Реферат: Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800

Гипероглавление:
2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ
Рис 2.1
Расход сетевой воды
2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ
2.5 ПАРАМЕТРЫ ПАРА И ВОДЫ
2.6 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА
                                  ПВД-8
Рис 2.3
Схема включения смесителя
2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Схема включения подогревателей низкого давленияПНД-4                ПНД-3                              ПНД-2            ПНД-1
Рис 2.5
2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ
Мощность потоков пара в турбине:
2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ
Принципиальная схема прямоточного водоснабжения
ТОПЛИВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
8. РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ТРУБОПРОВОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
УСТАНОВОК И ДЫМОВОЙ ТРУБЫ
9.1 Выбор дымососов и вентиляторов
Подача дымососа:
Расчётный приведённый напор дымососа
Подача вентилятора:
Расчётный приведённый напор вентилятора
9.2 Выбор дымовой трубы
10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ
15. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
Очистка дымовых газов от сернистых веществ
Мокрый известняковый (известковый) способ.
Мокро-сухой способ.
Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и строительных конструкций.
Основные требования к компоновке.
-       Надежность
ЦЕНТРОВКА   РОТОРОВ   ПО   МУФТАМ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
Рис. 17.1
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
ДП 1005 495 ПЗ
Схема газорегуляторного пункта
Рис. 6.3
Рис. 6.4
Рис. 6.1
Рис. 6.2
ДП 1005 495 ПЗ
Рис.111
ДП 1005 495 ПЗ
--PAGE_BREAK--    продолжение
--PAGE_BREAK--




                                                                                <img width=«85» height=«30» src=«ref-1_569927498-289.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> , <img width=«62» height=«24» src=«ref-1_569927787-275.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083"> кДж/кг  

<img width=«290» height=«336» src=«ref-1_569928062-2470.coolpic» v:shapes="_x0000_s1206 _x0000_s1207 _x0000_s1208 _x0000_s1209 _x0000_s1210 _x0000_s1211 _x0000_s1212 _x0000_s1213 _x0000_s1214 _x0000_s1215 _x0000_s1216 _x0000_s1217 _x0000_s1218 _x0000_s1219 _x0000_s1220 _x0000_s1221 _x0000_s1222 _x0000_s1223 _x0000_s1224 _x0000_s1225 _x0000_s1226 _x0000_s1227 _x0000_s1228 _x0000_s1229 _x0000_s1230 _x0000_s1231 _x0000_s1232 _x0000_s1233 _x0000_s1234">                                                                                                                       В т/с

                                                                                ПСП

                   РВО=1,08МПа          

                 

                             <img width=«68» height=«24» src=«ref-1_569930532-277.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">кДж/кг  

                                                                          
                                                     <img width=«72» height=«24» src=«ref-1_569930809-263.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">                           <img width=«55» height=«23» src=«ref-1_569931072-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086"> кДж/кг  

                                                                                

                                                                                ОСП  

                              РНО=0,16МПа             

                    

                                  <img width=«67» height=«25» src=«ref-1_569931330-279.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087"> кДж/кг                             

                                                                                                     <img width=«56» height=«24» src=«ref-1_569931609-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088"> кДж/кг

                                                                                        В конденсатор

                                           

                                                                          

                                                                                 

                                                                          Из т/с      <img width=«81» height=«29» src=«ref-1_569931854-281.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">                            
Рис 2.1 Расход сетевой воды
         <img width=«122» height=«51» src=«ref-1_569932135-454.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">  [т/ч]
Где:

        <img width=«40» height=«33» src=«ref-1_569932589-257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">  — количество тепла из отбора

         С — теплоемкость воды [кДж/кг];                                 

<img width=«28» height=«24» src=«ref-1_569932846-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092"> <img width=«157» height=«47» src=«ref-1_569933061-436.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093"> [т/ч]
 <img width=«137» height=«49» src=«ref-1_569933497-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">  °С

                                            

  <img width=«15» height=«23» src=«ref-1_569933924-199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"><img width=«157» height=«47» src=«ref-1_569934123-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">°С                                               


--PAGE_BREAK--2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ


Процесс расширения пара разбиваем на три отсека:

Iотсек: от начального давления пара до промежуточного  

перегрева.

II отсек: от промежуточного перегрева до верхнего   отопительного отбора.

IIIотсек: от верхнего отопительного отбора до конечного давления.

Значения <img width=«25» height=«28» src=«ref-1_569945250-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108"> по отсекам:

<img width=«77» height=«29» src=«ref-1_569945458-293.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">   <img width=«70» height=«29» src=«ref-1_569945751-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">   <img width=«80» height=«29» src=«ref-1_569946036-291.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">


--PAGE_BREAK--2.6 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА


Расход свежего пара на турбину принимаем за единицу Д0=1, остальные потоки пара и воды выражаются в долях от Д0
    Расход питательной воды Дпв=Д0+Дут

    Разделив это выражение на Д0, получим aпв=1+aут,

        где: aут=Дут/Д0=0,01 – величина утечек

                aпв=1+0,01=1,01
Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса<img width=«687» height=«1084» src=«ref-1_569946882-5874.coolpic» v:shapes="_x0000_s1235 _x0000_s1236 _x0000_s1237 _x0000_s1238 _x0000_s1239 _x0000_s1240 _x0000_s1241 _x0000_s1242 _x0000_s1243 _x0000_s1244 _x0000_s1245 _x0000_s1246 _x0000_s1247 _x0000_s1248 _x0000_s1249 _x0000_s1250 _x0000_s1251 _x0000_s1252 _x0000_s1253 _x0000_s1254">.

         

                    <img width=«160» height=«57» src=«ref-1_569952756-496.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">;

       

        где:        <img width=«173» height=«39» src=«ref-1_569953252-499.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116"> кДж/кг; 

<img width=«34» height=«27» src=«ref-1_569953751-216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117"> и <img width=«27» height=«27» src=«ref-1_569953967-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118"> — давление на выходе и входе питательного насоса

                         соответственно

               <img width=«27» height=«32» src=«ref-1_569954178-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">=0,0011м<img width=«9» height=«20» src=«ref-1_569954395-187.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">/кг – среднее значение удельного объёма     

                                            питательной воды

              <img width=«220» height=«31» src=«ref-1_569954582-498.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121"> кДж/кг; 

              <img width=«109» height=«32» src=«ref-1_569955080-353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122">    кДж/кг; 

                <img width=«177» height=«34» src=«ref-1_569955433-462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">  кДж/кг; 

              <img width=«67» height=«23» src=«ref-1_569955895-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">

              <img width=«72» height=«24» src=«ref-1_569956154-279.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">

               <img width=«255» height=«52» src=«ref-1_569956433-596.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">;

--PAGE_BREAK--                                  ПВД-8
                                                      Д1   <img width=«70» height=«26» src=«ref-1_569961186-266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129"> кДж/кг
                   <img width=«55» height=«24» src=«ref-1_569961452-262.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">°С                       <img width=«56» height=«25» src=«ref-1_569961714-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131">°С

        <img width=«67» height=«26» src=«ref-1_569961970-266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132"> кДж/кг                        <img width=«131» height=«26» src=«ref-1_569962236-307.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133"> кДж/кг                  

                                 ПВД-7

                                                      Д2     <img width=«72» height=«25» src=«ref-1_569962543-281.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134"> кДж/кг
               <img width=«56» height=«24» src=«ref-1_569962824-261.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">°С                                <img width=«55» height=«25» src=«ref-1_569963085-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">°С

             <img width=«70» height=«25» src=«ref-1_569963328-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137"> кДж/кг                           <img width=«123» height=«26» src=«ref-1_569963602-312.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138"> кДж/кг   

                                                                                                                                                                         В смеситель

                                 ПВД-6

                                                                  Д3     <img width=«72» height=«26» src=«ref-1_569963914-263.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139"> кДж/кг

             <img width=«56» height=«25» src=«ref-1_569964177-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140">°С

              <img width=«61» height=«26» src=«ref-1_569964441-253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141"> кДж/кг                       <img width=«81» height=«26» src=«ref-1_569964694-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142"> кДж/кг

                                             <img width=«70» height=«25» src=«ref-1_569964958-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143">°С


Рис 2.3<img width=«687» height=«1084» src=«ref-1_569965214-6223.coolpic» v:shapes="_x0000_s1296 _x0000_s1297 _x0000_s1298 _x0000_s1299 _x0000_s1300 _x0000_s1301 _x0000_s1302 _x0000_s1303 _x0000_s1304 _x0000_s1305 _x0000_s1306 _x0000_s1307 _x0000_s1308 _x0000_s1309 _x0000_s1310 _x0000_s1311 _x0000_s1312 _x0000_s1313 _x0000_s1314 _x0000_s1315">
--PAGE_BREAK--Схема включения смесителя


                                                                                              

<img width=«554» height=«523» src=«ref-1_569983388-7534.coolpic» v:shapes="_x0000_s1356 _x0000_s1357 _x0000_s1358 _x0000_s1359 _x0000_s1360 _x0000_s1361 _x0000_s1362 _x0000_s1363 _x0000_s1364 _x0000_s1365 _x0000_s1366 _x0000_s1367 _x0000_s1368 _x0000_s1369 _x0000_s1370 _x0000_s1371 _x0000_s1372 _x0000_s1373 _x0000_s1374 _x0000_s1375 _x0000_s1376 _x0000_s1377 _x0000_s1378 _x0000_s1379 _x0000_s1380 _x0000_s1381 _x0000_s1382 _x0000_s1383 _x0000_s1384 _x0000_s1385 _x0000_s1386 _x0000_s1387 _x0000_s1388 _x0000_s1389 _x0000_s1390 _x0000_s1391 _x0000_s1392 _x0000_s1393 _x0000_s1394 _x0000_s1395 _x0000_s1396 _x0000_s1397 _x0000_s1398 _x0000_s1399 _x0000_s1400 _x0000_s1401 _x0000_s1402 _x0000_s1403 _x0000_s1404 _x0000_s1405 _x0000_s1406 _x0000_s1407 _x0000_s1408 _x0000_s1409 _x0000_s1410 _x0000_s1411 _x0000_s1412 _x0000_s1413 _x0000_s1414 _x0000_s1415 _x0000_s1416 _x0000_s1417 _x0000_s1418 _x0000_s1419 _x0000_s1420 _x0000_s1421 _x0000_s1422 _x0000_s1423 _x0000_s1424 _x0000_s1425 _x0000_s1426 _x0000_s1427 _x0000_s1428 _x0000_s1429 _x0000_s1430 _x0000_s1431 _x0000_s1432 _x0000_s1433 _x0000_s1434 _x0000_s1435 _x0000_s1436 _x0000_s1437 _x0000_s1438 _x0000_s1439 _x0000_s1440">                                     Д1+Д2                             Д5  

                                  <img width=«70» height=«25» src=«ref-1_569990922-266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1158"> кДж/кг                              ПНД-4  

                                                     ДК2  

                    

      ПВД-6                                             <img width=«62» height=«25» src=«ref-1_569991188-255.coolpic» v:shapes="_x0000_i1159"> кДж/кг

                    Д3

                                          ДТП

                                         

                                                      <img width=«62» height=«28» src=«ref-1_569991443-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1160"> кДж/кг
                                             

<img width=«687» height=«1083» src=«ref-1_569991688-6195.coolpic» v:shapes="_x0000_s1336 _x0000_s1337 _x0000_s1338 _x0000_s1339 _x0000_s1340 _x0000_s1341 _x0000_s1342 _x0000_s1343 _x0000_s1344 _x0000_s1345 _x0000_s1346 _x0000_s1347 _x0000_s1348 _x0000_s1349 _x0000_s1350 _x0000_s1351 _x0000_s1352 _x0000_s1353 _x0000_s1354 _x0000_s1355">                                                       <img width=«68» height=«25» src=«ref-1_569997883-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1161"> кДж/кг             
                                

                                               

                      

                                            В конденсатор
                                      Рис 2.4
Энтальпия питательной воды за питательным насосом

                <img width=«95» height=«26» src=«ref-1_569998142-301.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162">

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

               <img width=«160» height=«61» src=«ref-1_569998443-486.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163">  кДж/кг

               <img width=«241» height=«51» src=«ref-1_569998929-560.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164">  кДж/кг


--PAGE_BREAK--<img width=«687» height=«1083» src=«ref-1_570007447-6147.coolpic» v:shapes="_x0000_s1461 _x0000_s1462 _x0000_s1463 _x0000_s1464 _x0000_s1465 _x0000_s1466 _x0000_s1467 _x0000_s1468 _x0000_s1469 _x0000_s1470 _x0000_s1471 _x0000_s1472 _x0000_s1473 _x0000_s1474 _x0000_s1475 _x0000_s1476 _x0000_s1477 _x0000_s1478 _x0000_s1479 _x0000_s1480">2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ Схема включения подогревателей низкого давленияПНД-4                ПНД-3   <img width=«59» height=«20» src=«ref-1_570013594-237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1169">                           ПНД-2            ПНД-1

       <img width=«49» height=«18» src=«ref-1_570013831-241.coolpic» v:shapes="_x0000_i1170"> кДж/кг              <img width=«50» height=«18» src=«ref-1_570014072-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171"> кДж/кг                             <img width=«49» height=«18» src=«ref-1_570014317-239.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172"> кДж/кг                      <img width=«49» height=«18» src=«ref-1_570014556-237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173">            

                                                                                        

<img width=«626» height=«218» src=«ref-1_570014793-3672.coolpic» v:shapes="_x0000_s1481 _x0000_s1482 _x0000_s1483 _x0000_s1484 _x0000_s1485 _x0000_s1486 _x0000_s1487 _x0000_s1488 _x0000_s1489 _x0000_s1490 _x0000_s1491 _x0000_s1492 _x0000_s1493 _x0000_s1494 _x0000_s1495 _x0000_s1496 _x0000_s1497 _x0000_s1498 _x0000_s1499 _x0000_s1500 _x0000_s1501 _x0000_s1502 _x0000_s1503 _x0000_s1504 _x0000_s1505 _x0000_s1506 _x0000_s1507 _x0000_s1508 _x0000_s1509 _x0000_s1510 _x0000_s1511 _x0000_s1512">                      Д5                                   Д6                                                             Д7                         Д8
          <img width=«25» height=«23» src=«ref-1_570018465-226.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174">                        <img width=«24» height=«24» src=«ref-1_570018691-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175">                                                        <img width=«25» height=«23» src=«ref-1_570018908-226.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176">                               <img width=«24» height=«23» src=«ref-1_570019134-220.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177">                      <img width=«25» height=«24» src=«ref-1_570019354-227.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178">

 

    <img width=«61» height=«20» src=«ref-1_570019581-242.coolpic» v:shapes="_x0000_i1179"> кДж/кг    <img width=«102» height=«21» src=«ref-1_570019823-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1180">кДж/кг      <img width=«103» height=«21» src=«ref-1_570020108-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181">кДж/кг       <img width=«101» height=«21» src=«ref-1_570020393-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182"> кДж/кг                       
Дк

                                                                                  <img width=«24» height=«23» src=«ref-1_570020678-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183">                              Д
   <img width=«56» height=«21» src=«ref-1_570020897-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184">кДж/кг            <img width=«58» height=«21» src=«ref-1_570021133-246.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185">кДж/кг                        <img width=«58» height=«21» src=«ref-1_570021379-249.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">кДж/кг  
   Дк=1,02-Д1-Д2             Д3+Д5                                 Д3+Д5+Д6                                
Рис 2.5
   
    2.9.1 Расход пара на ПНД-4

     

  <img width=«344» height=«29» src=«ref-1_570021628-648.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187">
  <img width=«308» height=«53» src=«ref-1_570022276-723.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188">

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_570022999-169.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1189">

  <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570023168-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190"> <img width=«269» height=«44» src=«ref-1_570023380-624.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191">=0,036Д


--PAGE_BREAK--2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ



2.10.1 Подсчет коэф. недовыработки мощности паром отборов.
     Коэф. первого отбора на ПВД-8

 

    <img width=«427» height=«46» src=«ref-1_570047676-815.coolpic» v:shapes="_x0000_i1213">

 

      Коэф. второго отбора       на ПВД-7
     <img width=«226» height=«46» src=«ref-1_570048491-514.coolpic» v:shapes="_x0000_i1214">
      Коэф. третьего отбора  на ПВД-6

  

     <img width=«224» height=«46» src=«ref-1_570049005-506.coolpic» v:shapes="_x0000_i1215">

   

       Коэф. четвертого отбора  на ПСП
     <img width=«274» height=«46» src=«ref-1_570049511-573.coolpic» v:shapes="_x0000_i1216">

    

       Коэф. пятого отбора  на ПНД-4
      <img width=«223» height=«46» src=«ref-1_570050084-514.coolpic» v:shapes="_x0000_i1217">
       Коэф. шестого отбора  на ПНД-3 и ОСП

   

      <img width=«273» height=«46» src=«ref-1_570050598-566.coolpic» v:shapes="_x0000_i1218">


--PAGE_BREAK--Мощность потоков пара в турбине:
    первого отбора

      <img width=«113» height=«24» src=«ref-1_570082490-324.coolpic» v:shapes="_x0000_i1257"> 

           <img width=«21» height=«23» src=«ref-1_570082814-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1258"><img width=«236» height=«23» src=«ref-1_570083026-450.coolpic» v:shapes="_x0000_i1259">

    второго отбора

      <img width=«119» height=«24» src=«ref-1_570083476-337.coolpic» v:shapes="_x0000_i1260">

          <img width=«23» height=«23» src=«ref-1_570083813-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1261"><img width=«228» height=«23» src=«ref-1_570084028-450.coolpic» v:shapes="_x0000_i1262">

    третьего отбора

     <img width=«187» height=«24» src=«ref-1_570084478-422.coolpic» v:shapes="_x0000_i1263">

         <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570084900-216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1264"><img width=«272» height=«23» src=«ref-1_570085116-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1265">

    четвертого отбора

      <img width=«204» height=«24» src=«ref-1_570085610-452.coolpic» v:shapes="_x0000_i1266">

         <img width=«23» height=«23» src=«ref-1_570086062-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1267"><img width=«251» height=«23» src=«ref-1_570086276-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1268">        

    пятого отбора

     <img width=«187» height=«24» src=«ref-1_570086737-415.coolpic» v:shapes="_x0000_i1269">

         <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570087152-212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1270"><img width=«264» height=«23» src=«ref-1_570087364-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1271">

    шестого отбора

     <img width=«249» height=«24» src=«ref-1_570087849-504.coolpic» v:shapes="_x0000_i1272">

        <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570088353-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1273"><img width=«276» height=«23» src=«ref-1_570088564-495.coolpic» v:shapes="_x0000_i1274">

    седьмого отбора

     <img width=«188» height=«24» src=«ref-1_570089059-424.coolpic» v:shapes="_x0000_i1275">

         <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570089483-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1276"><img width=«261» height=«23» src=«ref-1_570089694-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1277">

    восьмого отбора

     <img width=«187» height=«24» src=«ref-1_570090163-420.coolpic» v:shapes="_x0000_i1278">

         <img width=«23» height=«24» src=«ref-1_570090583-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1279"><img width=«255» height=«23» src=«ref-1_570090797-466.coolpic» v:shapes="_x0000_i1280">

    мощность потоков пара турбопривода

     <img width=«274» height=«25» src=«ref-1_570091263-549.coolpic» v:shapes="_x0000_i1281">

        <img width=«32» height=«21» src=«ref-1_570091812-218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1282"><img width=«349» height=«23» src=«ref-1_570092030-560.coolpic» v:shapes="_x0000_i1283">

мощность конденсационного потока

     <img width=«92» height=«24» src=«ref-1_570092590-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1284">

        <img width=«25» height=«23» src=«ref-1_570092889-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1285"><img width=«185» height=«21» src=«ref-1_570093104-368.coolpic» v:shapes="_x0000_i1286">

    сумма мощностей потоков пара в турбине

     <img width=«388» height=«27» src=«ref-1_570093472-628.coolpic» v:shapes="_x0000_i1287">     <img width=«596» height=«27» src=«ref-1_570094100-802.coolpic» v:shapes="_x0000_i1288">

     <img width=«168» height=«21» src=«ref-1_570094902-351.coolpic» v:shapes="_x0000_i1289">

    мощность на зажимах генератора

     <img width=«332» height=«28» src=«ref-1_570095253-596.coolpic» v:shapes="_x0000_i1290">
--PAGE_BREAK--<img width=«687» height=«1083» src=«ref-1_570095849-5884.coolpic» v:shapes="_x0000_s1614 _x0000_s1615 _x0000_s1616 _x0000_s1617 _x0000_s1618 _x0000_s1619 _x0000_s1620 _x0000_s1621 _x0000_s1622 _x0000_s1623 _x0000_s1624 _x0000_s1625 _x0000_s1626 _x0000_s1627 _x0000_s1628 _x0000_s1629 _x0000_s1630 _x0000_s1631 _x0000_s1632 _x0000_s1633">2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ


           <img width=«107» height=«47» src=«ref-1_570101733-376.coolpic» v:shapes="_x0000_i1291">
                  <img width=«27» height=«19» src=«ref-1_570102109-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1292"> <img width=«244» height=«41» src=«ref-1_570102323-468.coolpic» v:shapes="_x0000_i1293">
Погрешность расчетов не превышает допустимую величину
--PAGE_BREAK--Принципиальная схема прямоточного водоснабжения

<img width=«555» height=«415» src=«ref-1_570115051-9014.coolpic» v:shapes="_x0000_s1671">

                                                                                                              На гр.

                                                 На ВУ   На   На   На м/о

                                                                                ХВО  охл.

                                                                                         подшипн.
1 – Источник водоснабжения

2 – Циркуляционные насосы

3 – Береговая насосная

4 – Напорные циркуляционные водоводы

5 – Конденсатор

6 – Сливные циркуляционные водоводы

7 – Сифонные колодцы

8 – Переключательные колодцы

9 – Сливной канал

10 – Перепускной канал
Рис.4.1


--PAGE_BREAK--´S=490´70,5

dу=350мм
--PAGE_BREAK--Подача вентилятора:

<img width=«28» height=«33» src=«ref-1_570147495-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1504">=<img width=«104» height=«48» src=«ref-1_570148680-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1505"> [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570147738-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1506">]

Где:

<img width=«23» height=«27» src=«ref-1_570149761-213.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1507">=<img width=«43» height=«28» src=«ref-1_570172056-248.coolpic» v:shapes="_x0000_i1508">=<img width=«264» height=«29» src=«ref-1_570172304-538.coolpic» v:shapes="_x0000_i1509">×<img width=«67» height=«45» src=«ref-1_570172842-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1510"> [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570147738-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1511">]

<img width=«27» height=«27» src=«ref-1_570173431-215.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1512"> — коэффициент избытка воздуха в топке, отношение теоретического объёма воздуха к находящемуся в топке.

<img width=«27» height=«27» src=«ref-1_570173431-215.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1513">=1,1 (для газомазутных котлов)

<img width=«40» height=«27» src=«ref-1_570173861-237.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1514"> — присосы в топке, <img width=«40» height=«27» src=«ref-1_570173861-237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1515">=0,05 (котёл не газоплотный)

<img width=«48» height=«27» src=«ref-1_570174335-243.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1516">  — присосы в СПП, <img width=«48» height=«27» src=«ref-1_570174335-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1517">=0

<img width=«52» height=«27» src=«ref-1_570174821-244.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1518">  — присосы в воздухоподогревателе, <img width=«52» height=«27» src=«ref-1_570174821-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1519">=0,2

<img width=«25» height=«27» src=«ref-1_570175309-218.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1520">  — температура холодного воздуха <img width=«25» height=«27» src=«ref-1_570175309-218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1521">=30°С

V=215533,9×9,32(11,+0,05+0,2)×<img width=«69» height=«49» src=«ref-1_570175745-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1522">=3009852,72 <img width=«44» height=«39» src=«ref-1_570176084-279.coolpic» v:shapes="_x0000_i1523">

<img width=«28» height=«33» src=«ref-1_570147495-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1524">=<img width=«267» height=«50» src=«ref-1_570176606-598.coolpic» v:shapes="_x0000_i1525"> [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570147738-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1526">]

Расчётный приведённый напор вентилятора

<img width=«39» height=«29» src=«ref-1_570148002-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1527">=<img width=«67» height=«31» src=«ref-1_570162248-290.coolpic» v:shapes="_x0000_i1528"> [мм.вод.ст.]

<img width=«31» height=«27» src=«ref-1_570162538-231.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1529">»1

<img width=«32» height=«28» src=«ref-1_570168625-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1530">=<img width=«25» height=«28» src=«ref-1_570169071-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1531">×<img width=«37» height=«33» src=«ref-1_570169300-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1532"> [мм.вод.ст.]

<img width=«37» height=«33» src=«ref-1_570169300-245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1533">=320мм.вод.ст.

<img width=«32» height=«28» src=«ref-1_570168625-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1534">=1,2×320=384 мм.вод.ст.

<img width=«39» height=«29» src=«ref-1_570148002-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1535">=384×1=384 мм.вод.ст.

По подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем вентилятор ВДОД-31,5 (две штуки). Частота вращения – n=585 об/мин.













ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата



9.2 Выбор дымовой трубы

На ТЭС обычно устанавливают железобетонный одноствольные трубы с вентиляционным зазором.

Согласно НТП устанавливают одну трубу на два котла, дымовые газы из водогрейных котлов можно сбрасывать в эту же трубу или для водогрейной котельной строится своя труба.

Расчёту подлежат высота и диаметр устья трубы. Высота зависит от объема дымовых газов и от концентрации в них SO2 и Nох.

Высота трубы:

h=<img width=«343» height=«60» src=«ref-1_570179640-888.coolpic» v:shapes="_x0000_i1536">  [M]

Где:

<img width=«25» height=«25» src=«ref-1_570180528-218.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1537">  — коэффициент, зависящий от конструкции трубы. Для одноствольных труб <img width=«25» height=«25» src=«ref-1_570180528-218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1538">=1.

А – коэффициент, зависящий от географического положения ТЭС [4]

F– коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. <img width=«61» height=«27» src=«ref-1_570180964-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1539">=1

m– коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья. Wопт.=40м/с (скорость выбросов дымовых газов), тогда m=0,85.

<img width=«41» height=«27» src=«ref-1_570181224-243.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1540">  — секундный расход дымовых газов [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570181467-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1541">].

<img width=«112» height=«48» src=«ref-1_570181731-407.coolpic» v:shapes="_x0000_i1542"> [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570181467-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1543">].

<img width=«27» height=«29» src=«ref-1_570182402-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1544">  — объём дымовых газов перед дымососом.

<img width=«25» height=«27» src=«ref-1_570182632-217.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1545">  — количество котлов на трубу. <img width=«30» height=«27» src=«ref-1_570182849-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1546">=2

<img width=«237» height=«48» src=«ref-1_570183064-585.coolpic» v:shapes="_x0000_i1547"> <img width=«41» height=«38» src=«ref-1_570183649-273.coolpic» v:shapes="_x0000_i1548">

<img width=«32» height=«22» src=«ref-1_570183922-220.coolpic» v:shapes="_x0000_i1549">  — разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого жаркого месяца в полдень

<img width=«32» height=«22» src=«ref-1_570183922-220.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1550">=<img width=«79» height=«27» src=«ref-1_570184362-295.coolpic» v:shapes="_x0000_i1551">

<img width=«35» height=«27» src=«ref-1_570184657-228.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1552">  — температура самого жаркого месяца в полдень [4]

<img width=«32» height=«22» src=«ref-1_570183922-220.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1553">=120-24,2=95,8 °С

n– коэффициент, зависящий от параметра <img width=«28» height=«27» src=«ref-1_570185105-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1554">

<img width=«161» height=«51» src=«ref-1_570185316-466.coolpic» v:shapes="_x0000_i1555">

h– предварительно принятая высота трубы [4]

h=250м

<img width=«204» height=«47» src=«ref-1_570185782-507.coolpic» v:shapes="_x0000_i1556"> ; n=2











ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата



N– количество дымовых труб.

В соответствии с НТП N=2

<img width=«75» height=«31» src=«ref-1_570186289-305.coolpic» v:shapes="_x0000_i1557">=0,5 <img width=«44» height=«33» src=«ref-1_570186594-268.coolpic» v:shapes="_x0000_i1558">

<img width=«75» height=«31» src=«ref-1_570186862-307.coolpic» v:shapes="_x0000_i1559">=0,085 <img width=«44» height=«33» src=«ref-1_570186594-268.coolpic» v:shapes="_x0000_i1560">

<img width=«397» height=«64» src=«ref-1_570187437-844.coolpic» v:shapes="_x0000_i1561">

<img width=«41» height=«25» src=«ref-1_570188281-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1562">  — секундный расход топлива.

<img width=«93» height=«41» src=«ref-1_570188517-340.coolpic» v:shapes="_x0000_i1563"> [<img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570147738-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1564">]

<img width=«176» height=«44» src=«ref-1_570189121-443.coolpic» v:shapes="_x0000_i1565"><img width=«36» height=«33» src=«ref-1_570147738-264.coolpic» v:shapes="_x0000_i1566">

<img width=«35» height=«35» src=«ref-1_570189828-224.coolpic» v:shapes="_x0000_i1567">  — доля серы, улавливаемая в газоходе [4]

<img width=«35» height=«35» src=«ref-1_570189828-224.coolpic» v:shapes="_x0000_i1568">=0,02

<img width=«35» height=«35» src=«ref-1_570190276-225.coolpic» v:shapes="_x0000_i1569">  — доля серы, остающейся в золоуловителе. В соответствии с НТП установлен сухой золоуловитель, <img width=«35» height=«35» src=«ref-1_570190276-225.coolpic» v:shapes="_x0000_i1570">=0.

<img width=«25» height=«29» src=«ref-1_570190726-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1571">  — рабочая сернистость топлива.

<img width=«372» height=«45» src=«ref-1_570190956-713.coolpic» v:shapes="_x0000_i1572">

<img width=«329» height=«64» src=«ref-1_570191669-758.coolpic» v:shapes="_x0000_i1573">

<img width=«25» height=«31» src=«ref-1_570192427-227.coolpic» v:shapes="_x0000_i1574">  — [4]

<img width=«25» height=«31» src=«ref-1_570192427-227.coolpic» v:shapes="_x0000_i1575">=0,8

К=<img width=«64» height=«49» src=«ref-1_570192881-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1576"> ,  где Д – паропроизводительность одного котла [т/ч]

К=<img width=«135» height=«51» src=«ref-1_570193203-475.coolpic» v:shapes="_x0000_i1577">

<img width=«31» height=«35» src=«ref-1_570193678-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1578">=39,73 [МДж/кг] — теплота сгорания (см. выше)

<img width=«27» height=«31» src=«ref-1_570193936-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1579">  — коэффициент, зависящий от конструкции горелок. Горелки установлены вихревые — <img width=«27» height=«31» src=«ref-1_570193936-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1580">=1

<img width=«392» height=«51» src=«ref-1_570194402-804.coolpic» v:shapes="_x0000_i1581">

  h=<img width=«373» height=«62» src=«ref-1_570195206-959.coolpic» v:shapes="_x0000_i1582"> [M]













ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата



 Полученная высота трубы округляется по рис. 3 [3]

 h=250м

 Диаметр устья:

 <img width=«124» height=«51» src=«ref-1_570196165-465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1583"> [м]

 Где:

 <img width=«41» height=«27» src=«ref-1_570181224-243.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1584">; N; W– смотри выше.

 <img width=«175» height=«49» src=«ref-1_570196873-493.coolpic» v:shapes="_x0000_i1585"> м

 В соответствии с рекомендациями [3] выбирается труба:

 H=250м

 Ду=10,4 м













ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата



10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ
Схема химической очистки воды

<img width=«685» height=«204» src=«ref-1_570197366-12787.coolpic» v:shapes="_x0000_s1672">



1.    Осветлитель

2.    Бак осветлённой воды

3.    Осветлительный бак

4.    Н – катионитный фильтр первой ступени

5.    Анионитный фильтр первой ступени

6.    Н – катионитный фильтр второй ступени

7.    Декарбонизатор

8.    Анионитный фильтр второй ступени

9.    Фильтр смешанного действия

10.Выход химически очищенной воды.
Рис. 10.1
Такая схема водоподготовки позволяет получить химически обессоленную воду высокого качества, что необходимо для котлов сверхкритических параметров пара.

Вода поступает в отсейник-осветлитель, где происходит процесс коагуляции, в качестве коагулянта используют <img width=«85» height=«28» src=«ref-1_570210153-340.coolpic» v:shapes="_x0000_i1586">, для подщелачивания воды используют известь. После коагуляции вода поступает в бак, откуда поступает в осветлительный фильтр. В осветлительном фильтре оседают грубодисперсные примеси. После этого вода поступает на Н-катионитный фильтр первой ступени, где идёт обмен ионов Са<img width=«16» height=«20» src=«ref-1_570210493-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1587">, Мg<img width=«16» height=«20» src=«ref-1_570210493-191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1588">, Na<img width=«11» height=«20» src=«ref-1_570210875-177.coolpic» v:shapes="_x0000_i1589"> на ионы водорода. Затем вода поступает на анионитный фильтр, здесь происходит замещение ионов <img width=«33» height=«29» src=«ref-1_570211052-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1590">, <img width=«45» height=«29» src=«ref-1_570211281-268.coolpic» v:shapes="_x0000_i1591">, <img width=«112» height=«35» src=«ref-1_570211549-365.coolpic» v:shapes="_x0000_i1592"> на ионы <img width=«47» height=«29» src=«ref-1_570211914-246.coolpic» v:shapes="_x0000_i1593">после этого вода поступает на Н-катионитный фильтр второй ступени. В нём улавливаются ионы <img width=«109» height=«36» src=«ref-1_570212160-373.coolpic» v:shapes="_x0000_i1594"><img width=«40» height=«29» src=«ref-1_570212533-240.coolpic» v:shapes="_x0000_i1595">, которые проскочили через Н-катионитный фильтр первой ступени. После этого вода становится кислой, в ней присутствуют <img width=«63» height=«29» src=«ref-1_570212773-281.coolpic» v:shapes="_x0000_i1596">, который при взаимодействии с <img width=«32» height=«28» src=«ref-1_570213054-216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1597"> образуют углекислый газ. Для её удаления предусмотрен декарбонизатор. После декарбонизатора вода поступает на анионитный фильтр второй ступени.











ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата



Этот фильтр сильно действующий, в нём происходит замещение остав-шихся ионов <img width=«39» height=«29» src=«ref-1_570213270-235.coolpic» v:shapes="_x0000_i1598"><img width=«56» height=«29» src=«ref-1_570213505-272.coolpic» v:shapes="_x0000_i1599"> <img width=«57» height=«29» src=«ref-1_570213777-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1600"> <img width=«55» height=«29» src=«ref-1_570214062-265.coolpic» v:shapes="_x0000_i1601"> на ионы <img width=«47» height=«29» src=«ref-1_570211914-246.coolpic» v:shapes="_x0000_i1602">. В качестве третьей ступени используется фильтр смешанного действия (<img width=«32» height=«32» src=«ref-1_570214573-250.coolpic» v:shapes="_x0000_i1603">) фильтр, где улавливаются оставшиеся ионы.

В результате такой химической обработки вода имеет солесодержа-ние 0,1 мг.экв/кг и кремнесодержание 0,02 мг.экв/кг.











ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата


14. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПОЖАРНОЙ ПРОФИЛАКТИКЕ ПРИ РЕМОНТЕ КОТЛА

Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденным Госгортехнадзором СССР, «Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии», утвержденным Минэнерго СССР и Минэнергомашем СССР и «Правилам взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках», утвержденным Госгортехнадзором СССР и ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности.

Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и газоходов) должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для обслуживающего персонала, или должны быть ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей.

Запрещается заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения массы груза или каким-либо другим способом.

Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены и запломбированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольного перемещения. К форсункам котла должен быть обеспечен свободный, удобный доступ для обслуживания и ремонта.

Во избежание ожогов при обратном ударе пламени на отверстиях для установки форсунок должны быть экраны, а вентили, регулирующие подачу топлива и воздуха к форсункам, или их приводы должны располагаться в стороне от отверстий.

Запрещается во время обхода открывать люки, лазы на котле.

Запрещается зажигать топливо в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые лючки для постоянного наблюдения за факелом должны быть закрыты стеклом. У котлов, работающих под наддувом, должны быть предусмотрены устройства, предотвращающие разрыв стекол. Персонал, проводящий осмотр, должен надевать защитные очки.

Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы и выведен начальником смены цеха (блока) весь персонал, не имеющий отношения к растопке.

На соседних котлах должны быть прекращены все ремонтные работы, выполняемые вне топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу или находящихся в пределах прямой видимости от него (фронтовая и задняя стены, потолочные перекрытия). Работы на котле возобновляются по указанию дежурного персонала.






15. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ

СРЕДЫ НА ТЭС. ОЧИТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ОТ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ.

Очистка дымовых газов от сернистых веществ

Наиболее острой проблемой защиты воздушного бассейна является снижение выброса диоксида серы, ежегодное поступление которой в атмосферу при сжигании органических топлив исчисляется миллионами тонн.

Для анализа влияния вида топлива на выброс оксид серы и других вредных примесей очень важно знать удельное количество этих выбросов на 1 кВт-ч отпущенной электроэнергии. В табл. 3.1 представлены удельные выбросы в г/кВт при избытке воздуха в уходящих газах аух = 1,4.

Основной и непрерывно возрастающий выброс диоксида серы дают электростанции на твердом топливе.

Удельные выбросы вредных веществ на ТЭС при сжигании наиболее распространенных видов органического топлива, г/кВт·ч

                                                                                                                        Таблица15.1


Топливо

Выход газов при нормальных условиях (м<img width=«9» height=«20» src=«ref-1_569954395-187.coolpic» v:shapes="_x0000_i1604">/кВт·ч)

Летучая зола

Оксиды серы

Оксиды азота

Березовский уголь

4,35

29

2,1

1,8

Кузнецкий уголь

4,1

82

3,5

5

Донецкий тощий уголь

4

97

21,6

2,8

Экибастузский уголь

4,05

253

9,1

3,2

Сланцы эстонские

5,2

320

18,5

3,4

Подмосковный бурый уголь

4,8

242

53,5

2,8

Мазут (S<img width=«12» height=«20» src=«ref-1_570215010-190.coolpic» v:shapes="_x0000_i1605">=3%)

4

0,4

15,9

3,2



Электростанции,расположенные в крупных городах и сжигающие сернистый мазут  или содержащие угли, целесообразно переводить на сжиганиеприродного газа. Но этот путь ограничен наличием необходимого количества газа.

Если же переход ТЭС на сжигание газа или малосернистоготвердого топлива невозможен, то необходимо рассмотреть очистку дымовых газов или связывание серы в процессе сжигания, а также предварительное извлечение серы из топлива.















 










 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Методы очистки дымовых газов могут быть подразделенына циклические (замкнутые), в которых адсорбент (поглощающее твердое или жидкое вещество) регенерируется и возвращается в цикл, а улавливаемый диоксид серы используется,и нециклические (разомкнутые), где регенерация адсорбентаи других веществ не производится.

Кроме того, методы сероочистки подразделяются на сухие и мокрые. Технико-экономические расчеты показывают, что с увеличением содержания серы в топливе и соответственно концентрации диоксида серы в дымовых газах увеличивается целесообразность применения способов очистки с использованием уловленного диоксида серы.

Учитывая масштабы производства серы и серной кислоты в СССР и их стоимость, можно сделать вывод, что применение циклических методов сероочистки дымовых газов ТЭС в обозримый период экономически не оправдано (если не учитывать экологический эффект сероочистки).

Для основной части углей: кузнецких, экибастузских, Канско-Ачинских, нерюнгинских, кучекинских — характерно содержание диоксида серы в дымовых газах 0,03—0,06% объемных, т. е. почти на порядок меньше, чем при сжигании подмосковного угля. Для сравнения можно отметить, что в цветной металлургии отходящие газы, содержащие меньше 1 — 3% Диоксида серы, считаются бедными.

Следует учитывать также, что циклические способы очистки представляют собой сложное химическое производство и значительно дороже по капиталовложениям и эксплуатационным расходам нециклических вариантов.

Мокрый известняковый (известковый) способ. Этот нециклический процесс наиболее разработан и является самым распространенным на электростанциях США, Японии, ФРГ и др. Он обеспечивает очистку газов на 90% от SO2. Внашей стране известняковый способ реализован на агломерационной фабрике Магнитогорского металлургического комбината опытно-промышленных установках Северодонецкойи Губкинской ТЭЦ.

Метод основан на нейтрализации сернистой кислоты, получающейся в результате растворения диоксида серы наиболее дешевыми щелочными реагентами — гидратом оксида кальция (известью) или карбонатом кальция (известняком):В результате этих реакций получается сульфит кальция частично окисляющийся в сульфат CaSО4. В большинстве установок, построенных в 60-е и 70-е годы, продукты нейтрализации не использовались и направлялись в отвал. В последние годы этот способ усовершенствован: сульфит доокис-ляется до сульфата кальция и используется после соответствующей термической обработки в качестве строительного материала (гипса).

 При всех мокрых способах очистки дымовых газов от оксидов серы температура уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев обычно осуществляется газообразным топливом или теплотой неочищенных газов. Количество затрачиваемого топлива составляет около 3% топлива, расходуемого на котел.











ДП 1005 495 ПЗ

 










 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их из дымовой трубы.

Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми» методами является эффективное улавливание брызг ороша­ющего раствора из газов, выбрасываемых в атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей много взвешенных частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей, образуют с течением времени отложения, увеличивающие гидравлическое сопротивление аппаратов и требующие периодической очистки. При всех мокрых способах очистки дымовых газов от оксидов серы температура уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев обычно осуществляется газообразным топливом или теплотой неочищенных газов. Количество за­трачиваемого топлива составляет около 3% топлива, расходу­емого на котел. Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их из дымовой трубы. Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми» методами является эффективное улавливание брызг ороша­ющего раствора из газов, выбрасываемых в атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей много взвешен­ных частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей, образуют с течением времени отложения, увели­чивающие гидравлическое сопротивление аппаратов и требу­ющие периодической очистки.

В последние годы в ФРГ, Японии и других странах для борьбы с отложениями к реагентам, особенно на базе извести, применяют добавки, например небольшое количество карбоновой кислоты. Эти добавки позволяют получать не сус­пензию, а прозрачный раствор извести. В результате удается избежать основной трудности при эксплуатации известковых Установок, заключающейся в значительных твердых отложениях на стенках скруббера.

Мокро-сухой способ. Этот нециклический способ нашел Широкое распространение в странах Западной Европы и США главным образом при сжигании углей с содержанием серы от 0,5 до 1,5%. В основе метода—поглощение диоксида серы Дымовых газов испаряющимися каплями известкового Раствора. Эффективность сероулавливания более 90%.

Преимуществами мокро-сухого способа очистки дымовых газов от SO2  являются: получение продукта в сухом виде, отсутствие сточных вод, высокая (~1) степень использования реагента, умеренное аэродинамическое сопротивление системы. Недостаток этого способа заключается в отказе от использования дешевого известняка и применение высококачественной извести.













ДП 1005 495 ПЗ

 










 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Магнезитовый циклический способ наиболее подробно изучен. Способ испытан на опытно-промышленной установке Северодонецкой ТЭЦ. Любой циклический способ несоизмерим по громоздкости с нециклическими вариантами.

Сущность этого способа заключается в связывании диоксида серы суспензией оксида магния по реакции

MgO + SO2 = MgSO3.

Сульфит магния взаимодействует с диоксидом серы, образуя бисульфит магния:

MgS03 + S02 + H20 = Mg(HS03)2.

Бисульфит магния нейтрализуется добавлением магнезита:

Mg(HSO3)2 + MgO = 2MgS03 + H2O.


Образовавшийся сульфит магния в процессе обжига при температуре 800—900°С. подвергается термическому разложению с образованием исходных продуктов по реакции

MgSO3 = MgO + SO2.

Оксид магния возвращается в процесс, а концентрированный диоксид серы может быть переработан в серную кислоту или элементарную серу.

Дымовые газы очищаются от оксидов серы до концентрации 0,03% в скруббере, а образовавшийся раствор бисульфита магния с концентрацией 50—70 г/л поступает в циркуляцион­ный сборник, откуда часть раствора подается в напорный бак и возвращается на орошение скруббера, а другая часть — в нейтрализатор для выделения сульфита магния.

Основными недостатками магнезитового циклического спо­соба являются наличие сернокислотного производства и мно­гочисленных операций с твердыми веществами (кристаллами сульфита, золы, оксида магния), что связано с износом оборудования и запылением.

Аммиачно-циклический способ основан на обратимой реак­ции, протекающей между растворенным сульфитом и бисуль­фитом аммония и диоксидом серы, поглощенной из дымовых газов:

(NH4)2S03 + SO2 + H20±2NH4HS03.

При температуре 30—35°С. эта реакция протекает слева направо, а при кипячении раствора — в обратном направлении.

Аммиачно-циклический способ позволяет получать сжиженный 100%-ный сернистый ангидрид и сульфат аммония — химические продукты, необходимые народному хозяйству. По этому способу /построена опытно-промышленная установка на Дорогобужской ГРЭС.












ДП 1005 495 ПЗ

 










 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Озонный способ одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота. Все рассмотренные выше способы позволяют очищать дымовые газы ТЭС только от диоксида серы, а также от хлористых и фтористых соединений. Что же касается оксидов азота, присутствующих в дымовых газах на 90—95% в виде монооксида, то они улавливаются в незначи­тельном количестве. Это объясняется тем, что реакционная способность оксида азота на три порядка меньше по сравнению с реакционной способностью диоксида серы. Озонный способ позволяет производить окисление озоном низших оксидов азота и отчасти серы с последующим связыванием аммиаком. Этот метод разработан в СССР и испытан на Молдавской ГРЭС. За рубежом используется в ФРГ и Японии.

Основные недостатки озонного метода: высокая энергоемкость производства озона, достигающая 6—10% мощности энергоблока и коррозионная агрессивность смеси серной и азотной кислот.
Сухой известняковый (аддитивный) способ является наиболее простым и требует наименьших капиталовложений.

Сущность способа заключается в добавлении к сжигаемому топливу известняка или доломита в количестве, примерно в 2 раза превышающем стехиометрическое содержание серы в исходном топливе.

В большинстве случаев в горелки подавалась смесь угольной пыли с молотым известняком. В топке при горении угольной пыли известняк – углекислый  кальций – диссоциирует на углекислоту и оксид кальция, а последний, двигаясь совместно с продуктами сгорания по газоходам котла, взаимодействует с серным и сернистым ангидридом, образуя сульфит и сульфат кальция. Сульфат и сульфит кальция вместе с золой улав­ливаются в золоуловителях. Свободный оксид кальция, содер­жащийся в золе топлива, также связывает оксиды серы. Основным недостатком этого способа очистки газов является образование прочных отложений золы и сульфата кальция на поверхностях нагрева в области температур 700—1000° С.

Подводя итог рассмотрению различных, по сути химических способов очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы, следует отметить, что капиталовложения в нециклические способы очистки составляют около 10—15%, в циклические — 30—40% стоимости энергоблока.

Мокрые золоуловители также могут использоваться для Улавливания диоксида серы.

Циклические методы могут быть рентабельными при содержании серы в топливе свыше 3,5—4%. В остальных случаяхэкономически целесообразно применять мокрый известняковый или мокро-сухой известковый метод. Дальнейшее развитие и совершенствование методов очистки дымовых газов ТЭС от оксидов серы направлено на достижение безотходной технологии.












ДП 1005 495 ПЗ

      продолжение
--PAGE_BREAK--


 


16. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
16.1.

Энергетические показатели работы станции

16.1.1 Годовая выработка электроэнергии ГРЭС

Годовая выработка электроэнергии ГРЭС подсчитывается по формуле:

Wв=Nу×hу [МВт·ч]

Где:

       Nу– установленная мощность электростанции, Nу=3200 [МВт]

       hу– годовое число часов использования установленной мощности задаётся в исходных условиях. hу=6000 [ч].

Wв=3200×6000=19200000[МВт·ч]

16.1.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании энергетической характеристики, в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива.

Wcн.=<img width=«169» height=«29» src=«ref-1_570215200-452.coolpic» v:shapes="_x0000_i1606"> [МВт·ч]

Где:

<img width=«32» height=«27» src=«ref-1_570215652-221.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1607">  — количество установленных блоков <img width=«32» height=«27» src=«ref-1_570215652-221.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1608">=4

<img width=«27» height=«25» src=«ref-1_570216094-219.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1609">  — число часов работы блока в течении года <img width=«27» height=«25» src=«ref-1_570216094-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1610">=8000 ч

Wв — годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]

Wсн.=6,9×4×8000+0,13×19200000=2716800[МВт·ч]

16.1.3 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции определяется:

Wотп.=Wв-Wсн. [МВт·ч]

Где:

Wв — годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]

Wсн. — годовой расход электроэнергии на собственные нужды [МВт·ч]

Wотп.=19200000-2716800=16483200 [МВт·ч]
16.2 Годовой расход условного топлива
Годовой расход условного топлива энергетическими котлами определяется по топливным характеристикам и рассчитывается по формуле:

Ву=bхх×nбл×Тр+b×Wв[т.у.т.]

         

 












Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Где:

bхх – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока     bхх=19,7[т/ч]
b— средний относительный прирост расхода условного топлива

b=0,278 [т/МВт·ч]

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

                                         

16.3 Годовой расход натурального топлива

Годовой расход натурального топлива рассчитывается по формуле:

<img width=«120» height=«55» src=«ref-1_570216532-448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1611"> [т.т/год]

Где:

<img width=«31» height=«35» src=«ref-1_570193678-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1612">  — удельная теплота сгорания натурального топлива [<img width=«60» height=«36» src=«ref-1_570129806-313.coolpic» v:shapes="_x0000_i1613">]

<img width=«31» height=«35» src=«ref-1_570193678-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1614">=35130[<img width=«60» height=«36» src=«ref-1_570129806-313.coolpic» v:shapes="_x0000_i1615">]

<img width=«29» height=«29» src=«ref-1_570218122-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1616">=1385670,4 ×<img width=«66» height=«46» src=«ref-1_570218358-341.coolpic» v:shapes="_x0000_i1617">=11570130,9 [т.т/год]
16.4 Удельный расход условного топлива
<img width=«147» height=«55» src=«ref-1_570218699-488.coolpic» v:shapes="_x0000_i1618">    

Где:

<img width=«28» height=«29» src=«ref-1_570219187-233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1619">  — годовой расход условного топлива котлами [т.у.т./год]

Wотп. – годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции [МВт·ч]

<img width=«252» height=«51» src=«ref-1_570219420-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1620"> [г.у.т./кВт·ч]



 












Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата


13. СХЕМА И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ КОМПОНОВКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ГЛАВНОМ КОРПУСЕ ТЭС.


Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и строительных конструкций.
На современных станциях применяют главным образом закрытую компоновку с размещением оборудования в котельном, деаэраторном, при работе на угле – бункерном и машинном отделении. Эти отделения расположены параллельно, сомкнуто и образуют единый главный корпус.


Основные требования к компоновке.

-       Надежность
-       Безопасность

-       Удобная эксплуатация

а) возможность ремонта оборудования

б) удобство монтажа

в) механизация основных работ

-       Соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований

-       Соблюдение правил техники безопасности

-       Экономичность

-       Удобство расширения ТЭС
Для строительства главного корпуса используют железобетонные и металлические каркасы. Каркас состоит из колонн, опирающихся на фундамент, ригелей и ферм. Фундаменты бывают монолитные или сборные.

Расстояние между осями колоннами главного корпуса в продольном направлении называется шагом.  Шаг равен от 6 до 12 метров.

Расстояние между осями колоннами главного корпуса в поперечном направлении называется пролетом. Общий пролет составляется из:

Однопролетного машинного зала -28-54 метра,

Деаэраторного отделения -7,5-15 метров,

Бункерного отделения (при работе на угле) -8-15 метров,

Котельного отделения -22-46 метров.


 










ДП 1005 495 ПЗ

Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Компоновка машинного отделения.
По отделению и в районе турбоагрегата устанавливаются площадки обслуживания. Отметка площадки обслуживания составляет от 7 до 15,5 метров. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусматривают промежуточные площадки.

На 0 отметке машинного зала размещают:

-         Конденсаторы.

-         Питательные насосы.

-         Конденсатные насосы.

-         Дренажные насосы.

-         Прочие насосы.

Циркуляционные насосы тоже устанавливают в конденсатном помещении, если уровень воды в источнике водоснабжения колеблется в небольших пределах и не требует значительно заглублять насосы.

Ниже 0 отметки возможно устройство подвала глубиной 3-4 метра, в котором размещают конденсатные насосы и трубопроводы циркуляционной воды.

Турбина и электрогенератор устанавливают на собственных фундаментах, которые не связаны с другими с другими строительными конструкциями, чтобы вибрации турбоагрегата не передались им.

В турбинном отделении имеется один или два мостовых крана, для монтажа и ремонта. Грузоподъемность кранов принимается из условий подъема статора турбины и генератора.

Габариты турбинного отделения выбирается достаточным для свободной выемки роторов турбины и генератора, трубок конденсатора, трубных систем подогревателей.

Отметка низа фермы здания машинного зала составляет 21-35 метров от пола, чтобы свободно поднять крышку ЦНД или поднять ПВД.

Турбоустановку компонуют продольно или поперечно относительно основного машинного отделения.

При поперечной компоновке турбины по сравнению с продольной сокращается длина паропроводов от котла к турбине. Система  этих паропроводов симметрична относительно основной турбины. Конденсаторы располагают под фундаментом турбины, поперек или вдоль ее оси.

При продольно-расположенном конденсаторе меньшее количество циркуляционных водоводов, что сокращает площадь машинного отделения.

Возможно применение боковых конденсаторов размещенных по обе стороны турбины. Пар в такие конденсаторы поступает через патрубки, расположенные под фундаментом турбины. Боковые конденсаторы увеличивают площадь турбинного отделения, но уменьшает отметку обслуживания турбинной установки.


 










ДП 1005 495 ПЗ

Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 

Регенеративные подогреватели устанавливаются на металлическом каркасе по бокам турбины.

Сетевые подогреватели устанавливаются так, чтобы было удобно трассировать теплопроводы.

В турбинном отделении со стороны постоянного и временных торцов  предусматривается ремонтно-монтажные площадки, куда есть железнодорожный въезд. Для ТЭЦ допускается въезд железнодорожного транспорта только со стороны временного торца.
Компоновка оборудования деаэраторного отделения.

На верхнем этаже отделения устанавливается деаэраторы питательной воды (21 отметка). Один этаж занят паропроводами, РОУ и БРОУ.  Ниже расположен блочный щит управления (8-12 отметка) и  устройство РУСН.
Компоновка оборудования котельного отделения.

Котел располагается, как правило, фронтом параллельно машинному залу. В котельном отделении также предусматривают железнодорожный въезд.

Оборудование газовоздушного тракта обычно размещают вне главного корпуса. Открытая установка вентилятора и дымососа применяется на газомазутных ТЭС во всех климатических районах.

РВП всегда устанавливается на открытом воздухе.


 










ДП 1005 495 ПЗ

Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

      продолжение
--PAGE_BREAK--




17. Специальное задание.

Центровка турбины по муфтам.

Цель центровки турбоагрегатов - обеспе­чение правильного взаимного расположения роторов и совпадения геометрических осей ро­торов с осями своих подшипников и цилин­дров; центровка является одним из необходи­мых условий спокойной работы турбоагрегата.

Неправильная и небрежная центровка мо­жет вызвать в эксплуатации ряд осложнений, а именно: сильную вибрацию турбоагрегата, задевания в лабиринтовых уплотнениях, не­правильную работу соединительных муфт, износ подшипников, червячной передачи регу­лятора и т. д. Некачественная центровка не дает возможности пустить отремонтированную турбину в эксплуатацию и может вызвать не­обходимость ее повторного вскрытия, чтобы произвести надлежащую центровку с устране­нием обнаруженных дефектов. Вибрация тур­боагрегата, вызванная неправильной центров­кой, в большинстве случаев напоминает виб­рацию при небалансе роторов. Она имеет ча­стоту, соответствующую числу оборотов агре­гата, и не может быть устранена балансиров­кой.
ЦЕНТРОВКА   РОТОРОВ   ПО   МУФТАМ
Ротор турбоагрегата, свободно установ­ленный на подшипники, под действием соб­ственного веса получает определенный стати­ческий прогиб; поэтому его ось представляет собой не прямую, а кривую линию, что может быть проверено точным уровнем, установлен­ным на шейках ротора. При горизонтальном положении ротора, т. е. при положении, когда центры шеек ротора находятся на одной го­ризонтальной оси, уклоны обеих его шеек за­висят от стрелы прогиба ротора; при рав­номерном распределении веса ротора по длине эти уклоны одинаковы по величине и направлены в противоположные стороны; неодинаковыми эти уклоны мо­гут быть при неравномерном распределении веса по длине ротора.

Во время вращения каждый ротор всегда сохраняет свой естественный статический изгиб независимо от числа оборотов, за исключением периодов перехода через критическое число оборотов. Если уклоны обе­их шеек каждого ротора одинаковы по величине и противоположны по направ­лению («симметричное» положение), а оси всех вкладышей подшипников нахо­дятся на одной горизонтальной линии, такую центровку нельзя считать правильной; полумуфты роторов будут при этом не параллельны и неконцентричны  одна другой по окружности, что вызовет неспокойный ход турбины вследствие появления в роторах и муф­тах добавочных напряжений.












ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата
    продолжение
--PAGE_BREAK--




Правильной центровкой роторов по муфтам является центровка, при кото­рой в рабочих условиях торцевые плоско­сти подлежащих соединению муфт между собой будут параллельны и концентричны, благодаря чему оси роторов в верти­кальной и горизонтальной плоскостях совпадают, а уклоны по уровню смежных с муфтами шеек роторов одинаковы. При этих условиях линия статического изгиба последовательно соединяемых роторов будет представлять плавную непрерыв­ную кривую.

Для обеспечения такой центровки оси расточки всех цилиндров и подшипников в вер­тикальной плоскости, включая ось статора ге­нератора, должны располагаться так, чтобы в рабочих условиях они находились на есте­ственной упругой линии, соответствующей ста­тическому прогибу составного вала; такое положение достигается при монтаже установ­кой цилиндров и корпусов подшипников на фундаментных рамах с соответствующим уклоном; величина уклонов зависит не только от стрел прогиба роторов, но и от базы цен­тровки, относительно которой ведется сборка турбоагрегата. Базой центровки обычно является или горизонтально расположенный ЦНД или корпус подшипника ЦНД со сторо­ны генератора; при этом естественно крайние подшипники турбоагрегата (первый у турбины и последний у генератора) устанавливаются выше, чем промежуточные.

 Для трехцилиндровых турбин центровка производится с «симметричным» положением ротора низкого давления, когда базой центров­ки является горизонтально расположенный ЦНД, или с горизонтальным положением шейки ротора ЦНД со стороны генератора, когда базой центровки является корпус под­шипника ЦНД со стороны генератора.

Центровка должна обязательно производиться при полностью остывших роторах и цилиндрах турбины, при собранных упорных подшипниках и разъединенных роторах, когда каждый из них может вращаться независимо один от другого. Проверка при горячем состоянии приведет к искажению  полученных результатов, так как за время разборки крышки муфты и в процессе замеров горячие роторы горячие роторы получают упругий прогиб.

Разница в аксиальных зазорах, замеренных на противоположных сторонах полумуфт, показывает непараллельность торцов муфт  и, следовательно, наклон оси одного вала по отношению к другому (величину излома). Разница в радиальных зазорах показывает величину смещения осей роторов  в вертикальной и горизонтальной плоскостях, при которой окружности полумуфт не концентричны, а следовательно, ось одного вала не является продолжением оси другого вала.











ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата





Проверка центровки по муфтам произво­дится с помощью специальных скоб с указа­тельными винтами, которые позволяют произ­водить замеры аксиальных и радиальных от­клонений осей роторов. Скобы укрепляются на болтах, ввертываемых в спе­циально предусмотренные отверстия в полу­муфтах; если этих отверстий нет, их следует просверлить и нарезать. По окончании цен­тровки и снятии скоб в отверстия следует за­вернуть пробки с прорезью под отвертку для сохранения баланса полумуфт; если же отвер­стия просверлены на двух взаимно противо­положных сторонах полумуфт, то пробок мож­но не ставить.

Скобы следует изготовлять достаточно жесткими и закреплять на полумуфтах проч­но, без слабины; это необходимо во избежа­ние отжатия скобы во время замеров, когда между ней и полумуфтой просовываются пла­стинки щупа; концы указательных винтов должны быть закруглены. Отжатие скобы и отсутствие закругления винтов приводят к су­щественным ошибкам в центровке; в доста­точной жесткости скоб и закреплении их без слабины нетрудно убедиться, если после плав­ного отжатия от руки свободного конца скобы от муфты и такого же прижатия измеряемый зазор возвращается к первоначальному.

<img width=«302» height=«374» src=«ref-1_570220079-231161.coolpic» v:shapes="_x0000_s1673 _x0000_s1674">



Конструкции скоб для измерения щупом при центровке роторов.

а
-
с   полужесткими   муфтами;    б -
с    пружинными    муфтами;

в-с кулачковыми муфтами;  1 -радиальные и 2 -осевые замеры.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Рис. 17.1


 









ДП 1005 495 ПЗ
Лист

 












 
изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата

 


Скобы следует привертывать так, чтобы получаемые аксиальные и радиальные зазоры (расстояние от указателя скобы до поверхно­сти муфты или между двумя указателями, укрепленными на разных полумуфтах) не пре­вышали 0,4-0,5 мм. Благодаря этому при центровке можно пользоваться наименьшим количеством пластинок щупа, что повышает точность замеров и облегчает подсчет полу­чаемых зазоров. Измерительные скобы не­обходимо укреплять на полумуфтах двух смежных роторов, подлежащих центровке, при их рабочем взаимном положении; благо­даря этому повороты роторов и замеры цен­тровок при всех проверках могут быть прове­дены по меткам на муфтах в их рабочем по­ложении и поэтому дадут сравнимые резуль­таты. Кроме того, необходимо постоянно со­хранять одно и то же расположение скоб на полумуфтах, что должно быть зафиксировано с формуляре центровки.

Центровать путем проворачивания одного ротора не рекомендуется, несмотря на то, что на муфтах обычно протачиваются заводом-изготовителем специальные пояски по окружно­сти и по торцам полумуфт, служащие для по­лучения правильных результатов в случае перекоса в насадке муфты или неточности ее обработки. Эти неправильности не отражают­ся на результатах центровки, если провора­чиваются оба ротора одновременно на один и тот же угол; промеры по скобам при этом производятся всегда при одном и том же взаимном положении полу муфт обоих рото­ров. Одновременность поворота роторов обес­печивается вставкой, взамен вынутых из флан­цев полумуфт соединительных болтов, одной-двух длинных гладких шпилек диаметром, на 0,2-0,3 ммменьше диаметра отверстия.

Роторы при центровке проворачивают кра­ном только по направлению рабочего враще­ния путем петлевого обхвата ротора тросом. После провертывания роторов трос должен быть ослаблен, проверено отсутствие заклинивания в полумуфтах (жесткие полу­муфты не должны касаться одна, другой, а при подвижных муфтах должна быть обеспечена свобода перемещения полумуфт в осевомнаправлении) и свободное положение в отвер­стиях шпилек, вставленных взамен соедини­тельных болтов.

При проворачивании аксиальное передви­жение роторов в пределах разбега в упорном подшипнике может приводить к неправиль­ным замерам по торцам полумуфт; влияние осевой игры роторов на производимые замеры может быть учтено при контроле по индика­тору, указательный штифт которого прижат к какой-либо торцевой точке вращаемого ро­тора. Однако такой контроль и связанные с этим подсчеты вызывают затруднения при центровке. Для исключения ошибок, связан­ных с перемещением какого-либо из валов в аксиальном направлении при их враще­нии, следует привертывать к полумуфтам две скобы, расположенные на диаметрально противоположных точках окружности полу­муфт.












ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата
    продолжение
--PAGE_BREAK--




Такая установка скоб для центровки двух валов А и В, соединенных кулачковой муфтой, приведена на рис. 17.1 — в. Для удобства цен­тровки роторов с кулачковыми муфтами со звездочек обеих центрируемых роторов обыч­но снимаются полумуфты (коронки), хотя эти и некоторые другие подвижные муфты позво­ляют производить центровку, не разъединяя их. На кулачки звездочек привертываются жесткие стальные скобы, дающие возмож­ность измерять радиальный и аксиальный за­зоры между двумя полумуфтами. К диаме­трально противоположным кулачкам звездо­чек обоих валов привертываются другие ско­бы, также дающие возможность проверять ра­диальный и осевой зазоры.

 Замеры проводятся при одновременном по­ворачивании обоих роторов на 90, 180, 270 и 360°, т. е. каждый раз поворачивая роторы на 90° по отношению к предыдущему положению, пока не будет пройден полный оборот. При каждом из этих положений с помощью щупа замеряются аксиальные и радиальные зазоры; замеры при повороте на 360° должны совпа­дать с величинами, полученными при нулевом положении роторов; эти замеры являются контрольными. Пластины щупа следует под­бирать так, чтобы плотно сжатыми пластина­ми чувствовалось касание как муфты, так и измерительной скобы. При отсутствии возможности, из-за кон­структивных особенностей непосредственно замерять нижние радиальный и аксиальный за­зоры; эти зазоры определяются расчетным путем, как разность между суммой боковых зазоров и соответствующим верхним зазором. При правильном положении роторов все радиальные и аксиальные замеры зазоров по скобам полумуфт, производимые в холодном состоянии турбины щупом или индикатором с точностью до 0,01 мм, при одновременном повертывании роторов в любое положение на одинаковый угол, должны быть одинаковыми или во всяком случае расцентровка роторов турбин на   3000 об/мин не должна превышать: для жестких муфт 0,03— 0,04 мм, для полу­жестких и пружинных муфт 0,05—0,06 мм и для кулачковых муфт 0,08 мм. Замеры, производимые при центровке, при­нято записывать в формуляр. При анализе результатов измерений, произведенных в холодном состоянии турби­ны, необходимо учитывать те изменения в по­ложении роторов, которые произойдут в процессе работы турбоагрегата; положение линии роторов горячей   турбины   значительно   отли­чается от положения ее в холодном состоянии.











ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата
    продолжение
--PAGE_BREAK--




Эти изменения вызываются:

1) всплыванием опорных шеек ротора на масляной пленке, образующейся во время ра­боты во вкладышах подшипников. Всплывание вызывает различный подъем на масляной пленке при разнице в диаметрах соединяемых валов; при этом происходит смещение ротора не только в вертикальной, но и в горизонталь­ной плоскости: влево при вращении ротора по часовой стрелке и вправо — против часовой стрелки. Величина такого смещения, которое должно учитываться особенно при центровке по расточкам концевых уплотнений, увеличи­вается: при уменьшении удельной нагрузки на вкладыши, при увеличении окружной скоро­сти, при повышении вязкости масла, при по­нижении температуры масла на выходе из подшипников; эта величина доходит до 0,1 — 0,3 мм в зависимости от формы расточки вкладыша и может быть определена соответствующим расчетом;

2) тепловыми деформациями корпуса тур­бины и неравномерным тепловым расширением фундамента турбины и корпусов подшипни­ков вследствие их неодинаковых температур нагрева при работе турбоагрегата. Особенно на центровке сказывается неравномерность прогрева фундамента, так как вследствие больших размеров фундамента и почти одина­ковых коэффициентов линейного расширения у железобетона и стали даже небольшие тем­пературные разности по фундаменту приводят к заметному изменению центровки. По дан­ным одного из исследований при прогреве фундамента конкретной турбинной установки был замерен подъем фундаментной плиты под передним стулом подшипника почти па 1,5 мм, в то время, как под возбудителем подъема почти не было обнаружено; установившейся температуры фундамент достиг через 19 дней работы турбоагрегата, при этом разность тем­ператур в указанных двух крайних точках фундамента достигала 45° С.

Должен также учитываться высокий не­одинаковый нагрев корпусов подшипников, жестко соединенных с цилиндром турбины, вследствие чего вкладыши подшипниковпере­мещаются по вертикали на разную высоту. Поправки на вертикальное температурное рас­ширение корпусов подшипников могут быть определены по формуле  <img width=«132» height=«19» src=«ref-1_570451240-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1621">

Для   чугунных  корпусов  подшипников   вели­чина их вертикального линейного расширения(<img width=«23» height=«19» src=«ref-1_570451536-208.coolpic» v:shapes="_x0000_i1622">) при разности температур (<img width=«20» height=«19» src=«ref-1_570451744-200.coolpic» v:shapes="_x0000_i1623">) в 100° С может быть принята в 1,04 мм на 1 м высо­ты (H);












ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата





3) влиянием вакуума в конденсаторе, ко­торое вызывает опускание выхлопных патруб­ков цилиндра низкого давления и корпусов крайних подшипников, отлитых с ними за одно целое, а также влиянием веса воды, за­полняющей конденсатор, если он жестко свя­зан с выхлопными патрубками ЦНД. Поправка на опускание выхлопной части ЦНД может быть определена 'Непосредственными измере­ниями путем закрепления скобы с индикато­ром сверху на полумуфте генератора, при этом ножка индикатора должна касаться по­лумуфты ЦНД; измерения производятся при полностью собранном турбоагрегате (полу­муфты разъединены) в двух состояниях: при холодной турбоустановке и при вакууме после пуска эжекторов без подачи пара на лабирин­товые уплотнения. На основании этих двух измерений путем пересчета на нормальный вакуум можно определить поправку на цен­тровку при рабочем вакууме турбины.

Эти практические обстоятельства, вызы­вающие изменения в центровке при переходе к рабочим условиям, должны учитываться по заводским данным, по данным монтажных формуляров и на основании специальных исследований турбоагрегата. Полученные по­правки и величины смещения для каждого подшипника складываются алгебраически; при этом не учитываются только поправки, ве­личина которых не превышает 0,03-0,04 мм. При всех условиях должна устанавливаться в холодном состоянии только такая расцентровка, которая действует в благоприятную сторону и при рабочих условиях сводится к нулю.

Необходимость определять указанные по­правки при каждом капитальном ремонте должна быть исключена записью в формуляре агрегата правильного положения роторов в холодном состоянии с учетом этих поправок.

Таким образом, если учитывать указанные соображения по переходу к рабочим усло­виям, разница в осевых и радиальных зазо­рах, замеренных при центровке, превышает допустимые величины, необходимо выправить положение валов, так как это ука­зывает на ненормальность положения торце­вых поверхностей полумуфт (излом осей) и на несовпадение центров полумуфт.

Выправление положения валов произво­дится путем перемещения вкладышей и корпусов соответствующих подшипников как в вертикальной, так и в горизонтальной пло­скости; при этом в связи с тем, что перемещения вкладышей и корпусов подшипников для изменения положения осей роторов вызывают изменения зазоров в лабиринтовых уплотне­ниях, эти перемещения могут производиться лишь в самых ограниченных пределах, опре­деляемых допустимыми изменениями зазоров в уплотнениях.













ДП 1005 495 ПЗ

Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата
    продолжение
--PAGE_BREAK--




При обнаружении расцентровки, прежде чем менять подкладки у подшипников или производить их передвижку для изменения положения роторов, необходимо по результатам центровки произвести подсчеты требующихся подкладок и передвижек с тем, чтобы избежать ошибок и излишних операций и тем самым ускорить очень трудоемкую работу по проверке и исправлению центровки.

При центровке турбоагрегата, имеющего несколько роторов, нельзя решать вопрос исправления центровки по замерам, произве­денным на одной муфте; для этого нужно иметь данные по центровке всех муфт агре­гата и по расположению всех роторов в расточках уплотнений.  

Эти данные и полученные величины заме­ров достаточны для определения необходимых перемещений подшипников в вертикальной и горизонтальной плоскостях.Опорный подшипник центрируется в расточке корпуса на четырех опорных подушках; эти подушки привертываются к вкладышу подшипника вин­тами. Наружная поверхность подушек обточе­на концентрично с расточкой вкладыша. Пра­вильная радиальная установка вкладышей до­стигается подбором сменных прокладок, за­кладываемых под подушки.

Подъем вкладыша в вертикальной плоско­сти производится путем подкладывания про­кладки из калиброванной листовой стали соответствующей толщины под нижнюю опор­ную подушку вкладыша при одновременном уменьшении на такую же величину толщины прокладки под верхней опорной подушкой. Точно также для перемещения вкладыша в го­ризонтальной плоскости следует вынуть с одной стороны вкладыша из-под опорной подушки прокладку соответствующей толщи­ны и переложить ее под опорную подушку с другой стороны вкладыша.

При установке прокладок следует учиты­вать угол расположения боковых подушек а на вкладыше. Так, например, если ротор надо поднять по высоте на величину А, то необхо­димо под нижнюю подушку положить про­кладку толщиной А и уменьшить на толщи­ну А прокладку под верхней подушкой под­шипника; кроме того, под каждую нижнюю боковую подушку необходимо положить про­кладку толщиной А<img width=«44» height=«15» src=«ref-1_570451944-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1624">, Точно также при необходимости перемещения ротора в горизон­тальной плоскости на величину Б надо под одну боковую подушку положить подкладку толщиной Б<img width=«44» height=«15» src=«ref-1_570451944-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1625">, а под другой боковой по­душкой уменьшить толщину подкладки на Б <img width=«44» height=«15» src=«ref-1_570451944-215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1626">.

При необходимости одновременного пере­мещения ротора в вертикальной и горизон­тальной плоскостях изменение толщины про­кладок определяется алгебраической суммой толщин, полученных расчетом измерений.

Убедившись в правильности произведенной центровки по муфтам и в том, что после уста­новки необходимых прокладок центровка по расточкам также будет в пределах допусков, опорные подушки после их снятия и измене­ния толщины прокладок должны быть плотно пригнаны к расточке корпуса подшипника










ДП 1005 495 ПЗ
Лист













изм

Лист

Nдокумента

Подп

Дата





Опорный подшипник турбины

<img width=«185» height=«157» src=«ref-1_570452589-10513.coolpic» v:shapes="_x0000_s1675"> <img width=«84» height=«101» src=«ref-1_570463102-3272.coolpic» v:shapes="_x0000_s1676">



.


1
-
корпус.подшипника; 2
-
вкладыш; 3
-
крышка подшипника;

4, 5, 6 и 7
-
опорные  подушки   вкладыша;  8
-
тонкие  стальные,
прокладки,   регулирующие  положение   вкладыша;   <img width=«15» height=«15» src=«ref-1_570466374-194.coolpic» v:shapes="_x0000_i1627"> 
-
угол  рас­
положения  боковых  опорных подушек.


Рис 17.2
Под опорными подушками следует иметь, одну-две прокладки, так как набор из боль­шого числа тонких прокладок трудно поддается плотной пригонке. Прокладки должны устанавливаться цель­ные из калиброванной стали, а не из латуни, так как последние сминаются (раздавли­ваются) при работе под влиянием вибра­ций роторов, вследст­вие чего нарушается центровка турбины. Точно также не разре­шается установка про­кладок не под всю опорную поверхность подушки вкладыша, а тем более -примене­ние клиновых прокла­док.

При вкладышах подшипников, не име­ющих опорных поду­шек, перемещение ро­тора при центровке может быть произведено путем перемещения корпуса (стула) подшип­ника в том случае, если этот корпус жестко закреплен на фундаменте. В вертикальной плоскости это перемещение производится пу­тем изменения толщины прокладок между ос­нованием корпуса и плитой фундамента; в го­ризонтальной плоскости перемещение корпуса производится после ослабления болтов, крепя­щих корпус подшипника к плите фундамента, и выемки контрольных шпилек. Величина сме­щения корпуса контролируется индикаторами.После перемещения и крепления корпуса к фундаментной плите болтами произ­водится проверка центровки; при получении удовлетворительных результатов произво­дится развертывание отверстий под контроль­ные шпильки, изготовление и установка новых контрольных шпилек по новым диаметрам отверстий.

У корпусов подшипников, скользящих при тепловых расширениях по фундаментной раме, небольшое перемещение роторов при отсутст­вии у вкладышей опорных подушек произво­дится шабровкой баббита вкладышей подшип­ников в пределах допуска зазоров; значитель­ные перемещения в этих случаях могут произ­водиться только после перезаливки и новой расточки вкладышей в соответствии с требую­щейся передвижкой ротора.












    продолжение
--PAGE_BREAK--