Отчет по преддипломной практике - файл n1.doc

Отчет по преддипломной практике
скачать (415 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc415kb.07.07.2012 04:40скачать

n1.doc


  1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ ЧТЭЦ – 2


Электроэнергия вырабатывается на специальных предприятиях – электростанциях, преобразующих в электрическую энергию другие виды энергии: химическую энергию топлива, энергию воды, ветра, атомную энергию.

Выработанная электростанцией электроэнергия передаётся по воздушным или кабельным линиям электросетей, разным потребителям.

Челябинская ТЭЦ – 2 установленной мощностью 320 МВт; тепловой – 956 Гкал/ч, в том числе мощностью отборов турбин – 596 Гкал/ч; расположена в юго-восточной части г. Челябинска и является источником централизованного теплоснабжения жилищно-коммунального сектора и промышленных предприятий центральной, северо-восточной части города.

Основным видом топлива для энергетических котлов является Челябинский бурый уголь, резервным – природный газ. В настоящее время ТЭЦ – работает с использованием сезонных избытков газа, составляющая которого в топливном балансе станции превышает за последние годы 85%.

Для разгрузки твердого топлива на ТЭЦ применяются вагоноопрокидыватель, разгрузсарай и разгрузочная эстакада.

Уголь на складе перегружается краном-перегружателем. Емкость существующего склада 170 тысяч тонн. Для газоснабжения ТЭЦ предусмотрен газораспределительный пункт(ГРП) производительностью 238,1 тыс. нм3/г.

Структура ТЭЦ цеховая:

В нее входят:

  1. Топливно-транспортный цех, в ведении которого: топливный склад с разгрузочными устройствами, топливоподача до бункеров котлов, ж/д транспорт с парковыми путями.

  2. Котельный цех, в ведении которого: пылеприготовительные устройства (уголь является твёрдым топливом и его сжигают в топках котлов в пылевидном состоянии), котлы ст.№ 1-9 с вспомогательным оборудованием, с золоулавливанием и золоудалением.

Котельный агрегат состоит из топки, воздухоподогревателя, экономайзера . В котле тепловая энергия выделяющаяся при сгорании топлива, передается воде и пару. Получаемый пар поступает в турбину, вращение которой передаётся электрогенератору.

  1. Турбинный цех, в ведении которого: паровые турбины с вспомогательным оборудованием, теплофикационные установки, система водоснабжения. В турбине тепловая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения турбины, которая в генераторе превращается в эл. энергию. В турбинном цехе находится центральный щит управления, с которого происходит управление всем технологическим процессом.

  2. Электрический цех, в ведении которого: генераторы, электрическое оборудование всей станции, оборудование связи и сигнализации.

  3. Цех тепловой автоматики и измерений, в ведении которого: все контрольно-измерительные приборы станции, приборы технического и коммерческого учета, а так же компьютерное обеспечение всех цехов станции.

  4. Химический цех, в состав которого входит оборудование химической отчистки исходной воды для подпитки котлов, а так же приготовление воды для восполнения потерь в тепловых сетях города.

  5. Главный щит управления: - щитом называют специально оборудованный пункт, откуда осуществляется управление и контроль работы всех цехов ТЭЦ.

  6. На станции расположены 4 градирни, которые служат для охлаждения циркуляционной воды.


Электростанция вырабатывает в каждый момент времени только такое количество электроэнергии, какое в этот (настоящий) момент времени потребляют все подключённые к её сети потребители (электроприёмники). Так же выработанная электроэнергия расходуется на собственные нужды станции (электроосвещение).

ТЭЦ предназначена для снабжения потребителей электрической и тепловой энергией.

2. Котельный цех
2.1 Котел БКЗ-210-140Ф
На ЧТЭЦ-2 установлено 9 котлов типа БКЗ-210-140Ф паропроизводительностью   210 т/ч и теплопроизводительностью – 125,9 ГКал/ч.

Котел БКЗ-210-140Ф однобарабанный, вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией и двухступенчатым испарением, с выносными циклонами. На котле установлено 8 горелочных пар и две растопочные горелки. Котлы первой очереди работают на трубу №1 высотой 150 м, котлы второй очереди   на трубу №2 высотой 180 м.

Основные характеристики котлов:
Таблица 1 – Характеристики котлов К-1,2,3,4,5,6,7,8,9


Котлы

Давление в барабане котла Кгс/см2

Давление на выходе из котла Кгс/см2

Температура перегретого пара 0С

Температура питательной воды 0С

Температура уходящих газов 0С

К-1,2,3

155

140

555

230

142

К-4

152

140

555

230

142

К-5,6,7,8,9

156

140

555

230

142


Обмуровка котлов выполнена из теплоизолирующего кирпича с обмазкой из огнеупорного раствора. Снаружи котлы закрыты металлическим кожухом.
2.2 Котел ПТВМ-180
На ЧТЭЦ-2 установлены два газомазутных водогрейных котла типа

ПТВМ-180. Характеристика котла типа ПТВМ-180: водотрубный, прямоточный, с принудительной циркуляцией, башенной компоновки, имеет полностью экранированную топочную камеру и расположенные над ней конвективные пакеты. Топочная камера разделена на 3 части двухсветными экранами.
Таблица 2 – Характеристика газомазутного котла ПТВМ-180


Номинальная теплопроиз-водительность

Количество горелок

Номинальный расход воды

Температура воды на

входе

Расчетная температура уходящих газов

Расчетный КПД при номинальной нагрузке

180 Гкал/ч

20

3860 т/ч

70…104 0С

180…230 0С

89…89,8 %


Котел оборудован 20 газомазутными горелками по 10 штук на фронтовой

и задней стенках котла. Из 20-ти горелок 6 – растопочные, 6 – регулировочные и управляются от регулятора температуры сетевой воды; остальные 8 имеют только дистанционное управление со щита. Каждая горелка имеет свой индивидуальный вентилятор.

Теплопроизводительность котла, регулируется изменением количества работающих горелок при постоянном расходе воды и переменном температурном перепаде. Котел ПТВМ-180 предназначен для работы только по двухходовой схеме циркуляции.

Котлы работают на отдельную дымовую трубу №3 высотой 120 м и имеют облегченную обмуровку, прикрепленную непосредственно к трубам и состоящую из трех слоев теплоизоляционных материалов. Общая толщина обмуровки 115 мм.
2.3 Мельницы
На ЧТЭЦ-2 установлены шахтные молотковые мельницы ШМ-2560-1600   на котлах первой очереди и ММ-2560-1600   на котлах второй очереди, по 4 мельницы на каждый котел К-1,2,3,4,6,7,8,9 (котел К-5 работает на газе).
Таблица 3 – Производительность мельниц ШМ-2560-1600 и ММ-2560-1600


Тип мельницы

Производительность т/ч

ШМ-2560-1600

20

ММ-2560-1600

20


Уголь поступает в мельницы из угольных бункеров через питатели сырого угля (ПСУ). На один котел предусмотрено 4 ПСУ. Регулирование скорости 4-х ПСУ осуществляется одновременно в целях одинаковой нагрузки на котел. Число оборотов ПСУ регулируется в пределах 750-1600 об/мин. Регулирование осуществляется изменением числа контактов на плоском роллере.
Величина недомола мельниц:
Таблица 4 – Недомол мельниц ШМ-2560-1600 и ММ-2560-1600


Марка сита

Размер ячейки микрон

Величина недомола

Р-90

90

менее 5%

Р-60

60

менее 60…90%


Увеличение недомола мельниц приводит к механическому недожогу топлива.


    1. Дутьевые вентиляторы и дымососы

Работу каждого из девяти котлов БКЗ-210-140Ф обеспечивают 2 дутьевых вентилятора и 2 дымососа. Дутьевые вентиляторы, установление на котлах К-5,6,7,8,9, могут работать в двух режимах. Воздух захватывается внутри здания котельного цеха и пропускается вентиляторами через пакеты трубчатых воздухоподогревателей, а затем вдувается вместе с угольной пылью в топку котла. Если температура пылевоздушной смеси превышает допустимую, то добавляется присадка холодного воздуха.
2.5 Золоуловители
Для улавливания твердых частиц золы из потока дымовых газов на ЧТЭЦ-2 на каждый котел установлено по 4 прутковых скруббера МП-ВТИ. Скрубберы   инерционные мокрые золоуловители. КПД скрубберов   85…90%. Орошение скрубберов осуществляется насосами орошающей воды НО-1,2,3.
Таблица 5 – Характеристика насосов орошающей воды


Тип насоса

Производительность

Число оборотов

Тип электродвигателя

Мощность

Д-200-36

200 м3

1450 об/мин

АО-2-81-4-93

40 кВт


2.6 Система гидрозолоудаления
Для непрерывного удаления шлака из шлаковых ванн, установленных под шлакоприемными бункерами топок котлов, предусмотрены установки шнекового шлакоудаления с валковыми шлакодробилками. Для каждого котла установлено по два шнека.
Таблица 6 – Характеристика шнеков


Котлы

Производительность кг/с

Тип электродвигателя

Мощность кВт

К-1,8

1,2

4А-132М8У3

5,5

К-2,3,4,5,6,7,9

1,5

-

4,5


Для удаления шлака и воды из котлов и транспортировки шлаковой и золовой пульпы на шлаковое поле котельный цех оборудован 3 гидроаппаратами Москалькова МПП-4, оснащенными водоструйными насосами для откачки воды (пульпы) из приямка гидроаппаратов в шлаковый канал.

Водоструйные насосы резервируются аварийным водоструйным насосом с откачкой воды в золовую камеру или промливневую канализацию.
Таблица 7 – Характеристика гидроаппаратов и водоструйных насосов


Механизм

Производительность м3

КПД %

Гидроаппарат МПП-4

1000

35-40

Рабочий водоструйный насос

24,5

-

Аварийный водоструйный насос

38

-


Подача воды под давлением на гидроаппараты производиться с помощью 3 насосов эжектирующей воды.
Таблица 8 – Характеристика насосов эжектирующей воды


Номер насоса

Тип насоса

Производитель-ность м3

Создаваемый напор м. в. ст.

Тип электродви-гателя

Мощность кВт

НЭ-1

ЦНС-300-300

300

300

А-114-4М

320

НЭ-2

ЦНС-300-300

300

300

А-4-4ХХ

400

НЭ-3

ЦНС-300-300

300

300

А-4-4ХК

400


В котельном цехе установлены 3 насоса смывной воды, предназначенные для подачи воды в смывные устройства системы ГЗУ, а также для гидроуборки транспортера Т-5. Для поддержания установленной скорости потока в смывных каналах (шлаковых каналах) предусмотрены побудительные сопла.

Характеристика насосов смывной воды приведена ниже:
Таблица 9 – Характеристика насосов смывной воды


Номер насоса

Тип насоса

Производи-тельность м3

Создаваемый напор м. в. ст.

Тип электродви-гателя

Мощность кВт

НС-1,2

ЦН-400-105

400

105

4АМН280М

160; 132

НС-3

ЦН-400-105

400

105

А0-101-4М

125




    1. Схема шлакозолоудаления


В котельном цехе для удаления шлака и золы предусмотрены 3 параллельных шлаковых канала (ШК). ШК-1 предназначен для транспортировки дробленого шлака из шлаковых ванн котлов. Каналы ШК-2 и ШК-3 расположены под гидрозатворами скрубберов А, Б и В, Г соответственно и обеспечивают удаление из них воды с золой. Каналы имеют наклон в центр котельного цеха, где между 4-ым и 5-ым котлом расположен приямок с 3-мя гидроаппаратами МПП-4.

Насосы ГЗУ, установленные по всасу, подключаются к нижнему коллектору, вода в который поступает из резервуара градирен, или к верхнему коллектору диаметром 600 мм с береговой насосной на оз. "Первом".

Пульпа из гидроаппаратов под давлением транспортируются на золошлакоотвал. Отстоявшаяся вода через переливной колодец сбрасывается в оз. "Первое".



Рисунок 1 – Схема шлакозолоудаления.

3. Турбинный цех
3.1 Паровая турбина ПТ-60-130/13

3.1.1 Общие данные по турбине
Паровая турбина ПТ-60-130/13 с конденсацией и двумя регулируемыми отборами представляет собой двухцилиндровый одновальный агрегат.
Таблица 10 – Характеристика паровой турбины ПТ-60-130/13


Параметр

Значение

Номинальная мощность

60 МВт

Число оборотов в минуту

3000 об/мин

Давление свежего пара перед стопорным клапаном

130 ата

Температура свежего пара перед стопорным клапаном

545…555 0С

Давление в конденсаторе

0,03 ата

Температура циркводы

20 0С

Максимальный расход пара через турбину

385 т/ч

Максимальный пропуск пара в конденсатор

160 т/ч

Давление пара промотбора

10…16 ата

Давление пара регулируемого теплофикационного отбора

0,7…2,5 ата

Расход охлаждающей воды

8000 м3


Работа турбины не допускается:

1. При давлении в камере промотбора выше 17 ата и ниже 10 ата;

2. При давлении в камере теплофикационного отбора выше 2,5 ата и ниже 0,7 ата.

Турбина допускает длительную работу при следующих отклонениях параметров от номинальных:

1. При одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свежего пара (при температуре охлаждающей воды 20 0С):

- по давлению в пределах 125…135 ата;

- по температуре в пределах 545…570 0С.

2. При повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33 0С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;

3. При одновременном уменьшении величины обоих регулируемых отборов до нуля;

4. При повышении давления свежего пара до 140 ата и температуры до 575 0С допускается работа в течении не более 30 минут, причем общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 20 часов в год.

Турбина допускает повторный пуск в работу через любое время после ее

остановки, для чего имеет валоповоротное устройство с вращением ротора 3-4 об/мин. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц. При частоте сети ниже 49,5 Гц работа турбины не допускается. Турбина снабжена промывочным устройством, допускающим промывку части на ходу при соответственно сниженной нагрузке.
3.1.2 Конструкция турбины
Турбина представляет собой двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давлений. Цилиндр низкого давления состоит из двух частей:

- часть высокого давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления;

- часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления.

Ротор высокого давления РВД   цельнокованый, а ротор низкого давления РНД состоит из девяти цельнокованых дисков и четырех насадных.

Роторы турбины соединены между собой гибкой пружинной муфтой, а с ротором генератора полугибкой или жесткой муфтой, вращающейся по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника.

Критическое число оборотов:

1. РВД составляет 1800 об/мин;

2. РНД составляет 1950 об/мин;

3. Ротора генератора – 1320 об/мин.

Турбина имеет клапанное регулирование. Регулирование ЧВД состоит из 4-х регулирующих клапанов, распложенных в паровых коробках передней части ЦВД, подающей пар к сегментам сопел и 5-ого перегрузочного клапана, перепускающего пар из камеры регулирующего колеса в камеру за 4-ой ступенью.

Регулирование промотбора осуществляется 4-мя регулирующими клапанами, расположенными в передней части ЦНД. Регулирование теплофикационного отбора осуществляется поворотной диафрагмой.

Концевые уплотнения роторов турбины выполнены без каминов. В соответствующие камеры уплотнений подается пар из уравнительного трубопровода деаэраторов 6 ата. Давление в камерах уплотнений поддерживается регулярным в пределах 0,1…0,3 ати.

Перемещение регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов ЦНД и поворотной диафрагмы перепуска пара за 27-ой ступенью производиться поршневыми сервомоторами, золотниками которых управляет регулятор скорости, и регуляторами давлений отборов.

Регулятор скорости снабжен механизмом управления, служащим для подрегулировки от руки (по месту) или дистанционного с помощью

синхронизатора на панели управления турбинами ЦТЩ-1.
3.1.3 Масляная система
Масляная система турбины предназначена для питания маслом системы регулирования при давлении 20 кгс/см2 и системы смазки подшипников при давлении 0,8 кгс/см2. Емкость масляной системы составляет около 16 тонн.

В масляную систему входят:

1. Главный центробежный масляный насос ГМН – осуществляет подачу масла в систему регулирования. Приводиться в действие валом турбины;

2. Инжектор – подает масло в систему смазки. Расположен в масляном баке емкостью 14 м3;

3. Два масляных электронасоса МН – предназначены для пуска и останова турбины.

Из них один пусковой ПМН, обеспечивающий маслом системы регулирования и смазки, второй насос   МНС обеспечивает систему смазки до включения ПМН, а также работает при останове турбины. Насос МНС приводиться в действие электродвигателем переменного тока и включается от реле падения давления в системе смазки РПДС при понижении давления до 0,6 кгс/см2. Если давление в системе смазки падает до 0,45 кгс/см2, то включается резервный насос МНС, работающий от двигателя постоянного тока;

4. Два маслоохладителя МБ-63-90 – предназначены для охлаждения масла. Допускается возможность отключения одного из них как по охлаждающей воде, так и по маслу, для чистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30 0С. Нельзя допускать, чтобы в маслоохладителях давление масла было ниже давления воды.
3.1.4 Конденсационное устройство
Турбина снабжена одним двухходовым конденсатором типа 50-КЦС-4, работающим на циркуляционной или сырой воде.
Таблица 11 – Характеристика 50-КЦС-4


Поверхность охлаждения

Гидравлическое сопротивление конденсатора (при расходе ОВ 8000 м3/ч)

Максимально допустимое рабочее давление воды

3000 м2

3,6 м в. ст.

1,6 кгс/см2


Для откачки конденсата используются два центробежных конденсационных насоса. Производительность каждого насоса – 120 м3/ч.

Для удаления воздуха и газов из конденсатора имеются 2 основных

трехступенчатых эжектора типа ЭП-3-600-4 (на ТГ-2 – ЭП-3-700-1) с

арматурой и приборами, а также один пусковой эжектор ЭП-1-1100-1.
Таблица 12 – Характеристика основного эжектора ЭП-3-600-4


Давление пара перед эжектором

Расход пара на эжектор

Кол-во отсасываемого воздуха

Минимальный расход конденсата

5…6 ати

700 кг/ч

75 кг/ч

60 м3


Таблица 13 – Характеристика пускового эжектора ЭП-1-1100-1


Давление пара перед эжектором

Расход пара на эжектор

Температура пара

Кол-во отсасываемого воздуха

3,5…4 ати

1100 кг/ч

150 0С

140 кг/ч


3.1.5 Регенеративное устройство
Для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, задействованы следующие устройства:

1. Два поверхностных охладителя основных эжекторов конденсатора;

2. ГСП   Вакуумный горизонтального типа охладитель эжектора крайних камер лабиринтовых уплотнений турбины. Эжектор поддерживает давление в охладителе равным 0,94…0,96 ата;

3. ВСП   Охладитель вертикального типа эжектора промежуточных камер лабиринтовых уплотнений. Эжектор поддерживает давление в охладителе равным 0,3 ата;

4. Три поверхностных подогревателя низкого давления ПНД-2,3,4. Подогреватель ПНД-1 демонтирован. Каждый подогреватель снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя. Поверхность нагрева каждого подогревателя составляет 110 м2;

5. Три поверхностных подогревателя высокого давления ПВД-5,6,7 типа

ПВ-350-230-"П". ПВД состоит из охладителя греющего пара, охладителя конденсата греющего пара и собственно охладителя, состоящих из трубной системы, коллекторов подвода, отвода охлаждающей (питательной) воды;

6. Деаэратор ДБ-1 с давлением 6 ата. Производительность деаэратора 400 т/ч при температуре 160 0С.
3.4.1.6 Подогрев сетевой воды
Подогрев сетевой воды на турбоустановках ПТ-60-130/13 производится в вертикальных подогревателях:

1. Основные бойлеры БО-1,2   подогревают паром из теплофикационного

отбора турбины. Расход сетевой воды – 1300…1800 т/ч;

2. Пиковый бойлер ПБ   подогревает паром из промотбора любого из ТГ-1 или ТГ-2, а также от БРОУ или СРОУ.

Сетевая вода нагнетается в бойлеры сетевыми насосами СН-1,2,3,4.
3.1.7 Тепловая схема ТГ-1
Турбина турбогенератора ТГ-1 имеет 7 отборов:

- 1 промышленных;

- 1 теплофикационный;

- 5 для подогрева питательной воды.


Конденсат турбины откачивается из конденсатора двумя центробежными насосами в поверхностные охладители основных эжекторов ОЭ-А и ОЭ-Б. Затем последовательно в охладители ГСП, ВСП и подогреватели низкого давления ПНД-2,3,4.

Слив конденсата из ПНД каскадный: из ПНД-4 в ПНД-3, из ПНД-3 в расширительный бак РБ и на всас насоса ДНП, из ПНД-2 на всас ДНП или в конденсатор через расширитель дренажей РД. Сливные насосы ДНП откачивают конденсат ПНД в линию основного конденсата перед ПНД-3.

Затем конденсат поступает через подогреватель основного конденсата ПОК-1 в деаэратор ДБ-1. Подогревающий пар подается в ПОК-1 и ДБ-1 из паровой уравнительной магистрали 6 ата и коллектора греющего пара 6 ата.

Из деаэратора ДБ-1 питательная вода электронасосом ПЭН-1 последовательно нагнетается в подогреватели высокого давления ПВД-5,6,7. Регулирующими клапанами конденсат из подогревателей отводится каскадно через ПВД-5 на деаэратор ДБ-1 и при малых нагрузках (давлении пара в паровом пространстве ПВД-5) автоматически переводится в ПНД-4.

ПВД имеют групповое защитное устройство, которое отключает их. Все подогреватели снабжаются водоуказательными приборами и местными контрольно-измерительными приборами.

Слив конденсата греющего пара из основных бойлеров производится насосами КНБ-А,Б в линию основного конденсата перед ПНД-3; из пикового бойлера   на деаэратор ДБ-1 или при малых давлениях пара в их паровом пространстве в основные бойлеры.

Циркуляционные насосы ЦНС-А,Б (по два на турбину с перемычкой по напору и секционной задвижкой на ней) подают охлаждающую воду в конденсаторы, масло-, газоохладители и собственные нужды цеха.
3.1.8 Технологические защиты турбины и их узлы
Турбина имеет следующие узлы защиты, автоматики и сигнализации:

1. Ограничитель мощности;

2. Автомат безопасности (защита от разгона);

3. Регулятор скорости;

4. Реле осевого сдвига РВД и РНД;

5. Реле включения насосов смазки РПДС;

6. Регулятор давления отбора 10…16 ата;

7. Регулятор давления отбора 1,2 ата;

8. Регулятор уровня в конденсаторе;

9. Регулятор давления пара в коллекторе уплотнения;

10. Вакуум-реле;

11. Технологическая сигнализация (звуковая и световая) предельно допустимых параметров пара, воды, масла, газа и др.;

12 Защита от повышения уровня в ПВД, бойлерах и сигнализация о

повышении уровня в ПНД;

13. Автомат поддержания постоянного расхода свежего пара на турбину.
Турбоагрегат оснащен технологическими защитами, действующими на останов турбины:

1. По падению давления масла на смазку подшипников – при давлении 0,3 ати;

2. По осевому сдвигу РВД и РНД – при положении по приборам на +1,2 мм и –1,7 мм;

3. По температуре свежего пара перед турбиной:

- при температуре в 578 0С – с выдержкой времени 3 мин;

- при температуре в 500 0С – без выдержки времени;

4. По падению вакуума в конденсаторе при 350 мм рт. ст.;

5. От внутренних повреждений генератора;

6. По понижению уровня в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала генератора.
Действия технологических защит:

1. При срабатывании технологической защиты (рисунок 3) садиться АСК, идут на закрытие ПТ-3,4, ППО-1, ППО-2, ПТО-1, дается конденсат на посадку КОСов всех отборов;

2. При работе защиты по маслу на смазку подшипников и осевому сдвигу дается импульс на отключение генератора без выдержки времени, при срабатывании остальных защит – генератор отключается с выдержкой времени 3 мин;

3. Воздействие вручную на кнопку автомата безопасности вызывает посадку КОСов, АСК и закрытие задвижек регулируемых отборов ППО-1,2, ПТО-1, но главные паровые задвижки ПТ-3,4 остаются открытыми;

4. При нажатии на кнопочный выключатель АСК – закрываются КОСы; ППО-1,2; ПТО-1;

5. Случай отключения генератора от сети вызывает посадку КОС, закрытие задвижек отборов ППО-1,2, ПТО-1, но АСК и ПТ-3,4 остаются открытыми.
3.1.9 Пуск, перегрузка и останов турбоагрегата
Последовательность пуска турбоагрегата:

1. Подготовка к пуску:

- тщательный осмотр турбины, генератора, возбудителя и всего вспомогательного оборудования;

- подготовка масляной системы, проверка настройки органов регулирования;

- пуск конденсатного устройства, регенеративного устройства, прогрев

главного паропровода;

- набор вакуума и другие операции до толчка турбины;

2. Прогрев турбоагрегата паром номинальных параметров;

3. Разворот турбины на холостом ходу до 3000 об/мин;

4. Синхронизация и включение турбогенератора в сеть;

5. Набор нагрузки турбогенератором.

Пуск турбоагрегата производиться под руководством начальника смены или старшего машиниста турбинного цеха.

На основании письма ЛМЗ от 9. 10. 64 г. перегрузка турбины ПТ-60-130/13 ограничивается следующими величинами:

1. Электрическая нагрузка на конденсационном режиме при номинальных параметрах свежего пара и полностью включенной регенерации не более 60 МВт;

2. Электрическая нагрузка при работе с отборами пара не более 75 МВт;
Последовательность останова турбоагрегата:

1. Проверка работы регулирующих клапанов, поворотной диафрагмы и главных паровых задвижек;

2. Разгрузка турбины с отключение регулируемых отборов и теплофикационного отбора;

3. После снижения до нуля электрической нагрузки отключение генератора от сети;

4. Отключение турбины действием одной из технологических защит.
Время выбега турбины:

Без срыва вакуума:

ТГ-1 – 27 минут при снижении вакуума в конденсаторе до 500 мм рт. ст.;

ТГ-2 – 24 минуты при устойчивом вакууме в конденсаторе 680 мм рт. ст.;

Со срывом вакуума:

ТГ-1 и ТГ-2 – 14 минут.
3.1.10 Обслуживание агрегата во время работы
1. Запись и контроль показаний приборов:

- регулярная запись показаний ИП согласно суточной ведомости;

- наблюдение за аварийной и технологической сигнализацией;

2. Не реже одного раза в смену вытирать турбоагрегат, приборы, арматуру чистыми тряпками;

3. Следить за параметрами пара перед турбиной, фиксировать отклонения, требовать восстановления параметров от персонала КЦ;

4. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не менее одного раза в месяц производить проверку величины давления пара в контрольных ступенях турбины;

5. Следить за показаниями аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипников опор на ТГ-1,2;

6. Систематически проверять действие защиты от разгона, для чего производить проверку защиты повышением числа оборотов ротора;

7. Следить, чтобы в масляном баке турбины было достаточно масла. Чистку сеток в маслобаке производить по графику (на месяц);

8. Следить за работой ГСП и ВСП. Не допускать чрезмерного выпара в атмосферу из второй ступени ГСП;

9. Следить постоянно за давлением в конденсаторе (вакуумом), температурой выхлопной части, которая не должна превышать 55 0С. Работа турбины выхлоп в атмосферу запрещается;

10. Следить за работой основных эжекторов, регулировать давление рабочего пара;

11. Систематически следить за положением уровня конденсата в подогревателях, за работой регуляторов;

12. Проводить проверку КОСов регулируемых отборов не реже одного раза в год;

13. Регулярно контролировать работающие насосы и в случае обнаружения неисправности включить резервный насос.
3.2 Паровая турбина Т-100-130
Паровая турбина Т-100-130 с конденсацией и двумя регулируемыми теплофикационными отборами (верхний и нижний) представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат.
Таблица 14 – Характеристика паровой турбины Т-100-130


Параметр

Значение

Номинальная мощность

130 МВт

Число оборотов в минуту

3000 об/мин

Давление свежего пара перед стопорным клапаном

130 ата

Температура свежего пара перед стопорным клапаном

545…570 0С

Давление пара в конденсаторе

0,054 ата

Температура циркводы

20 0С

Максимальная температура циркводы

33 0С

Максимальный расход пара через турбину: ЦВД/ ЦСД/ ЦНД

485/ 430/ 280 т/ч

Расход свежего пара в конденсационном режиме при

номинальной нагрузке

360 т/ч

Давление пара в верхнем отопительном отборе

0,6…2,5 ата

Давление пара в нижнем отопительном отборе

0,5…2 ата

Расход охлаждающей воды

16000 м3


Работа турбины не допускается:

1. При давлении в камере верхнего отопительного отбора выше 2,5 ата;

2. При давлении в камере нижнего отопительного отбора выше 2 ата и ниже 0,5 ата;

3. На выхлоп в атмосферу.

Турбина допускает длительную работу при следующих отклонениях параметров от номинальных:

1. При одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свежего пара (при температуре охлаждающей воды 20 0С):

- по давлению в пределах 125…135 ата;

- по температуре в пределах 545…570 0С.

2. При повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33 0С и расходе охлаждающей воды 16000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;

3. При одновременном уменьшении величины обоих регулируемых отборов до нуля;

4. При повышении давления свежего пара до 140 ата и температуры до 575 0С допускается работа в течение не более 30 минут, причем общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 часов в год.

Критическое число оборотов:

1. РВД составляет 2270 об/мин;

2. РСД составляет 2125 об/мин;

3. РНД составляет 2530 об/мин;

4. Ротора генератора – 1380 об/мин (ТГ-3) и 1615 об/мин (ТГ-4).

Максимальная электрическая нагрузка турбины 120 Мвт при определенных величинах отопительных отборов. При закрытых отопительных отборах и в конденсационном режиме максимальная нагрузка 100 МВт.

Максимальная тепловая нагрузка каждого из отопительных отборов не должна превышать 110 Гкал/ч, что соответствует расходу конденсата на сливе бойлеров равному 215 т/ч.

Для турбины Т-100-130 предусмотрена возможность работы в режиме с противодавлением, при этом турбина работает по тепловому графику, ограниченному температурой выхлопной части, которая не должна превышать 120 0С.

Расход масла масляной системы   4 т/мин; Емкость маслобака   26 м3.

На каждую турбину установлено по две конденсационные установки типа КГ2-6200-1 с поверхностью охлаждения 6200 м2 и давлением циркводы 2,5 кгс/см2.

Конденсат откачивается двумя конденсационными насосами производительностью по 320 м3/ч каждый.

Регенеративный подогрев конденсата производиться последовательно в охладителях основных эжекторов, эжекторов уплотнений, сальниковом

подогревателе, ПНД-2,3,4, деаэраторе ДБ 6 ата, ПВД-5,6,7. Предусмотрен подогрев основного конденсата в паровом пространстве сетевого подогревателя №1 вместо демонтированного ПНД-1.

4. Водоподготовка
4.1 Химический цех
В химическом цехе установлено следующее оборудование:

1. Обессоливающая установка – предназначена для выработки воды, идущей на восполнение паровых потерь. Производительность   400 т/ч;

2. Натрий-катионитовая установка подпитки теплосети   предназначена для умягчения воды, которая восполняет потери теплосетевой воды. Максимальная производительность установки – 500 т/ч;

3. Установка по фосфатной обработке подпиточной воды   обеспечивает предотвращение выделения из воды малорастворимых солей кальция и магния. В результате уменьшается или исключается необходимость в умягчении добавочной воды системы;

4. Установка предочистки. Перед химическим обессоливанием воды природную воду подвергают предварительной обработке. Обработкой воды достигается снижение щелочности, жесткости, содержания железа, кремниевой кислоты, взвешенных и органических веществ;

5. Электролизеры на электролизной станции – предназначены для получения водорода, путем электролиза воды и CaOH постоянным током 100 А. Производительность установок   10 м3/ч.
4.2 Водоподготовка
Водоснабжение происходит с реки Миасс по 2 водоводам: Северному (dу= 700 мм) и Южному (dу = 500 мм).

Подогрев сырой воды производится в турбинном цехе в конденсаторе ТГ-1, ПСВ-1 и ПСВ-2 до 350С.

Для подачи сырой воды в ХЦ в ТЦ установлены 3 насоса сырой воды НСВ с подачей 720 м3/ч и давлением 63 мм.в.ст.

4.3 Установка подпитки теплосети
После подогрева вода подаётся на натрийкатионитовые (Na) фильтры.

Фильтры 1-9 имеют производительность 75-80 м3/ч.

Фильтр 10 имеет производительность 140 м3/ч.

После фильтров хим. очищенная вода поступает в БХОВ (ёмкостью 500 м3) и из него насосами НТ (4 шт. с подачей 218-315 м3/ч) подаётся по двум коллекторам в вакуумные деаэраторы ТЦ для подпитки теплосети.
4.4Обессоливающая установка
Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭЦ имеется

обессоливающая установка производительностью 400 т/ч. Она состоит из 3 осветлителей (производительность 300 м3), трех промбаков ёмкостью по 135м3, трёх насосов НОВ, 5 механических фильтров и 8 пар водородно-катионитовых предвключённых и основных, 7 анионитных фильтров 1-ой ступени, декарбонизатора для удаления газов, бака декарбонированной воды, насосов (2 шт) декарбонированной воды НДВ, 5 анионитных фильтров 2-ой ступени, 2 баков обессоленной воды БОВ, откуда тремя насосами НОВ подаётся на конденсаторы ТГ и в деаэраторы

СОДЕРЖАНИЕ


  1. Краткая характеристика и структура предприятия ЧЭЦ-2 3 ст.

  2. Котельный цех 5 ст.

  3. Турбинный цех 10 ст.

  4. Водоподготовка 21 ст.

  5. Приложения 23 ст.

  6. Список используемой литературы 27 ст.


Литература
1. Инструкция по эксплуатации турбоустановки ПТ-60-130/13. Министерство топлива и энергетики РФ АОЭиЭ Челябэнерго Челябинская ТЭЦ-2. Утверждена главным инженером ЧТЭЦ-2 В. В. Петровым от 1. 12. 1993 г.;

2. Инструкция по эксплуатации турбоустановки Т-100-130. Министерство топлива и энергетики РФ АОЭиЭ Челябэнерго Челябинская ТЭЦ-2. Утверждена главным инженером ЧТЭЦ-2 В. В. Петровым от 21. 10. 1993 г.;

3. Инструкция к котлу БКЗ-210-140Ф.

4. Инструкция к турбинам ПТ-60/75-130/13.

5. Лосев С.М., Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. – Москва: Энергоиздат, 1981.

6. Родин В.Н., Шарапов А.Г. Ремонт паровых турбин: Учебное пособие для вузов – Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2002
С инструкцией по эксплуатации электрогидравлической системы регулирования (ЭГСР) Турбины ПТ-60-130 ст №2 ознакомлен (а) и получил ее на руки:


NN

п/п

Фамилия И. О.


Должность

Дата ознакомления

Роспись в ознакомл


Балабаев Сергей Васильевич


НС КТЦ









Дудин Вячеслав Людвигович

НС КТЦ









Зинич Игорь Григорьевич

НС КТЦ









Мурзин Виктор Иванович

НС КТЦ









Немерчук Андрей Валентинович

НС КТЦ








Тупиков Александр Алексеевич


НС КТЦ








Бабушкин Сергей Александрович


ст.маш. ТО









Иванов Дмитрий Михайлович

ст.маш. ТО









Елчев Сергей Владимирович

ст.маш. ТО









Ляпин Георгий Валентинович

ст.маш. ТО









Шмелёв Борис Вячеславович

ст.маш. ТО








Кравченко Сергей Григорьевич


маш. ЦТЩУТ









Кривцева Нина Вячеславовна

маш. ЦТЩУТ









Мишин Вячеслав Иванович

маш. ЦТЩУТ









Плеханов Сергей Юрьевич

маш. ЦТЩУТ









Ступень Людмила Павловна

маш. ЦТЩУТ








Голубев Сергей Николаевич


маш. ЦТЩУТ








Дзюба Евгений Петрович


маш. ЦТЩУТ








Кочнев Константин Владимирович


маш. ЦТЩУТ








Игнатов Андрей Вячеславович


маш. ЦТЩУТ








Базюк Роман Павлович


маш. ЦТЩУТ









Ескин Евгений Геннадьевич

маш.- обх.ТО









Мидецкая Галина Дмитриевна

маш.- обх.ТО









Пятых Сергей Сергеевич

маш.- обх.ТО









Бочаров Владимир Викторович

маш.- обх.ТО









Тетельбаум Вячеслав Владимирович

маш.- обх.ТО









Тетельбаум Олег Владимирович

маш.- обх.ТО









Пиралиев Нафтали Аббасович

маш.- обх.ТО








Безвесельный Василий Иванович

маш.- обх.ТО









Ахметов Евгений Игоревич

маш.- обх.ТО









Демидас Владимир Дмитриевич

маш.- обх.ТО









Кутузова Дания Мидхатовна

маш.- обх. в.о.









Игуменьщев Павел Юрьевич

маш.- обх. в.о.









Прокопчик Светлана Анатольевна

маш.- обх. в.о.









Писклов Виталий Александрович

маш.- обх. в.о.








Половников Сергей Фёдорович


маш.- обх. в.о.









Мигунов Александр Александрович

маш.- обх. в.о.









Гусев Ринат Саитович

маш.- обх. в.о.









Ковков Сергей Викторович

маш.- обх. в.о.









Расторгуев Евгений Александрович

маш.- обх. в.о.









Стенников Игорь Сергеевич

маш.- обх. в.о.










Для производства работ на тепло- и гидромеханическом оборудовании; гидротехнических сооружениях; в устройствах тепловой автоматики, измерений и защит (кроме электрической части)

Предприятие: Челябинская ТЭЦ-2 Подразделение: КТЦ_КО____________________
НАРЯД. ОБЩИЙ НАРЯД. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ НАРЯД №____

(ненужное зачеркнуть)

к общему наряду №_________

(заполняется только при выдаче общего наряда)

Руководителю работ _______________________________________________________________________

(Фамилия , инициалы, должность)

Производителю работ (наблюдающему) (ненужное зачеркнуть)_________________________________________________

(Фамилия, инициалы, должность, разряд)

с членами бригады ___________чел._________________________________________________________

(Фамилия, инициалы, разряд, группа) ______________________________________________________________________________________
Руководитель работ_____________________________________________________________________

(подпись, фамилия)
Поручается: Замена пароперепускных труб IV ступени пароперегревателя котла ст.№1____________

(содержание работы, объект, место работы)

Начало работы: дата 16.04.08 время 08-00 Окончание: дата 25.04.08 время 20-00

Для обеспечения безопасных условий необходимо: Закрыть арматуру: 1ПК-1,2 и её байпас; ПП-1, 1ПТ-1 и их байпасы; 1а-2; РК-1; 1ГС-2 и её байпас ;1ВК-1 и ее байпас,1ВК-3; 1ГК-1,2; 1ПР-1,2; 1ОП-1,2; закрыть вентиля на котле ст.№1: аварийного слива №1,2; продувки пароперегревателя №1,2; дренажей пароперегревателя №1,2; на РПП I очереди №1А,Б; ЦФ-1А,Б; 1НП-1,4; 1ФК-А, 1НД. Закрытую арматуру запереть на цепи с замками и вывесить плакаты “Не открывать работают люди”. Арматуру запереть на цепи с замками и вывесить плакаты “Не открывать работают люди”. Разобрать электросхемы приводов 1ПК-1,2; ПП-1, 1ПТ-1; РК-1;1ГС-2; 1ВК-1,3; 1ГК-1,2; 1ОП-2; вентилей аварийного слива №1А,Б; на ключи управления вывесить плакаты “Не включать работают люди”. Открыть воздушники котла, обеспаривание паропровода. Снять давление в котле ст. № 1 до 0 ати, сбросить воду с барабана, пароперегревателя, нижними точками № 1-14 открытием вентилей на ГЗУ. Открыть дренажи: I-Д-3; 1а-1,1ав-1 на атмосферу. Открытую арматуру запереть на цепи с замками и вывесить плакат “Не закрывать работают люди”. На рабочем месте вывесить плакат «Работать здесь». При проведении огневых работ иметь на рабочем месте первичные средства пожаротушения: огнетушитель ОВП-8, ведро с водой._________________________________________________________

Наличие и исправность СИЗ проверил :____________________________________________________

Особые условия:________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________________

Наряд выдал: дата 16.04.08 время 08-00 должность Начальник КТЦ_________

Подпись ________________________________ фамилия ___Мехаев______________________

Наряд продлил по: дата ________,время _________, должность_________________________________

Подпись _______ фамилия ________, дата ___________________, время ________________________
Условия производства работ выполнены: дата ________________, время ________________

Остаются в работе: ______________________________________________________________________________

Оборудование расположенное вблизи места работы и находящееся под напряжением, давлением, при высокой температуре, взрывоопасное и т.п.

Дежурный персонал других цехов (участков) ______________________________________________________________________________________

цех, должность, подпись, фамилия

Отметка о разрешении начальника смены электростанции: _____________________________________________________________________________________

подпись или пометка о разрешении, переданного по телефону, подпись начальника смены цеха
Ответственное лицо дежурного персонала цеха, руководитель работ по промежуточному наряду (ненужное зачеркнуть) ______________________________________________________________________________________

должность, подпись, фамилия

Выполнение условий производства работ проверили, с оборудованием, оставшимся в работе ознакомлены и к работе допущены дата ______________, время ______________________
Руководитель работ_______________________ Производитель работ________________
Целевой инструктаж



Целевой инструктаж провел
Целевой инструктаж получил

Лицо, выдающее

наряд


Мехаев М.С.
Ф.И.О. подпись

Руководитель работ

Ф.И.О.

Подпись


Допускающий


Ф.И.О. подпись

Руководитель работ
Производитель

работ (наблюдающий)

Ф.И.О.

Подпись


Руководитель работ


Производитель работ (наблюдающий)

Ф.И.О. подпись

Производитель работ







Члены

бригады












































Ф.И.О.

подпись

Подписи членов бригады означают, что они получили целевой инструктаж от руководителя и производителя работ.
Изменение в составе бригады

Введен в состав бригады

(фамилия, инициалы, разряд, группа)

Выведен из состава бригады

(фамилия, инициалы, разряд)

Дата, время

Руководитель работ (подпись)

1

2

3

4
















































Оформление ежедневного допуска к работе, окончания работы перевода на другое рабочее место.

Наименование рабочих мест

Допуск к работе

Окончание работы

Меры безопасности проверены

Бригада проинструктирована и допущена на рабочее место

Бригада выведена, наряд сдал

Дата, время

Допускающий

(подпись)

Производитель работ (подпись)

Дата, время

Производитель работ

(подпись)

Ответственное лицо дежурного персонала

(подпись)


















































































































































































































































































































































Работа полностью окончена: дата _______________, время________________________________
Производитель работ _______________________ руководитель работ___________________________ (подпись) (подпись)

Рабочие места осмотрены, наряд закрыт: дата ____________________, время ____________________

Ответственное лицо дежурного персонала________________________________________ __________ (подпись)



Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации