трусики женские украина

На головну

 Проект ТЕЦ на 4 турбо К-800 - Технологія

 1 ВИБІР ТИПУ І колличество

 ТУРБІН І ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ

 На дипломне проектування для покриття електричної і теплової навантажень необхідно вибрати турбіну К?800?240. На ГРЕС встановлено чотири турбіни.

 1.1 ОСНОВНІ ПАРАМЕТРИ ТУРБІНИ

 1.1.1 Початкові параметри пари

 = 23,5Мпа

 = 540?С

 1.1.2 Тиск пари після промперегріву

 = 3,34Мпа

 = 540?С

 1.1.3 Кінцевий тиск пара

 = 0,0034МПа

 1.1.4 Температура живильної води

 = 274?С

 1.1.5 Тиск пари в нерегульованих відборах

 P 1 = 6,05МПа

 Р 2 = 3,78МПа

 Р 3 = 1,64МПа

 Р 4 = 1,08МПа

 Р 5 = 0,59МПа

 Р 6 = 0,28МПа

 Р 7 = 0,11МПа

 Р 8 = 0.02Мпа

 1.1.6 Максимальна витрата пари на турбіну

 = 2650 т / год

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 1.2 ВИБІР ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ

 Паропродуктивність котельні установки визначається по максимальному витраті пари через турбіну з урахуванням запасу і власних потреб.

 де: ? максимальна витрата пари через турбіну

 = 2650 [Т / ч]

 ? власні потреби

 = 0,03

 ? запас

 = 0,02

 [Т / ч]

 Вибираємо котел типу Пп-2650-255ГМ.

 Технічні характеристики котла.

 Паропродуктивність = 2650 [Т / ч]

 Тиск перегрітої пари Pпп = 25МПа

 Тиск проміжного перегріву P = 3,62МПа

 Температура перегрітої пари tпп = 545 C

 Витрата пари через вторинний пароперегрівач

 [Т / ч]

 Температура живильної води tпв = 274 C

 Ентальпія пари = 3324 [кДж / кг]

 Ентальпія живильної води = 1148,06 [кДж / кг]

 Ентальпія пари на вході у вторинний пароперегрівач = 2928 [кДж / кг]

 Ентальпія пари на виході з вторинного пароперегрівача

 = 3544 [кДж / кг]

 Для даної ГРЕС вибираємо чотири котла Пп-2650-255ГМ, по одному на кожен блок.

.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2. ОПИС СХЕМИ СТАНЦІЇ

 ГРЕС встановлена ??в місті Кіровську. Основне паливо ГРЕС - газ. Резервне - мазут. Електрична потужність = 3200 МВт. Теплове навантаження ГРЕС = 1900 ГДж / год.

 На ГРЕС встановлено чотири турбіни типу К-800-240. початкові параметри пари ГРЕС = 23,5 Мпа; = 540 ° С. Параметри пари після промперегріву: = 3,34Мпа; = 540 ° С. ГРЕС виконана блокової. Максимальна витрата пара на 1 блок дорівнює 2650 т / год. На кожну турбіну встановлюється котел типу Пп-2650-255ГМ. Кожен турбоагрегат має мережеву установку, що складається з двох мережевих підігрівачів, один з яких основний, а інший піковий. Нагрівання мережної води в мережевій установці виробляється до 150 ° С в зимову пору року. Система ГВП закрита. Регенеративна установка кожного турбоагрегату складається з чотирьох ПНД і трьох ПВД, в яких проводиться нагрів основного робочого тіла до температури живильної води = 274 ° С. Основний конденсат і живильна вода нагріваються в регенеративних подогревателях парою з відборів турбіни. Дренажі ПВД-8 і ПВД-7 каскадно зливаються в змішувач. Дренаж ПВД-6 надходить в ПНД-4. Каскад дренажів ПНД завершується в змішуємо ПНД-2. Пар після проходження проточної частини турбіни надходить в конденсатор. Для кожної турбіни встановлюється конденсатор типу 800 КЦС-2 (3 шт.), Де пара конденсується і конденсатні насосом подається в регенеративну систему.

 Живильний насос встановлений з турбоприводу.

 Турбіна має 8 нерегульованих відборів.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.1 ВИЗНАЧЕННЯ ТЕМПЕРАТУРИ ДРЕНАЖІВ живильної води і конденсату ПІСЛЯ ПВД І ПНД

 Прийняти втрати тиску в трубопроводі добірного пара = 5%;

 Недогрів на ПВД і ПНД-5?С;

 Недогрів у змішувачі-10?С;

 2.1.1 Температура та ентальпія основного конденсату в системі регенеративного підігріву низького тиску.

 Ентальпія конденсату при тиску в конденсаторі

 = 0,34 ? 10-2 МПа; кДж / кг;

 = 26?С

 Температура основного конденсату за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; відповідно:

 = 60?С; = 102?С; = 128?С; = 155?С;

 Ентальпія основного конденсату за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 відповідно:

 кДж / кг

 кДж / кг

 кДж / кг

 кДж / кг

 2.1.2 Температура та ентальпія живильної води в системі регенеративного підігріву високого тиску.

 Температура живильної води за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 відповідно:

 = 199?С; = 243?С; = 274?С

 Ентальпія живильної води за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 відповідно:

 = 834 кДж / кг, = 1018 кДж / кг, = 1148 кДж / кг

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.2 РОЗРАХУНОК ПІДВИЩЕННЯ ТЕМПЕРАТУРИ живильної води в живильних насосів

 []

 де:

 питомий об'єм води кг / м 3;

 тиск живильної води на вході і виході з насоса [МПа];

 ККД насоса;

 С - теплоємність води [кДж / кг];

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.3 РОЗРАХУНОК СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

 Схема мережевої установки

 , КДж / кг

 У т / с

 ПСП

 Р ВО = 1,08МПа

 кДж / кг

 кДж / кг

 ОСП

 Р АЛЕ = 0,16МПа

 кДж / кг

 кДж / кг

 В конденсатор

 З т / с Рис 2.1 Витрата мережної води

 [Т / ч]

 Де:

 - Кількість тепла з відбору

 С - теплоємність води [кДж / кг];

 [Т / ч]

 ? С

 ? С

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.3.1 Витрата пари на піковий мережевий підігрівач.

 Витрата пари на піковий мережевий підігрівач, підключений до четвертого відбору при покритті ПСП 50%.

 [ГДж / год]

 Де:

 - Кількість тепла на піковий мережевий підігрівач.

 - Кількість тепла на блок.

 ГДж / год;

 [Т / ч]

 = 93,8 т / ч = 26 кг / с

 2.3.2 Витрата пари на основний мережевий підігрівач.

 Витрата пари на основний мережевий підігрівач, подклю-ченний до шостого відбору.

;

 ГДж / год;

 кг / c = 96,4 т / ч = 26,8 кг / c

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.4 ПРОЦЕС РОЗШИРЕННЯ пари в турбіну

 Процес розширення пари розбиваємо на три відсіки:

 ? відсік: від початкового тиску пари до проміжного

 перегріву.

 ?? відсік: від проміжного перегріву до верхнього опалювального відбору.

 ??? відсік: від верхнього опалювального відбору до кінцевого тиску.

 Значення по відсіках:

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.5 ПАРАМЕТРИ ПАРА І ВОДИ

 Таблиця 2.1

 Точки

 процесу

 Параметри пари, що гріє

 Параметри конденсату гріючої пари

 Живильна вода і основний конденсат

 тиск

 ентальпія

 Т-ра насичення

 ентальпія

 Температура

 ентальпія

 МПа

 атм.

 , КДж / кг

 ° С

 , КДж / кг

 ° С

 , КДж / кг

0

 23,5

 235

 3324

1

 6,05

 60,5

 3018

 279

 1173

 274

 1148

2

 3,78

 37,8

 2928

 248

 1039

 243

 1018

3

 1,64

 16,4

 3344

 204

 855

 199

 834

 т.п.

 1,64

 16,4

 3344

4

 1,08

 10,8

 3232

 155

 650

 150

 628

5

 0,59

 5,9

 3084

 160

 670

 155

 650

6

 0,28

 2,8

 2932

 133

 557

 128

 536

7

 0,11

 1,1

 2768

 107

 448

 102

 425

8

 0,02

 0,2

 2561

 65

 272

 60

 251

 Pк

 0,0034

 0,034

 2380

 26

 109

 26

 109

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.6 РОЗРАХУНОК турбоприводу живильного насоса

 Витрата свіжої пари на турбіну приймаємо за одиницю Д 0 = 1, інші потоки пари і води виражаються в частках від Д 0

 Витрата живильної води Д пв = Д 0 + Д ут

 Розділивши цей вираз на Д 0, отримаємо ? пв = 1 + ? ут,

 де: ? ут = Д ут / Д 0 = 0,01 - величина витоків

 ? пв = 1 + 0,01 = 1,01

 Частка відбору пари на турбоприводу живильного насоса.

;

 де: кДж / кг;

 і - тиск на виході і вході живильного насоса

 відповідно

 = 0,0011м / кг - середнє значення питомої обсягу

 живильної води

 кДж / кг;

 кДж / кг;

 кДж / кг;

;

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.7 РОЗРАХУНОК підігрівача високого ТИСКУ

 Схема включення

 підігрівачів високого тиску

 кДж / кг

 ° С ПВД-8

 Д 1 кДж / кг

 ° С ° С

 кДж / кг кДж / кг

 ПВД-7

 Д 2 кДж / кг

 ° С ° С

 кДж / кг кДж / кг

 У змішувач

 ПВД-6

 Д 3 кДж / кг

 ° С

 кДж / кг кДж / кг

 ° С

 Рис 2.3

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.7.1 Витрата пари на ПВД-8

 = 0,081Д

 2.7.2 Витрата пари на ПВД-7

=

 2.7.3 Витрата пари на ПВД-6

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.8 РОЗРАХУНОК ЗМІШУВАЧА Схема включення змішувача

 Д 1 + Д 2 Д 5

 кДж / кг ПНД-4

 Д К2

 ПВД-6 кДж / кг

 Д 3

 Д ТП

 кДж / кг

 кДж / кг

 В конденсатор

 Рис 2.4

 Ентальпія живильної води за живильним насосом

 Підвищення ентальпії води в живильному насосі

 кДж / кг

 кДж / кг

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Витрата основного конденсату за ПНД-4

 тоді

 кДж / кг

 кДж / кг - ентальпія живильної води за живильним насосом.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.9 РОЗРАХУНОК ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ низького тиску Схема включення підігрівачів низького тиску

 ПНД-4 ПНД-3 ПНД-2 ПНД-1

 кДж / кг кДж / кг кДж / кг

 Д 5 Д 6 Д 7 Д 8

 кДж / кг кДж / кг кДж / кг кДж / кг

 Дк

 Д0

 кДж / кг кДж / кг кДж / кг

 Дк = 1,02-Д1-Д2 Д3 + Д5 Д3 + Д5 + Д6 Рис 2.5

 2.9.1 Витрата пари на ПНД-4

 = 0,036Д

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.9.2 Витрата пари на ПНД-3

 2.9.3 Витрата пари на ПНД-2

 2.9.4 Витрата пари на ПНД-1

 = -Д8

 Д8 = = 0,039Д

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.10 Визначення витрати пари на турбіну

 2.10.1 Підрахунок коеф. недовиробітку потужності парою відборів.

 Коеф. першого відбору на ПВД-8

 Коеф. другого відбору на ПВД-7

 Коеф. третього відбору на ПВД-6

 Коеф. четвертого відбору на ПСП

 Коеф. п'ятого відбору на ПНД-4

 Коеф. шостого відбору на ПНД-3 і ОСП

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Коеф. сьомого відбору на ПНД-2

 Коеф. восьмого відбору на ПНД-1

 Коеф. недовиробітку потужності парою, що йде на турбоприводу

 2.10.2 Витрата свіжої пари на турбіну.

 Сума добутків часткою витрати пари в відбори на коеф. недовиробітку потужності цими відборами

 кг / с

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Таблиця 2.2

 Результати розрахунків зведені в таблицю 2.2

 відбір

 Витрата пари в частках, Д?

y

 y?Д

 Витрата пари

 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 турбоприводу

 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

 Всього

 303,5

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.10.3 Визначення витрат пари в відбори.

 На: ПВД-8

 ПВД-7

 ПВД-6

 Турбоприводу живильного насоса

 ПСП

 ПНД-4

 ОСП

 ПНД-3

 ПНД-2

 ПНД-1

 Конденсаційний потік пари

 кг / с

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

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.11 ПЕРЕВІРКА ВИЗНАЧЕННЯ ВИТРАТИ пари на турбіну ПО балансу потужності

 Потужність потоків пари в турбіні:

 першого відбору

 другого відбору

 третього відбору

 четвертого відбору

 п'ятого відбору

 шостого відбору

 сьомого відбору

 восьмого відбору

 потужність потоків пари турбоприводу

 потужність конденсаційного потоку

 сума потужностей потоків пари в турбіні

 потужність на затискачах генератора

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 2.12 ВИЗНАЧЕННЯ відносна похибка

 Похибка розрахунків не перевищує допустиму величину

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 3 Вибір допоміжного

 обладнання теплової схеми станції

 3.1 Вибір комплектного обладнання

 3.1.1 Вибір конденсатора:

 К-800КЦС-2 (3 штуки).

 3.1.2 Вибір ежектора:

 ЕВ-4-1100 (3 штуки)

 3.1.3 Вибір маслоохолоджувачів:

 М-540 (3 штуки)

 3.1.4 Вибір підігрівачів схеми регенерації

 За нормами технологічного проектування продуктивність і число підігрівачів визначається кількістю наявних у турбіни для цих цілей відборів пари при цьому кожному відбору пара має відповідати один корпус підігрівача (за винятком деаератора).

 Регенеративні підігрівачі встановлюються без резерву. Підігрівачі поверхневого типу поставляються в комплекті з турбіною.

 Табл.3.1

 Підігрівачі поверхневого типу

 Назва

 Завод

 Площа поверхні теплообміну

 [М]

 Номінальний масова витрата води [кг / с]

 Розрахунковий тепловий потік [МВт]

 Максимальна температура пара ° С

 Гідравлічні-кі опираючись-ня при номінальній витраті води

 ПН-2200-32-7-2

 ТКЗ

 2233

 575,5

 74,2

 230

 12

 ПН-2400-32-7-2

 ТКЗ

 2330

 575,5

 46,5

 310

 10,5

 ПВ-1600-380-17 (2 шт.)

 ТКЗ

 1560

 386,1

 24,4

 441

 24

 ПВ-2100-380-66

 (2 шт.)

 ТКЗ

 2135

 386,1

 48,8

 290

 24

 ПВ-1600-380-66

 (2 шт.)

 ТКЗ

 1650

 386,1

 48,8

 350

 24

.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Табл.3.2

 Підігрівачі змішувального типу

 Назва

 Витрата конденсату [кг / с]

 Температура конденсату на вході ° С

 Температура конденсату на виході ° С

 Робочий тиск

P

 Витрата пари

 [Кг / с]

 Температура пари

 ° 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 Розрахунок і вибір конденсатних і живильних насосів обладнання теплофікаційної установки.

3.2.1 Вибір конденсатних насосів

Відповідно до НТП конденсатний насос вибирається по максимальному витраті пари в конденсатор і відповідному напору.

Де:

- Витрата пари на турбіну

= 2650 т / год

- Сумарний витрата пари на регенеративні відбори

= 1005т / год

= 1,1? (2650-1005) = 1809,5 т / год

У відповідності з рекомендаціями [1] приймаються конденсатні насоси: КсВ-1000-95 (перший підйом)

ЦН-1000-220 (другий підйом)

Характеристики конденсатного насоса першого ступеня

Подача V = 1000 []

Напір H = 95 [м]

Допустимий кавітаційний запас 2,5м

Частота обертання n = 1000 [оборотів / хв.]

Потужність N = 342 [кВт]

ККД насоса = 76%

Характеристики конденсатного насоса другого ступеня

Подача V = 1000 []

Напір H = 220 [м]

Частота обертання n = 2975 [оборотів / хв.]

Приймається три насоса: 2 на роботі і один в резерві (на кожну ступінь).

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 3.2.2 Вибір живильних насосів

 Відповідно до НТП живильні насоси на блоках СКД вибираються по подачі живильної води і тиску.

 Де:

 - Максимальна витрата пари через котел.

 = 2650 т / год

 ? - власні потреби, ? = 1,02

 ? - запас, ? = 1,03

 - Питомий об'єм живильної води, = 1,1

 = 2650? (1 + 1,02 + 1,03) ?1,1 = 2708 т / год

 За рекомендаціями [1] встановлюється ПН-1500-350.Установлено два насосних агрегату, кожен з яких забезпечує 50% -ву навантаження котельного агрегату.

 Живильний насос ПН-1500-350

 Предвключённий насос ПД-1630-180

 Конденсаційний турбоприводу ОК-18ПУ

 Характеристики ПН:

 Подача V = 1500 []

 Напір Н = 350 [м]

 Частота обертання n = 4700 [об. / Хв.]

 ККД насоса = 83%

 У одновальної турбіні потужністю 800 МВт значне техніко-економічне перевагу має конденсаційний турбоприводу замість протитискових.

 Приводная турбіна головного живильного насоса є одночасно і приводом бустерного насоса, підключеного до турбоприводу через редуктор. Потужність кожного турбоприводу при номінальному навантаженні турбіни 15,2 МВт, максимальна частота обертання 4800 об. / Хв.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 3.2.3 Вибір обладнання теплофікаційної установки

 Теплове навантаження 1900 ГДж / год

 На ГВС - 500 ГДж / год

 На опалення - 1400 ГДж / год

 Температурний графік 150/70 ° С. Система ГВП закрита.

 Теплофікації навантаження одного блоку = 475 ГДж / год

 Витрата мережної води через підігрівач однієї установки дорівнює:

 ДСВ =

 ДСВ = = 793 т / год.

 У зв'язку з НТП по витраті мережної води вибираємо ПСВ-90-7-15 (двоходовий по воді).

 Табл.3.3

 Х арактеристик підігрівача мережної води

 ПСП ОСП

 Число ходів по воді 2 лютого

 Тиск пари МПа 0,78 0,25

 Температура пара ° С 169,6 142,9

 Номінальна витрата пара кг / с 8,06 17,5

 Тиск води МПа 1,57 2,35

 Температура води на вході 0 С 110 70

 Температура води на виході 0 С 150130

 Номінальна витрата води кг / с 97,2 222,2

 3.2.4 Вибір мережних насосів

 Розрахунковий витрата мережної води на опалення:

 [Т / ч]

 т / год

 Розрахунковий витрата мережної води на ГВС:

 [Т / ч]

 = 16,5?500 / 4,19 = 1968 т / год

 Розрахунковий витрата мережної води на ГРЕС:

 = + [Т / ч]

 = 596,6 + 196,8 = 793,4т / год

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Відповідно до НТП на блок встановлюються два мережевих насоса

 = 396,7 т / ч - необхідна подача насоса. По подачі вибираємо насос СЕ-500-70

 Характеристика мережевого насоса

 Подача = 500 [т / ч]

 Напір Н = 70 [м]

 Допустимий кавітаційний запас 10 м

 Частота обертання n = 3000 об. / Хв.

 Потужність N = 120 кВт

 ККД = 82%

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 4 Визначення потреби станції

 в технічній воді, вибір циркуляційних насосів

 Система водопостачання приймається прямоточна.

 Принципова схема прямоточного водопостачання

 На гр.

 На ВУ На На На м / о

 ХВО ох.

 підшипн.

 1 - Джерело водопостачання

 2 - Циркуляційні насоси

 3 - Берегова насосна

 4 - Напірні циркуляційні водоводи

 5 - Конденсатор

 6 - Зливні циркуляційні водоводи

 7 - Сифонні колодязі

 8 - Переключательная колодязі

 9 - Зливний канал

 10 - Пропускний канал

 Рис.4.1

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Напір циркуляційного насоса:

 НЦН = Нг + ?Нс1 [м.вод.ст.]

 ?Нс1 = 4?6 м.вод.ст. ?Нс1 = 4м

 Нг = 3?10 м.вод.ст.]

 Нг = Нn ? Нc

 Нc приймаємо до 8,5 м, Нc = 6м

 Нn = 8?12 м, Нn = 12м

 Нг = 12-6 = 6м

 НЦН = 6 + 4 = 10м

 Витрата технічної води

 Wт.в. = ?Wк + Wг.о. + Wм.о. + Wподш.

 Де:

 ?Wк - витрата технічної води на котел ?Wк = 73000т / год

 Wг.о. - Витрата технічної води на охолодження генератора

 Wг.о. = 2920 т / год

 Wм.о. - Витрата води на охолодження масла Wм.о. = 1825т / год

 Wподш. - Витрата води на підшипники Wподш. = 5840т / год

 Wт.в. = 73000 + 2920 + 1825 + 5840 = 83585 т / год

 Відповідно НТП на кожен блок береться 6 циркуляційних насосів. Wт.в / 6 = 13430 т / год

 По витраті технічної води вибираємо насос Оп2-110

 Характеристики насоса:

 Подача 11880?21960

 Напір Н = 9,4?16,2 м

 Допустимий кавітаційний запас 10?11,7 м

 Частота обертання n = 485 об. / Хв.

 Споживана потужність N = 505?897 кВт

 ККД насоса = 80%

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 5 ВИЗНАЧЕННЯ годинної витрати

 ПАЛИВА ЕНЕРГЕТИЧНИХ КОТЛІВ

 Технічні характеристики палива, газопровід

 Саушін - Лог - Волгоград

 Об'ємний склад газу:

 СН4 = 96,1

 С2Н4 = 0,7

 С3Н8 = 0,1

 С4Р10 = 0,1

 С5Н12 і більш важкі - 0

 N2 = 2,8

 CO2 = 0,2

 Теплота згоряння нижча сухого газу

 = 35,13 []

 Об'єм повітря і продуктів згоряння при 0 ° С і 0,1 МПа

 = 9,32

 VRO2 = 0,98

 = 7,39

 = 2,1

 Приймаються температуру гарячого повітря tгв = 300 ° С

 Температура повітря на вході в воздухоподогреватель = 30 ° С

 Температура відхідних газів = 120 ° С

 Витрата палива

 B =

 Де:

 - Полезноіспользованное тепло

 = Д () + Двтор. () [Кг / год]

 Двтор - витрата перегрітої пари через вторинний пароперегрівач

 Двтор = 0,9Д

 - Ентальпія пара

 - Ентальпія живильної води

 - Ентальпія пари на вході у вторинний пароперегрівач

 - Ентальпія пара у вторинний пароперегрівач

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

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

 Располагаемое тепло палива []

 ? = 35,13

 ККД котла брутто = 100% -?q

 Де:

 ?q-сума всіх втрат

 q6 = 0%

 q5 = 0,5%

 q4 = 0,5%

 q5 = 0%

 q2 =

 - Ентальпія відхідних газів

 = [КДж /]

=

 = = 1791кДж /

 = 2985 кДж / по табл. п.4.2 або п.4.3 (2)

=

 = = 1489,8 кДж /

 - Коефіцієнт надлишку повітря в газохід

 = 1,7

 = 1791 + 1489,8 (1,7-1) = 2791,2 кДж /

 - Ентальпія холодного повітря

 = Tхв

 tхв - ентальпія холодного повітря, tхв = 30?С

 = 30 = 372,4 кДж /

 q2 =

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 = 100?0,5?0,5?6,1 = 92,9%

 B = / год

 Витрата резервного палива:

 Вріз. =

 ? - располагаемое тепло резервного палива = 39,73 []

 ККД котла брутто при роботі на резервному паливі приймається за погодженням з керівником = 90%.

 Вріз. = Т / год

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 7 РОЗРАХУНОК ДІАМЕТРІВ, ВИБІР ТИПОРОЗМІРІВ І МАТЕРІАЛУ ГОЛОВНИХ паропроводів і паропроводів проміжного перегріву

 Пар від котла до турбіни підводиться двома паропроводами до двох коробок стопорних клапанів ЦВД турбіни.

 Початкові параметри пари перед турбіною:

 Р0 = 240 атм.

 t0 = 540?С

 Pп.п. = 3,34 МПа

 tп.п. = 540?С

 Табл. 7.1

 Параметри пари перед турбіною

 Найменування

 Позначення

 Розмірність

 Джерело

 інформації

 Чисельне значення

 Витрата пари на

 турбіну (2 нитки)

 Д0

 кг / с

 [1]

 368

 Температура свіжої пари

 t0

 ° С

 [1]

 табл. 5.5

 540

 Тиск свіжої пари

 Р0

 атм.

 [1]

 табл. 5.5

 240

 Швидкість

 м / с

 [1]

 табл. 8.6

 50

 Щільність

 кг /

 [5]

 76,6

 Матеріал ? ?

 [1]

 табл. 8.1.

 15Х1М1Ф

 Допустиме напруження ?

 кг /

 [1]

 табл. 3.5.4

 760

 Коефіцієнт зварювання

?

 приймаємо безшовні

1

 поправка

с

м

 [1]

2

dвн = [м]

dвн =

S = [мм]

S =

dн = dвн + 2S [м]

dн = 349 + 2?70,5 = 490,84мм

dн = 350мм

dн?S = 490?70,5

dу = 350мм

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 8. РОЗРАХУНОК ДІАМЕТРІВ, ВИБІР ТИПОРОЗМІРІВ І МАТЕРІАЛУ ТРУБОПРОВОДОВ живильної води

 Конденсат від турбіни до котла підводиться двома трубопроводами.

 Параметри конденсату перед котлом:

 tпв = 274?С

 Pпв = 350 МПа

 Табл. 8.1

 Параметри живильної води

 Найменування

 Позначення

 Розмірність

 Джерело

 інформації

 Чисельне значення

 Витрата живильної

 води

 ДПВ

 Кг / с

 [1]

 Дк (1 + ? + ?) =

 368 (1 + 0,01 + 0,01)

 = 375,4

 Температура живильної води

 tпв

 ° С

 [1]

 табл. 5.5

 274

 Тиск живильної води

Р

 атм.

 [1]

 табл. 5.5

 350

 Швидкість

 М / с

 [1]

 табл. 8.6

5

 Щільність

 кг /

 [5]

 = = 813

 Матеріал ? ?

 [1]

 табл. 8.1.

 Ст 16ГС

 Допустиме напруження ?

 кг /

 [1]

 табл. 3.5.4

 1370

 Коефіцієнт зварювання

?

 приймаємо безшовні

1

 поправка

с

М

 [1]

5

dвн = [м]

dвн = [м]

S = [мм]

S = [мм]

dн = dвн + 2S [м]

dн = 343 + 2?55 = 453,5мм

dн?S = 465?56

dу = 350мм

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 9 ВИБІР І РОЗРАХУНОК Тягодутьевиє

 УСТАНОВОК І димаря

 9.1 Вибір димососів і вентиляторів

 Згідно НТП на котел паропродуктивністю більше 500т / ч встановлюється два димососа і два вентилятори, кожен вибирається на 50% навантаження.

 Вибирають машину за двома параметрами:

 - Розрахункова подача []

 - Розрахунковий наведений напір [мм.в.ст.] [кгс / мм]

 Подача димососа:

 = []

 Де:

 - Коефіцієнт запасу = 1,1

 - Витрата димових газів перед машиною

 = = (+) ? []

 - Розрахункова витрата палива

 = В? []

 = 216617? = 215533,9

 - Обсяг газів перед димососом

 = []

=

 [2]

 = 2,1 + 7,39 + 0,98 = 10,47

 - Теоретичний об'єм повітря = []

 = 9,32 [2]

 - Коефіцієнт надлишку повітря в газохід

 = 1,7

 = = 17,09 []

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 - Присоси в котлі

 = 0,5 так як встановлений регенеративний воздухоподогреватель

 - Температура газів

 = 120?С

 = = 215533,9 (17,09 + 0,5?9,32) ? = 6748460,9 []

 - Барометричний тиск

 = 760 мм.рт.ст.

 z - кількість машин z = 2

 = = 3711653,4

 Розрахунковий наведений напір димососа

 = [Мм.вод.ст.]

 Де:

 - Коефіцієнт приведення розрахункового тиску машин до умов, при яких побудована робоча характеристика.

 = ? ?

 = ?0,132 []

 параметр [3]

 = ? ()

=

 = = 0,2

 = 0,965

 = 0,965?0,132 = 0,127

 Т - абсолютна температура димових газів перед машиною

 Т = + 273 = 393?С

 - Абсолютна температура повітря при якій знята характеристика машини.

 = 100 + 273 = 373?С

 = ? ? = 1,09

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 - Розрахунковий напір машини

 = ? [мм.вод.ст.]

 - Коефіцієнт запасу, = 1,2 (тобто 20%)

 - Аеродинамічний опір тракту. = 300 мм.вод.ст.

 = 1,2?300 = 360 мм.вод.ст

 = 1,09?360 = 393,84 мм.вод.ст

 По подачі та розрахунковому наведеним напору в довіднику вибираємо димосос ДОД-43 (дві штуки). Частота обертання - n = 370 об / хв.

 Подача вентилятора:

 = []

 Де:

 = = ? []

 - Коефіцієнт надлишку повітря в топці, відношення теоретичного об'єму повітря до що знаходиться в топці.

 = 1,1 (для газомазутних котлів)

 - Присоси в топці, = 0,05 (котел НЕ газощільний)

 - Присоси в СПП, = 0

 - Присоси в воздухоподогревателе, = 0,2

 - Температура холодного повітря = 30?С

 V = 215533,9?9,32 (11, + 0,05 + 0,2) ? = 3009852,72

 = []

 Розрахунковий наведений напір вентилятора

 = [Мм.вод.ст.]

 ?1

 = ? [мм.вод.ст.]

 = 320мм.вод.ст.

 = 1,2?320 = 384 мм.вод.ст.

 = 384?1 = 384 мм.вод.ст.

 По подачі та розрахунковому наведеним напору в довіднику вибираємо вентилятор ВДОД-31,5 (дві штуки). Частота обертання - n = 585 об / хв.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 9.2 Вибір димової труби

 На ТЕС зазвичай встановлюють залізобетонний одностовбурне труби з вентиляційним зазором.

 Згідно НТП встановлюють одну трубу на два котла, димові гази з водогрійних котлів можна скидати в цю ж трубу або для водогрійної котельні будується своя труба.

 Розрахунком підлягають висота і діаметр гирла труби. Висота залежить від обсягу димових газів і від концентрації в них SO2 і NОх.

 Висота труби:

 h = [M]

 Де:

 - Коефіцієнт, що залежить від конструкції труби. Для одностовбурних труб = 1.

 А - коефіцієнт, що залежить від географічного положення ТЕС [4]

 F - коефіцієнт, що враховує швидкість осадження токсичних викидів. = 1

 m - коефіцієнт, що залежить від швидкості викиду димових газів з гирла. Wопт. = 40м / с (швидкість викидів димових газів), тоді m = 0,85.

 - Секундний витрата димових газів [].

 [].

 - Обсяг димових газів перед димососом.

 - Кількість котлів на трубу. = 2

 - Різниця між температурою відхідних газів і середньою температурою самого жаркого місяця опівдні

=

 - Температура самого жаркого місяця опівдні [4]

 = 120-24,2 = 95,8 ° С

 n - коефіцієнт, що залежить від параметра

 h - попередньо прийнята висота труби [4]

 h = 250м

 ; n = 2

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 N - кількість димових труб.

 Відповідно до НТП N = 2

 = 0,5

 = 0,085

 - Секундний витрата палива.

 []

 - Частка сірки, вловлюється в газоході [4]

 = 0,02

 - Частка сірки, що залишається в золоуловлювачів. Відповідно до НТП встановлений сухий золоуловитель, = 0.

 - Робоча сірчистість палива.

 - [4]

 = 0,8

 К =, де Д - паропродуктивність одного котла [т / ч]

 К =

 = 39,73 [МДж / кг] - теплота згоряння (див. Вище)

 - Коефіцієнт, що залежить від конструкції пальників. Пальники встановлені вихрові - = 1

 h = [M]

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Отримана висота труби округлюється за рис. 3 [3]

 h = 250м

 Діаметр гирла:

 [М]

 Де:

 ; N; W - дивися вище.

м

 Відповідно до рекомендацій [3] вибирається труба:

 H = 250м

 Ду = 10,4 м

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 10 СХЕМА ПІДГОТОВКИ додаткової води

 Схема хімічної очистки води

 Освітлювач

 Бак освітленої води

 Освітлювальний бак

 Н - катіонітний фільтр першого ступеня

 Аніонітних фільтр першого ступеня

 Н - катіонітний фільтр другого ступеня

 Декарбонізатор

 Аніонітних фільтр другого ступеня

 Фільтр змішаного дії

 Вихід хімічно очищеної води.

 Рис. 10.1

 Така схема водопідготовки дозволяє отримати хімічно обессоленную воду високої якості, що необхідно для котлів надкритичних параметрів пари.

 Вода надходить в отсейнік-освітлювач, де відбувається процес коагуляції, як коагулянт використовують, для подщелачивания води використовують вапно. Після коагуляції вода надходить в бак, звідки надходить в освітлювальний фільтр. У осветлітельние фільтрі осідають Грубодисперсні домішки. Після цього вода надходить на Н-катіонітний фільтр першого ступеня, де йде обмін іонів Са, Мg, Na на іони водню. Потім вода надходить на аніонітних фільтр, тут відбувається заміщення іонів,, на іони після цього вода надходить на Н-катіонітний фільтр другого ступеня. У ньому уловлюються іони, які проскочили через Н-катіонітний фільтр першого ступеня. Після цього вода стає кислою, в ній присутні, який при взаємодії з утворюють вуглекислий газ. Для її видалення передбачений декарбонізатор. Після декарбонізатора вода надходить на аніонітних фільтр другого ступеня.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Цей фільтр сильно діючий, в ньому відбувається заміщення залишати-шихся іонів на іони. В якості третьої ступені використовується фільтр змішаної дії () фільтр, де уловлюються залишилися іони.

 В результаті такої хімічної обробки вода має солесодержа-ня 0,1 мг.екв / кг і кремнесодержаніе 0,02 мг.екв / кг.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 14. ЗАХОДИ З ОХОРОНИ ПРАЦІ, ТЕХНІКИ БЕЗПЕКИ І ПОЖЕЖНОЇ ПРОФІЛАКТИЦІ ПРИ РЕМОНТІ КОТЛА

 Пристрій і обслуговування котельних установок повинні відповідати "Правилам будови і безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів", затвердженим Держгіртехнаглядом СРСР, "Правил вибухобезпеки установок для приготування і спалювання палива в пилоподібному стані", затвердженим Міненерго СРСР і Міненергомашем СРСР і "Правил вибухобезпеки при використанні мазуту і природного газу в котельних установках ", затвердженим Держгіртехнаглядом СРСР і ЦК профспілки робітників електростанцій і електротехнічної промисловості.

 Запобіжні та вибухові клапани котла (пароводяного тракту, топки і газоходів) повинні мати відводи для видалення пароводяної суміші і вибухових газів при спрацьовуванні клапанів за межі робочого приміщення в місця, безпечні для обслуговуючого персоналу, або повинні бути огороджені відбійними щитами з боку можливого знаходження людей.

 Забороняється заклинювати запобіжні клапани працюючих котлів або збільшувати натиснення на тарілки клапанів шляхом збільшення маси вантажу або яким-небудь іншим способом.

 Вантажі важільних запобіжних клапанів повинні бути застопорені і запломбовані так, щоб виключалася можливість їх самовільного переміщення. До форсунок котла повинен бути забезпечений вільний, зручний доступ для обслуговування і ремонту.

 Щоб уникнути опіків при зворотному ударі полум'я на отворах для установки форсунок повинні бути екрани, а вентилі, що регулюють подачу палива і повітря до форсунок, або їх приводи повинні розташовуватися в стороні від отворів.

 Забороняється під час обходу відкривати люки, лази на котлі.

 Забороняється запалювати паливо в топках при відкритих лазах і баньки. Оглядові лючки для постійного спостереження за факелом повинні бути закриті склом. У котлів, що працюють під наддувом, повинні бути передбачені пристрої, що запобігають розрив стекол. Персонал, що проводить огляд, повинен надягати захисні окуляри.

 Перед розпалюванням котла на ньому повинні бути припинені всі ремонтні роботи і виведений начальником зміни цеху (блоку) весь персонал, який не має відношення до розтопленні.

 На сусідніх котлах повинні бути припинені всі ремонтні роботи, що виконуються поза топок і газоходів на сторонах, звернених до розтоплюємо котла або перебувають у межах прямої видимості від нього (фронтова і задня стіни, стельові перекриття). Роботи на котлі поновлюються за вказівкою чергового персоналу.

 15. ЗАХОДИ З ОХОРОНИ НАВКОЛИШНЬОГО

 СЕРЕДОВИЩА НА ТЕС. Очитков димових газів від сполук сірки.

 Очищення димових газів від сірчистих речовин

 Найбільш гострою проблемою захисту повітряного басейну є зниження викиду діоксиду сірки, щорічне надходження якої в атмосферу при спалюванні органічних палив обчислюється мільйонами тонн.

 Для аналізу впливу виду палива на викид оксид сірки та інших шкідливих домішок дуже важливо знати питома кількість цих викидів на 1 кВт-год відпущеної електроенергії. У табл. 3.1 представлені питомі викиди в г / кВт при надлишку повітря у вихідних газах а ух = 1,4.

 Основний і безперервно зростаючий викид діоксиду сірки дають електростанції на твердому паливі.

 Питомі викиди шкідливих речовин на ТЕС при спалюванні найбільш поширених видів органічного палива, г / кВт · год

 Таблиця 15.1

 Паливо

 Вихід газів при нормальних умовах (м / кВт · год)

 Летюча зола

 Оксиди сірки

 Оксиди азоту

 Березовський вугілля

 4,35

 29

 2,1

 1,8

 Кузнецький вугілля

 4,1

 82

 3,5

5

 Донецький худий вугілля

4

 97

 21,6

 2,8

 Екібастузький вугілля

 4,05

 253

 9,1

 3,2

 Сланці естонські

 5,2

 320

 18,5

 3,4

 Підмосковний буре вугілля

 4,8

 242

 53,5

 2,8

 Мазут (S = 3%)

4

 0,4

 15,9

 3,2

Електростанції, розташовані у великих містах і спалюють сірчистий мазут або містять вугілля, доцільно переводити на спалювання природного газу. Але цей шлях обмежений наявністю необхідної кількості газу.

Якщо ж перехід ТЕС на спалювання газу або малосернистого твердого палива неможливий, то необхідно розглянути очистку димових газів або зв'язування сірки в процесі спалювання, а також попереднє витяг сірки з палива.

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Методи очищення димових газів можуть бути поділені на циклічні (замкнуті), в яких адсорбент (поглинає тверде або рідке речовина) регенерується і повертається в цикл, а вловлює діоксид сірки використовується, і нециклические (розімкнуті), де регенерація адсорбенту та інших речовин не проводиться.

 Крім того, методи сіркоочистки поділяються на сухі і мокрі. Техніко-економічні розрахунки показують, що зі збільшенням вмісту сірки в паливі і відповідно концентрації діоксиду сірки в димових газах збільшується доцільність застосування способів очищення з використанням уловленого діоксиду сірки.

 Враховуючи масштаби виробництва сірки та сірчаної кислоти в СРСР і їх вартість, можна зробити висновок, що застосування циклічних методів сіркоочистки димових газів ТЕС в осяжний період економічно не виправдане (якщо не враховувати екологічний ефект сіркоочистки).

 Для основної частини вугілля: кузнецьких, Екібастузьку, Кансько-Ачинський, нерюнгінскіх, кучекінскіх - характерно вміст діоксиду сірки в димових газах 0,03-0,06% об'ємних, т. Е. Майже на порядок менше, ніж при спалюванні підмосковного вугілля. Для порівняння можна зазначити, що в кольоровій металургії відходять гази, що містять менше 1 - 3% діоксиду сірки, вважаються бідними.

 Слід враховувати також, що циклічні способи очищення представляють собою складне хімічне виробництво і значно дорожче по капіталовкладеннях і експлуатаційних витрат нециклічних варіантів.

 Мокрий вапняковий (вапняний) спосіб. Цей нециклический процес найбільш розроблений і є найпоширенішим на електростанціях США, Японії, ФРН та ін. Він забезпечує очищення газів на 90% від SO2. У нашій країні вапняковий спосіб реалізований на агломераційної фабриці Магнітогорського металургійного комбінату дослідно-промислових установках Сєвєродонецької і Губкінське ТЕЦ.

 Метод заснований на нейтралізації сірчистої кислоти, що виходить в результаті розчинення діоксиду сірки найбільш дешевими лужними реагентами - гидратом оксиду кальцію (вапном) або карбонатом кальцію (вапняком): У результаті цих реакцій виходить сульфит кальцію частково окислюється в сульфат CaSО4. У більшості установок, побудованих в 60-і і 70-і роки, продукти нейтралізації не використовувалися і прямували у відвал. В останні роки цей спосіб удосконалений: сульфит доокіс-ляется до сульфату кальцію і використовується після відповідної термічної обробки в якості будівельного матеріалу (гіпсу).

 При всіх мокрих способах очищення димових газів від оксидів сірки температура газів знижується з 130 до 50 ° С. Підігрів зазвичай здійснюється газоподібним паливом або теплотою неочищених газів. Кількість витрачається палива складає близько 3% палива, що витрачається на котел.

 ДП 1005 495 ПЗ

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Підігрів газів здійснюється для забезпечення розсіювання після виходу їх з димової труби.

 Одним із складних процесів при очищенні димових газів «мокрими» методами є ефективне уловлювання бризок зрошуваних розчину з газів, що викидаються в атмосферу. Краплі суспензії, орошающей скруббер і містить багато зважених часток, осідаючи на поверхні елементів бризгоуловітель, утворюють з плином часу відкладення, що збільшують гідравлічний опір апаратів і вимагають періодичної очистки. При всіх мокрих способах очищення димових газів від оксидів сірки температура газів знижується з 130 до 50 ° С. Підігрів зазвичай здійснюється газоподібним паливом або теплотою неочищених газів. Кількість витрачається палива складає близько 3% палива, що витрачається на котел. Підігрів газів здійснюється для забезпечення розсіювання після виходу їх з димової труби. Одним із складних процесів при очищенні димових газів «мокрими» методами є ефективне уловлювання бризок зрошуваних розчину з газів, що викидаються в атмосферу. Краплі суспензії, орошающей скруббер і містить багато зважених часток, осідаючи на поверхні елементів бризгоуловітель, утворюють з плином часу відкладення, що збільшують гідравлічний опір апаратів і вимагають періодичної очистки.

 В останні роки в ФРН, Японії та інших країнах для боротьби з відкладеннями до реагентів, особливо на базі вапна, застосовують добавки, наприклад невелика кількість карбонової кислоти. Ці добавки дозволяють отримувати не суспензію, а прозорий розчин вапна. В результаті вдається уникнути основний труднощі при експлуатації вапняних Встановлення, що полягає в значних твердих відкладеннях на стінках скруббера.

 Мокро-сухий спосіб. Цей нециклический спосіб знайшов Широке поширення в країнах Західної Європи та США головним чином при спалюванні вугілля з вмістом сірки від 0,5 до 1,5%. В основі методу-поглинання діоксиду сірки Димових газів випаровувальними краплями вапняний розчин. Ефективність сероулавліванія більше 90%.

 Перевагами мокро-сухого способу очищення димових газів від SO2 є: отримання продукту в сухому вигляді, відсутність стічних вод, висока (~ 1) ступінь використання реагенту, помірне аеродинамічний опір системи. Недолік цього способу полягає у відмові від використання дешевого вапняку і застосування високоякісної вапна.

 ДП 1005 495 ПЗ

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Магнезитовий циклічний спосіб найбільш детально вивчений. Спосіб випробуваний на дослідно-промисловій установці Сєвєродонецької ТЕЦ. Будь циклічний спосіб непорівнянний по громіздкість з нециклічними варіантами.

 Сутність цього способу полягає у зв'язуванні діоксиду сірки суспензією оксиду магнію по реакції

 MgO + SO 2 = MgSO 3.

 Сульфит магнію взаємодіє з діоксидом сірки, утворюючи бісульфіт магнію:

 MgS03 + S02 + H 2 0 = Mg (HS0 3) 2.

 Бісульфіт магнію нейтралізується додаванням магнезиту:

 Mg (HSO 3) 2 + MgO = 2MgS03 + H 2 O.

 Утворився сульфит магнію в процесі випалу при температурі 800-900 ° С. піддається термічному розкладанню з утворенням вихідних продуктів з реакції

 MgSO 3 = MgO + SO 2.

 Оксид магнію повертається в процес, а концентрований діоксид сірки може бути перероблений в сірчану кислоту або елементарну сірку.

 Димові гази очищаються від оксидів сірки до концентрації 0,03% в скрубері, а утворився розчин бісульфіта магнію з концентрацією 50-70 г / л надходить в циркуляційний збірник, звідки частина розчину подається в напірний бак і повертається на зрошення скрубера, а інша частина - в нейтралізатор для виділення сульфіту магнію.

 Основними недоліками магнезитового циклічного способу є наявність сірчанокислотного виробництва і численних операцій з твердими речовинами (кристалами сульфіту, золи, оксиду магнію), що пов'язано із зносом устаткування і запиленням.

 Аміачно-циклічний спосіб заснований на оборотної реакції, що протікає між розчиненим сульфитом і бісульфітом амонію і діоксидом сірки, поглиненої з димових газів:

 (NH 4) 2S0 3 + SO2 + H 2 0 ± 2NH4HS0 3.

 При температурі 30-35 ° С. ця реакція протікає зліва направо, а при кип'ятінні розчину - у зворотному напрямку.

 Аміачно-циклічний спосіб дозволяє отримувати зріджений 100% -ний сірчистий ангідрид і сульфат амонію - хімічні продукти, необхідні народному господарству. За цим способом / побудована дослідно-промислова установка на Дорогобужский ГРЕС.

 ДП 1005 495 ПЗ

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Озонний спосіб одночасної очищення димових газів від оксидів сірки та азоту. Всі розглянуті вище способи дозволяють очищати димові гази ТЕС тільки від діоксиду сірки, а також від хлористих і фтористих сполук. Що ж стосується оксидів азоту, присутніх в димових газах на 90-95% у вигляді монооксиду, то вони уловлюються в незначній кількості. Це пояснюється тим, що реакційна здатність оксиду азоту на три порядки менше в порівнянні з реакційною здатністю діоксиду сірки. Озонний спосіб дозволяє виробляти окислення озоном нижчих оксидів азоту і частково сірки з подальшим зв'язуванням аміаком. Цей метод розроблений в СРСР і випробуваний на Молдавської ГРЕС. За кордоном використовується у ФРН і Японії.

 Основні недоліки озонного методу: висока енергоємність виробництва озону, що досягає 6-10% потужності енергоблоку та корозійна агресивність суміші сірчаної та азотної кислот.

 Сухий вапняковий (адитивний) спосіб є найбільш простим і вимагає найменших капіталовкладень.

 Сутність способу полягає в додаванні до палива, що спалюється вапняку або доломіту в кількості, приблизно в 2 рази перевищує стехиометрическое вміст сірки у вихідному паливі.

 У більшості випадків в пальники подавалася суміш вугільного пилу з меленим вапняком. У топці при горінні вугільного пилу вапняк - вуглекислий кальцій - дисоціює на вуглекислоту і оксид кальцію, а останній, рухаючись спільно з продуктами згоряння по газоходам котла, взаємодіє з сірчаним і сірчистим ангідридом, утворюючи сульфіт і сульфат кальцію. Сульфат і сульфіт кальцію разом із золою уловлюються в золоуловлювачах. Вільний оксид кальцію, що міститься в золі палива, також пов'язує оксиди сірки. Основним недоліком цього способу очищення газів є утворення міцних відкладень золи і сульфату кальцію на поверхнях нагріву в області температур 700-1000 ° С.

 Підводячи підсумок розгляду різних, по суті хімічних способів очищення димових газів ТЕС від діоксиду сірки, слід зазначити, що капіталовкладення в нециклические способи очищення складають близько 10-15%, в циклічні - 30-40% вартості енергоблоку.

 Мокрі золоуловлювачі також можуть використовуватися для Уловлювання діоксиду сірки.

 Циклічні методи можуть бути рентабельними при вмісті сірки в паливі понад 3,5-4%. В інших випадках економічно доцільно застосовувати мокрий вапняковий або мокро-сухий вапняний метод. Подальший розвиток і вдосконалення методів очищення димових газів ТЕС від оксидів сірки спрямоване на досягнення безвідходної технології.

 ДП 1005 495 ПЗ

 16. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

 16.1. Енергетичні показники роботи станції

 16.1.1 Річний виробіток електроенергії ГРЕС

 Річне виробництво електроенергії ГРЕС підраховується за формулою:

 Wв = Nу?hу [МВт · год]

 Де:

 Nу - встановлена ??потужність електростанції, Nу = 3200 [МВт]

 Hу - річне число годин використання встановленої потужності задається у вихідних умовах. Hу = 6000 [ч].

 Wв = 3200?6000 = 19200000 [МВт · год]

 16.1.2 Річний витрата електроенергії на власні потреби

 Річна витрата електроенергії на власні потреби визначається на підставі енергетичної характеристики, залежно від потужності і виду палива, що спалюється.

 Wcн. = [МВт · год]

 Де:

 - Кількість встановлених блоків = 4

 - Число годин роботи блоку на протязі року = 8000 год

 Wв - річний виробіток електроенергії [МВт · год]

 WСН. = 6,9?4?8000 + 0,13?19200000 = 2716800 [МВт · год]

 16.1.3 Річний відпуск електроенергії з шин електростанції

 Річний відпуск електроенергії з шин електростанції визначається:

 Wотп. = Wв?Wсн. [МВт · год]

 Де:

 Wв - річний виробіток електроенергії [МВт · год]

 WСН. - Річна витрата електроенергії на власні потреби [МВт · год]

 Wотп. = 19200000?2716800 = 16483200 [МВт · год]

 16.2 Річна витрата умовного палива

 Річна витрата умовного палива енергетичними котлами визначається за паливними характеристикам і розраховується за формулою:

 Ву = ?хх?nбл?Тр + ??Wв [т.у.п.]

 Лист

 вим

 Лист

 N документа

 Подп Дата

 Де:

 ?хх - часовий витрата умовного палива на холостий хід енергоблоку ?хх = 19,7 [т / ч]

 ? - середній відносний приріст витрат умовного палива

 ? = 0,278 [т / МВт · год]

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

 16.3 Річна витрата натурального палива

 Річна витрата натурального палива розраховується за формулою:

 [Т.т / рік]

 Де:

 - Питома теплота згоряння натурального палива []

 = 35130 []

 = 1385670,4 ? = 11570130,9 [т.т / рік]

 16.4 Питома витрата умовного палива

 Де:

 - Річний витрата умовного палива котлами [т.у.п. / рік]

 Wотп. - Річний відпуск електроенергії з шин електростанції [МВт · год]

 [Г.у.т. / кВт · год]

 Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 13. СХЕМА І ОПИС прийнято КОМПОНУВАННЯ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ У головному корпусі ТЕС.

 Компонування - це взаємне розташування в головному корпусі станції устаткування і будівельних конструкцій.

 На сучасних станціях застосовують головним чином закриту компоновку з розміщенням обладнання в котельному, деаераторному, при роботі на вугіллі - бункерній і машинному відділенні. Ці відділення розташовані паралельно, зімкнуто і утворюють єдиний головний корпус.

 Основні вимоги до компонування.

 Надійність

 Безпека

 Зручна експлуатація

 а) можливість ремонту обладнання

 б) зручність монтажу

 в) механізація основних робіт

 Дотримання санітарно-гігієнічних та протипожежних вимог

 Дотримання правил техніки безпеки

 Економічність

 Зручність розширення ТЕС

 Для будівництва головного корпусу використовують залізобетонні та металеві каркаси. Каркас складається з колон, що спираються на фундамент, ригелів і ферм. Фундаменти бувають монолітні або збірні.

 Відстань між осями колонами головного корпусу в поздовжньому напрямку називається кроком. Крок дорівнює від 6 до 12 метрів.

 Відстань між осями колонами головного корпусу в поперечному напрямку називається прольотом. Загальний проліт складається з:

 Однопролітного машинного залу ? 28-54 метри,

 Деаераторного відділення ?7,5-15 метрів,

 Бункерного відділення (при роботі на вугіллі) ? 8-15 метрів,

 Котельного відділення ? 22-46 метрів.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Компонування машинного відділення.

 По відділенню і в районі турбоагрегату встановлюються площадки обслуговування. Відмітка площадки обслуговування становить від 7 до 15,5 метрів. Для обслуговування допоміжного обладнання передбачають проміжні майданчики.

 На 0 позначці машинного залу розміщують:

 Конденсатори.

 Живильні насоси.

 Конденсатні насоси.

 Дренажні насоси.

 Інші насоси.

 Циркуляційні насоси теж встановлюють в конденсатних приміщенні, якщо рівень води в джерелі водопостачання коливається в невеликих межах і не вимагає значно заглиблювати насоси.

 Нижче 0 позначки можливо пристрій підвалу глибиною 3-4 метри, в якому розміщують конденсатні насоси і трубопроводи циркуляційної води.

 Турбіна і електрогенератор встановлюють на власних фундаментах, які не пов'язані з іншими з іншими будівельними конструкціями, щоб вібрації турбоагрегату не передається ім.

 В турбінному відділенні є один або два мостових крана, для монтажу і ремонту. Вантажопідйомність кранів приймається з умов підйому статора турбіни та генератора.

 Габарити турбінного відділення вибирається достатнім для вільної виїмки роторів турбіни та генератора, трубок конденсатора, трубних систем підігрівачів.

 Відмітка низу ферми будівлі машинного залу становить 21-35 метрів від підлоги, щоб вільно підняти кришку ЦНД або підняти ПВД.

 Турбоустановку компонують поздовжньо або поперечно щодо основного машинного відділення.

 При поперечної компонуванні турбіни в порівнянні з поздовжньою скорочується довжина паропроводів від котла до турбіни. Система цих паропроводів симетрична щодо основної турбіни. Конденсатори розташовують під фундаментом турбіни, поперек або уздовж її осі.

 При поздовжньо-розташованому конденсаторі меншу кількість циркуляційних водоводів, що скорочує площа машинного відділення.

 Можливе застосування бічних конденсаторів розміщених по обидві сторони турбіни. Пар в такі конденсатори надходить через патрубки, розташовані під фундаментом турбіни. Бічні конденсатори збільшують площу турбінного відділення, але зменшує позначку обслуговування турбінної установки.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Регенеративні підігрівачі встановлюються на металевому каркасі з боків турбіни.

 Мережеві підігрівачі встановлюються так, щоб було зручно трассіровать теплопроводи.

 В турбінному відділенні з боку постійного і тимчасових торців передбачається ремонтно-монтажні майданчики, куди є залізничний в'їзд. Для ТЕЦ допускається в'їзд залізничного транспорту тільки з боку тимчасового торця.

 Компонування обладнання деаераторного відділення.

 На верхньому поверсі відділення встановлюється деаератори живильної води (21 відмітка). Один поверх зайнятий паропроводами, РОУ і БРОУ. Нижче розташований блочний щит управління (8-12 відмітка) і пристрій РУСН.

 Компонування обладнання котельного відділення.

 Котел розташовується, як правило, фронтом паралельно машинному залу. У котельному відділенні також передбачають залізничний в'їзд.

 Устаткування газоповітряного тракту зазвичай розміщують поза головного корпусу. Відкрита установка вентилятора і димососа застосовується на газомазутних ТЕС у всіх кліматичних районах.

 РВП завжди встановлюється на відкритому повітрі.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 17. Спеціальне завдання.

 Центровка турбіни по муфтам.

 Мета центрування турбоагрегатів ? забезпечення правильного взаємного розташування роторів і збіги геометричних осей роторів з осями своїх підшипників і циліндрів; центровка є однією з необхідних умов спокійної роботи турбоагрегату.

 Неправильна і недбала центровка може викликати в експлуатації ряд ускладнень, а саме: сильну вібрацію турбоагрегату, зачіпання в лабіринтових ущільненнях, неправильну роботу з'єднувальних муфт, знос підшипників, черв'ячної передачі регулятора і т. Д. Неякісна центровка не дає можливості пустити відремонтовану турбіну в експлуатацію та може викликати необхідність її повторного розтину, щоб справити належну центрування з усуненням виявлених дефектів. Вібрація турбоагрегату, викликана неправильною центровкой, в більшості випадків нагадує вібрацію при небалансу роторів. Вона має частоту, відповідну числу оборотів агрегату, і не може бути усунена балансуванням. Центровка ротора по муфтою

 Ротор турбоагрегату, вільно встановлений на підшипники, під дією власної ваги отримує певний статичний прогин; тому його вісь являє собою не пряму, а криву лінію, що може бути перевірено точним рівнем, встановленим на шийках ротора. При горизонтальному положенні ротора, т. Е. При положенні, коли центри шийок ротора знаходяться на одній горизонтальній осі, ухили обох його шийок залежать від стріли прогину ротора; при рівномірному розподілі ваги ротора по довжині ці ухили однакові за величиною і спрямовані в протилежні сторони; неоднаковими ці ухили можуть бути при нерівномірному розподілі ваги по довжині ротора.

 Під час обертання кожен ротор завжди зберігає свій природний статичний вигин незалежно від числа обертів, за винятком періодів переходу через критичне число обертів. Якщо ухили обох шийок кожного ротора однакові за величиною і протилежні за напрямом («симетричне» положення), а осі всіх вкладишів підшипників знаходяться на одній горизонтальній лінії, таку центрування не можна вважати правильною; напівмуфти роторів будуть при цьому не паралельні і неконцентричність одна інший по колу, що викличе неспокійний хід турбіни внаслідок появи в роторах і муфтах додаткових напружень.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Правильної центровкой роторів по муфтам є центровка, при якій в робочих умовах торцеві площини підлягають з'єднанню муфт між собою будуть паралельні і концентричні, завдяки чому осі роторів у вертикальній і горизонтальній площинах збігаються, а ухили за рівнем суміжних з муфтами шийок роторів однакові. За цих умов лінія статичного вигину послідовно з'єднуються роторів представлятиме плавну безперервну криву.

 Для забезпечення такої центрування осі розточки всіх циліндрів і підшипників у вертикальній площині, включаючи вісь статора генератора, повинні розташовуватися так, щоб в робочих умовах вони перебували на природній пружної лінії, відповідної статичному прогину складеного валу; таке положення досягається при монтажі установкою циліндрів і корпусів підшипників на фундаментних рамах з відповідним ухилом; величина ухилів залежить не тільки від стріл прогину роторів, а й від бази центрування, щодо якої ведеться складання турбоагрегату. Базою центрування зазвичай є або горизонтально розташований ЦНД або корпус підшипника ЦНД з боку генератора; при цьому природно крайні підшипники турбоагрегату (перший у турбіни і останній у генератора) встановлюються вище, ніж проміжні.

 Для трьохциліндрових турбін центровка проводиться з «симетричним» положенням ротора низького тиску, коли базою центрування є горизонтально розташований ЦНД, або з горизонтальним положенням шийки ротора ЦНД з боку генератора, коли базою центрування є корпус підшипника ЦНД з боку генератора.

 Центровка повинна обов'язково проводитися при повністю охололи роторах і циліндрах турбіни, при зібраних наполегливих підшипниках і роз'єднаних роторах, коли кожен з них може обертатися незалежно один від іншого. Перевірка при гарячому стані призведе до спотворення отриманих результатів, так як за час розбирання кришки муфти і в процесі замірів гарячі ротори гарячі ротори одержують пружний прогин.

 Різниця в аксіальних зазорах, заміряних на протилежних сторонах полумуфт, показує непаралельність торців муфт і, отже, нахил осі одного вала по відношенню до іншого (величину зламу). Різниця в радіальних зазорах показує величину зміщення осей роторів у вертикальній і горизонтальній площинах, при якій окружності полумуфт НЕ концентричні, а отже, вісь одного вала не є продовженням осі іншого валу.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Перевірка центрування по муфтам проводиться за допомогою спеціальних скоб з вказівними гвинтами, які дозволяють проводити виміри аксіальних і радіальних відхилень осей роторів. Скоби зміцнюються на болтах, ввертають в спеціально передбачені отвори в напівмуфтах; якщо цих отворів немає, їх слід просвердлити і нарізати. Після закінчення центрування і зняття скоб в отвори слід звернути пробки з прорізом під викрутку для збереження балансу полумуфт; якщо ж отвори просвердлені на двох взаємно протилежних сторонах полумуфт, то пробок можна не ставити.

 Скоби слід виготовляти досить жорсткими і закріплювати на напівмуфтах міцно, без слабини; це необхідно для уникнення отжатия скоби під час замірів, коли між нею і напівмуфтою просовувати пластинки щупа; кінці вказівних гвинтів повинні бути закруглені. Отжатие скоби і відсутність заокруглення гвинтів призводять до суттєвих помилок в центровке; в достатній жорсткості скоб і закріпленні їх без слабини неважко переконатися, якщо після плавного отжатия від руки вільного кінця скоби від муфти і такого ж притиснення вимірюваний зазор повертається до первинного.

 Конструкції скоб для вимірювання щупом при центровке роторів.

 а ? з напівжорсткими муфтами; б ? з пружинними муфтами;

 в ?с кулачковими муфтами; 1 ? радіальні і 2 ? осьові виміри. Рис. 17.1

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Скоби слід прикручують так, щоб одержувані аксіальні і радіальні зазори (відстань від покажчика скоби до поверхні муфти або між двома покажчиками, укріпленими на різних напівмуфтах) не перевищували 0,4?0,5 мм. Завдяки цьому при центровке можна користуватися найменшою кількістю пластинок щупа, що підвищує точність вимірів і полегшує підрахунок одержуваних зазорів. Вимірювальні скоби необхідно зміцнювати на напівмуфтах двох суміжних роторів, що підлягають центровке, при їхньому робочому взаємному положенні; завдяки цьому повороти роторів і виміри центрівок при всіх перевірках можуть бути проведені по мітках на муфтах в їх робочому положенні і тому дадуть порівнянні результати. Крім того, необхідно постійно зберігати один і той же розташування скоб на напівмуфтах, що повинно бути зафіксовано з формулярі центрування.

 Центрованим шляхом провертання одного ротора не рекомендується, незважаючи на те, що на муфтах зазвичай проточуються заводом-виробником спеціальні пояски по колу і по торцях полумуфт, службовці для отримання правильних результатів у разі перекосу в насадці муфти або неточності її обробки. Ці неправильності не відбиваються на результатах центрування, якщо провертаються обидва ротора одночасно на один і той же кут; проміри по скобах при цьому виробляються завжди при одному і тому ж взаємному положенні підлозі муфт обох роторів. Одночасність повороту роторів забезпечується вставкою, натомість вийнятих з фланців напівмуфт сполучних болтів, однієї-двох довгих гладких шпильок діаметром, на 0,2?0,3 мм менше діаметра отвору.

 Ротори при центровке провертають краном тільки по напрямку робочого обертання шляхом петлевого обхвату ротора тросом. Після прокручування роторів трос повинен бути ослаблений, перевірено відсутність заклинювання в напівмуфтах (жорсткі напівмуфти не повинні торкатися одна, інший, а при рухливих муфтах повинна бути забезпечена свобода переміщення полумуфт в осьовому напрямку) і вільне положення в отворах шпильок, вставлених натомість сполучних болтів.

 При провертанні аксіальне пересування роторів в межах розбігу в наполегливому підшипнику може призводити до неправильних замірами по торцях полумуфт; вплив осьової гри роторів на вироблені виміри може бути враховано при контролі за індикатором, вказівний штифт якого притиснутий до якої-небудь торцевої точці вращаемого ротора. Однак такий контроль і пов'язані з цим підрахунки викликають труднощі при центровке. Для виключення помилок, пов'язаних з переміщенням якого-небудь з валів в аксіальному напрямку при їх обертанні, слід прикручують до напівмуфти дві скоби, розташовані на діаметрально протилежних точках кола полумуфт.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Така установка скоб для центрування двох валів А і В, з'єднаних кулачковою муфтою, наведена на рис. 17.1 - в. Для зручності центрування роторів з кулачковими муфтами із зірочок обох центрована роторів зазвичай знімаються напівмуфти (коронки), хоча ці та деякі інші рухливі муфти дозволяють виробляти центрування, що не роз'єднуючи їх. На кулачки зірочок прикручуються жорсткі сталеві скоби, що дають можливість вимірювати радіальний і аксіальний зазори між двома напівмуфтами. До діаметрально протилежним кулачкам зірочок обох валів прикручуються інші скоби, також дають можливість перевіряти радіальний і осьовий зазори.

 Заміри проводяться при одночасному поворачивании обох роторів на 90, 180, 270 і 360 °, т. Е. Кожен раз повертаючи ротори на 90 ° по відношенню до попереднього положення, поки не буде пройдений повний оборот. При кожному з цих положень за допомогою щупа заміряються аксіальні і радіальні зазори; заміри при повороті на 360 ° повинні збігатися з величинами, отриманими при нульовому положенні роторів; ці виміри є контрольними. Пластини щупа слід підбирати так, щоб щільно стиснутими пластинами відчувалося торкання як муфти, так і вимірювальної скоби. При відсутності можливості, через конструктивних особливостей безпосередньо заміряти нижні радіальний і аксіальний зазори; ці зазори визначаються розрахунковим шляхом, як різниця між сумою бічних зазорів і відповідним верхнім зазором. При правильному положенні роторів все радіальні і аксіальні виміри зазорів по скобах полумуфт, вироблені в холодному стані турбіни щупом або індикатором з точністю до 0,01 мм, при одночасному повертиваніі роторів в будь-яке положення на однаковий кут, повинні бути однаковими або принаймні розцентровки роторів турбін на 3000 об / хв не повинна перевищувати: для жорстких муфт 0,03- 0,04 мм, для напівтвердих і пружинних муфт 0,05-0,06 мм і для кулачкових муфт 0,08 мм. Заміри, вироблені під час центрування, прийнято записувати у формуляр. При аналізі результатів вимірювань, вироблених в холодному стані турбіни, необхідно враховувати ті зміни в положенні роторів, які відбудуться в процесі роботи турбоагрегату; положення лінії роторів гарячої турбіни значно відрізняється від положення її в холодному стані.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Ці зміни викликаються:

 1) спливанням опорних шийок ротора на масляній плівці, що утворюється під час роботи у вкладишах підшипників. Спливання викликає різний підйом на масляній плівці при різниці в діаметрах з'єднуються валів; при цьому відбувається зміщення ротора не тільки у вертикальній, але і в горизонтальній площині: вліво при обертанні ротора за годинниковою стрілкою і вправо - проти годинникової стрілки. Величина такого зміщення, яке повинно враховуватися особливо при центровке по розточеннях кінцевих ущільнень, збільшується: при зменшенні питомого навантаження на вкладиші, при збільшенні окружної швидкості, при підвищенні в'язкості масла, при зниженні температури масла на виході з підшипників; ця величина доходить до 0,1 - 0,3 мм в залежності від форми розточення вкладиша і може бути визначена відповідним розрахунком;

 2) тепловими деформаціями корпусу турбіни і нерівномірним тепловим розширенням фундаменту турбіни і корпусів підшипників внаслідок їх неоднакових температур нагрівання при роботі турбоагрегату. Особливо на центровке позначається нерівномірність прогріву фундаменту, так як внаслідок великих розмірів фундаменту і майже однакових коефіцієнтів лінійного розширення у залізобетону і стали навіть невеликі температурні різниці по фундаменту призводять до помітної зміни центрування. За даними одного з досліджень при прогріванні фундаменту конкретної турбінної установки був вимірі підйом фундаментної плити під переднім стільцем підшипника майже па 1,5 мм, в той час, як під збудником підйому майже не було виявлено; усталеним температури фундамент досяг через 19 днів роботи турбоагрегату, при цьому різниця температур в зазначених двох крайніх точках фундаменту досягала 45 ° С.

 Повинен також враховуватися високий неоднаковий нагрівання корпусів підшипників, жорстко з'єднаних з циліндром турбіни, внаслідок чого вкладиші підшипників переміщаються по вертикалі на різну висоту. Поправки на вертикальне температурне розширення корпусів підшипників можуть бути визначені за формулою

 Для чавунних корпусів підшипників величина їх вертикального лінійного розширення () при різниці температур () в 100 ° С може бути прийнята в 1,04 мм на 1 м висоти (H);

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 3) впливом вакууму в конденсаторі, яке викликає опускання вихлопних патрубків циліндра низького тиску і корпусів крайніх підшипників, відлитих з ними за одне ціле, а також впливом ваги води, що заповнює конденсатор, якщо він жорстко пов'язаний з вихлопними патрубками ЦНД. Поправка на опускання вихлопної частини ЦНД може бути визначена 'Безпосередніми вимірами шляхом закріплення скоби з індикатором зверху на напівмуфті генератора, при цьому ніжка індикатора повинна стосуватися напівмуфти ЦНД; вимірювання проводяться при повністю зібраному турбоагрегаті (напівмуфти роз'єднані) в двох станах: при холодній турбоустановці і при вакуумі після пуску ежекторів без подачі пари на лабірінтовие ущільнення. На підставі цих двох вимірів шляхом перерахунку на нормальний вакуум можна визначити поправку на центрування при робочому вакуумі турбіни.

 Ці практичні обставини, що викликають зміни в центровке при переході до робочих умов, повинні враховуватися за заводськими даними, за даними монтажних формулярів та на підставі спеціальних досліджень турбоагрегату. Отримані поправки і величини зміщення для кожного підшипника складаються алгебраїчно; при цьому не враховуються тільки поправки, величина яких не перевищує 0,03-0,04 мм. При всіх умовах повинна встановлюватися в холодному стані тільки така розцентровки, яка діє в сприятливу сторону і при робочих умовах зводиться до нуля.

 Необхідність визначати зазначені поправки при кожному капітальному ремонті повинна бути виключена записом у формулярі агрегату правильного положення роторів у холодному стані з урахуванням цих поправок.

 Таким чином, якщо враховувати зазначені міркування щодо переходу до робочих умов, різниця в осьових і радіальних зазорах, заміряних при центровке, перевищує допустимі величини, необхідно виправити становище валів, так як це вказує на ненормальність стану торцевих поверхонь напівмуфт (злам осей) і на розбіжність центрів полумуфт.

 Виправлення становища валів проводиться шляхом переміщення вкладишів і корпусів відповідних підшипників як у вертикальній, так і в горизонтальній площині; при цьому у зв'язку з тим, що переміщення вкладишів і корпусів підшипників для зміни положення осей роторів викликають зміни зазорів в лабіринтових ущільненнях, ці переміщення можуть проводитися лише в самих обмежених межах, визначених допустимими змінами зазорів в ущільненнях.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 При виявленні розцентровки, перш ніж змінювати підкладки у підшипників або проводити їх пересувку для зміни положення роторів, необхідно за результатами центрування зробити підрахунки потрібних підкладок і передвіжек з тим, щоб уникнути помилок і зайвих операцій і тим самим прискорити дуже трудомістку роботу з перевірки та виправлення центрування .

 При центровке турбоагрегату, що має кілька роторів, не можна вирішувати питання виправлення центрування по вимірах, виробленим на одній муфті; для цього потрібно мати дані по центровке всіх муфт агрегату і по розташуванню всіх роторів у розточеннях ущільнень.

 Ці дані і отримані величини вимірів достатні для визначення необхідних переміщень підшипників у вертикальній і горизонтальній площинах. Опорний підшипник центрируется в розточенні корпуса на чотирьох опорних подушках; ці подушки прикручуються до вкладиша підшипника гвинтами. Зовнішня поверхня подушок Обточити концентрично з розточкою вкладиша. Правильна радіальна установка вкладишів досягається підбором змінних прокладок, які закладаються під подушки.

 Підйом вкладиша у вертикальній площині проводиться шляхом підкладання прокладки з каліброваної листової сталі відповідної товщини під нижню опорну подушку вкладиша при одночасному зменшенні на таку ж величину товщини прокладки під верхньою опорною подушкою. Точно також для переміщення вкладиша в горизонтальній площині слід вийняти з одного боку вкладиша з-під опорної подушки прокладку відповідної товщини і перекласти її під опорну подушку з іншого боку вкладиша.

 При встановленні прокладок слід враховувати кут розташування бічних подушок а на вкладиші. Так, наприклад, якщо ротор треба підняти по висоті на величину А, то необхідно під нижню подушку покласти прокладку товщиною А і зменшити на товщину А прокладку під верхньою подушкою підшипника; крім того, під кожну нижню бічну подушку необхідно покласти прокладку товщиною А, Точно також при необхідності переміщення ротора в горизонтальній площині на величину Б треба під одну бічну подушку покласти підкладку товщиною Б, а під іншою бічною подушкою зменшити товщину підкладки на Б.

 При необхідності одночасного переміщення ротора у вертикальній і горизонтальній площинах зміна товщини прокладок визначається алгебраїчною сумою товщини, отриманих розрахунком вимірювань.

 Переконавшись у правильності виробленої центрування по муфтам і в тому, що після установки необхідних прокладок центровка по розточеннях також буде в межах допусків, опорні подушки після їх зняття і зміни товщини прокладок повинні бути щільно підігнані до розточенні корпуса підшипника

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Опорний підшипник турбіни

.

 1 ? корпус .подшіпніка; 2 ? вкладиш; 3 ? кришка підшипника;

 4, 5, 6 і 7 ? опорні подушки вкладиша; 8 ? тонкі сталеві, прокладки, що регулюють положення вкладиша; ? кут розташування бічних опорних подушок.

 Рис 17.2

 Під опорними подушками слід мати, одну-дві прокладки, так як набір з великого числа тонких прокладок важко піддається щільною пригоні. Прокладки повинні встановлюватися цільні з каліброваної сталі, а не з латуні, так як останні мнуть (роздавлюються) при роботі під впливом вібрацій роторів, внаслідок чого порушується центровка турбіни. Точно також не вирішується установка прокладок не під всю опорну поверхню подушки вкладиша, а тим більше ? застосування клинових прокладок.

 При вкладишах підшипників, які не мають опорних подушок, переміщення ротора при центровке може бути зроблено шляхом переміщення корпусу (стільця) підшипника в тому випадку, якщо цей корпус жорстко закріплений на фундаменті. У вертикальній площині це переміщення проводиться шляхом зміни товщини прокладок між підставою корпусу і плитою фундаменту; в горизонтальній площині переміщення корпусу проводиться після ослаблення болтів, що кріплять корпус підшипника до плити фундаменту, і виїмки контрольних шпильок. Величина зміщення корпусу контролюється індикаторами. Після переміщення і кріплення корпусу до фундаментної плити болтами проводиться перевірка центрування; при отриманні задовільних результатів проводиться розгортання отворів під контрольні шпильки, виготовлення та встановлення нових контрольних шпильок за новими діаметрами отворів.

 У корпусів підшипників, що ковзають при теплових розширеннях по фундаментній рамі, невелике переміщення роторів при відсутності у вкладишів опорних подушок проводиться шабровкой баббита вкладишів підшипників в межах допуску зазорів; значні переміщення в цих випадках можуть проводитися тільки після перезаливання і нової розточення вкладишів відповідно до вимагається пересувкою ротора.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Після установки під корпусами підшипників або у вкладишів всіх прокладок, необхідних для поліпшення центрування роторів, обов'язково проведення повторної контрольної центрування, результати якої повинні бути занесені в формуляр.

 При ремонтах турбін слід проводити центрування по муфтам двічі: один раз після розкриття турбіни, а інший раз ? безпосередньо при збірці і остаточне закриття турбіни.

 Перевірка центрування по муфтам між роторами ЦНД і генератора, вироблена після закриття і обтягування болтів роз'єму ЦНД, дозволяє врахувати вплив на центрування ваги кришки ЦНД і обтягування її болтів.

 Після закінчення центрування по муфтам необхідно провести перевірку стану роторів по рівню. Рівень при всіх вимірах повинен бути так встановлений посередині шийки ротора, щоб поперечна ампула рівня показувала строго горизонтальне положення, т. Е. Нуль; тільки після цього слід робити відлік нахилу ротора в поздовжньому напрямку.

 Перевірка положення ротора за рівнем «Геологорозвідка».

 Рис. 17.3

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим

 N документа Підпис Дата

 Газове господарство

 Схема газорегуляторного пункту

 Регулятор тиску газу.

 Фільтр.

 Запобіжний запірний клапан. (ПЗК)

 Запобіжний скидний клапан. (ПСК)

 Запірні засувки з електроприводом.

 Дросельні шайби.

 Регулюючий клапан.

 Газова магістраль.

 Рис. 6.3

 Газорегуляторний пункт (ГРП) - це одноповерхова будівля, виконане з вогнетривкого матеріалу, закрите на ключ.

 Газ в ГРП надходить з магістрального газопроводу. Тиск у газопроводі 12-13 атм. (Високий тиск) або 5-6 атм. (Середній тиск).

 Для надійної роботи котла на газі тиск перед пальниками має бути 1,2-1,5 атм. Для дроселювання газу і споруджується ГРП.

 У приміщенні ГРП потік газу поділяється на нитки (4-5 ниток, з яких одна резервна). На кожній нитці, крім регулятора, стоїть фільтр, ЗЗК та ЗСК. Фільтр очищає газ від пилу. ПЗК спрацьовує і вимикає нитку, якщо тиск газу за регулятором піднімається на 25% від робітника. ПСК спрацьовує і скидає газ в атмосферу, якщо тиск газу за регулятором короткочасно піднімається на 10% від робочого

 Якщо в магістральному газопроводі тиск падає до 3 атм., То регулятор дросселіровать не може. Всі нитки відключаються і переходять на ручне регулювання на байпасні нитки.

 Схема газопроводу до котла.

 Запірна засувка з електроприводом на вході в котельню.

 Дві запірні засувки з електроприводом на вводі в котел.

 Фланцеве з'єднання для установки заглушки.

 Клапан-відсічення.

 5 і 5а. Регулюючий і розпалювальний клапан.

 6. Дві запірні засувки з електроприводом на вводі в пальники.

 Продувні трубопроводи («свічки»).

 Трубопровід безпеки. Рис. 6.4

 На вводі в котел встановлено 2 запірних засувки з електроприводом, а між ними продувальна свічка. Далі фланцеве з'єднання для установки заглушки. Заглушка ставиться перед ремонтом.

 Передбачена лінія подачі стисненого повітря від компресорної, для продувки газопроводу. Передбачений відвід до запальник пальників. Розпалювальні пальника забезпечуються запальник з фотоелементами (захисні пристрої), якщо свічка запальника не зайнялася, то на пульт подається звуковий і світловий сигнал, який забороняє розпалювати пальники.

 ітп).

 Далі встановлений клапан-відсічення. Цей клапан миттєво припиняє подачу газу в котел у випадку аварії (розриви екранних труб, пожежа в РВП, повітря до пальників не надходить,

 За ним встановлений регулюючий клапан, який управляється електронним регулятором процесу горіння. Паралельно з ним встановлений розпалювальний клапан.

 На вводі в кожну конфорку встановлюються дві запірні засувки з електроприводом, а між ними свічка безпеки.

 Після зупинки котла трубопроводи продувають стисненим повітрям для видалення газу, до тих пір, поки вміст метану не буде менше або дорівнює 0,1%. Перед пуском газохід теж продувають, до тих пір, поки вміст кисню не стане менше 1%. «Свічки» безпеки при роботі котла закриті, а крани опломбовані. Під час ремонту «свічки» безпеки відкриті.

 Газопровід прокладається під ухилом, так як в нижній частині накопичується конденсат, який періодично видаляється.

 6. ВИБІР СХЕМИ ПАЛИВНОГО ГОСПОДАРСТВА НА ОСНОВНОМУ ПАЛИВІ І ЙОГО ОПИС.

 6.1 Схема мазутного господарства.

 До інших котлам.

 Від інших котлів

 Цистерна з мазутом

 Зливний пристрій

 Фільтр грубої очистки

 Приймальний резервуар з підігрівом

 Перекачує насос

 Основний резервуар

 7,8 і 19. Лінії рециркуляції

 Насос першого ступеня

 Зворотний затвор

 Паровий підігрів мазуту

 Фільтр тонкого очищення

 Насос другого ступеня

 Запірні засувки

 Регулятор витрати

 Витратомір

 Засувка перед пальником

 Форсунка

 Рис. 6.1

 Мазут надходить на ГРЕС в цистернах залізницею. Цистерни встановлюються на розвантажувальну естакаду. Через верхні люки мазут прогрівається парою з відборів до температури 70 0 -80 0 С. Через нижні люки підігрітий мазут зливається в жолоби, розташовані в Міжрейкові просторі. За цим жолобах мазут самопливом стікає в підземну проміжну ємність. З неї перекачується в баки-сховища.

 Баки-сховища - це залізобетонні ємності, облицювання усередині легованої сталлю на 50 тис. М 3. На ГРЕС коштують 3 бака, в яких поміститися не менше ніж двотижневий запас мазуту. Баки обладнані датчиками температури рівня. З баків мазут відкачується в мазуто-насосну.

 Мазуто-насосна ? це одноповерхова будівля з вогнестійкого матеріалу, що складається з двох приміщень: в одному ?насоси, фільтри і арматура, в іншому пульт управління. Насоси першого підйому розвивають напір 5,5 - 6 атм. Встановлюють не менше трьох насосів, 2 - в роботі, третій - у резерві.

 Напір насосів першого підйому витрачається на подолання гідравлічних опорів в підігрівачі, у фільтрі тонкого очищення, в сполучних трубопроводах, а створення підпору насосів другого підйому.

 У подогревателях мазут підігрівається від температури 120 0 С до температури 160 0 С парою з турбіни. Підігрівачі знаходяться на вулиці.

 Насоси другого підйому розвивають напір 35 - 40 атм., Який витрачається на створення тиску перед форсунками і на подолання гідравлічних опорів у трубопроводах. Встановлено також не менше трьох насосів.

 Для того щоб мазут, перекачується з насосної в котельню, що не застигав, мазутопровод прокладають з паровим супутником (див. Рис.6.2).

 Пар Мазут

 Рис. 6.2

 Мазутопровод заземлюють для зняття статичної електрики.

 У мазутному господарстві передбачені три лінії рециркуляції:

 Після насосів першого підйому - для перемішування мазуту в баках.

 Після підігрівачів - для підігріву мазуту в баках.

 При роботі на газі мазут з котельні повертається в баки для створення «гарячого резерву».

 11. АВТОМАТИЧНІ СИСТЕМИ ЗАХИСТУ ТУРБІНИ.

 Захист від підвищення частоти обертання ротора.

 Частота обертання валу турбіни повинна підтримуватися поблизу постійного значення з високою точністю для підтримки частоти мережі. Це завдання виконує спеціальна система регулювання. Збільшення частоти обертання на 10% понад допустиму через відмову системи регулювання або з інших причин викликає спрацьовування автомата безпеки, що впливає на миттєве закриття стопорного клапана перед турбіною і на припинення подачі пари в проточну частину.

 Захист від зсуву ротора.

 Обертовий ротор має деяку свободу поздовжнього переміщення щодо статора. Чисельне значення цього переміщення вельми мало (до ?1,2 мм для різних типів турбін) і обмежується наполегливим підшипником турбогенератора. Однак через зношування робочих поверхонь або перевищення розрахункового зусилля може відбутися поздовжнє зміщення ротора, що перевищує допустиме значення. Якщо при цьому не вжити відповідних заходів (частковий або повний скидання навантаження, або останов турбіни), то надмірний зсув ротора викличе пошкодження кінцевих ущільнень або лопаточного апарату турбіни. Сучасні турбогенератори оснащуються спеціальним захисним пристроєм, що впливає на останов турбіни при надмірному осьовому зрушенні ротора.

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

 Реле осьового зсуву ротора турбіни.

 Кільцевий виступ на валу ротора.

 Ш-подібний трансформатор.

 Джерело змінного струму.

 Випрямляч.

 Ріс.111

 ДП 1005 495 ПЗ Лист

 вим Лист

 N документа Підпис Дата

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка