Оборудование турбинного цеха тэц. Особенности архитектуры и конструкции турбинного цеха AEG Петера Беренса. практика на заводе ЛМЗ

1.1Общая информация НИ ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ является основным источником тепла системы централизованного теплоснабжения Иркутска и участвует в покрытии электрических нагрузок энергосистемы Сибири. Теплоэлектроцентраль запроектирована для сжигания бурых углей Восточной Сибири.

В период строительства и расширения на станции было установлено несколько головных образцов энергетического оборудования:

Котёл БКЗ-500-140-1 ст.№5, является головным из серии барабанных котлов, на котором отрабатывались технические решения по созданию котлов мощных электростанций Сибири для сжигания бурых углей, введён в эксплуатацию в 1985 году;

Котёл БКЗ-820-140-1 ст.№8, самый крупный и единственный в России барабанный котёл с кольцевой топкой для сжигания бурых углей, введён в промышленную эксплуатацию в 2003 году;

Паровая турбина Т-175/210-130 ст.№3, первая из серии мощных теплофикационных агрегатов разработанных энергомашиностроителями страны, введена в эксплуатацию в 1979 году.

В настоящее время на электростанции установлено 8 энергетических котлоагрегатов, суммарной производительностью 4000 т/ч и 5 теплофикационных турбоагрегатов.

Установленная электрическая мощность - 655 МВт.

Установленная тепловая мощность - 1850,4 Гкал/ч.

Станция имеет перспективы расширения и увеличения электрической и тепловой мощности.

На электростанции работает (среднесписочная численность на 01.06.2008) – 509 человек

1.2 История Ново-Иркутская ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ

История Ново-Иркутской ТЭЦ начинается с утверждения советом Министров СССР 25 июня 1968 года проектного задания на строительство Ново-Иркутской ТЭЦ мощностью 520 МВт. Строительство Ново - Иркутской ТЭЦ началось в 1969 году по проекту Сибирского отделения ВНИПИЭнергопрома.

Биография строительства:

1975 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №1 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №1 типа ПТ-60-130/13;

1976 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №2 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №2 типа ПТ-60-130/13;

1979 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №3 типа БКЗ-420-140-6 и турбоагрегат ст. №3 типа Т-175/210-130;

1980 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №4 типа БКЗ-420-140-6;

1985 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №5 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №4 типа Т-175/210-130;

1986 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №6 типа БКЗ-500-140-1;

1987 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №7 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №5 типа Т-185/220-130;

2003 год – введён в промышленную эксплуатацию котлоагрегат ст. №8 с кольцевой топкой БКЗ-820-140-1.

С 20 апреля 2005 года в соответствии с решением Совета директоров ОАО «Иркутскэнерго» и на основании приказа Генерального директора ОАО «Иркутскэнерго» изменена структура Ново-Иркутской ТЭЦ путём укрупнения её за счёт объединения с филиалами Иркутские тепловые сети и ТЭЦ-5.

1.3 Структура предприятия НИ ТЭЦ

Работу Ново-Иркутской контролируют шесть цехов, а именно:

· Цех топливоподачи

· Котельный цех

· Турбинный цех

· Цех химической водоподготовки

· Цех автоматики

· Электроцех

Цех топливоподачи

Цех топливоподачи - это комплекс технологически связанных устройств, механизмов, сооружений, служащих для подготовки и подачи топлива в котельную.

Процесс начинается с пребывания вагонов с топливом, которые подаются в разгрузочное устройство, оборудованное вагоноопрокидывателями(ВРС-125).

Вагоноопрокидыватель – специальное сооружение для механизированной разгрузки вагонов с насыпными и навалочными грузами. На НИ ТЭЦ используется стационарный роторный вагоноопрокидыватель. В нем разгрузка осуществляется при повороте вагона вокруг его продольной оси на 180 .Время, за которое осуществляется разгрузка одного вагона, составляет 5 минут.

Вагоноопрокидывателями топливо выгружается в приемные подземные бункера.

Из разгрузочного устройства уголь поступает в узел пересыпки (сооружение, предназначенное для пересыпки топлива с одного конвейера на другой), откуда его можно направить или на склад, или в дробильный корпус. В дробильном корпусе устанавливаются молотковые дробилки, измельчающие уголь до кусков размеров 15–25 мм.

Молотковая дробилка состоит из одного ротора, который представляет собой вал с насаженными на него дисками. На некотором расстоянии от центра дисков равномерно по окружности пропущено несколько осей и на них между дисками свободно подвешены молотки – основные рабочие элементы дробилки. В корпусе находятся отбойная плита, отбойный брус и две колосниковые решетки. Топливо подается в дробилку сверху через загрузочную горловину.

Перед дробилками устанавливаются грохоты, с помощью которых уголь, не требующий измельчения, пропускается мимо дробилок.

При движении по конвейеру к дробильному корпусу топливо освобождается от случайных металлических предметов. Металл улавливается с помощью подвесных и шкивных электромагнитов (сепараторов-металлоуловителей).

Из дробильного корпуса уголь подается конвейером в главное здание на горизонтальный конвейер и с него ссыпается в бункера паровых котлов.

Бункера – это ёмкости для кратковременного хранения топлива, сглаживающие неравномерность его поступления и расходования. По производственному назначению бункера подразделяются на следующие типы: приемные бункера разгрузочных устройств и склада, бункера котельной. Запас топлива в бункерах котельной позволяет периодически устанавливать механизмы топливоподачи для ревизии, очистки и ремонта.

Склады топлива служат для создания запаса топлива на случай прекращения его доставки. Склад выполняет также роль буферной емкости, позволяющей сглаживать неравномерность доставки топлива. Склад, организуемый для планового и долговременного хранения топлива в целях обеспечения электростанции топливом при длительных задержках в его доставке, называется резервным складом. Склад, организуемый для систематического выравнивания расхождения в количество прибывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункера котельной, называется расходным.

Котельный цех

Котельный цехсостоит из котла и вспомогательного оборудования. Устройства, предназначенные для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяемой при сжигании топлива, или теплоты, проводимой от посторонних источников, называются котельными агрегатами.

В состав котла входят: топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.

К вспомогательному оборудованию относят: тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, устройства топливоприготовления и топливоподачи, оборудование шлако- и золоудаления, трубопроводы воды, пара и топлива, дымовая труба.

Комплекс устройств, включающих в себя котельный агрегат и вспомогательное оборудование, называют котельной установкой.

На Ново-Иркутской ТЭЦ установлено 8 однобарабанных котлов с естественной циркуляцией. Котлы БКЗ-420-140 (№№1–4) и котлы БКЗ-500-140 (№№5–7) имеют П-образную компоновку, котел БКЗ-820-140 (№ 8) – Т-образную. Также его особенность состоит в том, что он имеет кольцевую топку. Этот котел меньше котлов БКЗ-420 и БКЗ-500, но пара производит за час больше. Требует меньше затрат при строительстве, более экологичен, температура горения топлива в нем на 100–200 градусов ниже, чем в обычных. На данный момент котел БКЗ-820, изготовленный АО СибЭнергоМаш, не только самый крупный, но и пока единственный в России барабанный котел с кольцевой топкой для сжигания бурых углей.

Для приготовления угольной пыли №№ 1–7 оборудованы четырьмя системами пылеприготовления с прямым вдуванием в топку. Система пылеприготовления включает в себя бункер сырого угля, питатель сырого угля, молотковую мельницу – для котлов №№ 1–4; мельницу вентилятор – для котлов №№ 5–8, кроме этого на котельных агрегатах №№ 1, 2 установлен вентилятор горячего дутья.

Барабанный котельный агрегат состоит из топочной камеры газоходов, барабана, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), воздухоподогревателя, соединительных трубопроводов и воздуховодов. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, включают в себя: водяной экономайзер, испарительные элементы, оборудованные в основном экранами топки и фестоном, и пароперегреватель. Испарительный поверхности подключены к барабану и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. В барабане происходит разделение воды и пара, кроме того, большой запас воды в нем повышает надежность работы котла.

Нижнюю трапециевидную часть топки котельного агрегата называют холодной воронкой – в ней охлаждается выпадающий из факела частично спекшийся зольный остаток, который в виде шлака проваливается в специальное приемной устройство. Газоход, в котором расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, называют конвективным, в нем теплота передается по воде и воздуху в основном конвекцией. Поверхности нагрева, встроенный в этот газоход и называемые хвостовыми, позволяют снизить температуру продуктов сгорания от 500 – 700 0 С после пароперегревателя почти до 100 0 С, т.е. полнее использовать теплоту сжигаемого топлива.

Топка и газоходы защищены от наружных теплопотерь обмуровкой – слоем огнеупорных и изоляционных материалов. С наружной стороны обмуровки стенки котла имеют газоплотную обшивку стальным листом в целях предотвращения присосов в топку избыточного воздуха и выбивания наружу запыленных горячих продуктов сгорания, содержащих токсичные компоненты.

В котельных агрегатах есть система золоулавливающих установок, электрофильтров для очищения дымовых газов.

На Ново-Иркутской ТЭЦ очистка дымовых газов осуществляется:

– на котлах №№ 1, 2 – шестью золоулавливающими установками МВ УО ОРГРЭС с трубами Вентури;

– на котлах №№ 3–6 – электрофильтрами по два на каждых котел;

– на котлах №№ 7, 8 – электрофильтрами, состоящими из 2-х корпусов.

Котельные агрегаты БКЗ-420 оборудованы мокрыми золоулавливающими установками (МЗУ). МЗУ состоит из мокрых золоуловителей с трубами Вентури.

Золоулавливающие установки предназначены для санитарной очистки дымовых газов пылеугольных котлов от золы с эффективностью 96–97,5 %. Золоулавливающие установки котла скомплектованы из шести ЗУ типа МВ, включенными параллельно по ходу дымовых газов и объединенных общей системой орошения, строительными конструкциями и контрольно-измерительными приборами.

Золоулавливающая установка представляет собой сочетание основных элементов трубы Вентури и центробежных скрубберов, последовательно соединенных по ходу очищаемых дымовых газов.

Газы с котлов №№ 1–4 подаются на дымовую трубу высотой 180 м и внутренним диаметром на выходе газа 6 м.

Также немаловажной остается система золошлакоудаления. Шлаки из-под котлов и зола из-под золоуловителей поступают в систему золошлакоудаления, состоящую из внутристанционного (до насосных станций) и внешнего (после насосных станций) золошлакоудаления.

Применяют гидравлический способ. Смесь золошлаковых материалов с водой называют золошлаковой пульпой, насосы для подачи золовой пульпы – шламовыми, а для подачи шлаковой (шлакозоловой) пульпы – багерными. Помещение для этих насосов называют багерной насосной.

Основные операции в системах гидрозолошлакоудаления: удаление шлака из-под котлов и его дробление; удаление золы из-под золоуловителей; перемещение золошлакового материала в пределах котельного отделения по каналам до багерной насосной с помощью струй воды, подаваемой на установленных в каналах побудительных сопл; перекачка золошлаковой пульпы багерными насосами по напорным пульпопроводам до золоотвала; намыв золошлакового материала в золоотвал; осветление воды в отстойном пруду; перекачка осветленной воды на ТЭЦ для повторного использования.

Описание основных составляющих котла:

Топка – элемент котельной установки, в котором происходит сгорание топлива; образование дымовых газов, передающих свое тепло воде, находящейся в подъемных трубах. При этом возникает процесс кипения с образованием пароводяной смеси. Котлы БКЗ-420, БКЗ-500 и БКЗ-800 имеют камерные топки: бурый уголь доводят до угольной пыли и при помощи воздуха вдувают в большую топочную камеру, где он горит налету в виде факела.

Пароперегреватель – предназначен для повышения температуры пара, поступающего из испарительной системы котла. Радиационно-конвективный, пароперегреватель состоит из радиационного и конвективного пароперегревателей. Радиационные пароперегреватели при высоких параметрах пара размещают в топочной камере. Конвективные пароперегреватели располагаются в начале конвективной шахты.

Пароохладители – регулирующие устройства, поддерживающие температуру пара на постоянном уровне.

Водяные экономайзеры – предназначены для подогрева питательной воды перед её поступлением в испарительную часть котлоагрегата за счет использования теплоты уходящих газов.

Тягодутьевые устройства. Для удаления из топки газообразных продуктов сгорания и обеспечения их прохождения через всю систему поверхностей нагрева котельного агрегата должна быть создана тяга. На НИ ТЭЦ используют схему с искусственной тягой, создаваемой дымососом, и принудительной подачи воздуха в топку дутьевым вентилятором. Дымовая труба ставится для вывода дымовых газов в более высокие слои атмосферы.

Дымосос – предназначен для создания разряжения в топке, организации движения дымовых газов по газоходам котла.

Дутьевой насос – подача воздуха в воздухоперегреватель.

Высота дымовых труб: 180м и 250м.

Турбинный цех

Назначение цеха – выработка электроэнергии, получаемой при расширении пара высокого давления в проточной части паровой турбины, а также отпуск тепла для теплоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. На НИ ТЭЦ электроэнергия вырабатывается электрогенераторами, приводимыми во вращение паровыми турбинами типа Т и ПТ. Всего на НИ ТЭЦ 5 паровых турбин.

Турбины типа Т являются теплофикационными с отопительным отбором пара. Турбины типа ПТ являются теплофикационными с производственным и отопительным отборами пара.

Первое числовое обозначение в виде дроби определяет мощности: над чертой – номинальная мощность, МВт, под чертой – максимальная мощность, МВт. Если первое числовое обозначение состоит из одного числа, то оно определяет номинальную мощность.

Второе числовое обозначение для турбины Т означает давление свежего пара, . Для турбин ПТ оно состоит из 2-х чисел: над чертой – давление свежего пара, под чертой – давление производственного отбора. Пример, ПТ-60-130/13 – теплофикационная турбина с производственным отбором пара номинальной мощностью 60 МВт, начальное давление пара 130 , давление отбираемого пара 13 .

Номинальная мощность турбин типов Т и ПТ – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при номинальных значения основных параметров.

Максимальная мощность теплофикационных турбин – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при определенных соотношениях расходов отбираемого пара и давлений в отборах и противодавлений при номинальных значениях других основных параметров.

Химический цех

В качестве исходной воды для электростанций используется вода из водозабора иркутской ГЭС.

Добавочная вода, подаваемая в пароводяной цикл электростанций, должна быть освобождена от указанных примесей, оказывающих вредное влияние на внутрикотловые физико-химические процессы, качество вырабатываемого парогенераторами пара, состояние проточных частей паровых турбин и теплообменников.

Химический цех занимается очисткой исходной воды, для снижения износа оборудования.

В ведении цеха находятся:

· Оборудование химводоочистки

· Хозяйство химических реагентов

· Баковое хозяйство

· Блочная обессоливающая установка

· Оборудование и приборы химической Лаборатории и экспресс-лаборатории

· Оборудование по очистке и нейтрализации обмывочных, сбросных и сточных вод.

Назначение цеха – обеспечение качества технической воды, исходной воды, забираемой из водостоков, для подготовки растворов и использования их в системе очистки котлов и поверхностей нагрева, для обеспечения очистки сточных вод от взвешенных веществ и качества очистки стоков на выпусках в открытые водяные объекты.

5.Цех автоматики

Цех автоматики – осуществляет автоматический контроль и регистрацию параметров работы основного оборудования. Раньше на НИ ТЭЦ основными приборами контроля являлись потенциометры (с помощью диаграммной бумаги), но сейчас на теплоэлектроцентрали автоматизировано (оцифровано) регулирование всех основных параметров энергетического оборудования основных и вспомогательных технологических процессов и защита оборудования при аварийном отключении. Предусмотрены предупредительная и аварийная сигнализации при нарушении нормальной работы оборудования и хода технологических процессов.

6.Электрический цех

Назначение цеха - обеспечение электроснабжения основных и вспомогательных цехов и распределение электроэнергии между потребителями.

Основная деятельность цеха:

– Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов мощностью до 1200 МВт;

– Модернизация, реконструкция и ремонт турбогенераторов с полной или частичной перемоткой обмоток статора и ротора;

– Модернизация и ремонт с полной заменой обмоток статора и ротора гидрогенераторов;

– Тепловые и электрические испытания турбо и гидрогенераторов, синхронных компенсаторов, крупных электрических машин, а также сердечников трансформаторов всех мощностей и напряжений;

– Ремонт масляных и сухих трансформаторов всех типов

– Ремонт электролизерновых установок;

– Ремонт и поставка аккумуляторов кислотных в стационарном исполнении отечественного и импортного производства всех типов напряжением от 12 до 220В;

– Изготовление гильз роторного паза;

– Изготовление сегментов подбандажной изоляции;

– Изготовление токоведущих болтов со стеклянной изоляцией роторов турбогенераторов;

– Изготовление эжекторных клиньев статора;

– Изготовление новых и переизолировка старых контактных колец;

– Изготовление новых и перезаливка старых вкладышей масляных уплотнителей всех типов;

– Изготовление обмоток для сухих и масляных трансформаторов до 80000 кВА и напряжением до 110 кВ включительно;

– Изготовление обмоток ВН для сварочных трансформаторов;

– Изготовление комплектов ярмовой и уравнительной изоляции трансформаторов.

Цех принимает и временно хранит поступающие и отработанные люминесцентные лампы (трубчатые - типа ЛБ и для наружного освещения - типа ДРЛ).

Для водородного охлаждения генераторов в некоторых цехах устанавливают электролизеры.

Периодически цех проводит работы по проверке изоляции кабелей (подземных и наружных), их замене и ремонту.

Образование отходов в цехе обусловлено применением трансформаторных масел, аккумуляторов (с электролитами), люминесцентных ламп и повреждением кабелей. Основными отходами являются: отработанное трансформаторное масло, отработанные аккумуляторы и электролиты, обрезки кабеля, отработанные люминесцентные лампы, отработанные щелочные растворы из электролизеров.

Основной структурной единицей цеха является трансформаторная станция. На подстанции НИ ТЭЦ установлены линейные трансформаторы типа ТД, ТДЦ, ТМП, ТМ и др., а также масляные выключатели марок ВМТ, МГ, ВМП и др. Для заливки трансформаторов и выключателей используют масло марки ГК с присадкой ионола (2,6-дитретичный бутил).

Координация работы энергоблоков и управление оборудованием подстанции и линией электропередачи осуществляются с главного щита управления.

Список использованной литературы

1. Веников В.А., Путятин Е.В. «Введение в специальность»
2. Рыжкин В.Я. « Тепловые электрические станции»
3. Журнал «Ново-Ирктская ТЭЦ».1998г.
4. Интернет ресурс: www.irkutskenergo.ru

Б) организация наладочных и исследовательских работ в цехе
с целью дальнейшего совершенство­вания работы оборудования;

В) разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций, а также контроль за их выполнением; контроль за выполнением «Правил технической эксплуатации электри­ческих станций и сетей»; реализация эксплуатационных и противоаварий - ных циркуляров главного техниче­ского управления по эксплуатации энергосистем Министерства и кон­троль за их выполнением;

Г) организация рационализатор­ской работы в цехе и внедрение ра­ционализаторских предложений;

Д) проведение цеховых противо­аварийных и противопожарных тре­нировок;

Е) организация ремонтных работ в цехе, если ремонтный персонал на­ходится в распоряжении цеха; кон­троль за объемом, качеством и сро­ками ремонтных работ, если эти ра­боты проводятся ремонтным цехом или посторонними организациями; контроль за качеством монтажа, если в цехе проводятся монтажные работы или работы по реконструк­ции основного оборудования, выпол­няемые силами монтажных органи­заций;

Ж) контроль за техническим снабжением цеха инструментом, ма­териалами, спецодеждой, спецпита­нием и т. д.;

З) подготовка, аттестация и рас­становка кадров эксплуатационного, а также ремонтного персонала, если (последний подчинен администрации цеха;

И) ведение технической докумен­тации и отчетности, комплектация смен, составление графиков работы сменного персонала, составление графика отпусков.

Задачами дежурного (оператив­ного) персонала являются:

А) обеспечение безаварийной, безопасной и экономичной эксплуа­тации основного и вспомогательного оборудования цеха;

Б) выполнение графика электри­ческой и тепловой нагрузки с обес­печением заданных параметров от­пускаемой тепловой и электрической энергии;

В обязанности ремонтного персо­нала входят:

А) качественное выполнение ре­монта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;

Б) соблюдение всех правил тех­ники безопасности и противопожар­ной техники при проведении ремонт­ных работ.

Административно - технический персонал цеха включает в себя на­чальника цеха с его заместителями, инженеров по эксплуатации и ре­монту, а также младший техниче­ский персонал управления цеха. В установках неблочного типа де­журный (сменный) персонал, воз­главляемый начальником смены, со­стоит из машинистов турбин и их помощников, машинистов питатель­ных насосов, машинистов циркуля­ционных насосов, дежурного персо­нала по деаэраторам и теплофика­ционному оборудованию. Все маши­нисты турбин находятся в подчине­нии начальника смены и старшего машиниста, должность которого устанавливается при наличии боль­шого количества турбоагрегатов. При обслуживании каждой турбины своим машинистом и его помощни­ком последний находится в непо­средственном подчинении машини­ста турбины. При расширенной зоне обслуживания в конденсационном помещении помощники машиниста могут быть подчинены непосредст­венно старшему машинисту.

Сменный персонал комплектует­ся в смены из расчета круглосуточ­ной эксплуатации оборудования с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска и болезни.

С внедрением блочных установок был пересмотрен ряд положений, касающихся структуры администра­тивного и оперативного управления блочными агрегатами. Признано це­
лесообразным объединить оператив­ное управление котлом и турбиной на одном блочном щите управления, поскольку в условиях блочной ком - іпоновки основного оборудования блок «котел - турбина» представля­ет собой единый технологический объект с единым управлением и взаимосвязанный с системой регули­рования, автоматизации и защиты. В связи с этим старая цеховая систе­ма с отдельными котельным и турбин­ным цехами для этих станций приз­нана нецелесообразной. На блочных электростанциях эти два цеха объе­динены в один котлотурбинный цех, что позволяет более оперативно ру­ководить работой как вахтенного, так и ремонтного персонала.

На электростанциях с разнотип­ными блоками, а также с однотип­ными, но с числом энергоблоков свыше восьми допускается создание двух котлотурбинных цехов. Это от­носится главным образом к станциям со сверхкритичеокими параметрами пара.

На смешанных электростанци­ях, имеющих блочное и неблочное , при наличии более двух блоков создается котлотурбин­ный цех блочной части независимо от цеховой структуры неблочной ча­сти станции. В этом случае, как правило, создается отдельный котлотурбинный цех и неблочной части.

Организация объединенных кот­лотурбинных цехов на блочных электростанциях позволила значи­тельно уменьшить количество обслу­живающего персонала за счет со­кращения ряда должностей и более гибкого маневрирования персоналом внутри цеха.

Поскольку от правильной расста­новки кадров в значительной мере зависит экономичная и безаварий­ная работа современного мощного энергетического оборудования, эти вопросы тщательно разрабатыва­лись головными проектными органи­зациями.

Типовые схемы административ­ного и оперативного управления кот­лотурбинным цехом приводятся на рис. 1-1 и 1-2. Схема оперативного управления дана применительно к станции мощностью 2400 МВт с блоками 300 МВт, работающей на твердом топливе. При работе на га­зе количество обслуживающего пер­сонала, естественно, сокращается. При этом исключается должность машиниста-обходчика по гидрозоло­удалению, расширяется зона обслу­живания старшего машиниста КТЦ (8 блоков) и дежурного слесаря (4 блока) и вводится дополнительно должность машиниста-обходчика по котлам с расширенной зоной обслу­живания (4 блока). Разработаны также структуры смен для станций с блоками 150 и 200 МВт.

На электростанциях с блоками 200 и 300 МВт для обслуживания пусковой котельной предусмотрена одна вакансия машиниста котель­ной, которая с вводом пятого блока упраздняется. Вакансия машиниста береговой насосной не предусматри­вается нормативами. При располо­жении береговой насосной вне тер­ритории ГРЭС іможет быть установ­лено одно рабочее место машиниста береговой насосной станции.

Нормативы исходят из освоенной и надежной работы блочных уста­новок. На пусконаладочный период численность оперативного персонала может быть увеличена для первого блока вдвое, для второго - на 50%, для третьего и каждого последую-

Рис. 1-2 Схема оперативного управления котлотурбинным цехом с блоками 300 МВт (блоки 1-4).

Щего - на 4G% от нормативной чи­сленности на один энергоблок.

Численность персонала котлотур - бинного цеха установлена по опыту эксплуатации передовых электро­станций с блочным оборудованием. Развитие автоматизации и дистан­ционного управления, а также при­менение вычислительной техники позволят произвесги дальнейшее со­кращение эксплуатационного персо­нала без снижения надежности ра­боты энергетического оборудования.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

турбинный цех оборудование

Введение

2.1.1 Конструкция турбины

2.2.1 Насосное оборудование

2.2.2 Теплообменные аппараты

4.2 Пуск турбины

4.3 Действия персонала в аварийных ситуациях

5. Порядок допуска к ремонту и испытаниям

5.1 Вывод турбоустановки в ремонт

5.2 Проведение испытаний турбины

6. Требования по технике безопасности

7. Требования по пожарной безопасности

8. Краткая характеристика трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цехе

8.1 Условия эксплуатации и безопасного состояния режимов работы трубопроводов

8.2 Подготовка и порядок пуска трубопроводов

8.3 Обслуживание трубопроводов в нормальных условиях эксплуатации

8.4 Контроль за тепловыми перемещениями трубопроводов

8.5 Требования по технике безопасности при эксплуатации трубопроводов

8.6 Требования по технике безопасности при ремонте трубопровода

9. Экономика ТЭЦ

9.1 Тарифы

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Воронеж до Октябрьской революции 1917 года развивался в основном как купеческий город. Энергетика небольшого количества промышленных предприятий базировалась на механических двигателях. Жилье освещалось свечами и кое-где газовыми фонарями. В ноябре 1915 года в Воронеже была пущена первая электростанция мощностью 500 кВт. В 1917 году началось и в 1927 году закончилось устройство городской электростанции мощностью 5000 кВт. За тот же год электростанции от 200 кВт до 3000 кВт. Согласно первому пятилетнему плану в 1929 году началось проектирование, а в 1930 году - строительство Воронежской Государственной районной электростанции (ВоГРЭС), первая очередь которой была пущена в октябре 1933 года. Состояла она из двух паровых котлов ЛМЗ 110 т/ч, 30 атм, 425 °С и одной конденсационной турбины ЛМЗ типа ТН-165, 26 атмосфер с генератором 24000 кВт. В августе 1941 года мощность ВоГРЭС была доведена до проектной 49000 кВт за счет ввода в эксплуатацию котлов № 3 110 т/ч и № 4 150 т/ч и одной теплофикационной турбины АН-25 с генератором 25000 кВт. В начале Великой Отечественной войны турбина № 2 и котел № 4 были демонтированы и эвакуированы в город Караганду, в конце 1941 года был демонтирован и котел № 3 и отправлен на Кизеловскую ГРЭС. Работавший до последних дней турбогенератор № 1 6 июля 1942 года, день занятия города Воронежа фашистскими воинами, был подорван. Огнем противника электростанции были нанесены колоссальные разрушения. По освобождении города от фашистских захватчиков началось восстановление ВоГРЭС. В январе 1944 года она дала первую энергию, а в декабре 1948 года была восстановлена ее довоенная мощность. В 1950 году в связи с развитием промышленности началось расширение ВоГРЭС за счет установки оборудования высокого давления, состоящего из 5 паровых котлов ТП-170 100 атм и турбин ВПТ-25-1 с генераторами по 25000 кВт. В 1956 году мощность электростанции достигла 149000 кВт. В соответствии с характеристиками установленного оборудования в 1959 году ВоГРЭС была переименована в ТЭЦ-1. Будучи запроектированной для работы на антраците ТЭЦ-1 в 1966 году была реконструирована и для работы на природном газе. По третьему циклу расширения на ТЭЦ-1 было установлено четыре энергетических котла БКЗ-160-100 ГМ, две противодавленческие турбины ПР-29-90/10/0,9 с генераторами по 25000 кВт и пять водогрейных котлов ПТВМ-100. В 1970 году из экономических соображений произведено объединение Воронежских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в одну, под названием Воронежской ТЭЦ.

В настоящее время Воронежская ТЭЦ имеет мощность электрическую 180000 кВт и тепловую - 1656 Гкал/час (по горячей воде) и 1008 т/ч (по пару). Последний котел № 16 включен в работу - декабрь 1999 года БКЗ 160-1,4-300 ГМ. Турбина № 9 - октябрь 1982 года, ПР - 30(25)-90/10/0,9.

Основной работой любой электростанции является то, что ее промышленная продукция (электрическая и тепловая энергия) потребляется в момент производства и не может вырабатываться «на склад» или в резерв. Это значит, что электростанция в каждый данный момент времени должна вырабатывать энергии ровно столько, сколько потребляют ее промышленные предприятия, транспорт, сельское хозяйство, бытовые и другие потребители. Потребление электроэнергии у разных потребителей меняется во времени суток в течение года. Оно, как правило, снижается летом и возрастает в зимнее время, неравномерно изменяется в течение недели (снижается в выходные и праздничные дни) и даже в течение одних суток, завися от многих факторов.

1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха

Таблица 1

	Наименование оборудования	Обозначение оборудования
	Турбоагрегат № 3
	Турбоагрегат № 4
	Турбоагрегат № 5
	Турбоагрегат № 6
	Турбоагрегат № 7
	Турбоагрегат № 8
	Турбоагрегат № 9
	Турбогенератор № 3
	Турбогенератор № 4
	Турбогенератор № 5
	Турбогенератор № 6
	Турбогенератор № 7
	Турбогенератор № 8
	Турбогенератор № 9
	Пусковой маслонасос ТА № 3
	Пусковой маслонасос ТА № 4
	Пусковой маслонасос ТА № 5
	Пусковой маслонасос ТА № 6
	Пусковой маслонасос ТА № 7
	Пусковой маслонасос ТА № 8
	Пусковой маслонасос ТА № 9
	Электромасляный насос ТА № 3
	Электромасляный насос ТА № 4
	Электромасляный насос ТА № 5
	Электромасляный насос ТА № 6
	Электромасляный насос ТА № 7 постоянного тока (аварийный)
	Электромасляный насос ТА № 7 переменного тока (резервный)
	Электромасляный насос ТА № 8 постоянного тока (аварийный)
	Электромасляный насос ТА № 8 переменного тока (резервный)
	Электромасляный насос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)
	Электромасляный насос ТА № 9 переменного тока (резервный)
	Уплотняющий маслонасос ТА № 3
	Уплотняющий маслонасос ТА № 4
	Уплотняющий маслонасос ТА № 5
	Уплотняющий маслонасос ТА № 6
	Уплотняющий маслонасос ТА № 7
	Уплотняющий маслонасос ТА № 8
	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)
	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 переменного тока (резервный)
	Конденсатный насос № 3 «А» ТА № 3	КН № 3 «А»
	Конденсатный насос № 3 «Б» ТА № 3	КН № 3 «Б»
	Конденсатный насос № 4 «А» ТА № 4	КН № 4 «А»
	Конденсатный насос № 4 «Б» ТА № 4	КН №4 «Б»
	Конденсатный насос № 5 «А» ТА № 5	КН № 5 «А»
	Конденсатный насос № 5 «Б» ТА № 5	КН № 5 «Б»
	Конденсатный насос № 6 «А» ТА № 6	КН № 6 «А»
	Конденсатный насос № 6 «Б» ТА № 6	КН № 6 «Б»
	Подъемный насос ТА № 3
	Подъемный насос ТА № 4
	Подъемный насос ТА № 5
	Подъемный насос ТА № 6
	Сливной насос ТА № 7
	Сливной насос ТА № 8
	Сливной насос ТА № 9
	Газоохлаждающий насос ТА № 3
	Газоохлаждающий насос № 4 «А» ТА № 4	ГОН № 4 «А»
	Газоохлаждающий насос № 4 «Б» ТА № 4	ГОН № 4 «Б»
	Газоохлаждающий насос № 5 «А» ТА № 5	ГОН № 5 «А»
	Газоохлаждающий насос № 5 «Б» ТА№ 5	ГОН № 5 «Б»
	Газоохлаждающий насос № 6 «А» ТА № 6	ГОН № 6 «А»
	Газоохлаждающий насос № 6 «Б» ТА № 6	ГОН № 6 «Б»
	Газоохлаждающий насос № 7 «А» ТА № 7	ГОН № 7 «А»
	Газоохлаждающий насос № 7 «Б» ТА № 7	ГОН № 7 «Б»
	Газоохлаждающий насос № 8 «А» ТА № 8	ГОН № 8 «А»
	Газоохлаждающий насос № 8 «Б» ТА № 8	ГОН № 8 «Б»
	Газоохлаждающий насос № 9 «А» ТА № 9	ГОН № 9 «А»
	Газоохлаждающий насос № 9 «Б» ТА № 9	ГОН № 9 «Б»
	Перекачной насос № 1
	Перекачной насос № 2
	Перекачной насос № 3
	Перекачной насос № 4
	Перекачной насос № 5
	Перекачной насос № 6
	Перекачной насос № 7
	Перекачной насос № 8
	Перекачной насос № 9
	Перекачной насос № 10
	Перекачной насос № 11
	Смывной насос № 3
	Смывной насос № 4
	Эжектирующий насос № 2
	Эжектирующий насос № 3
	Эжектирующий насос № 4
	Эжектирующий насос № 5
	Бак низких точек
	Дренажный насос БНТ
	Перекачной насос БНТ № 1
	Перекачной насос БНТ № 2
	Дренажный бак
	Подогреватель технической воды № 1
	Подогреватель технической воды № 2
	Подогреватель технической воды № 3
	Насос технической воды № 1
	Насос технической воды № 3
	Насос технической воды № 4
	Насос технической воды № 5
	Насос технической воды № 7
	Насос технической воды № 8
	Насос технической воды № 9
	Пожарный насос № 1
	Пожарный насос № 2
	Пожарный насос № 3
	Бойлерная установка № 1
	Бойлерная установка № 2
	Бойлерная установка № 3
	Бойлерная установка № 4
	Бойлерная установка № 5
	Основной бойлер № 1
	Основной бойлер № 2 «А»	ОБ № 2 «А»
	Основной бойлер № 2 «Б»	ОБ № 2 «Б»
	Основной бойлер № 3 «А»	ОБ № 3 «А»
	Основной бойлер № 3 «Б»	ОБ № 3 «Б»
	Основной бойлер № 4
	Основной бойлер № 5 «А»	ОБ № 5 «А»
	Основной бойлер № 5 «Б»	ОБ № 5 «Б»
	Пиковый бойлер № 1
	Пиковый бойлер № 4 «А»	ПБ № 4 «А»
	Пиковый бойлер № 4 «Б»	ПБ № 4 «Б»
	Пиковый бойлер № 5
	Летний сетевой насос
	Сетевой насос № 1
	Сетевой насос № 2
	Сетевой насос № 3 «А»	СЭН № 3 «А»
	Сетевой насос № 3 «Б»	СЭН № 3 «Б»
	Сетевой насос № 4 «А»	СЭН № 4 «А»
	Сетевой насос № 4 «Б»	СЭН № 4 «Б»
	Сетевой насос № 4 «В»	СЭН № 4 «В»
	Сетевой насос № 5 «А»	СЭН № 5 «А»
	Сетевой насос № 5 «Б»	СЭН № 5 «Б»
	Сетевой насос № 5 «В»	СЭН № 5 «В»
	Конденсатный насос № БУ № 1 «А»	КНБ № 1 «А»
	Конденсатный насос № БУ № 1 «Б»	КНБ № 1 «Б»
	Конденсатный насос № БУ № 2 «А»	КНБ № 2 «А»
	Конденсатный насос № БУ № 2 «Б»	КНБ № 2 «Б»
	Конденсатный насос № БУ № 2 «В»	КНБ № 2 «В»
	Конденсатный насос № БУ № 4 «А»	КНБ № 4 «А»
	Конденсатный насос № БУ № 4 «Б»	КНБ № 4 «Б»
	Конденсатный насос № БУ № 5 «А»	КНБ № 5 «А»
	Конденсатный насос № БУ № 5 «Б»	КНБ № 5 «Б»
	Подпиточный насос № 1
	Подпиточный насос № 2
	Подпиточный насос № 3
	Подпиточный насос № 4
	Подпиточный насос № 5
	Подпиточный насос № 6
	Насос-дозатор гидразина № 5
	Насос-дозатор гидразина № 6
	Насос-дозатор гидразина № 7
	Насос-дозатор гидразина № 8
	Насос-дозатор гидразина № 9
	Насос сбора и откачки гидразина
	Насос-дозатор гидразина № 10
	Насос-дозатор гидразина № 11
	Питательный электронасос № 5
	Питательный электронасос № 6
	Питательный электронасос № 6 «А»	ПЭН № 6 «А»
	Питательный электронасос № 7
	Питательный электронасос № 8
	Питательный электронасос № 9
	Питательный электронасос № 10
	Питательный электронасос № 11
	Питательный электронасос № 12
	Питательный электронасос № 13
	Питательный электронасос № 14
	Эленктромасляный насос № 5«А» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«А»
	Эленктромасляный насос № 5«Б» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«Б»
	Эленктромасляный насос № 6«А» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«А»
	Эленктромасляный насос № 6«Б» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«Б»
	Эленктромасляный насос № 6«А»/1 ПЭНа № 6 «А»	ЭМНП № 6 «А»/1
	Эленктромасляный насос № 7 ПЭНа № 7
	Эленктромасляный насос № 8«А» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«А»
	Эленктромасляный насос № 8«Б» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«Б»
	Эленктромасляный насос № 9«А» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«А»
	Эленктромасляный насос № 9«Б» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«Б»
	Эленктромасляный насос № 10«А» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«А»
	Эленктромасляный насос № 10«Б» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«Б»
	Эленктромасляный насос № 11«А» ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«А»
	Эленктромасляный насос № 11«Б»ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«Б»
	Эленктромасляный насос № 12 ПЭНа № 12
	Береговая насосная
	Циркуляционный насос № 1
	Циркуляционный насос № 2
	Циркуляционный насос № 3
	Циркуляционный насос № 4
	Циркуляционный насос № 5
	Циркуляционный насос № 6
	Дренажный насос № 1 БН
	Дренажный насос № 2 БН
	Дренажный насос № 3 БН
	Дренажный насос № 4 БН
	Дренажный насос № 3 «А»	ДНБН № 3 «А»
	Насос смыва сеток № 1 БН
	Насос рыбозащиты
	Насос смыва сеток № 2 БН
	Перекачной насос № 1 оборотной системы маслоохладителей
	Перекачной насос № 2 оборотной системы маслоохладителей
	Перекачной насос № 3 оборотной системы маслоохладителей
	Перекачной насос № 4 оборотной системы маслоохладителей
	Дренажный насос № 1 оборотной системы маслоохладителей
	Дренажный насос № 2 оборотной системы маслоохладителей
	Перекачной насос № 1 оборотной системы ГЗУ
	Перекачной насос № 2 оборотной системы ГЗУ
	Дренажный насос оборотной системы ГЗУ
	Эксгаустер ТГ № 3
	Эксгаустер ТГ № 4
	Эксгаустер ТГ № 5
	Эксгаустер ТГ № 6
	Эксгаустер ТГ № 7
	Эксгаустер ТГ № 8
	Эксгаустер ТГ № 9
	Деаэратор № 1
	Деаэратор № 4
	Деаэратор № 5
	Деаэратор № 6
	Деаэратор № 7
	Деаэратор № 8
	Деаэратор № 9
	Деаэратор № 10
	Деаэратор № 11
	Деаэратор № 12
	Деаэратор № 13
	Деаэратор № 15
	Деаэратор № 16
	Расширитель дренажей среднего давления
	Расширитель дренажей низкого давления

2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха

2.1 Технические характеристики турбины

Турбина типа ПР 20-90/10/0,9М с промышленным регулируемым отбором пара, активного типа. Завод-изготовитель - Калужский турбинный завод.

Мощность: номинальная - 20 МВт; максимальная - 24 МВт. Номинальная частота вращения роторов - 3000 об/мин. Расход острого пара на турбину: номинальный - 134 т/ч; максимальный - 182 т/ч. Номинальные параметры острого пара перед автоматическими стопорными клапанами (АСК): давление - 90 ата; температура - 515 С. При работе турбины блочно с котлом № 15 допускается повышение температуры острого пара до 535 С.

Отборы пара:

А) Первый, нерегулируемый после 2-ой ступени на ПВД-5 с давлением 31 ата и температурой 410 С;

Б) Второй, нерегулируемый после 6-ой ступени на ПВД-4 с давлением 17 ата и температурой 330 С;

В) Третий, регулируемый после 8-ой ступени в производственный отбор с давлением 8-13 ата и температурой 260 С;

Г) Четвертый, нерегулируемый после 12 ступени на ПНД с давлением 5 ата и температурой 184 С;

Д) После 15-ой ступени пар подается в п/провод теплофикационного отбора с давлением 0,9-2,5 ата;

Е) На сальниковый подогреватель (СП) пар направлен с концевых уплотнений турбины с давлением 1,07 ата.

Количество отбираемого пара:

Производственный отбор:

При номинальном давлении 10 ата и температуре 260С расход пара в отбор составляет 48 т/ч;

Допускается при номинальных параметрах острого пара увеличение расхода пара в П-отбор до 120 т/ч с одновременным уменьшением отбираемого пара из противодавления до 20 т/ч.

Теплофикационный отбор (противодавление):

При номинальном давлении 1,2 ата расход пара отбираемого из противодавления составляет 58 т/ч;

Допускается, при номинальных параметрах острого пара, увеличение расхода пара в Т-отбор до 110 т/ч при этом величина П-отбора должна быть не менее 35 т/ч при давлении 10 ата. При П - отборе равном нулю, указанный выше расход в Т-отбор 110 т/ч, возможен при электрической нагрузке не более 20 МВт.

Расход пара на подогреватели регенерации:

На ПВД-5 - 9,42 т/ч;

На ПВД-4 - 8,58 т/ч;

На ПНД - 11 т/ч;

На СП - 1,1 т/ч.

При расходе питательной воды 195 т/ч (107% от расхода пара на турбину) нагрев её составляет 215+/-10С. Ёмкость маслобака 10 м 3 . Ёмкость масляной системы 12 м 3 . Номинальное давление масла:

На смазку - 1,0 кгс/см2;

На регулирование - 10 кгс/см2;

На всасе насоса регулятора - 1,35 кгс/см2.

Номинальная температура масла после маслоохладителей - 40С. Валоповоротное устройство (ВПУ) допускает повторный пуск турбины через любое время после её останова. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 50 Гц.

Турбина снабжена следующими защитами:

От повышения частоты вращения выше 3300-3360 об/мин;

От изменения величины осевого сдвига ротора +/- 0,8 мм;

От понижения давления масла на смазку подшипников до 0,35кгс/см 2 ;

От понижения давления масла в системе регулирования до 3 кгс/см 2 (закрываются стопорные клапаны);

От понижения давления масла за инжектором на всасе насоса регулятора до 0,25 кгс/см 2 ;

При срабатывании цепей защит генератора происходит закрытие обоих АСК, клапанов-захлопок на п/проводах отборов и задвижек ГПЗ №1 и № 103.

Согласно ПТЭ, п. 6.3.3., «На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам мощности…». Регулирование текущего режима работы осуществляется машинистом турбины путем непосредственного воздействия на механизм управления турбиной (МУТ) по распоряжению НСС или дежурным персоналом главного щита управления путем воздействия на ключ управления электроприводом МУТ. Согласно ПТЭ, п. 6.3.4., «Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми электростанциями путём изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов…». Приказом РАО «ЕЭС России» № 524 от 18.09.02 г. (п. 7.2.) предписано считать нормативными следующие показатели:

Нормальный уровень частоты 50,00±0,05 Гц;

Допустимый уровень частоты 50,00±0,2 Гц;

Время восстановления нормального уровня частоты не более 15 минут.

Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты электрического тока при нарушении баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной диапазона регулирования. Первичное регулирование осуществляется за счёт автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин. Небаланс, возникающий между нагрузками турбо- и котлоагрегатов должен устраняться за счёт автоматического изменения паропроизводительности котлов.

На турбоагрегат ст. №№ 3-6 проверена настройка регуляторов частоты вращения турбин в соответствии с требованиями п.4.4.3 ПТЭ, а на одном - двух котлах постоянно включена в работу автоматика топлива. При изменении частоты электрического тока в энергосистеме в пределах от нормального уровня до допустимого, регуляторы турбин увеличивают или уменьшают подачу пара в турбину, изменяя мощность, выдаваемую генератором в сеть. Частота вращения роторов ТА восстанавливается до величины, предшествующей изменению. Диапазон регулирования турбоагрегатов ВТЭЦ-1 составляет ±10 % от установленной (номинальной) мощности турбины, т.е. 25+2,5 МВт. Регулирование возможно только при наличии резерва мощности на турбоагрегатах и котлах. Следовательно, котлы и турбоагрегаты станции, участвующие в ОПРЧ, в нормальном режиме не должны работать с максимальной нагрузкой. При увеличении расхода пара на турбину понижается давление в главном паропроводе (ГПП) станции. Под воздействием автоматики топлива котлы увеличивают выработку пара - давление в ГПП восстанавливается. По времени этот процесс на станции длится от трёх до семи минут, в зависимости от величины первоначального снижения давления. При уменьшении расхода пара на турбину давление в ГПП повышается - котлы с включённой автоматикой снижают нагрузку. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанции должен вмешиваться в процесс первичного регулирования частоты только в следующих случаях:

По распоряжению НСС (с разрешения диспетчера Воронежского РДУ);

При выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы;

Восстановление заданной графиком мощности воздействием на МУТ разрешается после восстановления нормального значения частоты.

2.1.1 Конструкция турбины

Турбина ПР-20-90/10/0,9М является активной, пятнадцатиступенчатой, с тремя нерегулируемыми и одним регулируемым (производственным) отбором. Турбина работает в противодавление на т/провод теплофикационного отбора. Проточная часть турбины состоит из одной двухвенечной регулирующей ступени скорости и четырнадцати ступеней давления. Камерой регулируемого отбора турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть среднего давления (ЧСД). ЧВД включает в себя клапанное парораспределение с рычажным приводом и проточную часть, состоящую из восьми ступеней. ЧСД включает в себя парораспределение, выполненное в виде поворотной диафрагмы с рычажным приводом, и проточную часть, состоящую из семи ступеней. Парораспределение ЧВД и ЧСД приводится в действие двумя сервомоторами, расположенными в общем, блоке регулирования на крышке переднего подшипника. Ротор турбины состоит из вала и дисков с рабочими лопатками. На валу между дисками выполнены проточки под лабиринтовые уплотнения. Рабочее колесо главного масляного насоса-регулятора выполнено заодно с валом и одновременно является гребнем упорного подшипника. На крышке второго подшипника смонтировано ВПУ с гидравлическим приводом. Тепловое расширение корпуса турбины происходит в сторону переднего подшипника и контролируется прибором абсолютного теплового расширения. Для предотвращения протечек пара из передней и задней частей корпуса турбины в местах выхода концов ротора установлены переднее и заднее лабиринтовые уплотнения. Пар из 1-ой коробки переднего уплотнения отводится в камеру второго отбора; из 2-ой коробки переднего уплотнения - в сальниковый подогреватель; из 3-ей коробки переднего и 1-ой коробки заднего уплотнения - на эжектор отсоса из уплотнений. Система маслоснабжения турбоагрегата предназначена для обеспечения смазкой подшипников турбины и генератора, для снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты (см. приложение к инструкции) и подачи масла на уплотнения генератора (см. Инструкцию по эксплуатации масляных уплотнений генератора).

2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования

2.2.1 Насосное оборудование

а) Сливной насос (СлН)

Тип: КС-12-110-4

Производительность: 12 м 3 /ч

Напор: 11,0 кгс/см 2

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 70 А

б) Газоохлаждающие насосы (ГОН)

Тип: К-290-18

Производительность: 290 м 3 /ч

Напор: 1,8 кгс/см 2

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 42

в) Электромасляные насосы

Таблица 2

г) Пусковой маслонасос (ПМН)

Тип: 3В-125/16-1

Производительность: 125 м 3 /ч

Напор: 16,0 кгс/см 2

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 11 А

2.2.2 Теплообменные аппараты

Таблица 3

Эжектор предназначен для отсоса пара из концевых уплотнений турбины. В трубный элемент эжектора подается обессоленная (химически очищенная) вода. Конденсат греющего пара через трубопроводы, имеющие гидрозатворы, отводится в дренажную систему цеха на бак низких точек. Подогреватель низкого давления предназначен для подогрева воды до 125-130С, подаваемой перекачными насосами из деаэраторов среднего давления в деаэраторы высокого давления. Пар в ПНД подается из камеры 12-ой ступени с давлением 5 кгс/см2 и температурой 184С. Конденсат греющего пара сливается в корпус сальникового подогревателя или под давлением пара выдавливается в деаэраторы среднего давления. Сальниковый подогреватель предназначен для подогрева обессоленной (химически очищенной) воды паром из концевых уплотнений турбины. Конденсат греющего пара сальникового подогревателя и конденсат, поступающий, от ПНД откачивается сливным насосом. Маслоохладители предназначены для охлаждения масла, подаваемого на подшипники турбины. Охлаждающая вода с давлением 1-1,5 кгс/см 2 подается и отводится через водяные камеры, проходя через трубную систему. Масло от напорной линии главного масляного насоса-регулятора проходит через корпус маслоохладителя с давлением 10 кгс/см 2 , омывая трубки, и охлаждается до температуры 40С. Устройство, назначение и принцип работы подогревателей высокого давления см. в Инструкции по эксплуатации ПВД.

3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок

Давление:

Рабочее: 85-95 ата;

Аварийное максимальное: 100 ата.

Температура:

Рабочая: 510-520 С;

Аварийная максимальная: 540 С;

Аварийная минимальная: 470 С (при номинальном давлении).

Допускается длительная работа турбины с номинальной и любой меньшей нагрузкой при следующих отклонениях начальных параметров, при одновременном изменении в любых сочетаниях давления в пределах 85-95 ата, температуры в пределах 510-540С. Допускается одновременное снижение начального давления и температуры свежего пара при определенной нагрузке турбоагрегата согласно следующей таблицы 4:

Таблица 4

Начальное давление, ата	Начальная температура, С

Максимальное давление за регулирующей ступенью 50 кгс/см 2 . Допустимое отклонение давления пара в отборах:

Производственном - 8-13 ата;

Противодавления - 0,9-2.5 ата.

Не допускается работа турбогенератора при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 Гц. Работа турбины на холостом ходу при давлении острого пара 100 ата и температуре 545С допускается кратковременно не более 30 мин., при этом общая продолжительность работы на таких параметрах должна составлять не более 200 часов в год.

Уровень масла в маслобаке:

Номинальный: «50»-«100»;

Максимальный: «240»;

Минимальный аварийный: «20».

Давление масла:

Минимальное на регулирование: 7,5 кгс/см 2 ;

Минимальное на смазку: 0,35 кгс/см 2 ;

Минимальное на всасе насоса-регулятора: 0,75 кгс/см 2 ;

Аварийное на всасе насоса-регулятора: 0,3кгс/см 2 .

Температура масла после маслоохладителей:

Номинальная: 38-45С;

Максимальная: 50С;

Минимальная: 35С.

Максимальное отклонение относительного расширения ротора турбины +/-2,5 мм. Максимальное отклонение осевого сдвига +/-0,8 мм. Работа турбины в безпаровом режиме допускается не более 3 мин. Минимальный перепад давления «масло-газ» в системе уплотнения вала генератора 0,3 кгс/см 2 . Максимальная температура вкладышей подшипников 80С. Максимальная температура масла на сливе из подшипников 65С. Максимальная вибрация 11,2 мм/с.

Критические числа оборотов ротора:

2020 об/мин (ротора турбины);

2450 об/мин системы «ротор турбины - ротор генератора».

Случаи аварийного отключения ПНД и СП:

При повышении давления в корпусе или трубном элементе и невозможности его снижения;

При образовании в корпусе неплотности, выпучин, разрыва прокладок;

При образовании неплотности в трубном элементе;

При возникновении пожара, угрожающего подогревателю.

4. Эксплуатация турбоустановок

Пуск турбины запрещается в случаях:

Отклонения показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;

Неисправности хотя бы одной из защит, действующей на останов турбины;

Наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

При неисправности любого из маслонасосов или устройств их АВР;

Отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла, ниже установленного заводом изготовителем;

Отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Пуск турбин, остановленных из-за повышения (изменения) вибрации, осуществляется только после детального анализа причин остановки и при наличии письменного разрешения главного инженера ТЭЦ, сделанного в оперативном журнале им собственноручно. Пуск турбины осуществляется под руководством начальника цеха или его заместителя. Пуск турбины после капитального ремонта или среднего ремонта проводится под контролем главного инженера, с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по ТЭ и ТБ.

4.1 Подготовка турбоустановок к пуску

Перед пуском турбины необходимо:

Проверить закрытие заявки, нарядов (если на турбоагрегате проводились ремонтные работы). Тщательно осмотреть турбину, генератор, возбудитель, трубопроводы и вспомогательное оборудование. Проверить наличие КИП и включенное их состояние. Проверить работу командного аппарата и МУТ от электродвигателя с ГЩУ. Проверить готовность средств пожарной защиты, а также наличие и исправность кожухов на фланцевых соединениях маслопроводов и металлической изоляции паропроводов, расположенных вблизи маслосистемы. Осмотреть маслосистему на предмет плотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. Проверить состояние тяг и рычагов, положение кронштейнов и крепежа органов парораспределения.

Закрыть задвижки (проверить закрытие):

На трубопроводах всех отборов;

По пару и питательной воде к промывочному устройству;

На паропроводе к эжектору;

На трубопроводах охлаждающей воды к маслоохладителям и газоохладителям.

Проверить открытие всех дренажей турбины и главного паропровода.

Подготовка масляной системы турбоагрегата.

Проверить уровень масла в маслобаке, слить отстой воды. Проверить открытие задвижек по маслу на входе и выходе маслоохладителей. Выпустить воздух из верхней части маслоохладителей. Подготовить к включению ПМН, ЭМНР, ЭМНА. Подготовить к включению УМНР, УМНА и маслосистему уплотнения вала генератора. Включить в работу ПМН. Убедиться, что насос создает давление в системе регулирования не ниже 7кг/см 2 , при этом давление масла в системе смазки должно составлять не менее 1,0 кг/см 2 . Проверить, что с пуском ПМН, регулирующие клапаны ЧВД и поворотная диафрагма открылись. По шкале у сервомоторов проверить полноту хода ЧВД, ЧСД которые должны составлять 100 мм. Остановить ПМН. Включить в работу ЭМНР. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см 2 . Остановить ЭМНР.

Включить в работу ЭМНА. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см 2 . Убедиться в достаточности количества сливающегося масла из подшипников. Остановить ЭМНА. Проверить АВР маслонасосов. Включить в работу маслосистему уплотнения вала генератора. Проверить положение запорной арматуры на маслосистемах смазки и УВГ, а также на линии аварийного слива с маслобака. Запломбировать всю арматуру маслосистемы в рабочем положении. Ответственность за качество контроля слива масла с каждого подшипника при пуске турбины, а также при её останове, проведении испытаний и консервации возлагается на начальника смены лично.

До пуска турбины для уменьшения возможности пульсации давления масла и вибрации маслопроводов из-за наличия воздуха в маслосистеме необходимо произвести прокачку маслосистемы ПМН, ЭМНА и ЭМНР не менее 15 мин. каждый. Включить в работу ПМН. Осмотреть маслосистему на предмет отсутствия утечек масла. Проверить уровень масла в маслобаке. Довести температуру масла до 30С. Пуск турбины при температуре масла, поступающего на подшипники и в систему УВГ ниже 30С, не допускается. Опробовать ВПУ турбины и остановить его.

Подготовка системы регенерации.

Включить в работу эжектор отсоса из концевых уплотнений турбины, для чего необходимо:

Дать проток охлаждающей воды через эжектор;

Открыть вентиль по пару на эжектор, открыть задвижку на линии отсоса паровоздушной смеси из уплотнений.

Включить в работу СП. Для чего необходимо:

Дать проток охлаждающей воды через СП;

Собрать схему слива конденсата из СП;

Открыть задвижку на подводе пара на СП от концевых уплотнений турбины;

Прогрев турбины паром из противодавления

Включить в работу ВПУ. Прослушать турбину. Начать запись в пусковую ведомость контролируемых параметров. Медленно приоткрыть задвижку №77/9 на паре из противодавления, подать пар на прогрев турбины. Проследить за работой ВПУ. С момента подачи пара в турбину и до окончания пуска не допускать увеличения:

а) разности температур металла верхней и нижней части корпуса турбины в зоне регулирующей ступени более 35С;

б) разности температур фланца и шпильки с каждой стороны цилиндра в зоне регулирующей ступени не более 20С, причем фланец должен быть горячее шпильки;

Запись показаний производить через каждые 15мин. Скорость прогрева металла корпуса не должна превышать 3-3,5С в минуту. При достижении температуры металла корпуса равной 80С - полностью открыть задвижку № 77/9.

Приступить к прогреву перепускных труб от ГПЗ-1 до стопорных клапанов для чего:

а) открыть дренажи перепускных труб и продувочные вентили стопорных клапанов;

б) убедиться в полном закрытии обоих АСК;

в) открыть второй по ходу пара вентиль на байпасе ГПЗ-1 и, медленно открывая перв...

Подобные документы

Классификация и область применения градирен. Показатели водяного охлаждения оборудования турбинного цеха. Анализ технического состояния градирни и решения по реконструкции. Аэродинамический расчет, определение теплового и материального баланса градирни.

дипломная работа , добавлен 15.07.2015


Общая характеристика цеха. Характеристика детали условия её работы. Карта технических требований на дифектацию детали. Выбор способа восстановления детали. Расчет режимов работы цеха. Подбор оборудования, планировка и окончательное уточнение площади цеха.

курсовая работа , добавлен 17.06.2013


Структура цеха кокильного литья, номенклатура и программа выпуска отливок. Режим работы и фонды времени работы оборудования. Технологические процессы и расчет оборудования проектируемого цеха, контроль отливок. Архитектурно-строительное решение здания.

курсовая работа , добавлен 30.06.2012


Схема отдела главного металлурга ОАО "БЗА" г. Борисова. Индексация технологической оснастки. Организация работы цеха холодной штамповки и бюро по ремонту оборудования. Мероприятия по повышению качества изделий. Организация работы экономической службы.

отчет по практике , добавлен 13.05.2011


Основные стадии технологического процесса прокатного производства на металлургическом заводе, оборудование технологической линии цеха. Расчет количества основного и вспомогательного оборудования в цехе, технико-экономический выбор агрегатов и их мощности.

курсовая работа , добавлен 07.06.2010


Обеспечение предприятия сырьем, энергоресурсами, выбор режима работы цеха и его обоснование. Анализ возможности выполнения спецификации пиломатериалов по объемам и сечениям. Расчет и порядок составления сводной ведомости технологического оборудования.

курсовая работа , добавлен 08.10.2012


Режим работы механического цеха, фонды времени работы оборудования и рабочих. Технологические процессы и новая техника. Определение количества участков и грузооборота цеха. Выбор подъёмно-транспортных средств. Расчет площадей промышленного корпуса.

курсовая работа , добавлен 03.05.2015


Изучение режима работы компрессорной станции. Гидравлический расчет вертикального масляного пылеуловителя. Определение технического состояния центробежного нагнетателя и общего расхода топливного газа. Основные параметры оборудования компрессорного цеха.

курсовая работа , добавлен 25.03.2015


Структура управления предприятием. Характеристика основного и вспомогательного оборудования. Основные параметры полуфабрикатов и основного продукта по технической документации. Регулирование режимов технологического процесса и контроль параметров работы.

отчет по практике , добавлен 11.03.2015


Методы расчета количества основного и вспомогательного оборудования в цехе. Обоснование и расчет всех основных технологических показателей станков в цехе. Характеристика индивидуального вспомогательного оборудования. Составление баланса металла по цеху.

Восстановление народного хозяйства СССР после Великой Отечественной войны (1943-1953)

Для какого типа наконечников предназначены боры, диаметр корпуса которых составляет 1,6 мм?

Как называется устройство, передающее вращательное движение от электрического двигателя на инструмент с уменьшением скорости вращения?

О том, почему были понесены Советским Союзом большие потери в начале войны и для чего было нужно советскому командованию отступление.

1. Компоновка оборудования турбинного цеха. Схемы включения. Оперативно-техническая связь между реакторным и турбинным цехами.

2. Система регулирования и защиты паровой турбины.

3. Эксплуатация турбины и оборудования турбинного цеха. Должностные инструкции. Особенности пусков и остановов турбины.

4. Организация ремонтов. Контроль за металлом тепломеханического оборудования

Химцех

1. Водоснабжение АЭС. Качество исходной воды.

2. Водный режим контуров. Нормы качества воды и пара.

3. Химконтроль за качеством воды и пара.

Цех автоматизации и теплового контроля

1. Организация теплового и технологического контроля и автоматика в цехе.

2. Схемы и работа автоматики питания парогенераторов, регулирования

параметров пара.

3. Принцип регулирования мощности блока.

4. Блочный щит управления.

5. Регулирование частоты вращения турбогенератора.

Электроцех

1. Оборудование эл. цеха.

2. Электрическое оборудование в цехах. Аварийные режимыприповреждении в тепловой и электрической частях станции. Поведение механизмов собственных нужд при коротких замыканиях во внешней сети и в сети собственных нужд.

3. График работы и нагрузки станции. Ликвидация аварийна станции.

Производственно-технический отдел

1. Структура и схема управления АЭС.

2. Структура ПТО. Функции ПТО. Связь с цехами.

3. Система технологического учета и отчетности станции. Систематизация, обработка первичной документации по эксплуатации основного оборудования и всей станции.

4. Технико-экономические показатели станции. Статьи технико-экономических показателей. Определение себестоимости электроэнергии.

5. Пути снижения себестоимости тепла, электроэнергии и обессоленной воды.

Индивидуальные задания

В период практики каждый студент выполняет индивидуальное задание по теме дипломного проекта.

Индивидуальное задание выполняется в порядке проработки специальной части дипломного проекта, а так же по вопросам экономики, стандартизации, охране труда, радиационной безопасности. Рекомендуются разработки вопросов реального характера, интересующих предприятие, проведение работ научно-исследовательского характера, расчетных работ и т.п. Темы заданий студент получает от руководителя дипломного проекта и консультантов до начала практики. Проработка индивидуального задания в определенной мере определяет подготовленность студента к самостоятельной инженерной работе.

Первый энергоблок БелАЭС хотят запустить в 2019 году, второй — годом позже. TUT.BY побывал в залах, где находятся реактор и турбины.

Белорусская атомная электростанция, что возводится под Островцом в Гродненской области, будет состоять из двух независимых энергетических блоков.

Один энергоблок — это здание реактора, машинный зал и здания вспомогательных систем. К концу 2019 года электроэнергию с энергоблока № 1 уже хотят подать в сеть.

Энергоблок № 2 планируют запустить годом позже, в 2020-м. Журналистов пускают внутрь второго энергоблока, который готов меньше.

Попасть внутрь энергоблока можно на высоте в 26 метров. На строительном сленге — на «отметке плюс 26».

Татьяна Ильейть — лифтер, она возит сюда грузы и людей, «наверное, раз сто в день». За минуту успевает рассказать, что сама — местная жительница, из деревни под Островцом. Раньше работала на картонной фабрике, но вот уже три года — на БелАЭС.

На 26-метровой отметке, перед входом в здание реактора, транспортный портал. По нему в энергоблок подается оборудование больших размеров: реактор, парогенераторы. Сейчас весь крупногабарит уже здесь, наверху.

— Потом мы сюда будем подавать свежее топливо и отсюда же отводить отработанное, — рассказывает начальник реакторного цеха БелАЭС Александр Канюка .

— Почему нужно подавать все это именно на такой высоте?

— А это наиболее короткий путь до центрального зала, где выполняются основные транспортно-технологические операции.

На входе в центральный реакторный зал можно увидеть две защитные оболочки здания

В центральном реакторном зале — вентиляционные установки, системы безопасности, емкости с системами аварийного охлаждения, накрытые брезентом будущие бассейны для выдержки отработанного топлива.

Ниже уровня, на котором мы находимся, — корпус реактора. Его привезли с российского Ижорского завода.

Внизу — корпус реактора второго энергоблока

Начальник реакторного цеха Александр Канюка перечисляет системы безопасности, которые расположены в защитной оболочке.

БелАЭС сейчас возводят около 7 тысяч строителей

На первом энергоблоке — корпус реактора, привезенный из Волгодонска. Тот уже готов, сейчас проверяют системы его безопасности, он ждет контрольной сборки.

Когда в энергоблоки привезут ядерное топливо, многое изменится. Это будет зона контролируемого доступа с повышенным радиационным фоном.

— Здесь останутся только штатные приспособления. Будет нержавеющая облицовка — чтобы можно было надежно выполнить дезактивацию и поддерживать в норме радиоактивный фон, — рассказывает Александр Канюка. — Вход по специальному наряду. Везде развесят датчики контроля радиоактивности. Можно будет смотреть, как долго здесь можно находиться персоналу, чтобы дозовые нагрузки были в норме.

Еще одно важное место на атомной станции — турбинный цех. На отметку «плюс 16» турбинного цеха первого энергоблока поднимаемся по лестнице.

Турбинный зал первого энергоблока

Турбоустановка первого энергоблока смонтирована примерно на 90%.

— На турбину будет подаваться пар из реакторного отделения. Пар приводит в движение ротор турбины. А ротор турбины соединен с ротором генератора. Именно на турбинной установке будет вырабатываться электроэнергия, — объясняет начальник смены турбинного цеха БелАЭС Евгений Абашев .

В этом, машинном, зале повышенного радиационного фона не будет.

— Здесь — второй контур. Тот пар, который пойдет из пароустановки на турбину, не будет соприкасаться с теплоносителями первого контура, которые циркулируют в реакторной установке, — добавляет начальник турбинного цеха.

Замминистра энергетики Михаил Михадюк уверен, что в 2019 году первый энергоблок БелАЭС начнут эксплуатировать.

Сейчас на станции работают над внутренним аварийным планом.

— В нем пропишут, как в нештатной ситуации должен действовать персонал, — говорит Михаил Михадюк.

Недавно, 23 марта, правительство утвердило внешний аварийный план . Он прописывает реакцию на радиационное загрязнение в случае запроектной аварии на БелАЭС. Впрочем, тут такое развитие событий считают почти нереальным.

Материал подготовлен в рамках пресс-тура, организованного Министерством энергетики Республики Беларусь и группой компаний «АСЭ».