Оборудование турбинного цеха тэц. Большая стройка
Это цех в которм установленны и работают: 1 - Турбоэлектрогенераторы (приводятся в движение энергией перегретого пара высокого давления из котельного цеха , вырабатывают электроэнергию) 2 - Турбокомпрессоры (приводятся в движение тем же паром из того же котельного цеха , вырабатывают сжатый воздух среднего давления для кислородного цеха ) 3 - Электрокомпрессоры (тоже что и турбокомпрессоры, но работают на электричестве) Очень шумный цех . ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ ТУРБИННОГО (КОТЛОТУРБИННОГО) ЦЕХА 22:41...
3079 Слова | 13 Стр.
Призводственный цех
Турбинный цех , в ведении которого находятся турбины , питательные насосы и вспомогательное оборудование, необходимое для превращения энергии пара в механическую энергию, а также водное хозяйство электростанции. Турбинный цех ТЭЦ также осуществляет ремонт части Вспомогательных агрегатов и механизмов по раздельному графику цеха (насосы, эжекторы, арматура и пр.) Каждый дежурный турбинного цеха на своем рабочем месте должен иметь производственную инструкцию по обслуживанию оборудования, необходимые...
1458 Слова | 6 Стр.
Режимная карта турбинного цеха
Список использованных источников.........................................................................7 ЗАДАНИЕ Построить режимную карту турбинного цеха , если на ТЭЦ установлены два турбоагрегата типа К-25-90 и три турбоагрегата типа Т-25-90. Определить загрузку каждого из агрегатов при заданной суммарной мощности. Расходные характеристики турбин представлены в таблице 1. Таблица 1 – Расходные характеристики Тип турбоагрегата | Минимальная нагрузка | 1-й излом характеристики | 2-й излом...
860 Слова | 4 Стр.
" Эксплуатация компрессорного цеха ГТН - 25"
КУРСОВАЯ РАБОТА На тему: " Эксплуатация компрессорного цеха ГТН - 25" Содержание Введение…………………………………………………………………….3ст. 1. Газотурбинная установка ГТН-25, краткая техническая характеристика 2. ГТН-25, устройство ГТУ и нагнетателя...………………………………...6 3. Последовательность пуска агрегата ГТН-25 …………………………….9 4. Система автоматики ГТН – 25…………………………………………….15 5. Система технического обслуживания и ремонта ГПА…………………..19 6. Расчет свойств транспортируемого газа…………………………………...
4138 Слова | 17 Стр.
Инструкция по эксплуатации турбины ПТ 60 90 13 ст
Инструкция по эксплуатации турбины ПТ-60-90/13 ст. № 3 24.3.12 Мордовский филиал ОАО «ТГК-6» САРАНСКАЯ ТЭЦ-2 УТВЕРЖДАЮ Технический директор Саранской ТЭЦ-2 Н.И.Солодовников «____» _____ 2007 г. ИНСТРУКЦИЯ по эксплуатации турбины ПТ-60-90/13 ст. № 3 24.3.12 Срок действия установлен с __________ по __________ Начальник ПТО ________________ Начальник КТЦ ________________ Срок действия продлен с ___________ по ___________ Технический директор _________________ Начальник...
15756 Слова | 64 Стр.
Блок 500 МВт с котлом П 57Р и турбиной К 500 240 4 и
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СТАНЦИЯ ЭКИБАСТУЗСКАЯ ГРЭС-2» БЛОК 500 МВт С КОТЛОМ П-57 И ТУРБИНОЙ К-500-240-4 (инструкция по эксплуатации) «Утверждаю» Зам. председателя правления по производству и обслуживанию __________________В.П. Куликов «____»___________________2005 г. Срок действия установлен: с «_____»______________2005 г. по «_____»______________2008 г. Начальник ПТУ _______________В.М. Шитиков Начальник КТЦ _________________В.И. Гайдук СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение…………………………………………………………………………………3...
12222 Слова | 49 Стр.
паровая турбина
Содержание 1. Паровая турбина Т-150-7,7 1.1. Краткая техническая характеристика турбины …………………………………………..3 1.2. Параметры предельных, допустимых нерасчетных режимов………………………......5 2. Установка и сборка турбины 2.1. Подготовка турбины к монтажу…………………………………………………………..7 2.6. Центровка обойм и диафрагм. Калибровка уплотнений цилиндров………………….15 2.7. Сборка и закрытие цилиндров…………………………………………………………...16 ...
4730 Слова | 19 Стр.
Приемка турбины из капитального ремонта в проекте тепловой части ТЭЦ-180МВт
прогнозируемый период следует рекомендовать и широко внедрять такие технологические процессы: * оснащение паровыми противодавленческими турбинами промышленных котельных и превращение их в мини-ТЭЦ; * повсеместная подстройка тепловых схем всех ныне существующих тепловых электростанций или ТЭЦ ююбой мощности газовыми турбинами , а также установка газовых турбин и водогрейных котельных; * восстановление и строительство ГЭС на больших и малых реках Беларуси с широким использованием на малых...
11326 Слова | 46 Стр.
Котоельные и турбинные установки в ТЭС
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика» Котельные и турбинные установки в ТЭС Реферат по ознакомительной практике ст.гр. 09-ПТЭ: Краченко А.А Руководители: доц., к.т.н.. доц., к.т.н.. Москва 2010 г. Аннотация «Котельные и турбинные установки в ТЭС», Брянск: БГТУ, 2010, 17 страниц...
2257 Слова | 10 Стр.
Турбины, виды турбин
Паровые турбины История развития паровых турбин Представим себе закрытый металлический сосуд (котел), частично заполненный водой. Если под ним зажечь огонь, то вода начнет нагреваться, а затем закипит, превращаясь в пар. Давление внутри котла будет повышаться, и если стенки его недостаточно прочны, он может даже взорваться. Это показывает, что в паре накопился запас энергии, который, наконец, проявил себя взрывом. Нельзя ли заставить пар совершать какую-либо полезную работу? Этот вопрос уже очень...
6464 Слова | 26 Стр.
ЭИ 02 Паровая турбина К 55 8 8
паровой турбины К – 55 – 8,8 ГРЭС ТОО «Kazakhmys Energy» (Казахмыс Энерджи) ЭИ-11-ГРЭС-02-2014 (Редакция № 1) п. Топар 2014г. Инструкцию должен знать: 1 Дежурный инженер станции 2 Начальник смены турбинного цеха 3 Старший машинист турбинного отделения 4 Машинист турбин Содержание: 1 Введение 2 Общие указания 3 Указание мер безопасности 4 Краткое описание основного оборудования и схем 5 Подготовка к работе 6 Порядок пуска, нагружения и останова турбины 7 Режим...
14661 Слова | 59 Стр.
Реферат турбина ПТ65-75-130
установок 8 Общие указания по пуску турбины 9 Предварительный прогрев и набор вакуума 10 Пуск турбины из холодного состояния 11 Пуск турбины из неостывшего и горячего состояний 12 Перевод турбины на режим работы с регулируемыми отборами пара 13 Перевод турбины на режим работы без регулируемых отборов пара 14 Останов турбины 15 Допускаемые нагрузки на турбину 16 Обслуживание турбоустановки 17 Аварийный останов турбины 18 Действия персонала при сбросе...
25493 Слова | 102 Стр.
Цех по производству линолеума
Сырьевые материалы………………………………………………………. 3. Технологическая часть…………………………………………………….. 3.1 Выбор способа и технологической схемы производства…………… 3.2 Описание принятой технологии и организации производства…….. 3.3 Режим работы цеха …………………………………………………….. 3.4 Расчёт производительности грузопотоков и определение расхода сырьевых материалов………………………………………………….. 3.5 Выбор основного технологического оборудования………………… 3.6 Расчёт потребности в энергетических...
6473 Слова | 26 Стр.
Технические средства и способы снижения шума в производственных цехах и на улицах городов
«Ноксология» на тему: «Технические средства и способы снижения шума в производственных цехах и на улицах городов» Выполнила: Федотовская А.С., студентка 3 курса Факультет: Энергетики и машиностроения Специальность: 280700 - Техносферная безопасность Шифр: 130654 Преподаватель: Кириллова Я.В. Санкт-Петербург 2014 Содержание Введение 3 1. Методы снижения шума в производственных цехах 4 1.1 Устранение шума в источнике его образования 4 1.2 Звукоизоляция 5 1.3 Звукопоглощение...
2266 Слова | 10 Стр.
Экологические аспекты заготовительного цеха
аспектов на участке заготовительного цеха » Исполнительстудент ФГДЭ 5 курса, гр. 302318 | Стульба С.В. | Руководительст. преподаватель | Благовещенская Т.С. | Минск 2013 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 4 1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВА 5 1.1 Общие сведения о технологическом процессе 5 1.2 Используемое оборудование, сырье и материалы 7 1.3 Влияние производства на окружающую среду 7 2 АНАЛИЗ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ АСПЕКТОВ НА УЧАСТКЕ ЗАГОТОВИТЕЛЬНОГО ЦЕХА И ИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ОКРУЖАЮЩУЮ...
3425 Слова | 14 Стр.
Электрооборудование механического цеха
машиностроительных предприятий отличается большим разнообразием, значительным многообразием конструктивных форм и сложностью - от простейших видов металлического инвентаря и тары до сложнейших моделей станков, автоматических линий, прокатных станов, турбин и т. п Для жизнедеятельности человека большое значение имеет качество воздуха. От него зависит самочувствие, работоспособность и в конечном итоге здоровье человека. Качество воздуха определяется его химическим составом, физическими свойствами, а...
3686 Слова | 15 Стр.
Производственная структура сварочного цеха
и управления производством. Тема была выбрана не случайно, так как для организации эффективного процесса производства, необходимо учесть всю специфику будущей деятельности предприятия. Именно тип производства предопределяет структуру предприятий и цехов , характер загрузки рабочих мест и движение предметов труда в процессе производства. Каждый тип производства имеет свои особенности организации производства и труда, применяемого оборудования и технологических процессов, состава и квалификации кадров...
3627 Слова | 15 Стр.
Расчет оборудования компрессорного цеха
высшего профессионального образования «Морской государственный университет им. адм. Г. И. Невельского» Кафедра ТиЭНГО ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение курсовой работы по дисциплине "Трубопроводы" Расчет оборудования компрессорного цеха КП.225.41.01.01.00.00.ПЗ Данные: 1 Общая производительность нагнетателей Q = 98,4 млн м3/сут; 2 Количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность nмашин = 8 шт (4 группы по 2 шт); 3 Номинальная частота...
3914 Слова | 16 Стр.
Расчет экономических показателей деятельности структурного подразделения предприятия (цеха)
расходов на содержание и эксплуатацию оборудования 26 4.7 Разработка сметы цеховых расходов 28 4.8 Разработка сметы затрат на производство 30 4.9 Калькулирование себестоимости единицы изделия 31 4.10 Основные экономические показатели деятельности цеха 32 Список литературы 32 Приложение А 34 Приложение Б 35 Приложение Г 39 Приложение Д 40 Приложение Е 43 1. Структура и содержание курсовой работы Курсовая работа состоит из расчетно-пояснительной записки в объеме 50-60 страниц машинописного...
6590 Слова | 27 Стр.
Электроснабжение цеха
Выполнить проект электроснабжения сварочно-механического цеха котельно-механического завода, схематический генплан которого дан на рис. 12. На плане указаны размеры цеха и подробная планировка оборудования участков 1, 2 и 3. Для участков 4, 5, 6 указаны количество оборудования и его мощность. Служебно-бытовые помещения имеют высоту в два этажа. Высота цеха 8 м. Источник питания - ГРП завода, расположенный в 110 м от цеха , напряжение 6 кВ. Токи короткого замыкания на шинах ГРП равны: І”=10...
7759 Слова | 32 Стр.
Курсовая работа. Расчёт работы участка по сбору подвесных потолков цеха ТНП
затрат 6.2. Зависимость потребности предприятия в материальных ресурсах 6.3. Расчет материальных затрат 7. Расчет накладных расходов 8. Расчет себестоимости продукции 8.1. Понятие себестоимости и ее значение для характеристики работы участка, цеха , предприятия 8.2. Понятие и значение калькуляции себестоимости 8.3. Расчет калькуляции и пояснения к расчету 8.4. Структура калькуляции и комментарии к ней 8.5. Расчета себестоимости 9. Сводные технико-экономические показатели предприятия Заключение...
6282 Слова | 26 Стр.
Курсовой
электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР………………………………...10 2. Энергетический баланс ТЭЦ………………………………………………..16 2.1. Показатели турбинного цеха …………………………………………..16 2.2. Баланс тепла……………………………………………………………...18 2.3. Показатели котельного цеха …………………………………………….20 2.4. Показатели теплофикационного отделения……………………………22 2.5. Общестанционные показатели………………………………………….23 3. Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала…………………………...
7436 Слова | 30 Стр.
Отчет учебныйуче
предприятии…………………………………………..6 3. Структура управления заводом и цехом ………………………………...8 4. Должностные обязанности мастера……………………………………...16 5. Общие требования по охране труда для оператора станков с ПУ……18 1.Введение День Основания завода 9 июля 1946 г. Создана первая производственная ячейка участок инструментального цеха . 1950 – Первые 10 турбин собственной конструкции (ОР300), поставленные на Украину, вывели на Российский энергетический рынок КТЗ "Калужский турбинный завод". 1953 – Численность персонала КТЗ составляет...
3114 Слова | 13 Стр.
otchet_po_praktike
производства………………………….…...4 1.3. Охрана окружающей среды…………………………………….……...…..6 2. Характеристика и оборудование ТЭЦ-ПВС ……………………………...…...7 2.1.Топливное хозяйство и технологический транспорт ТЭЦ-ПВС…………8 2.2.Оборудование турбинного цеха …………………………………………….8 2.3. Котельный цех ............................................................................................11 2.4. Система технического водоснабжения......................................................12 3....
2948 Слова | 12 Стр.
уфимская ТЭЦ-2
1. Структура предприятия 5 2. Технологическая схема предприятия 6 2.1. Котельный цех 6 2.2. Турбинный цех 6 2.3. Химический цех 6 2.4. Электроцех 7 2.5. Характеристика основного оборудования 7 2.6. Основное топливо 10 2.7. Противопожарная деятельность 10 3. Режим работы предприятия по отпуску теплоты за февраль-март 2014 год 12 4. Описание конкретного вида оборудования 13 4.1. Описание паровой турбины Т-110/120-130-4 ст.№№7,8 15 Заключение. 18 Список литературы 19 Введение В черте...
2218 Слова | 9 Стр.
Praktika
Рожков К.Е………………………………………… Руководитель практики от ТЭЦ 2 …………………………………………… Уфа 2015 Содержание 1.Общее описание структуры ТЭЦ, основных цехов , основного и вспомогательного оборудования, принципиальная схема станции и размещение основного оборудования в котлотурбинном цехе В черте города Уфа расположена Уфимская ТЭЦ-2. ТЭЦ расположена в районе с плотной городской застройкой жилыми домами и промышленными предприятиями. Подъезды к площадке ТЭЦ-2...
3752 Слова | 16 Стр.
Ололо ффвы
УДК 613.62 Е.А. Панаиотти, Д.В. Суржиков ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ МНОГОМЕРНОЙ ГРУППИРОВКИ УСЛОВИЙ ТРУДА РАБОЧИХ ОСНОВНЫХ ЦЕХОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЮГА КУЗБАССА ГУ НИИ комплексных проблем гигиены и профессиональных заболеваний СО РАМН, Новокузнецк С помощью методики многомерной группировки произведена гигиеническая оценка условий труда рабочих основных цехов тепловых электростанций юга Кузбасса. Проведено упорядочение числовых значений факторов, определены таксонометрические расстояния между объектами...
2360 Слова | 10 Стр.
Тема
возглавляет главный механик, подчиняющийся главному инженеру (техническому директору). Структура ремонтного хозяйства может включать следующие подразделения: 1) экономический отдел; 2) технический отдел; 3) организационный отдел; 4) ремонтно-механический цех ; 5) склад. Функции, структура и количественный состав различных подразделений отдела главного механика (ОГМ) изменяются в зависимости от масштабов ремонтных работ, особенностей их структуры и специфических особенностей предприятия в целом (производственная...
6480 Слова | 26 Стр.
Теплоэлектроцентраль
Рис 3 Турбина блока № 1 ТЭЦ-5 2006 – введена в эксплуатацию мини-ТЭЦ на древесных отходах в г. Осиповичи мощностью 1.2 МВт. Рис 4 Осиповичская ТЭЦ 2007 – начала функционировать мини-ТЭЦ в г. Вилейка мощностью 2.4 МВт, работающая на местных видах топлива. 2000 – на Минской ТЭЦ -3 введен в эксплуатацию крупнейший в республике парогазовый блок мощностью 230 МВт; Рис 5 Газовая турбина Минской ТЭЦ-3 ...
4758 Слова | 20 Стр.
4 практика Скляров ИА
расчету режимов, которому и будет посвящен данный курс. Как показывает практика, наибольший экономический эффект достигается при решении этой задачи для тепловых электростанций с поперечными связями (когда количество котлов не соответствует количеству турбин ), разнотипным оборудованием, на которых, ко всему прочему, одновременно сжигается топливо различных видов (газ, мазут, уголь). Пользователь в результате решения получает весьма полезную информацию о наиболее целесообразном способе распределения нагрузок...
1088 Слова | 5 Стр.
Сема
стадий (фаз), на основе которых строится производственная структура электростанции. На тепловых электростанциях выделяются цехи : топливно - транспортный, котло - турбинный , электрический и теплофикационное отделение. По ним группируются затраты на производство. На гидроэлектростанциях учет издержек ведется по гидротехническому, машинному (турбинному ) и электротехническому цехам . На порядок исчисления себестоимости оказывает влияние номенклатура вырабатываемой продукции. В энергетике на одних предприятиях...
2796 Слова | 12 Стр.
Тепло Энегетические установки
расчет упрощенной тепловой схемы станции с определением расхода пара на турбину при заданной электрической мощности с учетом отпускаемого тепла с паром и горячей водой. Определить расход пара на каждый подогреватель и выработку электроэнергии каждым потоком. 5. Выполнить расчет технико-экономических показателей турбогенераторной установки на ТЭЦ. Расчет оформить в виде пояснительной записки. Процесс расширения пара в турбине выполнить в h-S диаграмме и приложить к записке в виде выкопировки из...
5121 Слова | 21 Стр.
практика на заводе ЛМЗ
характеристика предприятия…………………………………………4 2.Потребление воды на производственные нужды промышленности………5 3.Особенности систем производственного водоснабжения………………....7 4.Охлаждающие устройства систем оборотного водоснабжения…………..10 5.Конденсаторы паровых турбин ……………………………………………..12 Заключение……………………………………………………………………..16 Список использованной литературы………………………………………….17 Введение Место прохождение практики: “Ленинградский Металлический Завод, ЛМЗ” ОАО Срок практики: 04.07.2016 г. - 22.07.2016 г....
3033 Слова | 13 Стр.
отсчет
1 Характеристика Ново-Иркутской ТЭЦ……………………………..........4 2 Характеристика основного оборудования Ново-Иркутской ТЭЦ..……5 3 Технологическая схема ТЭЦ и ее характеристика……………………...7 4 Цех топливоподачи…………………………………………………….….9 5 Котельный цех ……………………………………………………………13 6 Турбинный цех …………………………………………………………...16 7 Цех водоподготовки……………………………………………………..19 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………22 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………..…………23 ВВЕДЕНИЕ Практика является...
5072 Слова | 21 Стр.
ЮЛЯПРАКТИКА
охладителями – градирнями. Прямоточное водоснабжение на ТЭЦ встречается редко. На газотурбинных ТЭЦ в качестве привода электрических генераторов используются газовые турбины . Теплоснабжение потребителей осуществляется за счет тепла, отбираемого при охлаждении воздуха, сжимаемого компрессорами газотурбинной установки, и тепла газов, отработавших в турбине . В качестве ТЭЦ могут работать также парогазовые электростанции (оснащенные паротурбинными и газотурбинными агрегатами). 2.2 Технологическая схема...
2128 Слова | 9 Стр.
ГТН-16
силовой турбиной низкого давления (ТНД).Ее технические характеристики: Полезная мощность, кВт номинальная..................................................................16000 максимальная................................................................19200 КПД на муфте силовой турбины ,%...................................29 Расход воздуха через компрессор,кг/сек........................89,0 Степень повышения давления в цикле............................11,5 Температура газа перед турбиной , С...
5564 Слова | 23 Стр.
Отчет по практике
выработка электроэнергии за сутки работы станции, однако для Алма-Аты середины сороковых годов пуск турбины стал большим праздником. К 1940 году было установлено три котла и три турбины . Общая мощность 10,5 МВт. До 1946 года введены в строй еще две турбины и один котел. На этом закончилась первая очередь строительства электростанции. В 1953-54 гг. смонтированы и пущены в работу два котла и турбина ст.№ 6 мощностью 6,3 МВт. Третья очередь и четвертая очередь расширения решают вопрос...
4120 Слова | 17 Стр.
ПРАКТИКА
Содержание Введение 1. Цех 6б 2. Цех 44 3. Цех 3а2 4. Цех 23 Введение ОАО «Уфимское моторостроительное производственное объединение» - крупнейшее в России двигателестроительное предприятие. За последние 55 лет предприятие выпустило 31 тип авиационных двигателей, которые устанавливались на 85 модификациях самолетов военной и гражданской авиации. На самолетах с уфимскими двигателями поставлено около...
1522 Слова | 7 Стр.
курсовая
современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций. Лист КР 13050201 ОПЛ К 0112 1 Изм. Лист № документа Подпись Дата 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Характеристика компрессорного цеха В курсодом проекте рассматривается эксплуатация компрессорного цеха №4 Антипобского ЛПУМС, оборудованного ГПА ГТК-10И. Антиповское линейное производственное управление магистральных газопроводов - один из 14 газотранспортных филиалов «Волгоградтрансгаз». В Антиповское ЛПЧМГ входит...
9834 Слова | 40 Стр.
Диплом
характеристик рабочего тела с учетом подмешивания охлаждающего воздуха; поверочный газодинамический расчет по среднему диаметру газогенераторной части двигателя на базе установки ДН – 80Л; подробный газодинамический расчет с учетом закрутки свободной силовой турбины ; в специальной теме рассмотрена реконструкция агрегата ГТН-25 заменой на ГПА «Днепр» в Таежном ЛПУМГ ООО «Тюментрансгаз» выпускаемые ГП НПК "ЗОРЯ МАШПРОЕКТ" (Украина) . обеспечение экологичности применения данного рода спроектированных установок...
29441 Слова | 118 Стр.
Реферат о клпу
проезды и благоустройство 2.3 Инженерные коммуникации 3. КИП и А 1. Основные решения по автоматизации объектов КС 2. Объем информации и управления КС 3. Мероприятия по технике безопасности 4. Характеристика компрессорного цеха 1. Общие сведения 2. Устройство и работа агрегата 3. Система смазки агрегата 4. Эксплуатация газотурбинной установки ГТН – 6 1. Подготовка к работе 2. Порядок работы 3. Прокрутка турбодетандером 4. Пуск под...
6531 Слова | 27 Стр.
курсовая работа экономика энергопроизводства
района в тепловой энергии, отпускаемой из отборов турбин . Годовая потребность в тепловой энергии обеспечивается теплом в паре (5-10 ата), отпускаемым на технологические нужды и теплом отпускаемым из отборов низкого давления (1,2 ата) на отопление жилых и производственных помещений. Qгод.потр. = Qгод.тех. + Qгод.отоп.= Дгод.тех.∙(iотб.п.-iвозв.п.)+Дгод.отоп.∙(iотб.т.-iвозв.т.) (Гкал) где, Дгод.тех. и Дгод.отоп. – Годовой отпуск пара из отборов турбин ТЭЦ на технологические и отопительные нужды; ...
5413 Слова | 22 Стр.
Практика
установлено 6 турбин мощностью по 50 МВт каждая и шесть котлов паропроизводительностью по 420 т/ч. Первая очередь стала приобретать очертания с пуском первого блока, который был введен в 1960г., который до 1961 г. Работал на мазуте, а с 1962 перешел на природный газ. Топливоподача и пылеприготовление котла 1 задействованы в 1962 г. Ввод в эксплуатацию оборудования Первой очереди осуществлялся в следующие сроки Турбина №2 – декабрь 1961 г. | Котел №2 – июнь 1962 г. | Турбина №3 – сентябрь...
7084 Слова | 29 Стр.
Практика по почвоведению
кубометров грунта. В то время каждый кубометр вынимался лопатами и поднимался с помощью тачек. Установка котлов, турбин и другого главного оборудования производилась под руководством французских, немецких, чешских, американских и бельгийских специалистов. Пуск первой турбины состоялся 1930 года, 8 ноября, в 21 час 55 минут. Единственная конденсационная турбина ст. №1 является низкоэкономичной, производство электроэнергии по чисто конденсационному циклу экономически не выгодно....
4778 Слова | 20 Стр.
Отчёт по практике 2013г
котла………………………………...7 5.3. Краткая характеристика турбинного оборудования ………………...9 6. Изучение работы вспомогательного оборудования………………………11 6.1. Эксплуатация деаэраторов 1,2 и 6 ата………………………………..11 6.2. Эксплуатация питательных насосов ПЭ-580 200……………………12 6.3. Подогреватели высокого давления (ПВД)…………………………...13 6.4. Подогреватели низкого давления (ПНД)…………………………….13 7. Цех химводоподготовки……………………………………………………14 8. Цех тепловой автоматики и измерений. Автоматизация оборудования...
Б) организация наладочных и исследовательских работ в цехе
с целью дальнейшего совершенствования работы оборудования;
В) разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций, а также контроль за их выполнением; контроль за выполнением «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей»; реализация эксплуатационных и противоаварий - ных циркуляров главного технического управления по эксплуатации энергосистем Министерства и контроль за их выполнением;
Г) организация рационализаторской работы в цехе и внедрение рационализаторских предложений;
Д) проведение цеховых противоаварийных и противопожарных тренировок;
Е) организация ремонтных работ в цехе, если ремонтный персонал находится в распоряжении цеха; контроль за объемом, качеством и сроками ремонтных работ, если эти работы проводятся ремонтным цехом или посторонними организациями; контроль за качеством монтажа, если в цехе проводятся монтажные работы или работы по реконструкции основного оборудования, выполняемые силами монтажных организаций;
Ж) контроль за техническим снабжением цеха инструментом, материалами, спецодеждой, спецпитанием и т. д.;
З) подготовка, аттестация и расстановка кадров эксплуатационного, а также ремонтного персонала, если (последний подчинен администрации цеха;
И) ведение технической документации и отчетности, комплектация смен, составление графиков работы сменного персонала, составление графика отпусков.
Задачами дежурного (оперативного) персонала являются:
А) обеспечение безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования цеха;
Б) выполнение графика электрической и тепловой нагрузки с обеспечением заданных параметров отпускаемой тепловой и электрической энергии;
В обязанности ремонтного персонала входят:
А) качественное выполнение ремонта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;
Б) соблюдение всех правил техники безопасности и противопожарной техники при проведении ремонтных работ.
Административно - технический персонал цеха включает в себя начальника цеха с его заместителями, инженеров по эксплуатации и ремонту, а также младший технический персонал управления цеха. В установках неблочного типа дежурный (сменный) персонал, возглавляемый начальником смены, состоит из машинистов турбин и их помощников, машинистов питательных насосов, машинистов циркуляционных насосов, дежурного персонала по деаэраторам и теплофикационному оборудованию. Все машинисты турбин находятся в подчинении начальника смены и старшего машиниста, должность которого устанавливается при наличии большого количества турбоагрегатов. При обслуживании каждой турбины своим машинистом и его помощником последний находится в непосредственном подчинении машиниста турбины. При расширенной зоне обслуживания в конденсационном помещении помощники машиниста могут быть подчинены непосредственно старшему машинисту.
Сменный персонал комплектуется в смены из расчета круглосуточной эксплуатации оборудования с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска и болезни.
С внедрением блочных установок был пересмотрен ряд положений, касающихся структуры административного и оперативного управления блочными агрегатами. Признано це
лесообразным объединить оперативное управление котлом и турбиной на одном блочном щите управления, поскольку в условиях блочной ком - іпоновки основного оборудования блок «котел - турбина» представляет собой единый технологический объект с единым управлением и взаимосвязанный с системой регулирования, автоматизации и защиты. В связи с этим старая цеховая система с отдельными котельным и турбинным цехами для этих станций признана нецелесообразной. На блочных электростанциях эти два цеха объединены в один котлотурбинный цех, что позволяет более оперативно руководить работой как вахтенного, так и ремонтного персонала.
На электростанциях с разнотипными блоками, а также с однотипными, но с числом энергоблоков свыше восьми допускается создание двух котлотурбинных цехов. Это относится главным образом к станциям со сверхкритичеокими параметрами пара.
На смешанных электростанциях, имеющих блочное и неблочное , при наличии более двух блоков создается котлотурбинный цех блочной части независимо от цеховой структуры неблочной части станции. В этом случае, как правило, создается отдельный котлотурбинный цех и неблочной части.
Организация объединенных котлотурбинных цехов на блочных электростанциях позволила значительно уменьшить количество обслуживающего персонала за счет сокращения ряда должностей и более гибкого маневрирования персоналом внутри цеха.
Поскольку от правильной расстановки кадров в значительной мере зависит экономичная и безаварийная работа современного мощного энергетического оборудования, эти вопросы тщательно разрабатывались головными проектными организациями.
Типовые схемы административного и оперативного управления котлотурбинным цехом приводятся на рис. 1-1 и 1-2. Схема оперативного управления дана применительно к станции мощностью 2400 МВт с блоками 300 МВт, работающей на твердом топливе. При работе на газе количество обслуживающего персонала, естественно, сокращается. При этом исключается должность машиниста-обходчика по гидрозолоудалению, расширяется зона обслуживания старшего машиниста КТЦ (8 блоков) и дежурного слесаря (4 блока) и вводится дополнительно должность машиниста-обходчика по котлам с расширенной зоной обслуживания (4 блока). Разработаны также структуры смен для станций с блоками 150 и 200 МВт.
На электростанциях с блоками 200 и 300 МВт для обслуживания пусковой котельной предусмотрена одна вакансия машиниста котельной, которая с вводом пятого блока упраздняется. Вакансия машиниста береговой насосной не предусматривается нормативами. При расположении береговой насосной вне территории ГРЭС іможет быть установлено одно рабочее место машиниста береговой насосной станции.
Нормативы исходят из освоенной и надежной работы блочных установок. На пусконаладочный период численность оперативного персонала может быть увеличена для первого блока вдвое, для второго - на 50%, для третьего и каждого последую-
|
|
|
|
Рис. 1-2 Схема оперативного управления котлотурбинным цехом с блоками 300 МВт (блоки 1-4).
Щего - на 4G% от нормативной численности на один энергоблок.
Численность персонала котлотур - бинного цеха установлена по опыту эксплуатации передовых электростанций с блочным оборудованием. Развитие автоматизации и дистанционного управления, а также применение вычислительной техники позволят произвесги дальнейшее сокращение эксплуатационного персонала без снижения надежности работы энергетического оборудования.
Турбинный цех
Компоновка турбоагрегатов ЗСТЭЦ выполнена с поперечными связями. Установленная электрическая мощность ЗСТЭЦ - 600 МВт.
Персонал турбинного цеха обслуживает 7 турбоагрегатов, которые расположены в отдельных зданиях.
По паропроводам пар подводится к паровой турбине, вращающей ротор электрического генератора. Давление пара при подаче на турбину составляет 140 атм.
Электрический генератор вырабатывает переменный ток 10,5 кВ, который через повышающий трансформатор идет на сборные шины закрытого распределительного устройства (ЗРУ) напряжением 110 кВ. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены шины распределительного устройства КРУ 6 кВ и РУСН-0,4 кВ.
Турбинный цех - I очередь
Три турбоагрегата, суммарная электрическая мощность которых, составляет 170МВт. Щиты управления турбинами открытого исполнения, расположены возле каждой турбины и в отдалении друг от друга. Тип турбин - две теплофикационные Т-50-130, Т-60/65-130 и одна с теплофикационным и производственным отборами пара ПТ-60/75-130/13
Турбинный цех - II очередь
Четыре турбоагрегата, суммарная электрическая мощность которых составляет 430МВт. Управление турбинами осуществляется на двух Центральных Тепловых Щитах (ЦТЩУ). Тип турбин - все турбины теплофикационные Т-100-130, Т-110/120-130, Т-110/120-130, Т-110/120 -130.
Состав и состояние парка турбинного оборудования
|
Станционный № агрегата |
Тип (марка) турбины |
Завод-изготовитель |
Дата ввода |
Установленная электрическая мощность, МВт |
Тепловая мощность, Гкал/час. |
Выработка эл.эн. в отчетном году, тыс.кВт.ч |
В т.ч., по теплофикационному циклу, тыс.кВт.ч |
Отпуск тепла из отборов турбин в отчет ном году, Гкал |
Парковый ресурс (ПР), норма, час (лет) |
Наработка с начала экспл. на конец года, час (лет) |
Год достижения паркового ресурса (ПР) |
Количество пусков с начала эксплуатации, шт. |
Индивид. ресурс - разрешенное продление ПР,час |
Организация, ответственная за продление ПР |
Дата оформления продления ПР |
Дата завершения модернизации (ДД.ММ.ГГ) |
Вид работ при модернизации |
Дополн. ресурс (ДР) - замена базового узла (БУ), час |
Наработка после замены БУ на конец отчетного года, час. |
Год достижения ИР (продление или ДР при модерн.) |
Дата останова при ТП (ДД.ММ.ГГ) |
Цель останова при ТП |
Дата перемаркировки в отчетном году (ДД.ММ.ГГ) |
Причина перемаркировки в отчетном году |
Изменение мощности при перемаркировке |
|
ПТ-60/75-130/13 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Замена ЦВД, паро-перепускных труб, стопор-ного клапана |
|||||||||||||||||||||||||
|
Т-100/120-130-2 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Т-110/120-130-3 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Т-110/120-130-4 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Т-110/120-130-4 |
2.3.2 Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
2.3.3 Технологическая схема комбинированного производства электрической и тепловой энергии
Технология комбинированного производства электрической и тепловой энергии представляет собой процесс преобразования химически связанного тепла, выделяющегося из топлива при его сжигании, в электрическую и тепловую энергию в паротурбинной установке (ПТУ), основными элементами которой являются котел, турбина, конденсатор и электрический генератор Рабочим телом в ПТУ являются вода и пар, топливом - уголь, газ.
В котле (1), представляющим собой систему поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него питательной воды, в результате химических реакций окисления (горения) органического топлива происходит выделение теплоты, которая передается воде и образуемому водяному пару. Полученный в котле перегретый пар высокого давления поступает в турбину, где его теплота (потенциальная энергия высоких параметров-давления и температуры) превращается в механическую (кинетическую) энергию вращения ротора турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается электрическую.
Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, представляющий собой поверхностный теплообменник с большим числом трубок, внутри которых проходит (циркулирует) охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом от гидротехнических сооружений (ГТС) ТЭЦ.
В конденсаторе, отработавший в турбине пар, отдает свою теплоту охлаждающей воде, превращаясь в конденсат. Нагретая охлаждающая вода сбрасывается в пруд-охладитель, где за счет испарения с его поверхности охлаждается настолько, насколько она подогрелась в конденсаторе и возвращается в охлаждающий контур турбины.
Необходимость отбора теплоты отработавшего пара диктуется критериями конструкционной надежности и экономичности ПТУ (снижения затрат на единицу продукции) за счет увеличения разности между начальными и конечными параметрами рабочего тела (пара), т.е. наибольшего использования располагаемой в нем теплоты.
Полученный конденсат перекачивается конденсатным насосом через регенеративный подогреватель низкого давления (ПНД) в деаэратор, где освобождается от агрессивных газов (кислорода, углекислоты), вызывающих коррозию оборудования. Сюда поступает химобессоленная добавочная вода от водоподготовительной установки (ВПУ) ТЭЦ, восполняющая потери пара и конденсата в цикле. Из деаэратора вода питательным насосом через регенеративный подогреватель высокого давления (ПВД) подается в паровой котел. Таким образом, замыкается цикл рабочего тела в ПТУ. Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД за счет использования отборного пара турбины, повышает экономичность ПТУ.
Часть пара, отработавшего в турбине, используется для производства тепловой энергии (тепла) для нужд промышленности и быта.
Тепло отпускается непосредственно с паром, который расходуется на технологические нужды, и с горячей водой, нагреваемой в бойлерных установках, которая подается на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Для восполнения потерь в системах водоснабжения (горячий водоразбор) осуществляется добавка химически очищенной водой от ВПУ ТЭЦ.
Таким образом, описанная технологическая схема (технология производства) ТЭЦ представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: система водоснабжения;
система приготовления добавочной воды;
топливный тракт;
система пылеприготовления;
газовоздушный тракт;
система шлакоудаления;
пароводяной тракт;
электрическая часть-использующих воду в целях:
Отвода теплоты: - из конденсаторов турбин, масло-газоохладителей и подшипников вспомогательных механизмов.
Восполнения потерь: - при транспортировке воды на ТЭЦ (фильтрация и испарение в холодном канале и пруде-охладителе); при промывке (регенерации) ионообменных фильтров в схеме водоподготовительной установки; химически обессоленной воды (пара и конденсата) в пароводяном тракте; химически очищенной воды в тепловых сетях потребителей, осуществляющих открытый горячий водоразбор; в схеме транспортировки золошлаковой пульпы; в пруде-охладителе ТЭЦ для поддержания постоянного солевого баланса.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
турбинный цех оборудование
Введение
2.1.1 Конструкция турбины
2.2.1 Насосное оборудование
2.2.2 Теплообменные аппараты
4.2 Пуск турбины
4.3 Действия персонала в аварийных ситуациях
5. Порядок допуска к ремонту и испытаниям
5.1 Вывод турбоустановки в ремонт
5.2 Проведение испытаний турбины
6. Требования по технике безопасности
7. Требования по пожарной безопасности
8. Краткая характеристика трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цехе
8.1 Условия эксплуатации и безопасного состояния режимов работы трубопроводов
8.2 Подготовка и порядок пуска трубопроводов
8.3 Обслуживание трубопроводов в нормальных условиях эксплуатации
8.4 Контроль за тепловыми перемещениями трубопроводов
8.5 Требования по технике безопасности при эксплуатации трубопроводов
8.6 Требования по технике безопасности при ремонте трубопровода
9. Экономика ТЭЦ
9.1 Тарифы
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Воронеж до Октябрьской революции 1917 года развивался в основном как купеческий город. Энергетика небольшого количества промышленных предприятий базировалась на механических двигателях. Жилье освещалось свечами и кое-где газовыми фонарями. В ноябре 1915 года в Воронеже была пущена первая электростанция мощностью 500 кВт. В 1917 году началось и в 1927 году закончилось устройство городской электростанции мощностью 5000 кВт. За тот же год электростанции от 200 кВт до 3000 кВт. Согласно первому пятилетнему плану в 1929 году началось проектирование, а в 1930 году - строительство Воронежской Государственной районной электростанции (ВоГРЭС), первая очередь которой была пущена в октябре 1933 года. Состояла она из двух паровых котлов ЛМЗ 110 т/ч, 30 атм, 425 °С и одной конденсационной турбины ЛМЗ типа ТН-165, 26 атмосфер с генератором 24000 кВт. В августе 1941 года мощность ВоГРЭС была доведена до проектной 49000 кВт за счет ввода в эксплуатацию котлов № 3 110 т/ч и № 4 150 т/ч и одной теплофикационной турбины АН-25 с генератором 25000 кВт. В начале Великой Отечественной войны турбина № 2 и котел № 4 были демонтированы и эвакуированы в город Караганду, в конце 1941 года был демонтирован и котел № 3 и отправлен на Кизеловскую ГРЭС. Работавший до последних дней турбогенератор № 1 6 июля 1942 года, день занятия города Воронежа фашистскими воинами, был подорван. Огнем противника электростанции были нанесены колоссальные разрушения. По освобождении города от фашистских захватчиков началось восстановление ВоГРЭС. В январе 1944 года она дала первую энергию, а в декабре 1948 года была восстановлена ее довоенная мощность. В 1950 году в связи с развитием промышленности началось расширение ВоГРЭС за счет установки оборудования высокого давления, состоящего из 5 паровых котлов ТП-170 100 атм и турбин ВПТ-25-1 с генераторами по 25000 кВт. В 1956 году мощность электростанции достигла 149000 кВт. В соответствии с характеристиками установленного оборудования в 1959 году ВоГРЭС была переименована в ТЭЦ-1. Будучи запроектированной для работы на антраците ТЭЦ-1 в 1966 году была реконструирована и для работы на природном газе. По третьему циклу расширения на ТЭЦ-1 было установлено четыре энергетических котла БКЗ-160-100 ГМ, две противодавленческие турбины ПР-29-90/10/0,9 с генераторами по 25000 кВт и пять водогрейных котлов ПТВМ-100. В 1970 году из экономических соображений произведено объединение Воронежских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в одну, под названием Воронежской ТЭЦ.
В настоящее время Воронежская ТЭЦ имеет мощность электрическую 180000 кВт и тепловую - 1656 Гкал/час (по горячей воде) и 1008 т/ч (по пару). Последний котел № 16 включен в работу - декабрь 1999 года БКЗ 160-1,4-300 ГМ. Турбина № 9 - октябрь 1982 года, ПР - 30(25)-90/10/0,9.
Основной работой любой электростанции является то, что ее промышленная продукция (электрическая и тепловая энергия) потребляется в момент производства и не может вырабатываться «на склад» или в резерв. Это значит, что электростанция в каждый данный момент времени должна вырабатывать энергии ровно столько, сколько потребляют ее промышленные предприятия, транспорт, сельское хозяйство, бытовые и другие потребители. Потребление электроэнергии у разных потребителей меняется во времени суток в течение года. Оно, как правило, снижается летом и возрастает в зимнее время, неравномерно изменяется в течение недели (снижается в выходные и праздничные дни) и даже в течение одних суток, завися от многих факторов.
1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха
Таблица 1
|
Наименование оборудования |
Обозначение оборудования |
||
|
Турбоагрегат № 3 |
|||
|
Турбоагрегат № 4 |
|||
|
Турбоагрегат № 5 |
|||
|
Турбоагрегат № 6 |
|||
|
Турбоагрегат № 7 |
|||
|
Турбоагрегат № 8 |
|||
|
Турбоагрегат № 9 |
|||
|
Турбогенератор № 3 |
|||
|
Турбогенератор № 4 |
|||
|
Турбогенератор № 5 |
|||
|
Турбогенератор № 6 |
|||
|
Турбогенератор № 7 |
|||
|
Турбогенератор № 8 |
|||
|
Турбогенератор № 9 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 3 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 4 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 5 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 6 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 7 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 8 |
|||
|
Пусковой маслонасос ТА № 9 |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 3 |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 4 |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 5 |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 6 |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 7 постоянного тока (аварийный) |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 7 переменного тока (резервный) |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 8 постоянного тока (аварийный) |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 8 переменного тока (резервный) |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 9 постоянного тока (аварийный) |
|||
|
Электромасляный насос ТА № 9 переменного тока (резервный) |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 3 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 4 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 5 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 6 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 7 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 8 |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 9 постоянного тока (аварийный) |
|||
|
Уплотняющий маслонасос ТА № 9 переменного тока (резервный) |
|||
|
Конденсатный насос № 3 «А» ТА № 3 |
КН № 3 «А» |
||
|
Конденсатный насос № 3 «Б» ТА № 3 |
КН № 3 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № 4 «А» ТА № 4 |
КН № 4 «А» |
||
|
Конденсатный насос № 4 «Б» ТА № 4 |
КН №4 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № 5 «А» ТА № 5 |
КН № 5 «А» |
||
|
Конденсатный насос № 5 «Б» ТА № 5 |
КН № 5 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № 6 «А» ТА № 6 |
КН № 6 «А» |
||
|
Конденсатный насос № 6 «Б» ТА № 6 |
КН № 6 «Б» |
||
|
Подъемный насос ТА № 3 |
|||
|
Подъемный насос ТА № 4 |
|||
|
Подъемный насос ТА № 5 |
|||
|
Подъемный насос ТА № 6 |
|||
|
Сливной насос ТА № 7 |
|||
|
Сливной насос ТА № 8 |
|||
|
Сливной насос ТА № 9 |
|||
|
Газоохлаждающий насос ТА № 3 |
|||
|
Газоохлаждающий насос № 4 «А» ТА № 4 |
ГОН № 4 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 4 «Б» ТА № 4 |
ГОН № 4 «Б» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 5 «А» ТА № 5 |
ГОН № 5 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 5 «Б» ТА№ 5 |
ГОН № 5 «Б» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 6 «А» ТА № 6 |
ГОН № 6 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 6 «Б» ТА № 6 |
ГОН № 6 «Б» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 7 «А» ТА № 7 |
ГОН № 7 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 7 «Б» ТА № 7 |
ГОН № 7 «Б» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 8 «А» ТА № 8 |
ГОН № 8 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 8 «Б» ТА № 8 |
ГОН № 8 «Б» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 9 «А» ТА № 9 |
ГОН № 9 «А» |
||
|
Газоохлаждающий насос № 9 «Б» ТА № 9 |
ГОН № 9 «Б» |
||
|
Перекачной насос № 1 |
|||
|
Перекачной насос № 2 |
|||
|
Перекачной насос № 3 |
|||
|
Перекачной насос № 4 |
|||
|
Перекачной насос № 5 |
|||
|
Перекачной насос № 6 |
|||
|
Перекачной насос № 7 |
|||
|
Перекачной насос № 8 |
|||
|
Перекачной насос № 9 |
|||
|
Перекачной насос № 10 |
|||
|
Перекачной насос № 11 |
|||
|
Смывной насос № 3 |
|||
|
Смывной насос № 4 |
|||
|
Эжектирующий насос № 2 |
|||
|
Эжектирующий насос № 3 |
|||
|
Эжектирующий насос № 4 |
|||
|
Эжектирующий насос № 5 |
|||
|
Бак низких точек |
|||
|
Дренажный насос БНТ |
|||
|
Перекачной насос БНТ № 1 |
|||
|
Перекачной насос БНТ № 2 |
|||
|
Дренажный бак |
|||
|
Подогреватель технической воды № 1 |
|||
|
Подогреватель технической воды № 2 |
|||
|
Подогреватель технической воды № 3 |
|||
|
Насос технической воды № 1 |
|||
|
Насос технической воды № 3 |
|||
|
Насос технической воды № 4 |
|||
|
Насос технической воды № 5 |
|||
|
Насос технической воды № 7 |
|||
|
Насос технической воды № 8 |
|||
|
Насос технической воды № 9 |
|||
|
Пожарный насос № 1 |
|||
|
Пожарный насос № 2 |
|||
|
Пожарный насос № 3 |
|||
|
Бойлерная установка № 1 |
|||
|
Бойлерная установка № 2 |
|||
|
Бойлерная установка № 3 |
|||
|
Бойлерная установка № 4 |
|||
|
Бойлерная установка № 5 |
|||
|
Основной бойлер № 1 |
|||
|
Основной бойлер № 2 «А» |
ОБ № 2 «А» |
||
|
Основной бойлер № 2 «Б» |
ОБ № 2 «Б» |
||
|
Основной бойлер № 3 «А» |
ОБ № 3 «А» |
||
|
Основной бойлер № 3 «Б» |
ОБ № 3 «Б» |
||
|
Основной бойлер № 4 |
|||
|
Основной бойлер № 5 «А» |
ОБ № 5 «А» |
||
|
Основной бойлер № 5 «Б» |
ОБ № 5 «Б» |
||
|
Пиковый бойлер № 1 |
|||
|
Пиковый бойлер № 4 «А» |
ПБ № 4 «А» |
||
|
Пиковый бойлер № 4 «Б» |
ПБ № 4 «Б» |
||
|
Пиковый бойлер № 5 |
|||
|
Летний сетевой насос |
|||
|
Сетевой насос № 1 |
|||
|
Сетевой насос № 2 |
|||
|
Сетевой насос № 3 «А» |
СЭН № 3 «А» |
||
|
Сетевой насос № 3 «Б» |
СЭН № 3 «Б» |
||
|
Сетевой насос № 4 «А» |
СЭН № 4 «А» |
||
|
Сетевой насос № 4 «Б» |
СЭН № 4 «Б» |
||
|
Сетевой насос № 4 «В» |
СЭН № 4 «В» |
||
|
Сетевой насос № 5 «А» |
СЭН № 5 «А» |
||
|
Сетевой насос № 5 «Б» |
СЭН № 5 «Б» |
||
|
Сетевой насос № 5 «В» |
СЭН № 5 «В» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 1 «А» |
КНБ № 1 «А» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 1 «Б» |
КНБ № 1 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 2 «А» |
КНБ № 2 «А» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 2 «Б» |
КНБ № 2 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 2 «В» |
КНБ № 2 «В» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 4 «А» |
КНБ № 4 «А» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 4 «Б» |
КНБ № 4 «Б» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 5 «А» |
КНБ № 5 «А» |
||
|
Конденсатный насос № БУ № 5 «Б» |
КНБ № 5 «Б» |
||
|
Подпиточный насос № 1 |
|||
|
Подпиточный насос № 2 |
|||
|
Подпиточный насос № 3 |
|||
|
Подпиточный насос № 4 |
|||
|
Подпиточный насос № 5 |
|||
|
Подпиточный насос № 6 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 5 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 6 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 7 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 8 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 9 |
|||
|
Насос сбора и откачки гидразина |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 10 |
|||
|
Насос-дозатор гидразина № 11 |
|||
|
Питательный электронасос № 5 |
|||
|
Питательный электронасос № 6 |
|||
|
Питательный электронасос № 6 «А» |
ПЭН № 6 «А» |
||
|
Питательный электронасос № 7 |
|||
|
Питательный электронасос № 8 |
|||
|
Питательный электронасос № 9 |
|||
|
Питательный электронасос № 10 |
|||
|
Питательный электронасос № 11 |
|||
|
Питательный электронасос № 12 |
|||
|
Питательный электронасос № 13 |
|||
|
Питательный электронасос № 14 |
|||
|
Эленктромасляный насос № 5«А» ПЭНа № 5 |
ЭМНП № 5«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 5«Б» ПЭНа № 5 |
ЭМНП № 5«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 6«А» ПЭНа № 6 |
ЭМНП № 6«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 6«Б» ПЭНа № 6 |
ЭМНП № 6«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 6«А»/1 ПЭНа № 6 «А» |
ЭМНП № 6 «А»/1 |
||
|
Эленктромасляный насос № 7 ПЭНа № 7 |
|||
|
Эленктромасляный насос № 8«А» ПЭНа № 8 |
ЭМНП № 8«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 8«Б» ПЭНа № 8 |
ЭМНП № 8«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 9«А» ПЭНа № 9 |
ЭМНП № 9«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 9«Б» ПЭНа № 9 |
ЭМНП № 9«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 10«А» ПЭНа № 10 |
ЭМНП № 10«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 10«Б» ПЭНа № 10 |
ЭМНП № 10«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 11«А» ПЭНа № 11 |
ЭМНП № 11«А» |
||
|
Эленктромасляный насос № 11«Б»ПЭНа № 11 |
ЭМНП № 11«Б» |
||
|
Эленктромасляный насос № 12 ПЭНа № 12 |
|||
|
Береговая насосная |
|||
|
Циркуляционный насос № 1 |
|||
|
Циркуляционный насос № 2 |
|||
|
Циркуляционный насос № 3 |
|||
|
Циркуляционный насос № 4 |
|||
|
Циркуляционный насос № 5 |
|||
|
Циркуляционный насос № 6 |
|||
|
Дренажный насос № 1 БН |
|||
|
Дренажный насос № 2 БН |
|||
|
Дренажный насос № 3 БН |
|||
|
Дренажный насос № 4 БН |
|||
|
Дренажный насос № 3 «А» |
ДНБН № 3 «А» |
||
|
Насос смыва сеток № 1 БН |
|||
|
Насос рыбозащиты |
|||
|
Насос смыва сеток № 2 БН |
|||
|
Перекачной насос № 1 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Перекачной насос № 2 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Перекачной насос № 3 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Перекачной насос № 4 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Дренажный насос № 1 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Дренажный насос № 2 оборотной системы маслоохладителей |
|||
|
Перекачной насос № 1 оборотной системы ГЗУ |
|||
|
Перекачной насос № 2 оборотной системы ГЗУ |
|||
|
Дренажный насос оборотной системы ГЗУ |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 3 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 4 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 5 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 6 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 7 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 8 |
|||
|
Эксгаустер ТГ № 9 |
|||
|
Деаэратор № 1 |
|||
|
Деаэратор № 4 |
|||
|
Деаэратор № 5 |
|||
|
Деаэратор № 6 |
|||
|
Деаэратор № 7 |
|||
|
Деаэратор № 8 |
|||
|
Деаэратор № 9 |
|||
|
Деаэратор № 10 |
|||
|
Деаэратор № 11 |
|||
|
Деаэратор № 12 |
|||
|
Деаэратор № 13 |
|||
|
Деаэратор № 15 |
|||
|
Деаэратор № 16 |
|||
|
Расширитель дренажей среднего давления |
|||
|
Расширитель дренажей низкого давления |
2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха
2.1 Технические характеристики турбины
Турбина типа ПР 20-90/10/0,9М с промышленным регулируемым отбором пара, активного типа. Завод-изготовитель - Калужский турбинный завод.
Мощность: номинальная - 20 МВт; максимальная - 24 МВт. Номинальная частота вращения роторов - 3000 об/мин. Расход острого пара на турбину: номинальный - 134 т/ч; максимальный - 182 т/ч. Номинальные параметры острого пара перед автоматическими стопорными клапанами (АСК): давление - 90 ата; температура - 515 С. При работе турбины блочно с котлом № 15 допускается повышение температуры острого пара до 535 С.
Отборы пара:
А) Первый, нерегулируемый после 2-ой ступени на ПВД-5 с давлением 31 ата и температурой 410 С;
Б) Второй, нерегулируемый после 6-ой ступени на ПВД-4 с давлением 17 ата и температурой 330 С;
В) Третий, регулируемый после 8-ой ступени в производственный отбор с давлением 8-13 ата и температурой 260 С;
Г) Четвертый, нерегулируемый после 12 ступени на ПНД с давлением 5 ата и температурой 184 С;
Д) После 15-ой ступени пар подается в п/провод теплофикационного отбора с давлением 0,9-2,5 ата;
Е) На сальниковый подогреватель (СП) пар направлен с концевых уплотнений турбины с давлением 1,07 ата.
Количество отбираемого пара:
Производственный отбор:
При номинальном давлении 10 ата и температуре 260С расход пара в отбор составляет 48 т/ч;
Допускается при номинальных параметрах острого пара увеличение расхода пара в П-отбор до 120 т/ч с одновременным уменьшением отбираемого пара из противодавления до 20 т/ч.
Теплофикационный отбор (противодавление):
При номинальном давлении 1,2 ата расход пара отбираемого из противодавления составляет 58 т/ч;
Допускается, при номинальных параметрах острого пара, увеличение расхода пара в Т-отбор до 110 т/ч при этом величина П-отбора должна быть не менее 35 т/ч при давлении 10 ата. При П - отборе равном нулю, указанный выше расход в Т-отбор 110 т/ч, возможен при электрической нагрузке не более 20 МВт.
Расход пара на подогреватели регенерации:
На ПВД-5 - 9,42 т/ч;
На ПВД-4 - 8,58 т/ч;
На ПНД - 11 т/ч;
На СП - 1,1 т/ч.
При расходе питательной воды 195 т/ч (107% от расхода пара на турбину) нагрев её составляет 215+/-10С. Ёмкость маслобака 10 м 3 . Ёмкость масляной системы 12 м 3 . Номинальное давление масла:
На смазку - 1,0 кгс/см2;
На регулирование - 10 кгс/см2;
На всасе насоса регулятора - 1,35 кгс/см2.
Номинальная температура масла после маслоохладителей - 40С. Валоповоротное устройство (ВПУ) допускает повторный пуск турбины через любое время после её останова. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 50 Гц.
Турбина снабжена следующими защитами:
От повышения частоты вращения выше 3300-3360 об/мин;
От изменения величины осевого сдвига ротора +/- 0,8 мм;
От понижения давления масла на смазку подшипников до 0,35кгс/см 2 ;
От понижения давления масла в системе регулирования до 3 кгс/см 2 (закрываются стопорные клапаны);
От понижения давления масла за инжектором на всасе насоса регулятора до 0,25 кгс/см 2 ;
При срабатывании цепей защит генератора происходит закрытие обоих АСК, клапанов-захлопок на п/проводах отборов и задвижек ГПЗ №1 и № 103.
Согласно ПТЭ, п. 6.3.3., «На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам мощности…». Регулирование текущего режима работы осуществляется машинистом турбины путем непосредственного воздействия на механизм управления турбиной (МУТ) по распоряжению НСС или дежурным персоналом главного щита управления путем воздействия на ключ управления электроприводом МУТ. Согласно ПТЭ, п. 6.3.4., «Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми электростанциями путём изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов…». Приказом РАО «ЕЭС России» № 524 от 18.09.02 г. (п. 7.2.) предписано считать нормативными следующие показатели:
Нормальный уровень частоты 50,00±0,05 Гц;
Допустимый уровень частоты 50,00±0,2 Гц;
Время восстановления нормального уровня частоты не более 15 минут.
Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты электрического тока при нарушении баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной диапазона регулирования. Первичное регулирование осуществляется за счёт автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин. Небаланс, возникающий между нагрузками турбо- и котлоагрегатов должен устраняться за счёт автоматического изменения паропроизводительности котлов.
На турбоагрегат ст. №№ 3-6 проверена настройка регуляторов частоты вращения турбин в соответствии с требованиями п.4.4.3 ПТЭ, а на одном - двух котлах постоянно включена в работу автоматика топлива. При изменении частоты электрического тока в энергосистеме в пределах от нормального уровня до допустимого, регуляторы турбин увеличивают или уменьшают подачу пара в турбину, изменяя мощность, выдаваемую генератором в сеть. Частота вращения роторов ТА восстанавливается до величины, предшествующей изменению. Диапазон регулирования турбоагрегатов ВТЭЦ-1 составляет ±10 % от установленной (номинальной) мощности турбины, т.е. 25+2,5 МВт. Регулирование возможно только при наличии резерва мощности на турбоагрегатах и котлах. Следовательно, котлы и турбоагрегаты станции, участвующие в ОПРЧ, в нормальном режиме не должны работать с максимальной нагрузкой. При увеличении расхода пара на турбину понижается давление в главном паропроводе (ГПП) станции. Под воздействием автоматики топлива котлы увеличивают выработку пара - давление в ГПП восстанавливается. По времени этот процесс на станции длится от трёх до семи минут, в зависимости от величины первоначального снижения давления. При уменьшении расхода пара на турбину давление в ГПП повышается - котлы с включённой автоматикой снижают нагрузку. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанции должен вмешиваться в процесс первичного регулирования частоты только в следующих случаях:
По распоряжению НСС (с разрешения диспетчера Воронежского РДУ);
При выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы;
Восстановление заданной графиком мощности воздействием на МУТ разрешается после восстановления нормального значения частоты.
2.1.1 Конструкция турбины
Турбина ПР-20-90/10/0,9М является активной, пятнадцатиступенчатой, с тремя нерегулируемыми и одним регулируемым (производственным) отбором. Турбина работает в противодавление на т/провод теплофикационного отбора. Проточная часть турбины состоит из одной двухвенечной регулирующей ступени скорости и четырнадцати ступеней давления. Камерой регулируемого отбора турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть среднего давления (ЧСД). ЧВД включает в себя клапанное парораспределение с рычажным приводом и проточную часть, состоящую из восьми ступеней. ЧСД включает в себя парораспределение, выполненное в виде поворотной диафрагмы с рычажным приводом, и проточную часть, состоящую из семи ступеней. Парораспределение ЧВД и ЧСД приводится в действие двумя сервомоторами, расположенными в общем, блоке регулирования на крышке переднего подшипника. Ротор турбины состоит из вала и дисков с рабочими лопатками. На валу между дисками выполнены проточки под лабиринтовые уплотнения. Рабочее колесо главного масляного насоса-регулятора выполнено заодно с валом и одновременно является гребнем упорного подшипника. На крышке второго подшипника смонтировано ВПУ с гидравлическим приводом. Тепловое расширение корпуса турбины происходит в сторону переднего подшипника и контролируется прибором абсолютного теплового расширения. Для предотвращения протечек пара из передней и задней частей корпуса турбины в местах выхода концов ротора установлены переднее и заднее лабиринтовые уплотнения. Пар из 1-ой коробки переднего уплотнения отводится в камеру второго отбора; из 2-ой коробки переднего уплотнения - в сальниковый подогреватель; из 3-ей коробки переднего и 1-ой коробки заднего уплотнения - на эжектор отсоса из уплотнений. Система маслоснабжения турбоагрегата предназначена для обеспечения смазкой подшипников турбины и генератора, для снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты (см. приложение к инструкции) и подачи масла на уплотнения генератора (см. Инструкцию по эксплуатации масляных уплотнений генератора).
2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования
2.2.1 Насосное оборудование
а) Сливной насос (СлН)
Тип: КС-12-110-4
Производительность: 12 м 3 /ч
Напор: 11,0 кгс/см 2
Мощность: 22 кВт
Сила тока: 70 А
б) Газоохлаждающие насосы (ГОН)
Тип: К-290-18
Производительность: 290 м 3 /ч
Напор: 1,8 кгс/см 2
Мощность: 22 кВт
Сила тока: 42
в) Электромасляные насосы
Таблица 2
г) Пусковой маслонасос (ПМН)
Тип: 3В-125/16-1
Производительность: 125 м 3 /ч
Напор: 16,0 кгс/см 2
Мощность: 22 кВт
Сила тока: 11 А
2.2.2 Теплообменные аппараты
Таблица 3
Эжектор предназначен для отсоса пара из концевых уплотнений турбины. В трубный элемент эжектора подается обессоленная (химически очищенная) вода. Конденсат греющего пара через трубопроводы, имеющие гидрозатворы, отводится в дренажную систему цеха на бак низких точек. Подогреватель низкого давления предназначен для подогрева воды до 125-130С, подаваемой перекачными насосами из деаэраторов среднего давления в деаэраторы высокого давления. Пар в ПНД подается из камеры 12-ой ступени с давлением 5 кгс/см2 и температурой 184С. Конденсат греющего пара сливается в корпус сальникового подогревателя или под давлением пара выдавливается в деаэраторы среднего давления. Сальниковый подогреватель предназначен для подогрева обессоленной (химически очищенной) воды паром из концевых уплотнений турбины. Конденсат греющего пара сальникового подогревателя и конденсат, поступающий, от ПНД откачивается сливным насосом. Маслоохладители предназначены для охлаждения масла, подаваемого на подшипники турбины. Охлаждающая вода с давлением 1-1,5 кгс/см 2 подается и отводится через водяные камеры, проходя через трубную систему. Масло от напорной линии главного масляного насоса-регулятора проходит через корпус маслоохладителя с давлением 10 кгс/см 2 , омывая трубки, и охлаждается до температуры 40С. Устройство, назначение и принцип работы подогревателей высокого давления см. в Инструкции по эксплуатации ПВД.
3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок
Давление:
Рабочее: 85-95 ата;
Аварийное максимальное: 100 ата.
Температура:
Рабочая: 510-520 С;
Аварийная максимальная: 540 С;
Аварийная минимальная: 470 С (при номинальном давлении).
Допускается длительная работа турбины с номинальной и любой меньшей нагрузкой при следующих отклонениях начальных параметров, при одновременном изменении в любых сочетаниях давления в пределах 85-95 ата, температуры в пределах 510-540С. Допускается одновременное снижение начального давления и температуры свежего пара при определенной нагрузке турбоагрегата согласно следующей таблицы 4:
Таблица 4
|
Начальное давление, ата |
Начальная температура, С |
||
Максимальное давление за регулирующей ступенью 50 кгс/см 2 . Допустимое отклонение давления пара в отборах:
Производственном - 8-13 ата;
Противодавления - 0,9-2.5 ата.
Не допускается работа турбогенератора при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 Гц. Работа турбины на холостом ходу при давлении острого пара 100 ата и температуре 545С допускается кратковременно не более 30 мин., при этом общая продолжительность работы на таких параметрах должна составлять не более 200 часов в год.
Уровень масла в маслобаке:
Номинальный: «50»-«100»;
Максимальный: «240»;
Минимальный аварийный: «20».
Давление масла:
Минимальное на регулирование: 7,5 кгс/см 2 ;
Минимальное на смазку: 0,35 кгс/см 2 ;
Минимальное на всасе насоса-регулятора: 0,75 кгс/см 2 ;
Аварийное на всасе насоса-регулятора: 0,3кгс/см 2 .
Температура масла после маслоохладителей:
Номинальная: 38-45С;
Максимальная: 50С;
Минимальная: 35С.
Максимальное отклонение относительного расширения ротора турбины +/-2,5 мм. Максимальное отклонение осевого сдвига +/-0,8 мм. Работа турбины в безпаровом режиме допускается не более 3 мин. Минимальный перепад давления «масло-газ» в системе уплотнения вала генератора 0,3 кгс/см 2 . Максимальная температура вкладышей подшипников 80С. Максимальная температура масла на сливе из подшипников 65С. Максимальная вибрация 11,2 мм/с.
Критические числа оборотов ротора:
2020 об/мин (ротора турбины);
2450 об/мин системы «ротор турбины - ротор генератора».
Случаи аварийного отключения ПНД и СП:
При повышении давления в корпусе или трубном элементе и невозможности его снижения;
При образовании в корпусе неплотности, выпучин, разрыва прокладок;
При образовании неплотности в трубном элементе;
При возникновении пожара, угрожающего подогревателю.
4. Эксплуатация турбоустановок
Пуск турбины запрещается в случаях:
Отклонения показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;
Неисправности хотя бы одной из защит, действующей на останов турбины;
Наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
При неисправности любого из маслонасосов или устройств их АВР;
Отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла, ниже установленного заводом изготовителем;
Отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
Пуск турбин, остановленных из-за повышения (изменения) вибрации, осуществляется только после детального анализа причин остановки и при наличии письменного разрешения главного инженера ТЭЦ, сделанного в оперативном журнале им собственноручно. Пуск турбины осуществляется под руководством начальника цеха или его заместителя. Пуск турбины после капитального ремонта или среднего ремонта проводится под контролем главного инженера, с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по ТЭ и ТБ.
4.1 Подготовка турбоустановок к пуску
Перед пуском турбины необходимо:
Проверить закрытие заявки, нарядов (если на турбоагрегате проводились ремонтные работы). Тщательно осмотреть турбину, генератор, возбудитель, трубопроводы и вспомогательное оборудование. Проверить наличие КИП и включенное их состояние. Проверить работу командного аппарата и МУТ от электродвигателя с ГЩУ. Проверить готовность средств пожарной защиты, а также наличие и исправность кожухов на фланцевых соединениях маслопроводов и металлической изоляции паропроводов, расположенных вблизи маслосистемы. Осмотреть маслосистему на предмет плотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. Проверить состояние тяг и рычагов, положение кронштейнов и крепежа органов парораспределения.
Закрыть задвижки (проверить закрытие):
На трубопроводах всех отборов;
По пару и питательной воде к промывочному устройству;
На паропроводе к эжектору;
На трубопроводах охлаждающей воды к маслоохладителям и газоохладителям.
Проверить открытие всех дренажей турбины и главного паропровода.
Подготовка масляной системы турбоагрегата.
Проверить уровень масла в маслобаке, слить отстой воды. Проверить открытие задвижек по маслу на входе и выходе маслоохладителей. Выпустить воздух из верхней части маслоохладителей. Подготовить к включению ПМН, ЭМНР, ЭМНА. Подготовить к включению УМНР, УМНА и маслосистему уплотнения вала генератора. Включить в работу ПМН. Убедиться, что насос создает давление в системе регулирования не ниже 7кг/см 2 , при этом давление масла в системе смазки должно составлять не менее 1,0 кг/см 2 . Проверить, что с пуском ПМН, регулирующие клапаны ЧВД и поворотная диафрагма открылись. По шкале у сервомоторов проверить полноту хода ЧВД, ЧСД которые должны составлять 100 мм. Остановить ПМН. Включить в работу ЭМНР. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см 2 . Остановить ЭМНР.
Включить в работу ЭМНА. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см 2 . Убедиться в достаточности количества сливающегося масла из подшипников. Остановить ЭМНА. Проверить АВР маслонасосов. Включить в работу маслосистему уплотнения вала генератора. Проверить положение запорной арматуры на маслосистемах смазки и УВГ, а также на линии аварийного слива с маслобака. Запломбировать всю арматуру маслосистемы в рабочем положении. Ответственность за качество контроля слива масла с каждого подшипника при пуске турбины, а также при её останове, проведении испытаний и консервации возлагается на начальника смены лично.
До пуска турбины для уменьшения возможности пульсации давления масла и вибрации маслопроводов из-за наличия воздуха в маслосистеме необходимо произвести прокачку маслосистемы ПМН, ЭМНА и ЭМНР не менее 15 мин. каждый. Включить в работу ПМН. Осмотреть маслосистему на предмет отсутствия утечек масла. Проверить уровень масла в маслобаке. Довести температуру масла до 30С. Пуск турбины при температуре масла, поступающего на подшипники и в систему УВГ ниже 30С, не допускается. Опробовать ВПУ турбины и остановить его.
Подготовка системы регенерации.
Включить в работу эжектор отсоса из концевых уплотнений турбины, для чего необходимо:
Дать проток охлаждающей воды через эжектор;
Открыть вентиль по пару на эжектор, открыть задвижку на линии отсоса паровоздушной смеси из уплотнений.
Включить в работу СП. Для чего необходимо:
Дать проток охлаждающей воды через СП;
Собрать схему слива конденсата из СП;
Открыть задвижку на подводе пара на СП от концевых уплотнений турбины;
Прогрев турбины паром из противодавления
Включить в работу ВПУ. Прослушать турбину. Начать запись в пусковую ведомость контролируемых параметров. Медленно приоткрыть задвижку №77/9 на паре из противодавления, подать пар на прогрев турбины. Проследить за работой ВПУ. С момента подачи пара в турбину и до окончания пуска не допускать увеличения:
а) разности температур металла верхней и нижней части корпуса турбины в зоне регулирующей ступени более 35С;
б) разности температур фланца и шпильки с каждой стороны цилиндра в зоне регулирующей ступени не более 20С, причем фланец должен быть горячее шпильки;
Запись показаний производить через каждые 15мин. Скорость прогрева металла корпуса не должна превышать 3-3,5С в минуту. При достижении температуры металла корпуса равной 80С - полностью открыть задвижку № 77/9.
Приступить к прогреву перепускных труб от ГПЗ-1 до стопорных клапанов для чего:
а) открыть дренажи перепускных труб и продувочные вентили стопорных клапанов;
б) убедиться в полном закрытии обоих АСК;
в) открыть второй по ходу пара вентиль на байпасе ГПЗ-1 и, медленно открывая перв...
Подобные документы
Классификация и область применения градирен. Показатели водяного охлаждения оборудования турбинного цеха. Анализ технического состояния градирни и решения по реконструкции. Аэродинамический расчет, определение теплового и материального баланса градирни.
дипломная работа , добавлен 15.07.2015
Общая характеристика цеха. Характеристика детали условия её работы. Карта технических требований на дифектацию детали. Выбор способа восстановления детали. Расчет режимов работы цеха. Подбор оборудования, планировка и окончательное уточнение площади цеха.
курсовая работа , добавлен 17.06.2013
Структура цеха кокильного литья, номенклатура и программа выпуска отливок. Режим работы и фонды времени работы оборудования. Технологические процессы и расчет оборудования проектируемого цеха, контроль отливок. Архитектурно-строительное решение здания.
курсовая работа , добавлен 30.06.2012
Схема отдела главного металлурга ОАО "БЗА" г. Борисова. Индексация технологической оснастки. Организация работы цеха холодной штамповки и бюро по ремонту оборудования. Мероприятия по повышению качества изделий. Организация работы экономической службы.
отчет по практике , добавлен 13.05.2011
Основные стадии технологического процесса прокатного производства на металлургическом заводе, оборудование технологической линии цеха. Расчет количества основного и вспомогательного оборудования в цехе, технико-экономический выбор агрегатов и их мощности.
курсовая работа , добавлен 07.06.2010
Обеспечение предприятия сырьем, энергоресурсами, выбор режима работы цеха и его обоснование. Анализ возможности выполнения спецификации пиломатериалов по объемам и сечениям. Расчет и порядок составления сводной ведомости технологического оборудования.
курсовая работа , добавлен 08.10.2012
Режим работы механического цеха, фонды времени работы оборудования и рабочих. Технологические процессы и новая техника. Определение количества участков и грузооборота цеха. Выбор подъёмно-транспортных средств. Расчет площадей промышленного корпуса.
курсовая работа , добавлен 03.05.2015
Изучение режима работы компрессорной станции. Гидравлический расчет вертикального масляного пылеуловителя. Определение технического состояния центробежного нагнетателя и общего расхода топливного газа. Основные параметры оборудования компрессорного цеха.
курсовая работа , добавлен 25.03.2015
Структура управления предприятием. Характеристика основного и вспомогательного оборудования. Основные параметры полуфабрикатов и основного продукта по технической документации. Регулирование режимов технологического процесса и контроль параметров работы.
отчет по практике , добавлен 11.03.2015
Методы расчета количества основного и вспомогательного оборудования в цехе. Обоснование и расчет всех основных технологических показателей станков в цехе. Характеристика индивидуального вспомогательного оборудования. Составление баланса металла по цеху.