1. Компоновка оборудования турбинного цеха. Схемы включения. Оперативно-техническая связь между реакторным и турбинным цехами.
2. Система регулирования и защиты паровой турбины.
3. Эксплуатация турбины и оборудования турбинного цеха. Должностные инструкции. Особенности пусков и остановов турбины.
4. Организация ремонтов. Контроль за металлом тепломеханического оборудования
Химцех
1. Водоснабжение АЭС. Качество исходной воды.
2. Водный режим контуров. Нормы качества воды и пара.
3. Химконтроль за качеством воды и пара.
Цех автоматизации и теплового контроля
1. Организация теплового и технологического контроля и автоматика в цехе.
2. Схемы и работа автоматики питания парогенераторов, регулирования
параметров пара.
3. Принцип регулирования мощности блока.
4. Блочный щит управления.
5. Регулирование частоты вращения турбогенератора.
Электроцех
1. Оборудование эл. цеха.
2. Электрическое оборудование в цехах. Аварийные режимыприповреждении в тепловой и электрической частях станции. Поведение механизмов собственных нужд при коротких замыканиях во внешней сети и в сети собственных нужд.
3. График работы и нагрузки станции. Ликвидация аварийна станции.
Производственно-технический отдел
1. Структура и схема управления АЭС.
2. Структура ПТО. Функции ПТО. Связь с цехами.
3. Система технологического учета и отчетности станции. Систематизация, обработка первичной документации по эксплуатации основного оборудования и всей станции.
4. Технико-экономические показатели станции. Статьи технико-экономических показателей. Определение себестоимости электроэнергии.
5. Пути снижения себестоимости тепла, электроэнергии и обессоленной воды.
Индивидуальные задания
В период практики каждый студент выполняет индивидуальное задание по теме дипломного проекта.
Индивидуальное задание выполняется в порядке проработки специальной части дипломного проекта, а так же по вопросам экономики, стандартизации, охране труда, радиационной безопасности. Рекомендуются разработки вопросов реального характера, интересующих предприятие, проведение работ научно-исследовательского характера, расчетных работ и т.п. Темы заданий студент получает от руководителя дипломного проекта и консультантов до начала практики. Проработка индивидуального задания в определенной мере определяет подготовленность студента к самостоятельной инженерной работе.
Первый энергоблок БелАЭС хотят запустить в 2019 году, второй — годом позже. TUT.BY побывал в залах, где находятся реактор и турбины.
Белорусская атомная электростанция, что возводится под Островцом в Гродненской области, будет состоять из двух независимых энергетических блоков.
Один энергоблок — это здание реактора, машинный зал и здания вспомогательных систем. К концу 2019 года электроэнергию с энергоблока № 1 уже хотят подать в сеть.
Энергоблок № 2 планируют запустить годом позже, в 2020-м. Журналистов пускают внутрь второго энергоблока, который готов меньше.
Попасть внутрь энергоблока можно на высоте в 26 метров. На строительном сленге — на «отметке плюс 26».
Татьяна Ильейть — лифтер, она возит сюда грузы и людей, «наверное, раз сто в день». За минуту успевает рассказать, что сама — местная жительница, из деревни под Островцом. Раньше работала на картонной фабрике, но вот уже три года — на БелАЭС.
На 26-метровой отметке, перед входом в здание реактора, транспортный портал. По нему в энергоблок подается оборудование больших размеров: реактор, парогенераторы. Сейчас весь крупногабарит уже здесь, наверху.
— Потом мы сюда будем подавать свежее топливо и отсюда же отводить отработанное, — рассказывает начальник реакторного цеха БелАЭС Александр Канюка .
— Почему нужно подавать все это именно на такой высоте?
— А это наиболее короткий путь до центрального зала, где выполняются основные транспортно-технологические операции.
На входе в центральный реакторный зал можно увидеть две защитные оболочки здания
В центральном реакторном зале — вентиляционные установки, системы безопасности, емкости с системами аварийного охлаждения, накрытые брезентом будущие бассейны для выдержки отработанного топлива.
Ниже уровня, на котором мы находимся, — корпус реактора. Его привезли с российского Ижорского завода.
Внизу — корпус реактора второго энергоблока
Начальник реакторного цеха Александр Канюка перечисляет системы безопасности, которые расположены в защитной оболочке.
БелАЭС сейчас возводят около 7 тысяч строителей
На первом энергоблоке — корпус реактора, привезенный из Волгодонска. Тот уже готов, сейчас проверяют системы его безопасности, он ждет контрольной сборки.
Когда в энергоблоки привезут ядерное топливо, многое изменится. Это будет зона контролируемого доступа с повышенным радиационным фоном.
— Здесь останутся только штатные приспособления. Будет нержавеющая облицовка — чтобы можно было надежно выполнить дезактивацию и поддерживать в норме радиоактивный фон, — рассказывает Александр Канюка. — Вход по специальному наряду. Везде развесят датчики контроля радиоактивности. Можно будет смотреть, как долго здесь можно находиться персоналу, чтобы дозовые нагрузки были в норме.
Еще одно важное место на атомной станции — турбинный цех. На отметку «плюс 16» турбинного цеха первого энергоблока поднимаемся по лестнице.
Турбинный зал первого энергоблока
Турбоустановка первого энергоблока смонтирована примерно на 90%.
— На турбину будет подаваться пар из реакторного отделения. Пар приводит в движение ротор турбины. А ротор турбины соединен с ротором генератора. Именно на турбинной установке будет вырабатываться электроэнергия, — объясняет начальник смены турбинного цеха БелАЭС Евгений Абашев .
В этом, машинном, зале повышенного радиационного фона не будет.
— Здесь — второй контур. Тот пар, который пойдет из пароустановки на турбину, не будет соприкасаться с теплоносителями первого контура, которые циркулируют в реакторной установке, — добавляет начальник турбинного цеха.
Замминистра энергетики Михаил Михадюк уверен, что в 2019 году первый энергоблок БелАЭС начнут эксплуатировать.
Сейчас на станции работают над внутренним аварийным планом.
— В нем пропишут, как в нештатной ситуации должен действовать персонал, — говорит Михаил Михадюк.
Недавно, 23 марта, правительство утвердило внешний аварийный план . Он прописывает реакцию на радиационное загрязнение в случае запроектной аварии на БелАЭС. Впрочем, тут такое развитие событий считают почти нереальным.
Материал подготовлен в рамках пресс-тура, организованного Министерством энергетики Республики Беларусь и группой компаний «АСЭ».
2.1 Показатели турбинного цеха
Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж
Q э =Q хх *n+q эк *Э эк +q неэк *Э неэк,
где Q хх =88 – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,
q – частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж/МВтч,
Э – годовая выработка электроэнергии, МВтч;
турбина №4: Q э =88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6650220,
Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж
Q э =Q хх *n+q т *Э т +q к *Э к,
где Q хх =25,1 – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,
n=(8760-n рем) – число часов работы турбоагрегата в течение года, ч,
q т =3,69, q к =9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,
Э т, Э к – годовая выработка электроэнергии соответственно по: теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;
турбина №1: Q э =25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,
турбина №2: Q э =25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,
турбина №3: Q э =25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411.
Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч
Э=549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627.
Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж
Q э =6650220+2*2228047+2366411=13472725.
КПД турбинного цеха брутто, %
Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:
а) на циркуляционные насосы, МВтч
где - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т,
где - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж,
где h ЭМ =0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;
m=60 – кратность охлаждения,
k=1,05 – коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,
Di=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т,
Н=6 – напор, развиваемый циркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная; насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,
h Н, h ЭД – КПД насоса и электродвигателя,
h Н *h ЭД =0,6;
б) на конденсатные насосы, кВтч
Э кн =(а*n+b*Э к)*10 -3 ,
где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч,
b – удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтч/МВтч;
для турбины №1: Э кн1 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89,
для турбины №2: Э кн2 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89,
для турбины №3: Э кн3 =(30*8328+1*138665)*10 -3 =388,505,
для турбины №4: Э кн4 =(70*7320+0,5*732000)*10 -3 =878,4,
Э кн =S Э кн i =2000,685;
Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес
Э пр =25*12=300 МВтч.
Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч
где h сн тр =0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд;
КПД нетто турбинного цеха, %
где Q сн т =0,005*Q э – расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж
Q сн т =0,005*13472725=67364;
2.2 Баланс тепла
Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции.
Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.
Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДж/ч
Q пот =0,05*Q т,
Q пот =0,05*12039,37*10 3 =601969.
Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы
q распр =1.
Потери при распределении, ГДж/ч
Q распр =Q н к -(Q э +Q т +Q сн т +Q пот),
Q распр =26445887-(13472725+12039370+67364+601969)=
Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя: расход тепла на обдувку и расшлаковку, на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п.
Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха
Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч
Q сн к =Q бр к -Q н к,
Q сн к =27263801-26775887=487914.
Баланс тепла представлен в таблице 10.
Таблица 10
| Статьи баланса | Условное обозначение | Расход, ГДж | Приход, ГДж |
| Расход тепла на выработку электроэнергии | 13472725 | ||
| Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения | |||
| Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха | 67364 | ||
| Потери при отпуске тепла | 601969 | ||
| Потери тепла при Распределении | 264459 | ||
| Итого отпуск тепла котельной | 26445887 | ||
| Расход тепла на собственные нужды котельной | 487914 | ||
| Всего выработка тепла котельной | 27263801 |
Тариф на электроэнергию на шинах ТЭЦ принят в размере 20 коп/кВтч, тариф на теплоэнергию принят в размере 100 руб/Гкал.5.8.4. План производства Установленная мощность ТЭЦ – 180 МВт. Срок строительства в соответствии со строительными нормами равен пяти годам. Пуск первого энергоблока планируется на двадцать пятом месяце с начала строительства. Шаг ввода последующих блоков - двенадцать...
И их результаты рассматриваются в этом разделе. Также в нём приведены расчёт и описание установки на которой производились исследования по повышению температуры сетевой воды в пиковых бойлерах до температуры 140 - 145С, путём изменения водно-химического режима, проведены испытания по нахождению оптимального соотношения между комплексонами ИОМС и СК - 110; результаты расчетного эксперимента, на...
Опасных веществ; - количество потенциально опасного вещества, обращающегося на объекте – 3 т. - близкое расположение жилых кварталов возле объекта. Наибольшую опасность в аммиачно-компрессорном цеху ОАО «Спартак» (приложение 1), с точки зрения возникновения серьезной аварии с тяжелыми последствиями, представляют: · Разгерметизация компрессоров в машинном зале. · ...
Трудовые измерители. Примером их могут служить нормо-часы, т. е. затраты нормированного рабочего вре-. мени на изготовление продукции. Эти показатели применяются при составлении производственной программы цехов и участков с большой номенклатурой изготовляемых полуфабрикатов и деталей. Трудовые измерители не могут быть использованы в качестве основных для характеристики объема производства...
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.
Особенная роль в становлении теории предметного творчества Германии, установлении связи искусство-промышленность отведена творчеству . Одним из первых Беренс смог понять, какие новые задачи для решения промышленным дизайнерам предлагает индустриальный век.
Приглашение Беренса в качестве художника консультанта в фирму AEG (нем. Аllgemeine Eletrizitats Gesellschaft - «всеобщая электрическая компания») в 1907 году – новый виток в творчестве архитектора. У него появляется возможность проявить себя в новом качестве. В качестве промышленного дизайнера. Созданная в 1883 году компания AEG , равно как и другие крупные компании того времени была одним из крупнеших игроков в своей производственной отрасли. В номенклатуре компании была продукция для производственных нужд и для домашнего пользователя. Производство было оборудовано по последнему слову техники, труд рабочих организован на самом высоком уровне. Компания AEG быстро развивалась, превращаясь в сверхмонополию, имея развитую сеть дочек, банков и холдингов. Для покупателей была создана специальная система обслуживания через сеть представительств. Руководители компании были заинтересованы в завоевании позиций на мировом рынке.
Именно поэтому была необходима разработка фирменного стиля, унифицированного исполнения и возможности идентификации изделий. Производственники полагали, что таким образом продвижение продукции будет более успешным. Монументальность считалась подтверждением престижности и авторитетности фирмы. Беренс
создавал проекты каталогов продукции, прейскурантов, приборов, упаковки, стендов для выставок, промышленные корпуса и мастерские. В его масштабном проекте очень четко прослеживается подчинение самых разнообразных категорий единому принципу образования стиля.
Вершиной творчества Беренса как архитектора можно считать пять крупных производственных зданий, проекты которых он разработал для AEG с 1908 по 1911 г.г. Наиболее известным из них было возведенное в 1909 году в Берлине здание Турбинного цеха. Его еще называют символом промышленного производства, как важнейшей составляющей жизни в индустриальном веке. Конструкция поражает воображение своей громадностью и масштабами. Основной идеей проекта было восприятие промышленного здания как выражения силы, которая рождается при объединении человека и машины. Впервые в Германии такого эффекта удалось добиться без применения декоративных стилизаций, только за счет рациональности конструкции, выполненной из стекла и стали.
Продукцией завода были динамо-машины. Основным требованием по организации рабочего места по их изготовлению — максимальное освещение прямым светом рабочего места. Здание было поделено Беренсом на два объема, резко отличающихся друг от друга: главный корпус и пристройку, ассиметрично к нем примыкающую. Стеклянные плоскости огромных размеров, заключенные в стальные обвязки образуют боковой фасад главного здания. Опоры-шарниры выполняют функцию крепления к фундаменту для стальных стоек, имеющих сечение, уменьшающееся книзу. Шарнирные опоры здесь вынесены на фасад в открытом виде, что продиктовано желанием Беренса использовать конструктивные узлы в архитектуре, таким образом, подчеркивалось их архитектоническое значение.
В данном проекте применил принцип формообразования, в основе которого лежит выявление конструкции. Стоит, однако, заметить, что указанный принцип проводится недостаточно последовательно. Плоскости остекления наклонены внутрь, формируя далеко выступающий карниз. Карниз разбивает здание на части: создается впечатление давления тяжелой крыши на основной объем. Подобный подход рационален и закономерен при создании проекта здания с массивными стенами, где карниз призван подчеркнуть деление на несущую часть и крышу. В проекте предусмотрено образование единой неделимой системы — конструкции трехшарнирной рамы. Неделимо и внутреннее пространство помещения. Особая роль отведена массивным углам. Создается впечатление, что они являются значимой частью конструкции здания. Но оно обманчиво, так как углы не выполняют статических функций, являются лишь элементами декора — переходящие от продольных стен к торцам они усиливают впечатление монументальности. Внешний облик здания чересчур драматизирован – в жертву принесена его функциональность, оно больше напоминает монумент.
На более поздних этапах творчества все ярче и ярче видна монументализация рациональной формы. Решения заводских зданий AEG в Берлине (1910г.) подчеркнуто симметричны. Башни ленточных клеток выступают далеко вперед, производя впечатление внушительности. Упрощенные классические формы исполнения, характерные для входов в производственные помещения (между многоэтажными конторскими корпусам) сочетаются с оформлением боковых фасадов, имеющих вид пилонов и поверхностей из стекла.
- Похожие записи
