Предназначение котельно-турбинного цеха

Содержание Введение

Глава 1. «Общие сведения»

1.1 Котельное отделение

1.1.1 Краткое описание котла

1.1.2 Барабан котла и сепарационные устройства

1.1.3 Пароперегреватель

1.1.4 Опускной газоход

1.2 Газовое хозяйство

1.2.1 Описание газового хозяйства

1.2.2 Техническая характеристика

1.2.3 Свойства природного газа

1.3 Мазутное хозяйство

1.3.1 Описание систем мазутного хозяйства

1.3.2 Технические характеристики оборудования МН

1.3.3 Применение на электростанции взамен мазута других видов жидкого топлива

1.4 Турбинное отделение

1.4.1 Турбины

1.4.2 Подогреватель низкого давления

1.4.3 Подогреватель высокого давления

Глава 2. «Основное оборудование»

2.1 Паровая турбина ПТ-100/114−130/13

2.1.1 Технические характеристики турбины

2.1.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора

2.2 Паровая турбина ПТ-140/165−130/15−3

2.2.1 Технические характеристики турбины

2.2.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора

2.3 Котел БКЗ-420−140НГМ-4

2.3.1 Технические характеристики котла

2.3.2 Критерии и пределы безопасной работы

2.3.3 Технические характеристики ТДУ котла

2.4 Деаэраторы

2.4.1 Общие сведения

Глава 3. «Тепличное хозяйство»

3.1 Анализ систем теплоснабжения

3.2 Разработка устройства теплицы

3.3 Устройство грунтового обогрева теплицы

3.4 Солнечные коллекторы с вакуумными трубками

3.5 Котел RS-D300

Вывод Список использованных источников

Введение

Волжская ТЭЦ-2 является одним из крупнейших генерирующих предприятий Волгоградской области по выработке тепловой и электрической энергии. Установленная мощность теплоэлектроцентрали — 240 Мвт.

Станция предназначена для обеспечения города Волжского электрической энергией, паром и горячей водой.

Особенностью производства является непрерывный замкнутый технологический процесс. Большое количество оборудования, работающего под давлением, крупногабаритных агрегатов, вращающихся механизмов, установок с высокой температурой поверхности требует неукоснительного соблюдения требований правил техники безопасности, пожарной безопасности и правил техники эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. К основному относятся две турбины и три котельных агрегата.

котельный турбогенератор теплица коллектор

Глава 1. «Общие сведения»

1.1 Котельное отделение

1.1.1 Краткое описание котла Котел паровой БКЗ-420−140 НГМ-4 (Е-420−140 ГНМ), производства Барнаульского котельного завода однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией предназначен для сжигания газа и мазута, газоплотный, работающий под наддувом, оснащен запально-защитным устройством только на природном газе. Растопка котла на мазуте конструкцией и проектом не предусмотрена.

Компоновка котла выполнена по П-образной, сомкнутой схеме.

Топка котла представляет собой первый (восходящий) газоход. Вверху топки расположен ширмовый пароперегреватель (II ступень), в опускном газоходе расположены конвективный пароперегреватель (I, III и IVступени), экономайзер (I и II ступени). Подогрев воздуха осуществляется в регенеративных вращающихся воздухоподогревателях (РВП). Топка и опускной газоход имеют общую газоплотную стенку, которая является задним экраном топки.

1.1.2 Барабан котла и сепарационные устройства Барабан котла с внутренним диаметром 1600 мм, длиной цилиндрической части 18 000 мм и толщиной стенки 112 мм выполнен из стали 16 ГНМА.

Средний уровень воды во время работы котла расположен на 200 мм ниже геометрической оси барабана. Высший и низший рабочие уровни расположены соответственно на 50 мм выше и ниже среднего уровня.

Для контроля за уровнем воды в барабане по месту установлено две водоуказательных колонки.

Для предупреждения перепитки котла в барабане установлена труба аварийного слива диаметром 100 мм, врезка которой осуществлена ниже оси барабана на 200 мм.

Для ввода и раздачи фосфатов внутри барабана имеется перфорированная раздающая труба.

Для сокращения продолжительности расхолаживания и улучшения температурного режима барабана при останове котла предусмотрено устройство парового охлаждения барабана, которое состоит из одного верхнего и двух нижних распределительных коллекторов. Верхний распределительный коллектор расположен в паровом объеме барабана между дроссельным потолком и паропромывочным листом. Направление потоков пара истекающего в паровой объем выбрано под углом 45^о к продольной оси барабана. Потоки пара в торцах барабана направлены вдоль оси. При этом часть потока пара направлена на торцевую перегородку, а часть в торцы барабана.

Два нижних распределительных коллектора расположены в водяном объеме барабана и при растопках служат для парового разогрева барабана от постороннего источника насыщенным паром давлением 40−159 кгс/см². При остановах котла нижние коллекторы подключаются только при расхолаживании полностью опорожненного барабана (без уровня воды). Потоки пара из данных коллекторов направлены вдоль оси барабана, а в торцах — под углом 45^о к оси барабана.

Линия подвода пара к верхнему распределительному коллектору устройства парового охлаждения во время работы котла может быть использована для отбора пара на охлаждение соседних останавливаемых котлов и паровой разогрев при их растопках. Для обеспечения требуемого качества пара на котле применена схема двухступенчатого испарения с выносными циклонами.

Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляют собой сочетание внутрибарабанных циклонов, паропромывочных устройств и дырчатых листов. Пароводяная смесь из экранов, включенных в первую ступень испарения, поступает во внутрибарабанные циклоны, где происходит отделение капель воды от потока пароводяной смеси. Выделившаяся вода сливается в водяной объем барабана, а пар направляется под промывочный лист и поднимаясь вверх, проходит через слой питательной воды. Дальнейшая сепарация пара происходит в паровом объеме барабана. Далее пар проходит через пароприемный дырчатый лист, который обеспечивает равномерную по длине барабана работу парового объема и направляется в пароперегреватель котла.

Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются выносные циклоны, выполненные из труб 426×36, сталь 20. Во вторую ступень испарения включены передние секции задних панелей боковых блоков.

Выносные циклоны расположены блоками (по три циклона в каждом блоке) с левой и правой стороны котла.

В верхней части циклона имеется перфорированный пароприемный потолок для выравнивания подъемной скорости пара в поперечном сечении циклона. В нижней части расположена антикавитационная крестовина, препятствующая образованию воронок в опускных трубах. Подвод пароводяной смеси в циклон выполнен тангенционально по отношению к внутренней образующей циклона.

1.1.3 Пароперегреватель Пароперегреватель котла по характеру тепловосприятия тепла полурадиационно-конвективного типа.

Полурадиационную часть пароперегревателя составляет ширмовый пароперегреватель, расположенный в верхней части топки, он является второй ступенью пароперегревателя.

Конвективная часть состоит из третьей, четвертой и первой ступеней пароперегревателя расположенных в данной последовательности по ходу движения газов в опускном газоходе.

В тракт пароперегревателя также включены панели, которые образуют опускной газоход котла (потолок, задняя и боковые стенки конвективной шахты).

По ходу движения пара первая ступень пароперегревателя — противоточная, третья и четвертая ступени — прямоточные.

Для уменьшения температурных разверток пара применены перемешивание пара и переброс его с левой стороны котла на правую и наоборот. Регулирование температуры пара осуществляется во впрыскивающих пароохладителях первой, второй и третьей ступеней.

Движение пара по тракту пароперегревателя: барабан потолочный пароперегреватель верхние и нижние панели задней стороны опускного газохода боковые панели опускного газохода опорные петли третьей ступени пароперегревателя, трубы образующие экраны в районе третьей и четвертой ступеней пароперегревателя первая ступень пароперегревателя пароохладители первой ступени ширмовой пароперегреватель крайние пакеты змеевиков третьей ступени пароперегревателя пароохладители второй ступени средние пакеты змеевиков третьей ступени пароперегревателя средние пакеты четвертой ступени пароперегревателя пароохладители третьей ступени крайние пакеты змеевиков четвертой ступени пароперегревателя паросборная камера.

Схема движения пара следующая. Пар из барабана котла по 16 трубам 133×13, сталь 20 и сталь 12Х1МФ, поступает в две входные камеры 219×36, сталь 20, потолочного пароперегревателя.

После выходных камер пар двумя потоками проходит по 82 трубам 60×6, сталь 20, образующим две крайние панели потолочного пароперегревателя и поступает в камеры 325×36, сталь 20, из которых по 82 трубам 60×6, сталь 20, образующим две средние панели потолочного пароперегревателя, проходит в две выходные камеры 325×36, сталь 20. Из выходных камер потолочного пароперегревателя пар по трубе 325×36, сталь 20, перебрасывается в камеры 325×36, сталь 20, верхних панелей задней стены опускного газохода. Далее по 60 трубам 60×6 сталь 20, задней стены опускного газохода пар проходит в камеру 325×36, сталь 20, из которой по 122 трубам 60×6, сталь 20, образующим нижние панели задней стены опускного газохода, попадает в камеру 325×36, сталь 20. Далее пар разделяется на два потока. Один поток направляется по 4 трубам 159×14, сталь 20, левой боковой панели (боковая стена опускного газохода). Другой поток перебрасывается по трубе 325×36, сталь 20 и семи трубам 133×13, сталь 20, в нижнюю камеру 219×36, сталь 20, правой боковой панели. Каждая панель образована из 37 труб 60×6, сталь 20, Пар проходит боковые панели и поступает в верхние камеры 219×36, сталь 20, из которых 16 труб 133×13, сталь 20, направляются в четыре камеры 219×36, сталь 20 и далее в восемь камер 219×36, сталь 20, соединенных попарно между собой трубами 219×25, сталь 20. Далее пар проходит по 125 трубам 60×6 сталь 20, которые образуют экраны в районе третьей и четвертой ступеней пароперегревателя и по 124 трубам 38×4,5, сталь 12 Х1МФ, которые выполнены опорными петлями для третьей ступени пароперегревателя и поступает в восемь камер 133×17, сталь 20.

Далее по 48 трубам 60×6, сталь 20, пар перебрасывается в восемь камер 133×17, сталь 20 в районе четвертой ступени пароперегревателя и по опорным петлям из 124 труб 38×4,5, сталь 12 Х1МФ этой же ступени и поступает в восемь камер 219×36, сталь 20. Далее пар перебрасывается по 16 трубам 133×13, сталь 20, в восемь входных камер 273×36, сталь 20, первой ступени пароперегревателя. Далее пар, пройдя 252 пакета змеевиков из труб 32×4,сталь20 и сталь12 Х1МФ, поступает в восемь камер 325×30, сталь 12 Х1МФ, откуда по трубам 325×30, сталь 12 Х1МФ, двумя потоками поступает во впрыскивающие пароохладители первой ступени, выполненные из труб 325×30 сталь 12 Х1МФ. Из пароохладителей пар по десяти трубам 159×10, сталь 12 Х1МФ, поступает в десять крайних ширм из труб 32×5, сталь 12 Х1МФ, проходит последние и по десяти трубам 159×10, сталь 12 Х1МФ, направляется в две камеры 325×30, сталь 12 Х1МФ, где происходит смешивание.

Далее пар по 12 трубам 159×10, сталь 12 Х1МФ, поступает в 12 средних ширм из труб 32×5, сталь 12 Х1МФ, проходит последние и по 12 трубам 159×10, сталь 12 Х1МФ, направляется в камеры 325×30, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159×10/13, сталь 12 Х1МФ, направляется в крайние выходные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, третьей ступени пароперегревателя.

Пар, пройдя 120 крайних пакетов змеевиков из труб 32×5, сталь 12 Х1МФ попадает в четыре камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159×13, сталь 12 Х1МФ, направляется во прыскивающие пароохладители второй ступени, выполненные из труб 325×30, сталь 12 Х1МФ. В пароохладителях пар перебрасывается с левой стороны котла на правую и наоборот, и по восьми трубам 159×13, сталь 12 Х1МФ, поступает в средние камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ. Далее пар, пройдя 128 пакетов и змеевиков из труб 32×4,5 сталь 12 Х18Н12Т, поступает в четыре выходные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, из которых по 12 трубам 133×17, сталь 12 Х1МФ, перебрасывается в четыре входные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, четвертой ступени пароперегревателя. Затем пар, пройдя 128 средних пакетов змеевиков из труб 32×4,5, сталь 12 Х18Н12Т, поступает в четыре входные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, из которых по восьми трубам 159×17, сталь 12 Х1МФ, перебрасывается во впрыскивающие пароохладители третьей ступени, выполненные из труб 325×45, сталь 12 Х1МФ. В пароохладителе происходит полное перемешивание и переброс пара к крайним пакетам змеевиков с левой стороны котла на правую и наоборот. Из пароохладителей по восьми трубам 159×17 сталь 12 Х1МФ, пар поступает во входные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, проходит 120 крайних пакетов змеевиков из труб 32×4,5, сталь 12 Х18Н12Т и поступает в четыре выходные камеры 219×40, сталь 12 Х1МФ, четвертой ступени пароперегревателя, откуда по 12 трубам 133×20, сталь 12 Х1МФ подается в паросборную камеру 325×50, сталь 15Х1МФ. Выход пара односторонний.

1.1.4 Опускной газоход В опускном газоходе расположены пароперегреватель и экономайзер. Передней стенкой опускного газохода является задний экран топки. Боковые, задние стенки и потолок газохода образованы газоплотными панелями, которые включены в контур пароперегревателя. В верхней части опускного газохода расположены третья, четвертая и первая ступени пароперегревателя.

В целях облегчения ремонтных работ камеры и пароперепускные трубы пароперегревателя, вынесенные за пределы опускного газохода, не изолируются и закрыты специальным «тепловым ящиком «.

Для вентиляции снизу «теплового ящика «предусмотрен подвод холодного воздуха от напорной линии дутьевого вентилятора.

Отвод воздуха осуществляется из верхней части «теплового ящика «за пределы котельного отделения, на крыше здания.

Экономайзер находится в нижней части опускного газохода и разделен по высоте на два пакета.

Змеевики экономайзера выполнены из труб 32×4, сталь 20. Питательная вода входит в две камеры 219×25 сталь 20, нижнего пакета экономайзера, проходит первый пакет и направляется к установке «собственного» конденсата. Из конденсатора вода поступает в нижние камеры верхнего пакета экономайзера 219×25, сталь 20, проходит по змеевикам и из верхних камер направляется в барабан котла.

Опускной газоход выполнен газоплотным.

Для подогрева воздуха в котле используется два вынесенных регенеративных вращающихся воздухоподогревателя РВП-54.

1.2 Газовое хозяйство

1.2.1 Описание газового хозяйства Газовое хозяйство Волжской ТЭЦ-2 состоит из ГРП, наружного газопровода и газопроводов в пределах котлов (энергетических и водогрейных).

ГРП высокого давления состоит из:

— четырех ниток питания с двухступенчатым регулированием давления газа и установленными на них четырех регуляторов РД I ступени и четырех регуляторов РД-(А) II ступени. Также на этих нитках смонтированы глушители (по 2-а на каждой нитке) и линзовые компенсаторы (на газопроводе dу150 его нет);

— пяти газовых фильтров ФГ-100−300−12 включенных в параллельную работу;

— семи предохранительных клапанов dу 150;

— отключающей арматуры и продувочных свечей.

На узле регулирования, состоящего из одной нитки dу150 мм и трех ниток по dу 300 мм смонтированы регулирующие заслонки.

На выходном трубопроводе dу 1200 мм расположены предохранительные сбросные клапаны в количестве 7 шт. dу150 мм.

Наружный газопровод dу 1200 от ГРП проходит по эстакаде вдоль градирен, зданий ТФН, СБК и у постоянного торца Главного корпуса (ГК) происходит его разделение на газопровод подачи газа на энергетические котлы dу 1020 и газопровод Водогрейной котельной dу 820. Ввод газопровода в котельное отделение ГК осуществляется со стороны тяго-дутьевых установок (в районе РВП-1Б, 2Б, 3Б) и в водогрейную котельную со стороны эстакады теплосети (район ЛСН-1).

Отключающими задвижками газопроводов являются Г-10 (установлена на эстакаде у РВП-1А) на энергетические котлы и Г-10А (установлена на отм.0,000 ось-10, ряд В) на водогрейные котлы.

Для контроля давления газа в газопроводе перед котлами КВГМ-180 имеется манометр расположенный на отм.4,200 после задвижки Г-10А (установлена на отм. 0,000 ось 10, ряд В) и перед котлами БКЗ-420 до задвижки К1-Г11 на отм.10,200 (ось-5, ряд В). Так же перед задвижкой К1-Г11 произведена врезка газопровода ремонтной разводки с отключающей арматурой РГ-1.

Каждый котел оснащен восемью газомазутными горелками, отсечным быстрозапорным клапаном (ШОГ) и регулятором давления газа (РД). Горелки оснащены защитно-запальным устройством ЗЗУ-И-1.На газопроводе к котлу установлена измерительная шайба для измерения расхода газа. Вторичный прибор, расходомер, установлен на щите управления. Каждый участок газопровода в конечной точке имеет продувочную свечу, сбросные газопроводы Ду-50 выведены на крышу. Продувочные свечи на ГРП установлены перед газовыми задвижками: Г-1, Г-3А, Г-4А, Г-5А, Г-6А, Г-7А, Г-8А, Г-9.

1.2.2 Техническая характеристика Давление газа на входе в ГРП -1,2 МПа (12 кгс/см²).

Давление газа на выходе из ГРП — 0,09МПа (0,9кгс/см²).

Регулирование давления газа двухступенчатое: первая по ходу газа заслонка (регулятор)снижает давление с 1,2 МПа (12 кгс/см²) до 0,3 МПа (3 кгс/см²); вторая — с 0,3 МПа (3 кгс/см²) до 0,09Мпа (0,9 кгс/см²).

Пределы регулирования расхода:

2 основные линии dу300мм и резервная dу300мм:

максимальная производительность- 94 000 м^з/час;

минимальная производительность -35 000м^з/час.

линия малого расхода dу150мм:

максимальная производительность — 38 000нм^з/час,

минимальная производительность- 20 000нм^з/час.

Производительность ГРП:

максимальная — 188 000 м^з/час минимальная — 20 000 м^з/час.

Пропускная способность предохранительного клапана- 2915 м^з/час.

Суммарная производительность клапанов — 20 405 м^з/час.

Категория ГРП — высокое давление.

Контроль за загазованностью в помещении регуляторного зала ГРП и в помещении КИП ГРП осуществляется стационарным сигнализатором загазованности СТМ-10.

Технологическая сигнализация о загазованности в помещении ГРП выведена на ЦТЩУ и срабатывает в следующих случаях:

предупредительная — при достижении концентрации метана равной 0,75% (15% нижнего концентрационного предела взрываемости);

аварийная — при достижении концентрации метана равной 1,1% (21% нижнего концентрационного предела взрываемости).

Проверка сигнализации загазованности осуществляется ежемесячно персоналом ЦТАИ с уведомлением оперативного персонала КТЦ и с записью в журнале «Осмотра ГРП и газопроводов».

На ВТЭЦ-2 внедрена в эксплуатацию автоматическая система контроля и учета (АСКУ) газа с установкой на ЦТЩУ компьютера с почасовой регистрацией давления, расхода, калорийности и температуры газа. Контроль за работой АСКУ газа возлагается на машиниста ЦТЩУ К/О.

Плотномер для определения калорийности газа и расходомерная шайба установлены на нитке газопровода dу 400 мм, между задвижками Г-3 и Г3А на ГРП.

1.2.3 Пределы регулирования расхода Горючими газами являются: этан, пропан, бутан, метан и сероводород. Балластом в природном газе являются: азот и углекислый газ. Природный газ с содержанием серы выше 0.75% является сернистым топливом и сжигание такого газа должно производиться с соблюдением мер предохранения элементов котла от коррозии дымовыми газами.

Природный газ — топливо высококалорийное. Теплотворная способность колеблется в пределах: Qр = 8200−8500 ккал/нм^з. Температура воспламенения природного газа равна 650−750^оС.

Удельный вес природного газа находится в пределах 0,762−0,820кг/нм^з Удельный вес воздуха 1,293кг/нм^з. Отношение удельного веса природного газа к удельному весу воздуха будет равно соответственно 0,59−0,63.

Природный газ почти в два раза легче воздуха. Поэтому в случае неплотности газопроводов или арматуры, газ будет подниматься вверх и накапливаться в застойных, плохо вентилируемых местах.

Теоретический объем воздуха, необходимый для сжигания 1нм^з газа составит примерно 10,0нм^з, максимальное содержание кислорода в сухих продуктах горения природного газа равно 11−12%. При сжигании природного газа для котлов необходимо поддерживать избыток воздуха в пределах 1,1−1,15.

1.3 Мазутное хозяйство

1.3.1 Описание систем мазутного хозяйства Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию, бесперебойного снабжения подогретым и профильтрованным топочным мазутом в количестве, соответствующем нагрузки котлоагрегатов, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

Оборудование мазутонасосной (далее МН) эксплуатируется в следующих режимах:

рабочий — при работе котлов на мазуте или смеси;

горячий резерв — при работе котлов на газе;

холодный резерв — при останове оборудования мазутонасосной.

Перевод работы мазутного хозяйства из одного режима в другой осуществляется по указанию НСС оперативным персоналом КТЦ под руководством НС КТЦ.

В рабочем режиме осуществляется прием и слив мазута по мере его поступления, перекачка в мазутные баки и его перемешивание в них насосами рециркуляции с последующей подачей для сжигания на котельные установки.

В этом режиме в работе находятся:

мазутный насос I подъема;

мазутный насос II подъема;

насос рециркуляции мазута;

подогреватели мазута (основные и рециркуляции) в количестве определяемом нагрузкой котлов и температурой мазута в баках.

В режиме горячего резерва осуществляется постоянный проток мазута работающим насосом I подъема через неработающие насосы II подъема, основные подогреватели и далее по магистральным мазутопроводам и мазутному кольцу котельного отделения с возвратом мазута в мазутные баки по мазутопроводу рециркуляции.

В этом режиме в работе находятся:

мазутный насос I подъема;

насос рециркуляции мазута;

подогреватели мазута (основные и рециркуляции) для поддержания температуры мазута в магистральном мазутопроводе 100 110 С и в мазутных баках 6080 С.

В холодном резерве в зависимости от продолжительности останова постоянно или периодически включается в работу система циркуляционного разогрева для поддержания температуры мазута в баках 6080 С.

В этом режиме оборудование мазутного хозяйства отключено, собраны электросхемы насосного оборудования и электрофицированной арматуры, подан оперативный ток на устройства сигнализации и блокировок, систему обнаружения пожара.

Для обеспечения выполнения перечисленных задач на мазутном хозяйстве ВТЭЦ-2 имеются следующие участки:

— приемно-сливное устройство;

— мазутохранилище (мазутный склад) с железобетонными (приемные емкости) и металлическими резервуарами (мазутные баки);

— мазутонасосная с оборудованием (фильтры, подогреватели, насосы);

— магистральные паромазутопроводы от мазутонасосной до водогрейной котельной и главного корпуса;

— двухступенчатая раздельная схема с разделением контуров подачи мазута к котлам и циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. В этой схеме подача мазута к котлам осуществляется насосами I и II подъемов. Циркуляционное перемешивание и разогрев мазута в резервуарах производятся горячим мазутом, подаваемым насосами рециркуляции от подогревателей.

Приемно-сливное устройство предназначено для приема, слива и перекачки в мазутные баки прибывшего в железнодорожных цистернах мазута и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

— сливную эстакаду, предназначенную для обслуживания прибывающих под слив цистерн — не более 58 шт.;

— межрельсовые подземные сливные лотки, соединенные каналами по которым слитый из цистерн мазут самотеком поступает в приемные емкости. На дне лотков и каналов проложены трубопроводы пара, предназначенные для подогрева слитого мазута и улучшения его перекачки;

— гидрозатворы и фильтры-сетки расположенные перед приемной емкостью ;

— две подземные приемные емкости, предназначенные для сбора сливаемого мазута из цистерн. Объем каждой емкости совместно со сливными лотками составляет 1000 м³.

На каждой приемной емкости установлены:

— 2 перекачивающих погружных насоса типа 20 НА-22х2

— люк-лаз с откидной крышкой;

— дыхательный клапан.

Два наземных металлических резервуара V=30 000 м^з каждый, служат для хранения мазута и подготовки его к сжиганию. Резервуары запараллелены.

В здании мазутонасосной расположено следующее оборудование:

— 2 фильтра грубой очистки перед насосами рециркуляции и 2 фильтра грубой очистки перед насосами I подъема;

— 2 насоса рециркуляции;

— 4 насоса I подъема;

— 4 насоса II подъема;

— фильтры тонкой очистки перед насосами II подъема;

— 2 дренажных насоса мазутных приямков;

— 2 конденсатных насоса;

— системы мазутопроводов, паропроводов, конденсатопроводов, дренажных трубопроводов, трубопроводов технической и пожарной воды;

— 2 насоса замазученных стоков (помещение насосной замазученных стоков);

— насос дренажного приямка насосной замазученных стоков;

— внутренний мазутный приямок;

— помещение станции пенопожаротушения МБ.

Вне здания мазутонасосной находятся:

— 3 подогревателя рециркуляции мазута;

— 3 основных подогревателя мазута;

— охладитель конденсата;

— 2 бака сбора конденсата;

— наружний мазутный приямок;

— емкость замазученных стоков.

Фильтры грубой очистки предназначены для первичной очистки мазута от твердых частиц и установлены на всасывающих коллекторах перед насосами I подъема и насосами рециркуляции.

Фильтры тонкой очистки предназначены для вторичной очистки мазута от твердых частиц и установлены на всасе насосов II подъема.

Насосы I подъема предназначены для:

прокачивания мазута через подогреватели, фильтры тонкой очистки для заполнения трубопроводов подачи мазута на Гл. К и ВК.;

создания подпора давления во всасывающем трубопроводе насосов II подъема;

создания циркуляции мазута в режиме горячего резерва. Мазут на всас насосов I подъема поступает самотеком от мазутных баков за счет разности отметок установки насосов и уровня топлива в баках.

Насосы рециркуляции предназначены для перемешивания мазута в мазутных баках во избежания накопления отложений на днище баков и отстоявшейся воды.

Основные подогреватели мазута предназначены для подогрева мазута до условной вязкости не более 2,5 ВУ при t=120 С. Подогреватели установлены после насосов I подъема до ФТО вне помещения машинного зала мазутонасосной. Подогреватели рециркуляции предназначены для разогрева мазута в баках до 90 С (не более).

Насосы II подъема предназначены для создания необходимого давления мазута перед котлами и установлены после фильтров тонкой очистки.

Помещение мазутонасосной оборудовано подвесной кран балкой грузоподъемностью -2т.

Эстакада трубопроводов от мазутонасосной до котельного отделения главного корпуса включает в себя:

— паропровод N1 Ду-325×8 Ру-13 кгс/см2 t= 250 С (согласно ПТЭ п. 4.1.28.);

— паропровод N2 Ду-325×8 Ру-13 кгс/см2 t= 250 С (согласно ПТЭ п. 4.1.28.);

— напорный мазутопровод N1 Ду-219×8 Ру-55 кгс/см² с паровым спутником Ду-57, Ру-6 кгс/см²;

— напорный мазутопровод N2 Ду-219×8 Ру-55 кгс/см² с паровым спутником Ду-57, Ру-6 кгс/см²

— мазутопровод рециркуляции Ду-108×4 Ру-55 с паровым спутником Ду-57 Ру-6 кгс/см2

— конденсатопровод Ду-108×4 Ру-6 кгс/см²

— прямой трубопровод отопления Ду-219×4/108×4 Ру-16 кгс/см²

— обратный трубопровод отопления Ду-219×4/108×4 Ру-8 кгс/см²

Все эти трубопроводы выполнены с тепловой изоляцией и имеют дренажи.

Трубопровод замазученных стоков Ду-150мм расположен под землей.

1.3.2 Технические характеристики оборудования МН Таблица 1. Техническая характеристика приемно-сливного оборудования

Таблица 2. Характеристика ж/д цистерн

Таблица 3. Характеристика поступающего мазута по ГОСТ 10 585–63

Таблица 4. Технические характеристики насосного оборудования

Таблица 5. Техническая характеристика мазутных подогревателей

Таблица 6. Техническая характеристика фильтров мазута

Таблица 7. Технические характеристики емкостей

1.3.3 Применение на электростанции взамен мазута других видов жидкого топлива В отдельных случаях электростанциям выделяются взамен мазута другие виды жидкого топлива (дизельное топливо, солярное масло). Эти виды топлива имеют температуру вспышки более низкую чем обычные мазуты, и использование их требует специальных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

При поступлении других видов жидкого топлива предлагается руководствоваться следующими указаниями:

В качестве заменителей мазута могут быть использованы жидкие топлива с температурой вспышки не ниже 45 ^оС. В случае поступления жидкого топлива с температурой вспышки ниже 45 ^оС слив его запрещается и груз должен быть переадресован. Не допускается в качестве мазута использовать сырые и стабилизированные нефти.

Поставка взамен мазута других видов топлива допускается только по согласованию с руководством эл. станции. При этом о предстоящей поставке заменителя мазута руководство станции должно быть предупреждено не менее чем за 5 суток.

До поставки заменителей мазута должны быть выполнены следующие мероприятия:

— проверены визуально на плотность все фланцевые соединения мазутопроводов, мазутоподогревателей, сальниковые уплотнения арматуры и мазутных насосов. Неплотности должны быть устранены;

— проверены в работе электрои ручные приводы арматуры на мазутопроводах;

— проверена укомплектованность и готовность первичных средств пожаротушения на мазутном хозяйстве и в цехе;

— проверены заземления электродвигателей насосов в мазутном хозяйстве и отремонтированы средства защиты от статического электричества мазутохранилищ, элементов сливной эстакады;

— приведены в надлежащее состояние устройства по предупреждению разбрызгивания топлива при сливе его из цистерн;

— проверена исправность вентиляции мазутонасосной;

— поставлена в известность пожарная охрана;

— проведена смешанная противопожарная тренировка с привлечением оперативного и ремонтного персонала;

— проведен дополнительный инструктаж обслуживающего персонала: сливщиков, дежурных по мазутонасосной, дежурных слесарей, ст. машинистов, машинистов котлов, машинистов-обходчиков, начальников смен станции и цеха.

При поступлении каждой партии заменителя мазута до начала слива должна быть отобрана проба поступившего топлива и определена температура его вспышки. Допустимость использования данного топлива в качестве заменителя мазута решает главный инженер.

Слив заменителей мазута, пропарка цистерн после слива, разогрев сливных клапанов производятся открытым паром. Запрещается спуск в цистерны для очистки от остатков заменителей мазута.

При сливе нефтепродуктов с температурой вспышки ниже 60С должны быть отключены змеевиковые подогреватели в приемных лотках и емкостях.

Змеевиковые подогреватели в резервуарах могут включаться, когда уровень заменителя мазута поднимается выше этих подогревателей не менее чем на 500 мм.

Температура мазута в резервуаре должна поддерживаться не менее чем на 10 С ниже температуры его вспышки (tрезерв=tвсп — 10 ^оС).

К паромеханическим форсункам заменитель мазута необходимо подавать с температурой, при которой вязкость его не превышает 6 ВУ, к механическим форсункам-2,5−3 ВУ. Подогревать заменители мазута до температуры, превышающей температуру их вспышки, допускается только в закрытых мазутных подогревателях под давлением.

Во время работы на заменителях мазута должно проводиться регулярное наблюдение за плотностью сальников и фланцев, все обнаруженные утечки должны немедленно устраняться.

При использовании заменителей мазута рекомендуется учитывать следующее:

— при смешивании некоторых легких продуктов с обычным мазутом могут образовываться и выпадать тяжелые и плотные осадки, которые способны забивать фильтры, арматуру и форсунки;

— заменители мазута целесообразно принимать в отдельно выделенные резервуары;

— при заполнении железобетонных резервуаров легкими маловязкими продуктами резко увеличиваются утечки топлива из них и в дальнейшем эти утечки уменьшаются при заполнении резервуара обычным мазутом.

— в ж/д составах, которыми доставляются маловязкие заменители мазута, могут быть железнодорожные цистерны без нижнего сливного прибора. Следует заранее проверить исправность устройства для верхнего слива

1.4 Турбинное отделение

1.4.1 Турбины Турбина паровая типа ПТ-100/114−130/13 конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофикационным), номинальной мощностью 100 Мвт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110−2 ЕУЗ.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего (2-го и 3-го) подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны (4 шт.) расположены в паровых коробках. При режиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час, предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный клапан N5. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. РВД и РНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник. Фикс-пунк турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Основные эксплуатационные параметры и краткая характеристика режимов работы турбоустановки.

Турбина паровая типа ПТ-140/165−130/15−3 конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофикационным), номинальной мощностью 143 Мвт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110−2 ЕУЗ.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего (2-го и 3-го) подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны (4 шт.) расположены в паровых коробках. При режиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час, предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный клапан N5. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. РВД и РНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник. Фикс-пунк турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Основные эксплуатационные параметры и краткая характеристика режимов работы турбоустановки.

1.4.2 Подогреватель низкого давления ПНД-1 — встроен в конденсатор и состоит из одной Uобразной секции горизонтального типа. Паропровод греющего пара от турбины на ПНД-1 не отключается (без арматуры). По основному конденсату имеет запорную арматуру, которая позволяет отключать ПНД-1 при работе турбины в случае неплотности в его трубной системе. Для контроля за уровнем конденсата греющего пара в корпусе ПНД-1 установлены водоуказательное стекло и электронный сигнализатор уровня, который подает светозвуковой сигнал на ЦТЩУ при появлении уровня конденсата в корпусе равном 100 мм. Нормально уровня в ПНД-1 при работе турбины не должно быть. Конденсат греющего пара ПНД-1 через гидрозатвор, высотой 5 м, сливается в конденсатор.

ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 — вертикальные кожухотрубные теплообменники, с U-образными трубными секциями. Каждый подогреватель снабжен водоуказательным стеклом и прибором контроля уровня конденсата греющего пара в корпусе, а также регулирующими клапанами отвода конденсата из подогревателей. Слив конденсата осуществляется каскадно с ПНД-4 на ПНД-3, с ПНД-3 на ПНД-2 и с ПНД-2 — при нагрузке свыше 25 Мвт — откачивается сливным насосом (СЛН-1) типа КС-30−155 в линию основного конденсата после ПНД-2, а при нагрузке менее 25 Мвт — через регулирующий клапан и задвижку 1К-20 в конденсатосборник конденсатора. В случае выхода из строя СЛН-1, конденсат пара с ПНД-2 может быть направлен в конденсатосборник ПСГ-1 через задвижку 1К-21. Для увеличения пропускной способности узлов отвода конденсата пара ПНД-3 и ПНД-4 при их больших тепловых нагрузках, на отводе их РУ выполнены байпасы с задвижками Ду- 100 мм. ПНД-2, 3,4 имеют групповую схему включения по основному конденсату, конденсату греющего пара и отсосу неконденсирующихся газов, поэтому для ремонта любого из ПНД, необходимо отключить всю группу ПНД по греющему пару и остальным потокам.

При работе ПНД-2, 3,4 в их корпусах должны поддерживаться нормальные уровни конденсата в пределах 300−600 мм по приборам. Предельные значения уровней:

— нормальный — 600 мм

— минимальный-380 мм

— максимальный-790 мм

— аварийный-800 мм На ПНД-2, 3,4 выполнена блокировка — при достижении уровня в их корпусах 800 мм закрываются задвижки греющего пара (Пр-12, Пр-13, Пр-14) и полностью открываются регулирующие клапаны на отводе конденсата с соответствующего подогревателя.

Вакуумный вертикальный охладитель пара с эжектором, типа ПС-50−1 предназначен для отсоса паровоздушной смеси из последних камер концевых уплотнений турбины. Паровое пространство ПС-50−1 состоит из двух частей: вакуумной и атмосферной, трубная система выполнена из U — образных трубок. Разряжение в вакуумной части ПС-50−1 поддерживается эжектором в пределах: 0,05−0,03 кгс/см².

Рабочим паром эжектора является пар с уравнительной деаэраторов 6 кгс/см². Конденсат пара ПС-50−1 с вакуумной и атмосферной части охладителя через гидрозатворы высотой 2 м сливаются в расширитель дренажей ПС-50−1 и далее через гидрозатвор 14 м через вентиль 1К-22 в правую часть конденсатора. Для заполнения гидрозатвора высотой 14 м в верхнюю часть расширителя подведена линия с вентилем с напорного коллектора конденсатных насосов турбины. Для контроля за уровнями конденсата в вакуумной и атмосферной частей корпуса ПС-50−1 установлены водоуказательные колонки. Нормально, при работе турбины уровней в этих частях корпуса ПС-50−1 не должно быть.

Охладитель пара от промежуточных камер уплотнений турбины типа ПН-130−16−10 предназначен для отсоса и конденсации пара из промежуточных камер концевых уплотнений турбины и по конструкции аналогичен ПНД-2. Конденсат отсасываемого из уплотнений пара через гидрозатвор высотой 15 м сливается в конденсатор турбины. При нормальной работе ПН-130−16−10 уровня по водоуказательной колонке и прибору в корпусе охладителя не должно быть. При появлении уровня в охладителе по водоуказательной колонке и прибору на ЦТЩУ 100 мм срабатывает светозвуковая сигнализация.

1.4.3 Подогреватель высокого давления ПВД турбины подключены по греющему пару к 1,11,111 отборам. Включение и отключение ПВД при нагружении турбины или при ее разгрузке производится при мощности 10−15 Мвт. При отключении ПВД в ремонт или для испытаний турбоустановки в любом режиме работы турбины и при любой мощности необходимо строго руководствоваться требованиями:

При отключении ПВД при работе турбины в конденсационном режиме максимальная мощность ограничивается давлением пара в камере регулирующей ступени ЦВД, которое в этом режиме не должно превышать 63 кгс/см2 по манометру.

При отключении ПБД при работе турбины только с теплофикационным отбором, максимальная мощность турбины ограничена давлением пара в камере регулирующей — ступени ЦСД, которое в этом режиме не должно превышать 12,5 кгс/см² по манометру.

При отключении ПВД при работе турбины с производственными и теплофикационным отборами максимальная мощность турбины ограничена давлениями пара в камере перегрузочного клапана (за IV ступенью) и в камере регулирующей ступени ЦСД, которые в этом режиме не должны превышать соответственно 82 кгс/см² и 12,5 кгс/см² по манометру

Глава 2. «Основное оборудование»

2.1 Паровая турбина ПТ-100/114−130/13

2.1.1 Технические характеристики турбины Турбина ПТ-100/114−130/13

Мощность, МВт.

— номинальная 100

— конденсационная 91

— максимальная 114

Расход свежего пара, т/час

— на конденсационном режиме 330

— максимальный 470

Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора, кгс/см².

— номинальное 13±3

— минимальное 10

— максимальное 16

Абсолютное давление пара регулируемого теплофикационного отбора, кгс/см²

— верхний 0,5−2,5

— нижний 0,3−1,0

Абсолютное давление пара в конденсаторе, кгс/смІ:

— при конденсационной мощности 80 МВт и температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 20 ^оС не должно превышать 0,05.

Максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере 13 кгс/см² и отсутствии теплофикационного отбора, при Nэ=70 МВт, т/час 300

Максимальный пропуск пара в конденсатор, т/час 220

Расчетная температура охлаждающей воды, ^оС 20

Номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор, м³/час 8000

При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии теплофикационного отбора, максимальный производственный отбор, т/час 245.

Максимальная суммарная величина теплофикационных отборов, при отсутствии производственного отбора и мощности Nэ=82 МВт, т/час 269.

При номинальной мощности 100 МВт максимальный теплофикационный отбор при производственном отборе 45 т/час, т/час 250.

Номинальная температура питательной воды на номинальном режима, ^ОС 251.

Номинальная мощность турбины при включенных регулируемых отборах и полностью включенной регенерации = 100 МВт.

Максимальная мощность турбины 114 МВт получаемая при До=470 т/час и определенном сочетании величин производственного и теплофикационного отборов, определяется диаграммой режимов и для Дпр=45 т/час, Д т = 50 т/час.

Расход пара в конденсатор на всех режимах не должен превышать 220 т/час. Минимальный расчетный пропуск пара в ЧНД при закрытой поворотной диафрагме составляет примерно 10 т/час.

Допускается параллельная работа турбины по производственному отбору пара с другими турбинами, имеющими аналогичные производственные отборы, а также РОУ, снабженной автоматическим регулированием.

Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.

2.1.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора Масляная система турбины питает маслом систему регулирования и систему смазки подшипников турбины и генератора.

Центробежный главный масляный насос, приводимый в действие непосредственно от вала турбины, подает масло в систему регулирования, а также к двум последовательно включенным инжекторам. Инжектор первой ступени подает масло к всасывающему патрубку центробежного насоса (создавая необходимый для его работы подпор около 0,3 кгс/см²) или в камеру инжектора второй ступени, подающего масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора.

Резервный насос обеспечивает маслом подшипники при останове турбоагрегата и при аварийном падении давления за главным масляным насосом. Аварийный насос включается при аварийном падении давления смазки, если оно не восстановилось резервным насосом. РМН и АМН подают масло в систему смазки до маслоохладителей. При аварийном падении давления оба насоса включаются автоматически. РМН приводится в действие электродвигателем переменного тока, АМН приводится в действие электродвигателем постоянного тока, питаемого от аккумуляторных батарей.

Масляный бак имеет рабочую емкость 26 м³. Смена фильтров для чистки может производиться во время работы турбины. Дистанционный указатель уровня масла, установленный в баке, подает световые сигналы на щит при минимальном и максимальном уровне масла, а также в случае загрязнения фильтров (перепад = 100 мм). Верхний допустимый уровень масла в баке по шкале маслоуказателя равен 590 мм. Нулевая отметка соответствует 700 мм от крышки бака.

Маслоохладители допускают возможность отключения каждого из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для последовательной чистки при любой нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды на входе не более 33? С. Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы. Давление воды в маслоохладителях может превышать давление масла не более чем на 0,25 кгс/см². Расчетный расход охлаждающей воды на каждый маслоохладитель 26 т/ч.

2.2 Паровая турбина ПТ-140/165−130/15−3

2.2.1 Технические характеристики турбины Турбина ПТ-140/165−130/15

Мощность МВт:

Номинальная 143

Максимальная 167

Конденсационная 120

Расход свежего пара, т/час:

Номинальный 788

Максимальный 810

на конденсационном режиме 453

Номинальное давление регулируемого производственного отбора, кгс/см²

Номинальные величины одновременных регулируемых отборов пара на номинальном режиме работы турбины:

производственный отбор при давлении 15к гс/см², т/час 335

теплофикационный (суммарно из обеих камер) при давлении в верхнем отборе 0,8 кгс/см², 120(соответствует Гкал/час 230 т/ч пара) Максимальный расход пара в производственный отбор при давлении 15 кгс/см² при номинальной мощности турбины, при отсутствии расхода пара в теплофикационные отборы, т/ч 415

Номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор, м³/ч 12 400

Номинальная температура охлаждающей воды в конденсатор, ?С 27

Номинальная температура питательной воды на номинальном режиме, ?С 232

Максимальный отбор пара в производственный отбор (п.о.) при отсутствии теплофикационных отборов составляет 500т/ч при давлении 15 кгс/см², электрическая мощность при этом составляет 115 МВт.

Максимальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов (суммарно из обеих камер) на подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях и добавочной воды в станционных теплообменниках из отборов 1,2 ата и 6 ата составляет 140 Гкал/час, что соответствует расходу пара из отборов примерно 270 т/ч.

Максимальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов (суммарно из обоих камер) только на подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях равна номинальной величине (указана в табл.1).

При максимальной тепловой нагрузке теплофикационных отборов 140 Гкал/ч и отсутствии производственного отбора мощность турбины составляет примерно 100 МВт, номинальная электрическая мощность получается при наличии определенной величины производственного отбора в соответствии с диаграммой режимов.

Максимальная электрическая мощность 167 МВт может быть получена при наличии п.о. в количестве 230−260 т/ч и отключенных теплофикационных отборах.

Регулируемое давление в производственном отборе может задаваться в пределах 12−21 кгс/см².

Регулируемые теплофикационнные отборы пара — нижний и верхний предназначены для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях (ПСГ N1 и 2) турбоустановки и добавочной воды в станционных теплообменниках. При ступенчатом подогреве сетевой воды в ПСГN1 и 2 регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за ПСГ N2 (верхней ступенью подогрева).

При ступенчатом подогреве сетевой воды и отбора пара из верхнего теплофикационного отбора на станционные нужды для подогрева добавочной воды регулирование поддерживает заданное давление в верхнем теплофикационном отборе.

При независимом регулировании теплофикационных отборов (каждый отбор регулируется своей диафрагмой) одновременно поддерживается давление в верхнем теплофикационном отборе и температура сетевой воды за ПСГ N1, при этом возможны отборы пара на станционные нужды из обоих теплофикационных отборов и параллельная работа отбора на станционные нужды из верхнего теплофикационного отбора с другими источниками пара. Максимальная величина отбора на станционные нужды из верхней камеры не должна превышать 100 т/ч.

Давление в регулируемых теплофикационных отборах может изменяться:

1) при независимом регулировании отборов: в верхнем теплофикационном отборе 0,9−2,5 кгс/см²; в нижнем теплофикационном отборе 0,4−1,2 кгс/см².

При такой работе давление в верхнем отборе должно превышать давление в нижнем отборе не менее, чем на 0,5 кгс/см².

2) пределы регулируемого давления в верхнем теплофикационном отборе при отключенном нижнем отборе составляют 0,6−2,5 кгс/см² (режим отбора пара на станционные нужды);

3) пределы изменения давления в верхнем отборе при ступенчатом подогреве сетевой воды, когда давление поддерживается только в верхнем отборе за счет перемещения диафрагмы нижнего отбора при отключенной диафрагме верхнего отбора и отключенном от нижнего отбора регуляторе, составляют 0,6−2,5 кгс/см². В этом случае разрешается повышение давления в камере нижнего теплофикационного отбора до 2,0 кгс/см², также может снижать давление в нижнем отборе ниже 0,4 кгс/см²;

4) пределы изменения давления в нижнем отопительном отборе при включенном регуляторе нижнего теплофикационного отбора и отключенном верхнем отборе составляют 0,4−1,2 кгс/см². Повышение давления сверх 1,2 кгс/см² ограничено, ввиду снижения экономичности работы турбины.

Примечание: При малых величинах какого либо отбора возможный нижний предел регулируемого давления в этом отборе из-за естественного повышения может повыситься вплоть до его верхнего предела.

Турбина допускает нерегулируемые отборы пара для внешнего теплопотребления: после 16 ступени в количестве до 75 т/ч сверх расхода на регенеративный подогрев питательной воды в ПНД N4 при соответствующем уменьшении электрической мощности и величины теплофикационных отборов. Параллельная работа по данному отбору с другими источниками пара не разрешается. Давление на номинальном режиме-5 кгс/см².

Одновременный пропуск водопроводной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсатора возможен при разности температур водопроводной и циркуляционной воды на входе не более 20? С. Возможна также работа турбины при охлаждении конденсатора циркуляционной воды при ее пропуске через всю поверхность.

Предусмотрена возможность принудительного воздушного расхолаживания турбины. Одноступенчатый пароструйный эжектор системы принудительного воздушного расхолаживания турбины предназначен для создания потока воздуха через турбину и рассчитан на работу сухим насыщенным или перегретым паром с давлением 5 кгс/см², с температурой пара не более 425? С. расход пара на эжектор составляет 1945кг/ч.

2.2.2 Техническая характеристика и описание газомасляной системы турбогенератора Масляная система турбины питает маслом систему регулирования и систему смазки подшипников турбины и генератора.

Центробежный главный масляный насос, приводимый в действие непосредственно от вала турбины, подает масло в систему регулирования, а также к двум последовательно включенным инжекторам. Инжектор первой ступени подает масло к всасывающему патрубку центробежного насоса (создавая необходимый для его работы подпор около 0,3 кгс/см²) или в камеру инжектора второй ступени, подающего масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора.

Резервный насос обеспечивает маслом подшипники при останове турбоагрегата и при аварийном падении давления за главным масляным насосом. Аварийный насос включается при аварийном падении давления смазки, если оно не восстановилось резервным насосом. РМН и АМН подают масло в систему смазки до маслоохладителей. При аварийном падении давления оба насоса включаются автоматически. РМН приводится в действие электродвигателем переменного тока, АМН приводится в действие электродвигателем постоянного тока, питаемого от аккумуляторных батарей.

Масляный бак имеет рабочую емкость 26 м³. Смена фильтров для чистки может производиться во время работы турбины. Дистанционный указатель уровня масла, установленный в баке, подает световые сигналы на щит при минимальном и максимальном уровне масла, а также в случае загрязнения фильтров (перепад = 100 мм). Верхний допустимый уровень масла в баке по шкале маслоуказателя равен 590 мм. Нулевая отметка соответствует 700 мм от крышки бака.

Маслоохладители допускают возможность отключения каждого из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для последовательной чистки при любой нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды на входе не более 33? С. Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы. Давление воды в маслоохладителях может превышать давление масла не более чем на 0,25 кгс/см². Расчетный расход охлаждающей воды на каждый маслоохладитель 26 т/ч.

2.3 Котел БКЗ-420−140НГМ-4

2.3.1 Технические характеристики котла Котел спроектирован для работы со следующими параметрами:

Паропроизводительность:

— номинальная 420 т/час

— минимальная (по условию естественной циркуляции котла) 210 т/час Давление пара в барабане 159 кгс/см²

Давление пара в ПСК 140 кгс/см²

Температура пара на выходе из котла560 С Температура питательной воды после ПВД 230 С

Давление в топочной камере 300 мм.вод.ст.

Максимальное давление в топочной камере500 мм.вод.ст.

На время ремонта подогревателей высокого давления (ПВД) допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 155^оС при соответствующем снижении паропроизводительности котла.

Геометрические характеристики котла:

Водяной объем котла 130 м³

Паровой объем котла 87 м³

Площадь поверхностей нагрева:

— экранов 841 м²

— экономайзеров 2758 м²

— пароперегревателя 3143 м²

— Р В П 25 470 м²

2.3.2 Критерии и пределы безопасной работы

1. Разница температур между верхом и низом барабана не должна превышать:

— при растопке котла 60 ^оС

— при останове и расхолаживании котла 80 ^оС

2. Заполнение неостывшего барабана котла для проведения растопки разрешается при температуре верха опорожненного барабана не выше 160 ^оС Скорость роста температуры насыщения при растопке не должна превышать:

— при давлении в барабане меньше 20 кгс/см² 2 ^оС/мин

— при давлении в барабане более 20кгс/см² 2,5^оС/мин

4. Температура металла змеевиков пароперегревателя замеряемая в необогреваемой зоне не должна превышать следующих величин: К-1 К-2,3

2-я ступень — ширмы 495 485

3-я ступень — крайние пакеты 500 510

3-я ступень — средние пакеты 530 550

4-я ступень — средние пакеты — 560

4-я ступень — крайние пакеты 570 575

5. Повышение давления в паросборной камере 147 кгс/см²

6. Повышение давления в барабане 173 кгс/см²

7. Повышение уровня в барабане 150 мм

8. Понижение уровня в барабане — 150 мм

9. Понижение Р газа перед котлом 0,05кгс/см²

10. Понижение Р мазута перед котлом 4 кгс/см²

11. Номинальное Р в барабане 159кгс/см²

12. Расхолаживание барабана после останова котла:

— при давлении в барабане свыше 100 кгс/см², не более 1,5 ^оС/мин

— при давлении в барабане менее 100 кгс/см², не более 2,0 ^оС/мин

13. При сжигании мазута температура воздуха перед РВП не ниже 70 ^оС

14. Давление пара перед паромеханическими форсунками должно быть 26 кгс/см²

15. Открытие задвижек аварийного сброса при уровне в барабане + 100 мм

16. Закрытие задвижек аварийного сброса при уровне + 60 мм

17. Максимально допустимое давление в топке 500 мм.вод.ст.

2.3.3 Технические характеристики ТДУ котла Каждый котлоагрегат оборудован следующими тягодутьевыми механизмами:

Таблица 8

2.4 Деаэраторы

2.4.1 Общие сведения Вакуумный струйно-барботажный деаэратор типа ДВ с производительностью 800 т/ч.

Деаэраторная установка подпитки теплосети состоит из 3-х деаэраторов, предназначенных для удаления коррозионно-агрессивных газов из подпиточной воды тепловых сетей.

Каждый деаэратор оборудован эжектором типа ЭПО-3−75 предназначенным для отсоса паровоздушной смеси.

В деаэраторе подпитки теплосети (ДПТС) используется двухступенчатая схема деаэрации 1-я ступень — струйная, 2-я — барботажная.

На ДПТС-2 вода через распределительный коллектор поступает на первую тарелку, перфорация которой рассчитана на пропуск 30% расхода воды, остальная вода через порог сливается на вторую тарелку.

Вторая тарелка является основной. Со второй тарелки вода сливается струями на третью тарелку, которая служит в основном для организации подачи воды на начало барбатажного листа.

Теплоноситель — сетевая вода подается с торцов деаэратора перфорированным коллектором непосредственно под барбатажный лист. При выходе из отверстий коллектора, перегретая вода, в следствии уменьшения давления, вскипает, и выделившийся пар поступает под барботажный лист, а оставшаяся вода отводится из деаэратора, смешиваясь с деаэрированной водой.

Пар, проходя через отверстия барбатажного листа и слой воды на нем, догревает воду до температуры насыщения и интенсивно ее обрабатывает. При этом под барботажным листом образуется паровая подушка, высота которой, с увеличением расхода перегретой воды, возрастает и избыток пара трубами перепускается в струйный отсек.

В струйном отсеке осуществляется основной подогрев воды и происходит конденсация оставшегося пара. Охлажденные агрессивные газы отсасываются эжектором и отводятся в атмосферу.

На ДПТС-1, после реконструкции, смонтированы две, на ДПТС-3 одна, дегазационные установки вакуумно-эжекционного типа (ВЭТ).

Исходная вода поступает на четырехсопловую головку дегазационной установки, являющуюся главным элементом схемы. В вакуумной головке происходит деаэрация воды, объясняемая непрерывным и одновременным протеканием процессов объемного вскипания О₂ и СО₂ и интенсивного дробления капель воды при движении в ограниченном объеме ступеней эжектора.

Процесс начинается при истечении струи из сопла, когда давление в струе уменьшается, а скорость существенно возрастает. Вокруг струи образуется кольцевая вакуумная зона, которая создает условия для получения в ней мгновенного объемного вскипания О₂ и СО_2. Это способствует разрушению целостности струи и выделению агрессивных газов, фактически поток приобретает состояние газовоздушной эмульсии, при этом образуется чрезвычайно большая поверхность мелко раздробленных капель воды (до 100 тыс. м² / м³), что является оптимальным условием для интенсивного перехода О₂ и СО₂ из воды в газовую среду.

Далее процесс дегазации идет аналогично ДПТС-2.

На ДПТС-3 смонтирован трубопровод помимо дегазационной установки с отключающей арматурой.

Под номинальной производительностью вакуумного деаэратора понимается расход умягчённой воды, подлежащей деаэрации. Расход теплоносителя, сетевой воды, в номинальную производительность не входит.

Для обеспечения надежной работы пароструйного эжектора необходимо поддерживать давление пара перед соплами 5,5−6,0 кгс/см² и расход воды через эжектор не менее 100 м³/час.

Глава 3. «Тепличное хозяйство»

3.1 Анализ систем теплоснабжения Рассмотрим вопрос, который встает при выборе системы теплоснабжения — какая система предпочтительнее: централизованная или децентрализованная?

На сегодняшний день это вопрос остро стоит перед многими гражданами нашей страны. Среди многообразия систем автономного отопления на различном топливе многие частные лица и предприятия «голосуют рублем», поскольку подчас использование автономного отопления для обогрева на предприятии становится выгоднее и эффективнее, чем проводить централизованное отопление к необходимым объектам.

Вот некоторые плюсы использования децентрализованного теплоснабжения:

· потери при производстве и передаче тепла ниже;

· гибкость в управлении заданной температурой непосредственно в рабочей зоне;

· прямые затраты на отопление и эксплуатационные расходы на содержание системы ниже;

· экономичность в расходовании тепла.

Основным недостатком систем централизованного теплоснабжения является огромное количество потребителей тепла, которые имеют свой режим теплоснабжения, что практически полностью исключает возможность регулирования теплоподачи. Кроме того, централизованные системы теплоснабжения обеспечивают также и горячее водоснабжение. В связи с этим, управление теплоподачи ориентируется на удовлетворение большей части потребителей, коими, как правило, являются помещения с большими удельными теплопотерями в холодное время года и системы горячего водоснабжения в теплое время года. Таким образом для отопления теплицы подходит автономное отопление, при котором возможно регулирование температуры.

Конечно, для большого помещения или производства все больше внимания привлекают к себе отопительные котлы на дизельном топливе, газе и электричестве. Например, котлы, работающие на газе очень выгодны с точки зрения КПД, который составляет порядка 95%, а также стоимость газа значительно ниже по сравнению с другими видами топлива, что создает дополнительную экономию.

Кроме котлов также возможно использование тепловых насосов, которые при затрачивании определенного количества электроэнергии принесет в 3−6 раз больше тепла, что достаточно выгодно.

Еще один интересный вид децентрализованного отопления может быть обеспечен солнечными коллекторами. Солнечная энергия — самый крупный энергетический источник на Земле. Количество тепла, поступающего на 1 кв. м поверхности Земли в год, оценивается в 3,16×10⁹КДж. Общее количество солнечной энергии в 20 тыс. раз превышает современное потребление энергии мировым хозяйством. Производительность системы зависит от параметров солнечного излучения в конкретном регионе, а точнее от географической широты. Проведя небольшой расчет для волгоградской области, а именно для широты КПД солнечных коллекторов оказался порядка 38% в зимнее время года, что является достаточно скромным показателем и в дальнейшем будет рассматриваться альтернатива им в волгоградской области.

3.2 Разработка устройства теплицы Теплица ангарного типа из поликарбоната, расположенная в селе Гусёвка Волгоградской области, для посадки роз в период с октября по февраль, площадью 25*100=2500 м². Отопление теплицы производится двумя котлами, а горячее водоснабжение солнечными коллекторами.

Сотовый (или как его часто называют «ячеистый») поликарбонат радикально отличается от всех прочих прозрачных материалов. Полые панели толщиной 4, 6 и 8 мм состоят из двух слоев поликарбоната, соединенных продольными ребрами жесткости, получаемые из гранул поликарбоната методом экструзии, образующими воздушные прослойки (структура панелей сходна с гофрокартоном). Материалы большей толщины (10, 16, 20, 25, 32, 35, 40 мм), как правило, имеют более сложную структуру, включающую 3 и более слоев и усиленную скрещенными ребрами жесткости. Панели обладают исключительно высокой ударопрочностью. Наличие воздушных прослоек делает сотовый поликарбонат очень легким материалом и придает ему высокие показатели теплои звукоизоляции. Панели благоприятно рассеивают свет, задерживая при этом вредный спектр ультрафиолетовых лучей и пропуская, тем не менее, 55−86% видимого света и весь спектр полезных для человека и растений лучей солнца.

Рисунок 1 — Сотовый поликарбонат Этот материал очень конструктивен — сочетание высокой прочности панелей, способных выдерживать значительные снеговые и ветровые нагрузки и теплоизоляционных свойств, не уступающих стеклопакету с аргоновым заполнением, делает этот пластик наиболее популярным при необходимости прозрачного перекрытия отапливаемых зданий.

Сотовый поликарбонат невозможно разбить, и это, в совокупности с его пожаробезопасностью выгодно отличает этот материал от других видов прозрачных материалов. Возможность интересных архитектурных решений и легкость изготовления различных строительных элементов и конструкций из ячеистого поликарбоната дают такие свойства этого материала, как гибкость (возможность создания арочных и купольных покрытий) и большие размеры панелей (до 2100×12 000 мм).

Наконец, для каждого вида конструкции Вы можете подобрать оптимальный функционально обоснованный вариант по толщине, цвету и светопропускающей способности. Максимальную освещенность дают прозрачные панели. Тонированные панели «бронза» несколько приглушают проникающий свет, оставаясь, тем не менее, прозрачными. Белые панели могут быть полупрозрачными или практически непрозрачными.

Спектр применения сотового поликарбоната в строительстве очень широк: неоценимую помощь он оказывает городскому строительству, сельскому хозяйству, дизайнерам, а также пользуется неизменным спросом индивидуальных застройщиков. Конструкции из сотового поликарбоната сегодня престижны, современны и являются показателем того, что их хозяин «не отстает от жизни». Сотовый поликарбонат изначально проектировался для использования в теплицах и других помещениях, где необходимо максимально сохранять необходимую температуру воздуха и пропускать солнечный свет. Основная область применения — сельское хозяйство (теплицы, оранжереи) и строительство (светопрозрачные кровля, арочные перекрытия, козырьки, навесы, автостоянки, торговые центры, спортивные сооружения, АЗС, павильоны для бассейнов, зимний сады). Одна из сфер применения сотового поликарбоната — это аграрный сектор. Сочетание высокой прозрачности с достаточно высоким светорассеиванием (исключающим ожоги растений прямыми солнечными лучами), очень низкой теплопроводностью (позволяющей снизить расходы на отопление примерно на 30%), прочностью и долговечностью делает поликарбонатные панели незаменимым материалом. Теплица, покрытая пленкой, по-видимому, навсегда останется в прошлом веке. Непрочность и недолговечность пленки (даже, если она не порвется, то под влиянием УФ-лучей солнца менее чем за три года она неизбежно придет в негодность, попросту разрушившись), необходимость снимать ее на зиму и устанавливать весной на прежнее место, да и просто неприглядный вид этого материала говорят о том, что сегодня пленка «устарела» и не имеет дальнейших перспектив. Стеклянные теплицы — более долговечны, но, тем не менее, необходимость почти ежегодной замены разбитых стекол удручает владельцев и этих теплиц. Кроме того, теплоизоляция одинарного остекления невелика, а устройство двойного остекления вызывает проблемы, и, прямо скажем, для простой теплицы — слишком дорогое удовольствие.

Сотовый поликарбонат — наилучший материал для покрытия теплиц на сегодняшний день. Даже самые тонкие панели по теплоизоляционным свойствам значительно превосходят простое остекление.

Панели легко гнутся, а один лист способен перекрыть сразу 24 кв.м. Гарантийный срок такого покрытия — не менее 10 лет. Поликарбонатные соединительные профили надежно закрепят листы на металлической или деревянной основе каркаса и придадут теплице законченный и очень красивый вид. Легкость этого материала позволяет применять в теплицах простейшие терморегуляторы для открывания форточек. Целесообразно использовать панели толщиной от 6 до 10 мм (для неотапливаемых теплиц) и толщиной 16 мм, если теплица отапливается.

Листы сотового поликарбоната выдерживают значительные снеговые и ветровые нагрузки и сохраняют все механические и оптические свойства в диапазоне температур от -60° до +80° С. Материал горит только в открытом пламени, не образует горящих капель и является самозатухающим. Кроме того, горение поликарбоната не сопровождается выделением ядовитых веществ.

3.3 Устройство грунтового обогрева теплицы Рис. 2. Система обогрева теплицы Использование нагревательных систем для обогрева почвы в теплицах, парниках, зимних садах, оранжереях, на клумбах, грядках с рассадой позволяет получить прекрасные результаты:

1. Ускорения роста и репродуцирования растений в оранжереях и теплицах

2. Продления сезона сбора урожая

3. Выращиваниe теплолюбивых растений, которые обычно растут только в субтропических (тропических) широтах

4. Проращивание семян Подогрев почвы обеспечивает экономию электроэнергии, долговечность, полная влагозащищенность, электробезопасность.

Рекомендуемая температура в теплицах на уровне корней от 15 ⁰С до 25 ⁰С. На клумбах и грядках с рассадой может достигать 30 ⁰С. Для обеспечения оптимальной температуры почвы требуется мощность 75−100 Вт/м². Мощность нагревательного прибора не должна превышать 20 Вт/м. Соблюдение данных параметров исключит возможность перегрева корневой системы и системы обогрева. Расчет необходимо проводить для площади грядок, под тропинками между грядок укладывать греющий кабель нет необходимости.

Целью любой системы отопления теплицы или зимнего сада является создание комфортной температуры для развития растений, т. е. нагрев воздуха до температуры 18−22 °С и поддержание ее на этом уровне. Воздух передаст комфортную температуру стенам теплицы, пленке, почве, растениям и другим предметам. Пленка или другое покрытие, стены часть тепла передают наружному воздуху, поэтому тепло нужно непрерывно подавать, т. е. поддерживать тепловой баланс.

Система обогрева теплицы состоит из теплогенераторов (печей, котлов) и приборов (батарей, радиаторов). КПД котла с батареями или радиаторами значительно выше, чем обычных печей. Котел нагревает воду в системе и при достижении необходимой температуры выключается, чтобы экономить топливо. Трубопровод должен быстро, с наименьшей потерей тепла подать нагретую воду к радиаторам. Радиаторы оборудованы термоклапанами и быстро нагревают воздух в теплице.

Для обеспечения постоянного отопления в течение зимнего периода с северной стороны и с торца теплицы строят небольшую котельную, которая одновременно использоваться как тамбур и помещение для хранения инвентаря. При использовании газового котла необходимо изготовить проектную документацию. Для обогрева теплицы у стен размещают самодельные трубные радиаторы или промышленные батареи (чугунные, стальные, панельные, стальные листотрубы, алюминиевые, биметаллические секционные). Наибольший коэффициент теплоотдачи имеют радиаторы из алюминиевых сплавов, но, учитывая их недостатки, лучше применять биметаллические секционные радиаторы. Схема устройства отопления теплицы ничем не отличается от схемы отопления жилого дома.

Для поддержания стабильной температуры воды в контуре, а также экономного расхода газа при нагревании воды в котле без использования насоса принудительной подачи воды необходимо, чтобы центральная магистральная труба подачи горячей воды от котла к радиаторам имела постоянный уклон 0,5 см на 1 м, а обратная труба от последнего радиатора к котлу имела такое же снижение. Котел устанавливают на такой высоте, чтобы патрубок обратной трубы находился на уровне конца ее магистрального трубопровода. В этом случае нагретая в котле вода самотеком по мере охлаждения будет возвращаться назад, в котел.

3.4 Солнечные коллекторы с вакуумными трубками Рис. 3. Солнечный коллектор с вакуумными трубками Эти последовательные солнечные коллекторы с вакуумными трубками серии SR одни из наиболее эффективных и удобных солнечных коллекторов.

Солнечные коллекторы серии SR используют несколько очень эффективных стеклянных вакуумных трубок, которые собирают энергию солнечной радиации и превращают её в тепло, которое может быть использовано на ваши нужды. Вакуумные трубки специально разработаны для того, чтобы собирать все типы солнечной энергии. Они защищены от потерь тепла в атмосферу и передают тепло в солнечный контур системы отопления или горячего водоснабжения через тепловую трубку и конденсатор.

Коллекторы с вакуумными трубками серии SR предназначены для обеспечения горячей водой систем отопления и горячего водоснабжения, как для личного потребления, так и в коммерческих целях.

Солнечный коллектор серии SR произведен в соответствии с самыми высокими требованиями стандартов, и обеспечивают теплом на многие года с минимумом расходов на эксплуатацию.

Коллектор в разрезе

Рис. 4. Солнечный коллектор в разрезе

1. Подставка

2. Вакуумная трубка

3. Медный сердечник

4. Уплотнение

5. Манифольд

6. Нижнее крепление

7. Соединительные болты

8. Соединительные болты Таблица 9. Технические данные коллекторов серии 58/1800 R1

Таблица 10. Зависимость рабочего давления в зависимости от скорости потока на примере коллектора 58/1800−30R1

Рис. 5. Зависимость рабочего давления от скорости потока

Выработка энергии солнечным коллектором напрямую зависит от его географического местоположения, определяющего приход солнечной энергии и возможный период эксплуатации коллектора в течение года. Для расчета годовой выработки тепловой энергии коллектором необходимо оценить приход солнечной радиации на плоскость солнечного коллектора за этот период. В России регистрация прихода солнечного излучения осуществляется государственной метеорологической службой с использованием сети актионометрических станций. Солнечные энергетические установки не всегда имеют такую ориентацию, и чаще всего расположены под некоторым углом к направлению распространения солнечных лучей. Угол наклона солнечных коллекторов к горизонту для установки, работающей круглый год, рекомендуется принимать равным широте местности минус 15°.

Установка коллекторов серии SR Солнечный коллектор предназначен для установки на плоских крышах, крышах из цемента/бетона и т. п. Установка должна выполняться только обученными специалистами. Пожалуйста, просмотрите все касающиеся этого вида работ местные строительные и монтажные правила и нормы перед установкой и работой солнечной водонагревательной системы.

Конструкция здания. Коллекторы могут быть установлены только на крышах, имеющих достаточный запас прочности самой крыши и перекрытий. При установке на существующие крыши, проверьте, что крыша и перекрытия имеют достаточный запас прочности, чтобы выдержать дополнительный вес. Важно, чтобы конструктивные возможности крыши и перекрытий были проверены в местах установки перед монтажом коллекторов. Особое внимание должно быть обращено на качество перекрытий с точки зрения устойчивости винтового фиксирования, необходимого для установки коллекторов. В целом, важно проверить конструкцию крыши в местах установки коллекторов на соответствие специфическим нормам, особенно в регионах с тяжелыми снегопадами и сильными ветрами. Оценка должна также принимать во внимание любые специальные характеристики конкретного места, которое могло бы привести к повышенным нагрузкам (для ветра, самолетов, образования воздушных потоков или завихрений, и т. п.). Батарея коллекторов должна всегда быть установлена таким образом, чтобы любые возможные снежные сугробы не достигали коллекторов. Расстояние от края крыши должно быть не менее 1 метра. Солнечный коллектор должен быть установлен с прочным и крепким фиксированием в твердую структуру. Не рекомендуется устанавливать коллекторы на гибкие полосы, проложенные под секциями. Этот тип установки может привести к чрезмерной ветровой вибрации и последующему ущербу. При планировании установки батареи коллекторов, необходимо гарантировать, что выбранный Вами метод установки коллекторов, прокладки трубопроводов и места прохождения труб внутрь здания не нанесут ущерба конструкции крыши, перекрытиям и стенам. Вы должны предусмотреть защиту от проникновения воды внутрь здания, вызванного давлением ветра и осадками в виде дождя или снега.

3.5 Котел RS-D300

Котел RS-D300 (котел 300квт) является водогрейным водотрубным котлом гидронного типа с газоплотной топкой, работающий на природном и сжиженном газе и легком дизельном топливе.

Сферы применения — системы отопления и вентиляции, горячее водоснабжение промышленных, административных, коммунально-бытовых и сельскохозяйственных объектов, обеспечение тепловой энергией технологического оборудования.

Котел 0,3мвтимеет устойчивые несущие опоры и может быть установлен на ровном, прочном полу без дополнительного фундамента.

По желанию заказчика котел комплектуется смесительной газовой NG 400 PR, жидкотопливной или комбинированной HP 30 AB горелкой итальянской фирмы «CIB-Ital» марки «Unigas» .

Рис. 6. Котел RS-D300

* Мощность 300 кВт.

* КПД не менее 95%.

* Вид топлива: — природный газ (газовый котел 0,3 мвт), — сжиженный нефтяной газ, — дизтопливо (котел 0,3 мвтдизельный) Особенности

— специальная «прощающая» конструкция теплообменника, свободно плавающего в каркасе котла, предусматривает возможность резкого охлаждения и нагрева без возникновения механических напряжений;

— эффективная циркуляция теплоносителя по топочным трубам со скоростью 2 мсек увеличивает интенсивность теплообмена примерно в 8 раз;

— благодаря высокой скорости циркуляции воды, в топочных трубах создается турбулентный поток, который в несколько раз снижает отложения накипи на стенках труб;

— благодаря применению в топке поперечно-оребренных труб, котел имеет относительно малый вес и низкую тепловую инертность;

— исключительно малый водяной объем делает котел более безопасным при превышении рабочего давления или при перегреве воды;

— низкое сопротивление газового тракта позволяет расширить диапазон регулирования горелочного устройства;

— большой объём топки и низкое тепловое напряжение топочного пространства позволяет поддерживать низкие выбросы NOx в дымовых газах;

— все сварные швы на топочных трубах вынесены за пределы топки, что облегчает доступ к ним при ремонте котла;

— передняя крышка с установленной на ней горелкой может открываться по необходимости вправо или влево, что обеспечивает удобство в обслуживании котла.

Устройство и принцип работы Котлы серии «RS-D» являются водогрейными котлами с водотрубным скоростным теплообменником. Котлы относятся к классу гидронных, т. е. скорость воды в трубах теплообменника, образующих топку, достигает 2 м/сек. Топка котла образована горизонтальными оребренными трубами, расположенными по окружности и соединенными в змеевик.

Рис. 7. Устройство котла серии «RS-D»

1 — патрубок выхода теплоносителя; 2 — патрубок входа теплоносителя; 3 — выход отработавших газов; 4 — декоративный кожух; 5 — теплоизоляция; 6 — каркас; 7 — теплообменник; 8 — плита передняя; 9 — плита задняя; 10-крышка.

В одном котле, в зависимости от типоразмера, расположено от 1 до 6 параллельных змеевиков. Задняя торцевая стенка топки выполнена в виде плоской плиты с цилиндрической водяной камерой, разделенной по окружности на две отдельные полости, в нее врезаны все трубы теплообменника и патрубки входа и выхода воды. Передняя торцевая стенка топки выполнена в виде плоской плиты с расположенной на ней неохлаждаемой открывающейся крышкой. Крышка изнутри защищена огнеупорнымюматериалом. Для улучшения омывания дымовыми газами и увеличения интенсивности теплопередачи, снаружи на оребренные трубы топки установлены газовые рассекатели, представляющие собой профильные пластины из жаропрочной стали. Таким образом, топка котла снаружи заключена в герметичный газовый короб. Продукты сгорания из топки котла проходят между оребренными экранными трубами, отдавая им тепло, и попадают в газовый короб, откуда удаляются через газоход. Отличительной особенностью данного котла от водотрубных котлов других производителей является то, что благодаря применению оребренных труб — удалось объединить радиационную и конвективную поверхности нагрева в одно целое, что позволило уменьшить металлоемкость, существенно снизить вес котлаиииегоиразмеры. Относительно малый вес и размеры делают котел незаменимым при установке его в блочно-модульных котельных, где габариты и вес имеют решающее значение.

Специальная «прощающая» конструкция теплообменника, свободно плавающего в каркасе котла, предусматривает возможность резкого охлаждения и нагрева без возникновения механических напряжений. Трубы теплообменника выполнены в виде змеевиков, жестко закрепленных только на задней стенке котла, тепловое расширение труб происходит свободно в сторону передней части котла, повороты труб дополнительно компенсируют возможныеютепловыеюперекосы. Повороты труб вынесены за пределы топки, для облегчения доступа к сварнымюшвамюприюремонте. По сравнению с жаротрубными реверсивными котлами, топка нашего котла имеет меньшее аэродинамическое сопротивление, так как не все дымовые газы возвращаются назад к передней стенке, а уходят сразу в газоход по всей площади топки, что позволяет подбирать горелки меньшего типоразмера и снижать уровень шума при работе горелки на полной мощности.

Рис. 8. Устройство работы котла

Вывод По завершению прохождения практики на Волжской ТЭЦ-2, установленная мощность которой составляет 240 Мвт, было произведено знакомство с котельно-турбинным цехом, его оборудованием, технологическим процессом, а также техникой безопасности для каждого цеха и оборудования. По окончанию практики можно сделать следующий вывод: наиболее выгодным и эффективным для отопления тепличного комплекса оказались газовые котлы с высоким КПД и относительно дешевым топливом, а солнечные коллекторы, особенно в зимний период времени оказались малоэффективными.

Список использованных источников

1. Вспомогательное оборудование ТЭС / Л. И. Другов, Е. А. Игнатевский — М.: Высшая школа, 1968.

2. Монтаж турбоагрегатов и синхронных компенсаторов / Б. В. Абалаков, Б. И. Резников — М.: Высшая школа, 1983.

3. Справочная книжка энергетика / А. Д. Смирнов К.М. Антипов — М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Техническая документация КТЦ Волжской ТЭЦ-2.

5. Тепловые и атомные станции / Л. С. Стерман, В. М. Лавыгин, С. Г. Тишин — М.: Энергоатомиздат, 1995

6. Теплицы и парники СНиП 2.10.04−85. Минрегион России, 2012.-19с.

7. Соснин Ю. П., Бухаркин Е. Н. Отопление и горячее водоснабжение индивидуального дома — М.: Стройиздат, 1993. — 384 с.