Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800
Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800
| |
| |
|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 |
|[pic]=23,5Мпа |
|[pic]=540(С |
|1.1.2 Давление пара после промперегрева |
|[pic]=3,34Мпа |
|[pic]=540(С |
|1.1.3 Конечное давление пара |
|[pic]=0,0034МПа |
|1.1.4 Температура питательной воды |
|[pic]=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 |
|[pic]=2650 т/ч |
| |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|1.2 ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ |
| |
|Паропроизводительность котельной установки определяется по максимальному расходу|
|пара через турбину с учётом запаса и собственных нужд. |
| |
|[pic] |
|где: [pic] ( максимальный расход пара через турбину |
|[pic]=2650 [Т/ч] |
|[pic] ( собственные нужды |
|[pic]=0,03 |
|[pic] ( запас |
|[pic]=0,02 |
|[pic][Т/ч] |
|Выбираем котёл типа Пп-2650-255ГМ. |
|Технические характеристики котла. |
|Паропроизводительность [pic]=2650 [Т/ч] |
|Давление перегретого пара Pпп=25МПа |
|Давление промежуточного перегрева P=3,62МПа |
|Температура перегретого пара tпп=545 [pic]C |
|Расход пара через вторичный пароперегреватель [pic] |
|[pic] [Т/ч] |
|Температура питательной воды tпв=274[pic]C |
|Энтальпия пара [pic]=3324 [кДж/кг] |
|Энтальпия питательной воды [pic]=1148,06 [кДж/кг] |
|Энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель [pic]=2928[кДж/кг] |
|Энтальпия пара на выходе из вторичного пароперегревателя |
|[pic]=3544[кДж/кг] |
| |
| |
|Для данной ГРЭС выбираем четыре котла Пп-2650-255ГМ, по одному на каждый блок. |
| |
| |
| | | |. | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ |
| |
|ГРЭС установлена в городе Кировске. Основное топливо ГРЭС – газ. Резервное – |
|мазут. Электрическая мощность [pic]=3200 МВт. Тепловая нагрузка ГРЭС [pic]=1900 |
|ГДж/ч. |
|На ГРЭС установлено четыре турбины типа К-800-240. начальные параметры пара ГРЭС|
|[pic]=23,5 Мпа; [pic]=540(С. Параметры пара после промперегрева: [pic]=3,34Мпа;|
|[pic]=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 [pic]=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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ДРЕНАЖЕЙ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ПОСЛЕ ПВД И |
|ПНД |
| |
|Принять потери давления в трубопроводе отборного пара [pic]=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 |
|[pic]=0,34(10-2 МПа; [pic] кДж/кг; |
|[pic]=26(С |
|Температура основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; соответственно: |
|[pic]=60(С; [pic]=102(С; [pic]=128(С; [pic]=155(С; |
|Энтальпия основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 соответственно: |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] 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: |
|[pic]=199(С; [pic]=243(С; [pic]=274(С |
|Энтальпия питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно: |
|[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 РАСЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ |
| |
| |
|[pic][pic] [[pic]] |
|где: |
|[pic]удельный объем воды кг/м3; |
|[pic]давление питательной воды на входе и выходе из насоса [МПа]; |
|[pic]КПД насоса; |
|С - теплоемкость воды [кДж/кг]; |
|[pic][pic] |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|2.3 РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ |
| |
|Схема сетевой установки |
| |
| |
|[pic] , [pic] кДж/кг |
|В т/с |
|ПСП |
|РВО=1,08МПа |
| |
|[pic]кДж/кг |
| |
| |
|[pic] [pic] кДж/кг |
| |
|ОСП |
|РНО=0,16МПа |
| |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] кДж/кг |
|В конденсатор |
| |
| |
| |
|Из т/с [pic] |
|Рис 2.1 |
| |
|Расход сетевой воды |
|[pic] [т/ч] |
| |
|Где: |
|[pic] - количество тепла из отбора |
|С - теплоемкость воды [кДж/кг]; |
|[pic] [pic] [т/ч] |
| |
|[pic] (С |
| |
|[pic][pic](С |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|2.3.1 Расход пара на пиковый сетевой подогреватель. |
| |
|Расход пара на пиковый сетевой подогреватель, подключенный к четвертому отбору |
|при покрытии ПСП 50%. |
| |
|[pic] [ГДж/ч] |
|Где: |
|[pic] - количество тепла на пиковый сетевой подогреватель. |
|[pic] - количество тепла на блок. |
|[pic] ГДж/ч; |
|[pic] [т/ч] |
|[pic] [pic]=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. |
|[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 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ |
| |
|Процесс расширения пара разбиваем на три отсека: |
|( отсек: от начального давления пара до промежуточного |
|перегрева. |
|(( отсек: от промежуточного перегрева до верхнего отопительного отбора. |
|((( отсек: от верхнего отопительного отбора до конечного давления. |
|Значения [pic] по отсекам: |
|[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 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА |
| |
|Расход свежего пара на турбину принимаем за единицу Д0=1, остальные потоки пара |
|и воды выражаются в долях от Д0 |
| |
|Расход питательной воды Дпв=Д0+Дут |
|Разделив это выражение на Д0, получим (пв=1+(ут, |
|где: (ут=Дут/Д0=0,01 – величина утечек |
|(пв=1+0,01=1,01 |
| |
|Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса. |
| |
|[pic]; |
| |
|где: [pic] кДж/кг; |
|[pic] и [pic] - давление на выходе и входе питательного насоса |
|соответственно |
|[pic]=0,0011м[pic]/кг – среднее значение удельного объёма |
|питательной воды |
|[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 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ |
| |
| |
|Схема включения |
|подогревателей высокого давления |
| |
| |
| |
| |
|[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 |
|В смеситель |
|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 Расход пара на ПВД-8 |
|[pic] |
| |
|[pic] |
| |
|[pic][pic]=0,081Д |
| |
|2.7.2 Расход пара на ПВД-7 |
| |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] |
| |
|[pic][pic]=[pic] |
| |
| |
|2.7.3 Расход 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 РАСЧЕТ СМЕСИТЕЛЯ |
|Схема включения смесителя |
| |
| |
|Д1+Д2 Д5 |
|[pic] кДж/кг ПНД-4 |
|ДК2 |
| |
|ПВД-6 [pic] кДж/кг |
|Д3 |
|ДТП |
| |
|[pic] кДж/кг |
| |
| |
| |
|[pic] кДж/кг |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|В конденсатор |
| |
|Рис 2.4 |
| |
|Энтальпия питательной воды за питательным насосом |
|[pic] |
|Повышение энтальпии воды в питательном насосе |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] кДж/кг |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Расход основного конденсата за ПНД-4 |
| |
|[pic] |
|тогда |
|[pic] |
| |
|[pic] кДж/кг |
|[pic] кДж/кг – энтальпия питательной воды за питательным насосом. |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ |
|Схема включения подогревателей низкого давления |
| |
|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 Расход 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 Расход пара на ПНД-3 |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] |
| |
|2.9.3 Расход пара на ПНД-2 |
| |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
| |
|2.9.4 Расход 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 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ |
| |
|2.10.1 Подсчет коэф. недовыработки мощности паром отборов. |
| |
|Коэф. первого отбора на ПВД-8 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. второго отбора на ПВД-7 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. третьего отбора на ПВД-6 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. четвертого отбора на ПСП |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. пятого отбора на ПНД-4 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. шестого отбора на ПНД-3 и ОСП |
| |
|[pic] |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Коэф. седьмого отбора на ПНД-2 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. восьмого отбора на ПНД-1 |
| |
|[pic] |
| |
|Коэф. недовыработки мощности паром, идущим на турбопривод |
| |
|[pic] |
| |
|2.10.2 Расход свежего пара на турбину. |
| |
|[pic] [pic] |
| |
|Сумма произведений долей расхода пара в отборы на коэф. недовыработки мощности |
|этими отборами |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] кг/с |
| |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|2.10.3 Определение расходов пара в отборы. |
| |
|На: ПВД-8 [pic] |
|[pic][pic] |
|ПВД-7 [pic] |
|[pic][pic] |
|ПВД-6 [pic] |
|[pic][pic] |
|Турбопривод питательного насоса |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|ПСП [pic] |
|ПНД-4 [pic] |
|[pic][pic] |
|ОСП [pic] |
|ПНД-3 [pic] |
|[pic][pic] |
|ПНД-2 [pic] |
|[pic][pic] |
|ПНД-1 [pic] |
|[pic][pic] |
|Конденсационный поток 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 ПРОВЕРКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ ПО БАЛАНСУ МОЩНОСТЕЙ |
| |
|Мощность потоков пара в турбине: |
|первого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|второго отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|третьего отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|четвертого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|пятого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|шестого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|седьмого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|восьмого отбора |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|мощность потоков пара турбопривода |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|мощность конденсационного потока |
|[pic] |
|[pic][pic] |
|сумма мощностей потоков пара в турбине |
|[pic] [pic] |
|[pic] |
|мощность на зажимах генератора |
|[pic] |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ |
| |
|[pic] |
| |
|[pic] [pic] |
| |
|Погрешность расчетов не превышает допустимую величину |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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[pic]] |
|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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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. |
|[pic] |
|Где: |
|[pic] - расход пара на турбину |
|[pic]=2650 т/ч |
|[pic] - суммарный расход пара на регенеративные отборы |
|[pic]=1005т/ч |
|[pic]=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 [[pic]] |
|Напор H=95 [м] |
|Допустимый кавитационный запас 2,5м |
|Частота вращения n=1000 [оборотов/мин.] |
|Мощность N=342 [кВт] |
|КПД насоса [pic]=76% |
|Характеристики конденсатного насоса второй ступени |
|Подача V=1000 [[pic]] |
|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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|3.2.2 Выбор питательных насосов |
| |
|В соответствии с НТП питательные насосы на блоках СКД выбираются по подаче |
|питательной воды и давлению. |
|[pic] |
|Где: |
|[pic] - максимальный расход пара через котёл. |
|[pic]=2650 т/ч |
|( - собственные нужды, (=1,02 |
|( - запас, (=1,03 |
|[pic] - удельный объём питательной воды, [pic]=1,1 |
|[pic]=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[[pic]] |
|Напор Н=350 [м] |
|Частота вращения n=4700 [об./мин.] |
|КПД насоса [pic]=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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 [pic]=475 ГДж/ч |
|Расход сетевой воды через подогреватель одной установки равен: |
|Дсв=[pic] |
|Дсв=[pic][pic]= 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: |
|[pic] [т/ч] |
|[pic] т/ч |
|Расчётный расход сетевой воды на ГВС: |
|[pic][т/ч] |
|[pic]=16,5(500/4,19=1968 т/ч |
|Расчётный расход сетевой воды на ГРЭС: |
|[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 | | |
| |
|В соответствии с НТП на блок устанавливаются два сетевых насоса |
|[pic]=396,7 т/ч – необходимая подача насоса. По подаче выбираем насос СЭ-500-70 |
|Характеристика сетевого насоса |
|Подача [pic]=500 [т/ч] |
|Напор Н=70 [м] |
|Допустимый кавитационный запас 10 м |
|Частота вращения n=3000 об./мин. |
|Мощность N=120 кВт |
|КПД [pic]=82% |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Напор циркуляционного 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 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.=(Wк+Wг.о.+Wм.о.+Wподш. |
|Где: |
|(Wк – расход технической воды на котёл (Wк=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 [pic] |
|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 [pic]=80% |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 |
|[pic]=35,13 [[pic]] |
|Объём воздуха и продуктов сгорания [pic] при 0 (С и 0,1 МПа |
|[pic]=9,32 |
|VRO2=0,98 |
|[pic][pic]=7,39 |
|[pic][pic]=2,1 |
|Принимаем температуру горячего воздуха tгв=300 (С |
|Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель [pic]=30 (С |
|Температура уходящих газов [pic]=120 (С |
|Расход топлива |
|B=[pic] |
|Где: |
|[pic] - полезноиспользованное тепло |
|[pic]=Д([pic])+Двтор.([pic]) [кг/ч] |
|Двтор – расход перегретого пара через вторичный пароперегреватель |
|Двтор=0,9Д |
|[pic] - энтальпия пара |
|[pic] - энтальпия питательной воды |
|[pic] - энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель |
|[pic] - энтальпия пара во вторичный пароперегреватель |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|[pic]=2650(3324-1148,06)+2385(3544-2988)=7092301 МДж/ч |
|Располагаемое тепло топлива [pic][[pic]] |
|[pic]([pic] [pic]=35,13 |
|КПД котла брутто [pic]=100%-(q |
|Где: |
|(q-сумма всех потерь |
|q6=0% |
|q5=0,5% |
|q4=0,5% |
|q5=0% |
|q2=[pic] |
|[pic] - энтальпия уходящих газов |
|[pic]=[pic] [кДж/[pic]] |
|[pic]=[pic] |
|[pic]=[pic]=1791кДж/[pic] |
|[pic]=2985 кДж/[pic] по табл. п.4.2 или п.4.3 (2) |
|[pic]=[pic] |
|[pic]=[pic]=1489,8 кДж/[pic] |
|[pic] - коэффициент избытка воздуха в газоход |
|[pic]=1,7 |
|[pic]=1791+1489,8(1,7-1)=2791,2 кДж/[pic] |
|[pic] - энтальпия холодного воздуха |
|[pic]=[pic]tхв |
|tхв – энтальпия холодного воздуха, 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 |
|Расход резервного топлива: |
|Врез.=[pic] |
|[pic]([pic] - располагаемое тепло резервного топлива [pic]=39,73 [[pic]] |
|КПД котла брутто при работе на резервном топливе принимается по согласованию с |
|руководителем [pic]=90%. |
|Врез.=[pic] т/ч |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 |
|[pic] |
|м/с |
|[1] |
|табл. 8.6 |
|50 |
| |
|Плотность |
|[pic] |
|кг/[pic] |
|[5] |
|76,6 |
| |
|Материал |
|( |
|( |
|[1] |
|табл. 8.1. |
|15Х1М1Ф |
| |
|Допускаемое напряжение |
|( |
|кг/[pic] |
|[1] |
|табл. 3.5.4 |
|760 |
| |
|Коэффициент сварки |
| |
|( |
|принимаем бесшовные |
|1 |
| |
|поправка |
|с |
|м |
|[1] |
|2 |
| |
| |
|dвн=[pic] [м] |
|dвн=[pic] |
|S=[pic][мм] |
|S=[pic] |
|dн=dвн+2S [м] |
|dн=349+2(70,5=490,84мм |
|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. 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+(+()= |
|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 |
|[pic] |
|М/с |
|[1] |
|табл. 8.6 |
|5 |
| |
|Плотность |
|[pic] |
|кг/[pic] |
|[5] |
|[pic]=[pic]=813 |
| |
|Материал |
|( |
|( |
|[1] |
|табл. 8.1. |
|Ст 16ГС |
| |
|Допускаемое напряжение |
|( |
|кг/[pic] |
|[1] |
|табл. 3.5.4 |
|1370 |
| |
|Коэффициент сварки |
| |
|( |
|принимаем бесшовные |
|1 |
| |
|поправка |
|с |
|М |
|[1] |
|5 |
| |
| |
|dвн=[pic] [м] |
|dвн=[pic] [м] |
|S=[pic][мм] |
|S=[pic][мм] |
|dн=dвн+2S [м] |
|dн=343+2(55=453,5мм |
|dн(S=465(56 |
|dу=350мм |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 [pic] [[pic]] |
|- расчётный приведённый напор [pic] [мм.в.ст.] [кгс/мм[pic]] |
|Подача дымососа: |
|[pic]=[pic] [[pic]] |
|Где: |
|[pic] - коэффициент запаса [pic]=1,1 |
|[pic] - расход дымовых газов перед машиной |
|[pic]=[pic]=[pic]([pic]+[pic][pic])([pic][[pic]] |
|[pic] - расчётный расход топлива |
|[pic]=В([pic] [[pic]] |
|[pic]=216617([pic]=215533,9 [pic] |
|[pic] - объём газов перед дымососом |
|[pic]=[pic] [[pic]] |
|[pic]=[pic] |
|[pic] [2] |
|[pic]=2,1+7,39+0,98=10,47 |
|[pic] - теоретический объём воздуха [pic]=[[pic]] |
|[pic]= 9,32 [pic] [2] |
|[pic] - коэффициент избытка воздуха в 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 котле |
|[pic]=0,5 так как установлен регенеративный воздухоподогреватель |
|[pic] - температура уходящих газов |
|[pic]=120(С |
|[pic]=[pic]=215533,9 (17,09+0,5(9,32)([pic]=6748460,9 [[pic]] |
|[pic] - барометрическое давление |
|[pic]=760 мм.рт.ст. |
|z – количество машин z=2 |
|[pic]=[pic]=3711653,4 [pic] |
|Расчётный приведённый напор дымососа |
|[pic]=[pic] [мм.вод.ст.] |
|Где: |
|[pic] - коэффициент приведения расчётного давления машин к условиям, при которых|
|построена рабочая 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 – абсолютная температура дымовых газов перед машиной |
|Т=[pic]+273=393(С |
|[pic] - абсолютная температура воздуха при которой снята характеристика машины. |
|[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 напор машины |
|[pic]=[pic]([pic] [мм.вод.ст.] |
|[pic] - коэффициент запаса, [pic]=1,2 (т.е. 20%) |
|[pic] - аэродинамическое сопротивление тракта. [pic]=300 мм.вод.ст. |
|[pic]=1,2(300=360 мм.вод.ст |
|[pic]=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: |
|[pic]=[pic] [[pic]] |
|Где: |
|[pic]=[pic]=[pic]([pic] [[pic]] |
|[pic] - коэффициент избытка воздуха в топке, отношение теоретического объёма |
|воздуха к находящемуся в топке. |
|[pic]=1,1 (для газомазутных котлов) |
|[pic] - присосы в топке, [pic]=0,05 (котёл не газоплотный) |
|[pic] - присосы в СПП, [pic]=0 |
|[pic] - присосы в воздухоподогревателе, [pic]=0,2 |
|[pic] - температура холодного воздуха [pic]=30(С |
|V=215533,9(9,32(11,+0,05+0,2)([pic]=3009852,72 [pic] |
|[pic]=[pic] [[pic]] |
|Расчётный приведённый напор 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 подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем вентилятор |
|ВДОД-31,5 (две штуки). Частота вращения – n=585 об/мин. |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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=[pic] [M] |
|Где: |
|[pic] - коэффициент, зависящий от конструкции трубы. Для одноствольных труб |
|[pic]=1. |
|А – коэффициент, зависящий от географического положения ТЭС [4] |
|F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. [pic]=1 |
|m – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья. |
|Wопт.=40м/с (скорость выбросов дымовых газов), тогда m=0,85. |
|[pic] - секундный расход дымовых газов [[pic]]. |
|[pic] [[pic]]. |
|[pic] - объём дымовых газов перед дымососом. |
|[pic] - количество котлов на трубу. [pic]=2 |
|[pic] [pic] |
|[pic] - разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого|
|жаркого месяца в полдень |
|[pic]=[pic] |
|[pic] - температура самого жаркого месяца в полдень [4] |
|[pic]=120-24,2=95,8 (С |
|n – коэффициент, зависящий от параметра [pic] |
|[pic] |
|h – предварительно принятая высота трубы [4] |
|h=250м |
|[pic] ; n=2 |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|N – количество дымовых труб. |
|В соответствии с НТП N=2 |
|[pic]=0,5 [pic] |
|[pic]=0,085 [pic] |
|[pic] |
|[pic] - секундный расход топлива. |
|[pic] [[pic]] |
|[pic][pic] |
|[pic] - доля серы, улавливаемая в газоходе [4] |
|[pic]=0,02 |
|[pic] - доля серы, остающейся в золоуловителе. В соответствии с НТП установлен |
|сухой золоуловитель, [pic]=0. |
|[pic] - рабочая сернистость топлива. |
|[pic] |
|[pic] |
|[pic] - [4] |
|[pic]=0,8 |
|К=[pic] , где Д – паропроизводительность одного котла [т/ч] |
|К=[pic] |
|[pic]=39,73 [МДж/кг] - теплота сгорания (см. выше) |
|[pic] - коэффициент, зависящий от конструкции горелок. Горелки установлены |
|вихревые - [pic]=1 |
|[pic] |
|h=[pic] [M] |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Полученная высота трубы округляется по рис. 3 [3] |
|h=250м |
|Диаметр устья: |
|[pic] [м] |
|Где: |
|[pic]; N; W – смотри выше. |
|[pic] м |
|В соответствии с рекомендациями [3] выбирается труба: |
|H=250м |
|Ду=10,4 м |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ |
| |
|Схема химической очистки воды |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|Осветлитель |
|Бак осветлённой воды |
|Осветлительный бак |
|Н – катионитный фильтр первой ступени |
|Анионитный фильтр первой ступени |
|Н – катионитный фильтр второй ступени |
|Декарбонизатор |
|Анионитный фильтр второй ступени |
|Фильтр смешанного действия |
|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 [pic], 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[pic], Мg[pic], Na[pic] на ионы водорода. Затем вода поступает на |
|анионитный фильтр, здесь происходит замещение ионов [pic], [pic], [pic] на ионы |
|[pic]после этого вода поступает на Н-катионитный фильтр второй ступени. В нём |
|улавливаются ионы [pic][pic], которые проскочили через Н-катионитный фильтр |
|первой ступени. После этого вода становится кислой, в ней присутствуют [pic], |
|который при взаимодействии с [pic] образуют углекислый газ. Для её удаления |
|предусмотрен декарбонизатор. После декарбонизатора вода поступает на анионитный |
|фильтр второй ступени. |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Этот фильтр сильно действующий, в нём происходит замещение остав-шихся ионов |
|[pic][pic] [pic] [pic] на ионы [pic]. В качестве третьей ступени используется |
|фильтр смешанного действия ([pic]) 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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|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. |
| | | | | | |
| | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| |
|м |т |документа| |а | |
| |
|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 |
| | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| |
|м |т |документа| |а | |
| |
|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 |
| | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| |
|м |т |документа| |а | |
| |
|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 |
| | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| |
|м |т |документа| |а | |
| |
|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.=[pic] [МВт·ч] |
|Где: |
|[pic] - количество установленных блоков [pic]=4 |
|[pic] - число часов работы блока в течении года [pic]=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=(хх(nбл(Тр+((Wв [т.у.т.] |
| | | | | | |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Где: |
|(хх – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока |
|(хх=19,7[т/ч] |
| |
|( - средний относительный прирост расхода условного топлива |
|(=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: |
|[pic] [т.т/год] |
|Где: |
|[pic] - удельная теплота сгорания натурального топлива [[pic]] |
|[pic]=35130[[pic]] |
|[pic]=1385670,4 ([pic]=11570130,9 [т.т/год] |
| |
|16.4 Удельный расход условного топлива |
| |
|[pic] |
|Где: |
|[pic] - годовой расход условного топлива котлами [т.у.т./год] |
|Wотп. – годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции [МВт·ч] |
|[pic] [г.у.т./кВт·ч] |
| | | | | | |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|13. СХЕМА И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ КОМПОНОВКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ГЛАВНОМ КОРПУСЕ|
|ТЭС. |
| |
|Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и |
|строительных конструкций. |
|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. |
| |
|Основные требования к компоновке. |
| |
|Надежность |
|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|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|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|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|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|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Правильной центровкой роторов по муфтам является центровка, при которой в рабочих|
|условиях торцевые плоскости подлежащих соединению муфт между собой будут |
|параллельны и концентричны, благодаря чему оси роторов в вертикальной и |
|горизонтальной плоскостях совпадают, а уклоны по уровню смежных с муфтами шеек |
|роторов одинаковы. При этих условиях линия статического изгиба последовательно |
|соединяемых роторов будет представлять плавную непрерывную кривую. |
|Для обеспечения такой центровки оси расточки всех цилиндров и подшипников в |
|вертикальной плоскости, включая ось статора генератора, должны располагаться так,|
|чтобы в рабочих условиях они находились на естественной упругой линии, |
|соответствующей статическому прогибу составного вала; такое положение достигается|
|при монтаже установкой цилиндров и корпусов подшипников на фундаментных рамах с |
|соответствующим уклоном; величина уклонов зависит не только от стрел прогиба |
|роторов, но и от базы центровки, относительно которой ведется сборка |
|турбоагрегата. Базой центровки обычно является или горизонтально расположенный |
|ЦНД или корпус подшипника ЦНД со стороны генератора; при этом естественно крайние|
|подшипники турбоагрегата (первый у турбины и последний у генератора) |
|устанавливаются выше, чем промежуточные. |
|Для трехцилиндровых турбин центровка производится с «симметричным» положением |
|ротора низкого давления, когда базой центровки является горизонтально |
|расположенный ЦНД, или с горизонтальным положением шейки ротора ЦНД со стороны |
|генератора, когда базой центровки является корпус подшипника ЦНД со стороны |
|генератора. |
|Центровка должна обязательно производиться при полностью остывших роторах и |
|цилиндрах турбины, при собранных упорных подшипниках и разъединенных роторах, |
|когда каждый из них может вращаться независимо один от другого. Проверка при |
|горячем состоянии приведет к искажению полученных результатов, так как за время |
|разборки крышки муфты и в процессе замеров горячие роторы горячие роторы получают|
|упругий прогиб. |
|Разница в аксиальных зазорах, замеренных на противоположных сторонах полумуфт, |
|показывает непараллельность торцов муфт и, следовательно, наклон оси одного вала|
|по отношению к другому (величину излома). Разница в радиальных зазорах показывает|
|величину смещения осей роторов в вертикальной и горизонтальной плоскостях, при |
|которой окружности полумуфт не концентричны, а следовательно, ось одного вала не |
|является продолжением оси другого вала. |
| |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 |Лис|
| | | | | | |т |
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Такая установка скоб для центровки двух валов А и В, соединенных кулачковой |
|муфтой, приведена на рис. 17.1 - в. Для удобства центровки роторов с кулачковыми |
|муфтами со звездочек обеих центрируемых роторов обычно снимаются полумуфты |
|(коронки), хотя эти и некоторые другие подвижные муфты позволяют производить |
|центровку, не разъединяя их. На кулачки звездочек привертываются жесткие стальные|
|скобы, дающие возможность измерять радиальный и аксиальный зазоры между двумя |
|полумуфтами. К диаметрально противоположным кулачкам звездочек обоих валов |
|привертываются другие скобы, также дающие возможность проверять радиальный и |
|осевой зазоры. |
|Замеры проводятся при одновременном поворачивании обоих роторов на 90, 180, 270 и|
|360°, т. е. каждый раз поворачивая роторы на 90° по отношению к предыдущему |
|положению, пока не будет пройден полный оборот. При каждом из этих положений с |
|помощью щупа замеряются аксиальные и радиальные зазоры; замеры при повороте на |
|360° должны совпадать с величинами, полученными при нулевом положении роторов; |
|эти замеры являются контрольными. Пластины щупа следует подбирать так, чтобы |
|плотно сжатыми пластинами чувствовалось касание как муфты, так и измерительной |
|скобы. При отсутствии возможности, из-за конструктивных особенностей |
|непосредственно замерять нижние радиальный и аксиальный зазоры; эти зазоры |
|определяются расчетным путем, как разность между суммой боковых зазоров и |
|соответствующим верхним зазором. При правильном положении роторов все радиальные |
|и аксиальные замеры зазоров по скобам полумуфт, производимые в холодном состоянии|
|турбины щупом или индикатором с точностью до 0,01 мм, при одновременном |
|повертывании роторов в любое положение на одинаковый угол, должны быть |
|одинаковыми или во всяком случае расцентровка роторов турбин на 3000 об/мин не |
|должна превышать: для жестких муфт 0,03— 0,04 мм, для полужестких и пружинных |
|муфт 0,05—0,06 мм и для кулачковых муфт 0,08 мм. Замеры, производимые при |
|центровке, принято записывать в формуляр. При анализе результатов измерений, |
|произведенных в холодном состоянии турбины, необходимо учитывать те изменения в |
|положении роторов, которые произойдут в процессе работы турбоагрегата; положение |
|линии роторов горячей турбины значительно отличается от положения ее в |
|холодном состоянии. |
| |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|Эти изменения вызываются: |
|1) всплыванием опорных шеек ротора на масляной пленке, образующейся во время |
|работы во вкладышах подшипников. Всплывание вызывает различный подъем на масляной|
|пленке при разнице в диаметрах соединяемых валов; при этом происходит смещение |
|ротора не только в вертикальной, но и в горизонтальной плоскости: влево при |
|вращении ротора по часовой стрелке и вправо — против часовой стрелки. Величина |
|такого смещения, которое должно учитываться особенно при центровке по расточкам |
|концевых уплотнений, увеличивается: при уменьшении удельной нагрузки на вкладыши,|
|при увеличении окружной скорости, при повышении вязкости масла, при понижении |
|температуры масла на выходе из подшипников; эта величина доходит до 0,1 — 0,3 мм |
|в зависимости от формы расточки вкладыша и может быть определена соответствующим |
|расчетом; |
|2) тепловыми деформациями корпуса турбины и неравномерным тепловым расширением |
|фундамента турбины и корпусов подшипников вследствие их неодинаковых температур |
|нагрева при работе турбоагрегата. Особенно на центровке сказывается |
|неравномерность прогрева фундамента, так как вследствие больших размеров |
|фундамента и почти одинаковых коэффициентов линейного расширения у железобетона и|
|стали даже небольшие температурные разности по фундаменту приводят к заметному |
|изменению центровки. По данным одного из исследований при прогреве фундамента |
|конкретной турбинной установки был замерен подъем фундаментной плиты под передним|
|стулом подшипника почти па 1,5 мм, в то время, как под возбудителем подъема почти|
|не было обнаружено; установившейся температуры фундамент достиг через 19 дней |
|работы турбоагрегата, при этом разность температур в указанных двух крайних |
|точках фундамента достигала 45° С. |
|Должен также учитываться высокий неодинаковый нагрев корпусов подшипников, жестко|
|соединенных с цилиндром турбины, вследствие чего вкладыши подшипников |
|перемещаются по вертикали на разную высоту. Поправки на вертикальное |
|температурное расширение корпусов подшипников могут быть определены по формуле |
|[pic] |
|Для чугунных корпусов подшипников величина их вертикального линейного |
|расширения ([pic]) при разности температур ([pic]) в 100° С может быть принята в |
|1,04 мм на 1 м высоты (H); |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|3) влиянием вакуума в конденсаторе, которое вызывает опускание выхлопных |
|патрубков цилиндра низкого давления и корпусов крайних подшипников, отлитых с |
|ними за одно целое, а также влиянием веса воды, заполняющей конденсатор, если он |
|жестко связан с выхлопными патрубками ЦНД. Поправка на опускание выхлопной части |
|ЦНД может быть определена 'Непосредственными измерениями путем закрепления скобы |
|с индикатором сверху на полумуфте генератора, при этом ножка индикатора должна |
|касаться полумуфты ЦНД; измерения производятся при полностью собранном |
|турбоагрегате (полумуфты разъединены) в двух состояниях: при холодной |
|турбоустановке и при вакууме после пуска эжекторов без подачи пара на |
|лабиринтовые уплотнения. На основании этих двух измерений путем пересчета на |
|нормальный вакуум можно определить поправку на центровку при рабочем вакууме |
|турбины. |
|Эти практические обстоятельства, вызывающие изменения в центровке при переходе к |
|рабочим условиям, должны учитываться по заводским данным, по данным монтажных |
|формуляров и на основании специальных исследований турбоагрегата. Полученные |
|поправки и величины смещения для каждого подшипника складываются алгебраически; |
|при этом не учитываются только поправки, величина которых не превышает 0,03-0,04 |
|мм. При всех условиях должна устанавливаться в холодном состоянии только такая |
|расцентровка, которая действует в благоприятную сторону и при рабочих условиях |
|сводится к нулю. |
|Необходимость определять указанные поправки при каждом капитальном ремонте должна|
|быть исключена записью в формуляре агрегата правильного положения роторов в |
|холодном состоянии с учетом этих поправок. |
|Таким образом, если учитывать указанные соображения по переходу к рабочим |
|условиям, разница в осевых и радиальных зазорах, замеренных при центровке, |
|превышает допустимые величины, необходимо выправить положение валов, так как это |
|указывает на ненормальность положения торцевых поверхностей полумуфт (излом осей)|
|и на несовпадение центров полумуфт. |
|Выправление положения валов производится путем перемещения вкладышей и корпусов |
|соответствующих подшипников как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскости;|
|при этом в связи с тем, что перемещения вкладышей и корпусов подшипников для |
|изменения положения осей роторов вызывают изменения зазоров в лабиринтовых |
|уплотнениях, эти перемещения могут производиться лишь в самых ограниченных |
|пределах, определяемых допустимыми изменениями зазоров в уплотнениях. |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|При обнаружении расцентровки, прежде чем менять подкладки у подшипников или |
|производить их передвижку для изменения положения роторов, необходимо по |
|результатам центровки произвести подсчеты требующихся подкладок и передвижек с |
|тем, чтобы избежать ошибок и излишних операций и тем самым ускорить очень |
|трудоемкую работу по проверке и исправлению центровки. |
|При центровке турбоагрегата, имеющего несколько роторов, нельзя решать вопрос |
|исправления центровки по замерам, произведенным на одной муфте; для этого нужно |
|иметь данные по центровке всех муфт агрегата и по расположению всех роторов в |
|расточках уплотнений. |
|Эти данные и полученные величины замеров достаточны для определения необходимых |
|перемещений подшипников в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Опорный |
|подшипник центрируется в расточке корпуса на четырех опорных подушках; эти |
|подушки привертываются к вкладышу подшипника винтами. Наружная поверхность |
|подушек обточена концентрично с расточкой вкладыша. Правильная радиальная |
|установка вкладышей достигается подбором сменных прокладок, закладываемых под |
|подушки. |
|Подъем вкладыша в вертикальной плоскости производится путем подкладывания |
|прокладки из калиброванной листовой стали соответствующей толщины под нижнюю |
|опорную подушку вкладыша при одновременном уменьшении на такую же величину |
|толщины прокладки под верхней опорной подушкой. Точно также для перемещения |
|вкладыша в горизонтальной плоскости следует вынуть с одной стороны вкладыша |
|из-под опорной подушки прокладку соответствующей толщины и переложить ее под |
|опорную подушку с другой стороны вкладыша. |
|При установке прокладок следует учитывать угол расположения боковых подушек а на |
|вкладыше. Так, например, если ротор надо поднять по высоте на величину А, то |
|необходимо под нижнюю подушку положить прокладку толщиной А и уменьшить на |
|толщину А прокладку под верхней подушкой подшипника; кроме того, под каждую |
|нижнюю боковую подушку необходимо положить прокладку толщиной А[pic], Точно также|
|при необходимости перемещения ротора в горизонтальной плоскости на величину Б |
|надо под одну боковую подушку положить подкладку толщиной Б[pic], а под другой |
|боковой подушкой уменьшить толщину подкладки на Б [pic]. |
|При необходимости одновременного перемещения ротора в вертикальной и |
|горизонтальной плоскостях изменение толщины прокладок определяется алгебраической|
|суммой толщин, полученных расчетом измерений. |
|Убедившись в правильности произведенной центровки по муфтам и в том, что после |
|установки необходимых прокладок центровка по расточкам также будет в пределах |
|допусков, опорные подушки после их снятия и изменения толщины прокладок должны |
|быть плотно пригнаны к расточке корпуса подшипника |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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; [pic] ( угол расположения 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|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
|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 ротора по уровню «Геологоразведка». |
| |
| |
| |
| |
| |
|Рис. 17.3 |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист |
| | | | | | | |
|из| |N |Подп |Дат| | |
|м | |документа| |а | | |
| |
| |
| |
|Газовое хозяйство |
| |
|Схема газорегуляторного пункта |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|Регулятор давления газа. |
|Фильтр. |
|Предохранительный запорный клапан. (ПЗК) |
|Предохранительный сбросной клапан. (ПСК) |
|Запорные задвижки с электроприводом. |
|Дроссельные шайбы. |
|Регулирующий клапан. |
|Газовая магистраль. |
| |
|Рис. 6.3 |
| |
|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. |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|Запорная задвижка с электроприводом на входе в котельную. |
|Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в котел. |
|Фланцевое соединение для установки заглушки. |
|Клапан-отсечка. |
|5 и 5а. Регулирующий и растопочный клапан. |
|6. Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в горелки. |
|Продувочные трубопроводы («свечи»). |
|Трубопровод безопасности. |
|Рис. 6.4 |
| |
|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. |
|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 |
| |
| |
| |
|Цистерна с мазутом |
|Сливное устройство |
|Фильтр грубой очистки |
|Приемный резервуар с подогревом |
|Перекачивающий насос |
|Основной резервуар |
|7,8 и 19. Линии рециркуляции |
|Насос первой ступени |
|Обратный затвор |
|Паровой подогрев мазута |
|Фильтр тонкой очистки |
|Насос второй ступени |
|Запорные задвижки |
|Регулятор расхода |
|Расходомер |
|Задвижка перед горелкой |
|Форсунка |
| |
|Рис. 6.1 |
| |
|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. |
| |
| |
|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. |
|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 |
| |
| |
| |
|Рис. 6.2 |
| |
|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. |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
| |
| |
|Реле осевого сдвига ротора турбины. |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|Кольцевой выступ на валу ротора. |
|Ш-образный трансформатор. |
|Источник переменного тока. |
|Выпрямитель. |
| |
|Рис.111 |
| | | | | |ДП 1005 495 ПЗ |Лист|
| | | | | | | |
|из|Лис|N |Подп |Дат| | |
|м |т |документа| |а | | |
-----------------------
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
КП.1005.495.ПЗ
КП.1005.495.ПЗ
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
8
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
КП.1005.495.ПЗ
СМ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
КП.1005.495.ПЗ
[pic]
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
22
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
КП.1005.495.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
25
КП.1005.495.ПЗ
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic] |
