться перед ремонтом. | |Передбачено лінія подачі стиснутого повітря від компресорної, для продувки | |газопроводу. Передбачено відвід до запальникам горілок. Растопочные пальники | |забезпечуються запальниками з фотоелементами (захисні устрою), якщо свіча | |запальника не загорілася, то, на пульт подається звуковий і світловий сигнал, | |який забороняє розпалювати пальники. | |итп). | | | | | | | | | |Далі встановлено клапан-отсечка. Цей клапан миттєво припиняє подачу газу | |казан у разі аварії (розриви екранних труб, пожежа в РВП, повітря до горілкам не | |надходить, | |Далі встановлено регулюючий клапан, який управляється електронним регулятором | |процесу горіння. Паралельно зі ним встановлено растопочный клапан. | |На введення у кожну горілку встановлюються дві запірні засувки з електроприводом, | |а з-поміж них свіча безпеки. | |Після зупинки казана трубопроводи продувают стиснутим повітрям видалення газу, до | |того часу, поки зміст метану нічого очікувати менше, або одно 0,1%. Перед пуском | |газоход теж продувают, до того часу, поки зміст кисню стане менше 1%. | |"Свічки" безпеки під час роботи казана закриті, а крани опломбовані. Під час | |ремонту «свічки» безпеки відкриті. | |Газопровід прокладається під ухилом, позаяк у частині накопичується | |конденсат, який періодично видаляється. | | | | | |6. ВИБІР СХЕМИ ПАЛИВНОГО ГОСПОДАРСТВА НА ОСНОВНОМУ ПАЛИВІ ТА ЙОГО ОПИС. | | | |6.1 Схема мазутного господарства. | | | | | | | |До іншим казанам. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Серед інших котлів | | | | | | | |Цистерна з мазутом | |Зливальне пристрій | |Фільтр грубої очищення | |Прийомний резервуар з підігрівом | |Перекачивающий насос | |Основний резервуар | |7,8 та19. Лінії рециркуляції | |Насос першому місці | |Зворотний затвор | |Паровий підігрів мазуту | |Фільтр тонкого очищення | |Насос другого ступеня | |Запірні засувки | |Регулятор витрати | |Витратовимірювач | |Засувка перед горілкою | |Форсунка | | | |Рис. 6.1 | | | |Мазут надходить на ГРЕС в цистернах по залізниці. Цистерни встановлюються на| |розвантажувальну естакаду. Через верхні люки мазут прогрівається пором з відборів до | |температури 700−800С. Через нижні люки підігрітий мазут зливається в жолоби, | |які працюють у межрельсовом просторі. За цією жолобам мазут самопливом стікає | |в підземну проміжну ємність. З неї перекачується в баки-хранилища. | | | | | |Баки-хранилища — це залізобетонні ємності, облицьовані всередині легованої | |сталлю на 50 тис. м3. На ГРЕС стоять 3 бака, у яких поміститися щонайменше ніж | |двотижневий запас мазуту. Баки обладнані датчиками температури рівня. З баків| |мазут відкачують в мазуто-насосную. | |Мазуто-насосная (це одноповерховий будинок огнестойкого матеріалу, що складається з | |двох приміщень: щодо одного (насоси, фільтри і арматура, й інші пульт управління. | |Насоси першого підйому розвивають натиск 5,5 — 6 атм. Встановлюють щонайменше трьох | |насосів, 2 — у роботі, третій — в резерві. | |Напір насосів першого підйому витрачається подолання гідравлічних | |опорів в подогревателе, в фільтрі тонкого очищення, в з'єднувальних | |трубопроводах, а створення підпора насосам другого підйому. | |У подогревателях мазут підігрівається від температури 1200С до температури 1600С | |пором з турбіни. Підігрівники перебувають у вулиці. | |Насоси другого підйому розвивають натиск 35 — 40 атм., який витрачається | |чинення тиску перед форсунками і подолання гідравлічних опорів в | |трубопроводах. Встановлено теж менше трьох насосів. | |Щоб мазут, перекачиваемый з насосної до котельні, не вклякав, | |мазутопровод прокладають з паровим супутником (див. рис. 6.2). | | | | | | | | | | | | | | | | | |Пара Мазут | | | | | | | |Рис. 6.2 | | | |Мазутопровод заземляют зі зняттям статичного електрики. | |У мазутном господарстві передбачені три лінії рециркуляції: | |Після насосів першого підйому — для перемішування мазуту на баках. | |Після подогревателей — для підігріву мазуту на баках. | |Працюючи на газі мазут з котельної повертається у баки до створення «гарячого | |резерву». |.

| | |11. АВТОМАТИЧНІ СИСТЕМИ ЗАХИСТУ ТУРБИНЫ. | | | |Захист від підвищення частоти обертання ротора. | | | |Частота обертання валу турбіни повинна підтримуватися поблизу постійного значення з| |високої точністю підтримки частоти мережі. Це завдання виконує спеціальна | |система регулювання. Збільшення частоти обертання на 10% понад припустимою через | |відмови системи регулювання чи з інших причин викликає спрацьовування | |автомата безпеки, впливає на миттєве закриття стопорного клапана | |перед турбіною і припинення подачі пара в проточну частина. | | | |Захист від зсуву ротора. | | | |Обертався ротор має деяку свободу подовжнього переміщення щодо | |статора. Кількісна значення цієї переміщення дуже мало (до (1,2 мм для | |різних типів турбін) і рибопродукції обмежується затятим подшипником турбогенератора. | |Але через зносу робочих поверхонь чи перевищення розрахункового зусилля може | |статися поздовжнє усунення ротора, що перевищує дозволене значення. Якщо за | |цьому прийняти відповідних заходів (частковий чи повний скидання навантаження, або | |громовідвід турбіни), то надмірний зрушення ротора викликає ушкодження кінцевих | |ущільнень чи лопаточного апарату турбіни. Сучасні турбогенератори | |оснащуються спеціальним захисним пристроєм, яке впливає на громовідвід турбіни | |за надмірної осьовому зсуві ротора. | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | | | | | | |Реле осьового зсуву ротора турбіни. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Кольцевой виступ на валу ротора. | |Ш-образный трансформатор. | |Джерело змінного струму. | |Ректифікатор. | | | |Рис.111 | | | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Ліст| | | | | | | | | |из|Лис|N |Подп |Дат| | | |м |т |документа| |а | | |.

———————————;

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

КП.1005.495.ПЗ.

Лист.

Дата.

Подпись.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

СМ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

[pic].

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подпись.

Дата.

Лист.

КП.1005.495.ПЗ.

[pic].

[pic].

[pic].

[pic].

[pic].

[pic].

[pic].

[pic].