Рефераты | Рефераты по технологии | Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800 | страница реферата 1 | Большая Энциклопедия Рефератов от А до Я
Большая Энциклопедия Рефератов от А до Я
  • Рефераты, курсовые, шпаргалки, сочинения, изложения
  • Дипломы, диссертации, решебники, рассказы, тезисы
  • Конспекты, отчеты, доклады, контрольные работы


    • Рефераты | Рефераты по технологии | Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800


    Рефераты | Рефераты по технологии | Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800

    Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800




    Категория реферата: Рефераты по технологии
    Теги реферата: реферат обслуживание, курсовая работа по управлению
    Добавил(а) на сайт: Sijan.



    1  2  3  4  5  6  7 |



    "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


    Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: оформление доклада титульный лист, сочинение описание, шпори скачать бесплатно.



    1  2  3  4  5  6  7 |




    Поделитесь этой записью или добавьте в закладки

       

    Категории:



    Разделы сайта




    •