Содержание
1 Краткаяхарактеристика оборудования и сооружений ГРЭС
1.1 Главныйкорпус
1.2Топливоснабжение ГРЭС
2 Описаниетепловой схемы энергоблока 300 МВт Ириклинской ГРЭС
3 Описаниеконденсационной установки турбины К-300-240 ЛМЗ
4 Обеспечениегидравлической плотности конденсатора
5. Методывыявления неплотности вакуумной системы конденсационной установки при работетурбины
6 Способы очисткиконденсаторных труб от отложений
7. Расчетныепоказатели работы конденсационной установки
8. Обслуживаниеконденсационной установки во время работы
9. Методикарасчета сроков очистки конденсаторов
10. Расчёт срока чисткиконденсатора турбины ИриклинскойГРЭС
11. Системациркуляционного водоснабжения
12. Экологическиеаспекты технического водоснабжения
13. Безопасность проекта
14.Электротехническая часть
Заключение
Списокиспользованных источников литературы
Приложение А
Приложение Б
Введение
Технология производстваэлектрической и тепловой энергии на современных паротурбинных электростанцияхсложна и трудоемка. Сложность энергетического производства обусловленанасыщенностью технологического цикла большим количеством разнообразногооборудования, дорогостоящего в изготовлении и монтаже, тяжелого в эксплуатациии трудоемкого в ремонте.
Из всех звеньевтехнологической цепочки особо сложным является тепловая схема электростанции.Усложнение проходило поэтапно, как следствие реализации результатовисследований тепловой экономичности паротурбинных установок.
Основой повышениятепловой экономичности электростанции было и является совершенствование еёпаросилового цикла. Простейшая паросиловая установка, состоящая изпарогенератора, турбины, конденсатора и насоса, работающего по циклу Ренкина,характеризовалась предельной простатой, разумеется, относительной, но имелаочень низкий КПД. Современная паросиловая установка, работающая порегенеративному циклу, имеет достаточно высокий КПД, но сложна, громоздка идорогостоящая. Повышение тепловой экономичности цикла путем достигнуто путемусложнения и удорожания паросиловой установки.
Переход с низких исредних на высокие и за критические параметры, и создание энергоагрегатовбольшой единичной мощности (до 1200 МВт) привело к увеличению количествавыхлопов турбины и корпусов конденсатора, вследствие чего поверхностьохлаждения, размещенная в одном корпусе, возросла в конденсаторах турбин примернов пять раз от 3000 до16000 м².
Такое увеличениеповерхности охлаждения в одном корпусе конденсатора было достигнуто безпонижения среднего коэффициента теплопередачи при конденсации пара на оченькрупных пучках горизонтальных труб. Этому способствовали проведенные ВТИисследования рабочего процесса конденсаторов, позволившие установить принципырациональной компоновки их поверхности охлаждения, обеспечивающий эффективноеее использование при больших размерах трубного пучка. Было показано иэкспериментально подтверждено путем реконструкции большого числа промышленныхконденсаторов, что наиболее целесообразно двух зонное выполнение поверхностиохлаждения с ленточной компоновкой основной массы их трубок и трапецеидальнойвоздухоохладительной секцией. Это подтвердили также испытания новых крупныхконденсаторов, разработанных отечественными турбостроительными заводами сучетом результатов проведенных исследований.
Если путем рациональнойкомпоновки трубного пучка оказалось возможным преодолеть отрицательное влияниена теплопередачу значительного увеличения размеров трубных пучков, размещенныхв одном корпусе конденсатора, и даже немного увеличить коэффициенттеплопередачи, то существенная дальнейшая интенсификация теплообмена вконденсаторе таким путем не может быть достигнута. На практике реализуется ещевозможность углубления вакуума или уменьшения требуемой поверхности охлажденияконденсатора при том же вакууме путем разделения его на секции с разнымидавлениями в их пара, но при этом выигрыш достигается не в результате интенсификациитеплообмена, а вследствие большой термодинамической эффективности ступенчатойконденсации отработавшего пара турбины.
Отсутствие проверенногометода интенсификации теплообмена в конденсаторах паровых турбин при хорошемсостоянии их поверхности охлаждения повышает значимость оснащения конденсаторовустройствами для постоянной очистки трубок от отложения содержащихся вохлаждающей воде примесей (минеральных, органических и твердых веществ), темболее что качество охлаждающих вод в последние годы ухудшается.
Загрязнение конденсаторовс водяной стороны является наиболее частой причиной ухудшения вакуума. При этомухудшение вакуума происходит как вследствие увеличения термическогосопротивления за счет загрязнения трубок, так и за счет некоторого сокращениярасхода воды через конденсатор вследствие повышения гидравлического сопротивленияконденсатора.
Важнейшейэксплуатационной задачей является предотвращение загрязнения конденсаторовпаровых турбин, а в случае его возникновения – изыскания способов очисткиконденсаторов с минимальными затратами труда и по возможности без ограничениянагрузки. Интенсивность загрязнения конденсаторов зависит в основном откачества охлаждающей воды, типа водоснабжения, времени года и условийэксплуатации системы циркуляционного водоснабжения. Хорошо поставленныйпериодический контроль за работой конденсационной установки позволяетпрактически безошибочно определять причины ухудшения вакуума и находитьправильные решения по их устранению.
Ухудшение вакуума внормально работающем турбоагрегате происходит, как правило, достаточномедленно, что позволяет тщательно проанализировать показания приборов и дажепроизвести необходимые анализы и дополнительные испытания. Исключениясоставляют случаи быстрого, катастрофического падения вакуума, следствием чегоможет быть аварийный останов турбоагрегата.
Определение причинмедленного ухудшения вакуума на сравнительно большую величину производитсяпутем анализа эксплуатационных данных и сравнения их с результатами эталонныхиспытаний.
1 Краткаяхарактеристика оборудования и сооруженийИГРЭС
1.1 Главный корпус
Главный корпус Ириклинской ГРЭС представляетсобой совмещенный вариант котельного и машинного отделений с деаэраторнойэтажеркой между ними, выполнен в сборном железобетоне из элементов колонн иригелей со стеновым заполнением панелями ПСА, с шагом колонн в продольномнаправлении 12 м.
Пролет машзала — 45 м. Пролет деаэраторной этажерки — 12 м. Пролет котельного отдаления первой очереди — 33 м. Пролет котельного отделения второй очереди — 39 м. компоновка основного оборудования — блочная.
В бесподвальном котельном отделении расположены2 котлоагрегата ПК-41 и 2 котлоагрегата ТГМП-114 в двухкорпусном исполнении, 4котлоагрегата ТГМП-314 однокорпусного исполнения с ремонтной площадкой между 1и 2 очередями и блоков 6-7.
Для проведения ремонтных работ котельноеотделение оборудовано двумя мостовыми кранами 1 очереди и двумя 2 очередигрузоподъемностью 50/10 тонн. На каждый котлоагрегат 1 очереди и двакотлоагрегата 2 очереди смонтированы грузопассажирские лифты грузоподъемностью 1000 кг.
За рядом «Г» котельного отделения наоткрытой площадке расположены регенеративные воздухоподогреватели, дутьевыевентиляторы и дымососы с газовоздуховодами. Дляотвода газов и обеспечения ПД концентрации вредных выбросов на уровне дыханияна четыре блока 1 очереди установлены 2 железобетонные дымовые трубы высотой 180 м, для котлов 2 очереди установлена дымовая труба высотой 250 м. В машинном зале расположены; турбоагрегаты К-300-240 Ленинградского металлического завода с генераторомТВВ-320-2 объединения «Электросила». В конденсационном отделениимашзала под отметкой. 0,6 м расположены циркуляционные водоводы, трубопроводытехнического водоснабжения, насосы и трубопроводы конденсационных установок.
Выше отметки 0,6 м расположены питательные насосы, подогреватели высокого и низкого давлений, насосымаслоснабжений турбогенераторов, бойлерные установки и другое вспомогательноеоборудование блоков. Машинное отделение оборудовано двумя мостовыми кранамигрузоподъемностью 125/20 тонн, имеет четыре ремонтные площадки: у западноготорца, между блоками № 5,6; между блоками № 6,7 и у восточного торца.
На отметке — 2.7 м блока № 1 установлены два сетевых насоса теплоснабжения поселка и промплощадки. На отметке 0,0 м блока №4 установлены два насоса станционного отопления и тепличного хозяйства. В осях деаэраторнойэтажерки расположены растопочные расширители, деаэраторы, питательныетрубопроводы, паропроводы острого пара и промперегрева симпульсно-предохранительными устройствами, вспомогательные трубопроводы, наотметке 0,5 м блочные обессоливающие установки (БОУ).
У первой оси на отметке 9,6 м расположен ЦЩУ, между каждыми двумя осями расположены БЩУ (один на два блока).
Аэрация главного корпусавыполнена приточно-вытяжной. Приток свежего воздуха осуществляется взависимости от температуры наружного воздуха:
а) через фрамуги световыхпроемов ряда «А»;
б) через фрамуги световыхпроемов ряда «Б» на отм. 30,0 м;
в) через калориферы,встроенные в стенку ряда «Г»;
г) открытием фрамугаэрационного фонаря котельного отделения.
Расположение блоков восях колонн:
Блок № 1 в осях 3-4; Блок№ 2 в осях 8-12; Блок № 3 в осях 12-16; Блок № 4 в осях 16-20; Блок № 5 в осях21-25; Блок № 6 в осях 25-29; Блок № 7 в осях 30-34; Блок № 8 в осях 34-38.
Главный корпус ГРЭС имеет39 осей. 1.2 Топливоснабжение ГРЭС
Основным топливомИриклинской ГРЭС является природный газ, поступающий по отводу отмагистрального газопровода «Бухара-Урал» через газораспределительнуюстанцию (ГРС-5) ", а также мазут марок М-100 и М-40 с содержанием серы до3.5°/о, поступающий железнодорожным путем с нефтеперерабатывающих заводовОрска, Омска.
Для бесперебойногоснабжения котлоагрегатов подогретым и отфильтрованным мазутом на ГРЭС имеетсямазутное хозяйство
Поступающие цистерныподаются по 26 штук с каждой стороны 2-х эстакад (104 цистерныодновременно). Ввиду низкой температуры застывания сливаемого мазута (+10 — +25°С), производится его разогрев открытой подачей пара 13 ата в цистерны черезгусаки.
Мазут сливается вприемно-сливные лотки, где подогревается змеевиками до 45-50 °С и самотекомчерез фильтр сетки, гидрозатворы поступает в 2 приемные емкости по 600 мЗкаждая, из которых погруженными насосами перекачивается в основные (расходные)резервуары. В расходных резервуарах мазут подогревается до 70-80 °С и поступаетна всас 4-х насосов первого подъема производительностью по 350 мЗ/часкаждый, давлением 6 кг/см2 подающих мазут к насосам второго подъема,а также обеспечивающих циркуляционный разогрев и перемешивание мазута в резервуарах.
После насосов первогоподъема мазут проходит через подогреватели, где его температура повышается до140-150 °С, сетчатые фильтры с ячейкой 1,5 мм и поступает на всас 4-х насосов 2 подъема производительностью по 240 мЗ/час, напор 60 кг/см2.От насосов второго подъема мазут по двум мазутопроводам диаметром 325х8проложенными на эстакаде подается в главный корпус через постоянный торец поряду «Г».
С тупиков мазутопроводови с мазутных колец каждого котлоагрегата предусмотрена частичная рециркуляциямазута на мазутохозяйство по мазутопроводу сечением 108х4 мм.В настоящее времямазутохозяйство имеет 10 основных (расходных) резервуаров емкостью 10000 мЗкаждый.
Система газоснабженияГРЭС включает в себя: газопроводы высокого давления, ГРП-1,2, газопроводысреднего давления, газооборудование котлов №1-8.
Газ от ГРС к ГРП-1,2поступает по двум газопроводам высокого давления Ду-500 мм. После ГРП-1,2 газ по двум газопроводам среднего давления Ду-1000 мм поступает в коллектор котельного отопления Ду-1200 мм, расположенный с наружной стороны ряда«Г».
Газоснабжениекотлоагрегатов выполнено по отходящим от коллектора газопроводам с отключающейарматурой;
для блоков № 1-4 Ду-500 мм
для блоков и 5-8 Ду-600 мм.
Газопроводы среднегодавления надземной прокладки имеют отключающую арматуру после ГРП и перед общестанционным коллектором. Пропускная способность ГРП-1,2 640000 нм³/ч газапо 320000 мм³/ч на ГРП1.2.1Основноеоборудование ГРП
— отключающая арматура на входе и выходе;
— висциновыефильтры — 3 шт.;
— три ниткирегуляторов производительностью 160000 мЗ/ч каждая;
— предохранительныеклапаны байпаса ГРП — 3 шт.;6 шт. на выходном коллекторе;
— выходнойколлектор Ду-1200 мм;
— байпасыГРП 1,2, байпасы ниток.
Расчетное давление передГРП 11,11 кг/см2, на выходе ГРП -1,13 кг/см2.
1.3 Водоснабжение ГРЭС
Источником водоснабжения является Ириклинскоеводохранилище на реке Урал.Система водоснабжения оборотно-прямоточная. Нормальныйподпорный уровень водохранилища 245,0 м над уровнем моря. При этом средняяглубина воды на использованном участке водохранилища составляет 18,0 м.
Площадь зеркала водохранилища, участвующего всистеме охлаждения нагретой воды, прошедшей через конденсатор турбины, около29,0 км2.
В связи с сильно меняющимся в течение годауровнем воды в водохранилище подачу воды на ГРЭС предусмотрено осуществлять подвухступенчатой схеме. Вода из водохранилища забирается насосной станциейпервого подъема при отметках в водохранилище ниже 243,0 м и подается к двумблочным насосным станциям второго подъема.
При отметках в водохранилищевыше 244,0 м подвод воды к блочным насосным станциям второго подъемаосуществляется через специальные водоводы, совмещенные с насосной станциейпервого подъема. При уровне в водохранилище менее 244,5 м вода через глубинный водозабор забирается насосной 1 подъема и подается в промежуточныйбассейн с отметкой по дну 238,0 м (промбъеф). Нормальный уровень воды впромбьефе 244,5 м, скорость воды в бассейне — 0,2 м/мин. Максимальный уровень впромбьефе — 249,0 м.
На участке сопряжения закрытых железобетонныхканалов с открытым предусмотрено сооружение полигонального слива, обеспечивающегосифон в конденсаторах турбин. Закрытые железобетонные каналы заканчиваются ограждающейсясеткой с отметкой ниже 247,5 м.
Отметка бетонированного дна сооруженияполигонального слива 242,55 м. Ширина сливного фронта 215 м. Открытый отводящий канал длиной 2700 м.
Все сооружения тех.водоснабжения ГРЭСзапроектированы и сооружены из расчета на пропуск 84 мЗ/сек воды, обеспечивающихработу ГРЭС на полную мощность 2400 МВт.
На береговой насоснойпервого подъема установлено девять циркуляционных насосов типа ОП-2-145Э поодному насосу на каждый блок и один резервный, максимальной производительностью36000 мЗ/ч. При уровне воды в водохранилище выше 244,5 м подвод воды в промбьеф осуществляется самотеком через специальные водоводы помимо насосов.
На напоре насосовустановлены обратные клапаны, самотечные водоводы перекрываются дисковымизатворами.
На берегу промежуточногобассейна в непосредственной близости от ГРЭС сооружены две береговые блочныенасосные станции 2 подъема, каждая на четыре блока. На каждый блок установленыдва циркуляционных насоса типа ОП5-110, которые по металлическим водоводам Ду-1800 мм подают воду в конденсатор турбин. Максимальная производительность насосов — 23760 м³/ч.Сброс воды из конденсаторов турбин и после основных эжекторов осуществляется пометаллическим водоводам Ду-1800 мм в четыре закрытых железобетонных каналахсечением 4,2х3 м. Каждый канал отводит воду от двух блоков в сторону постоянноготорца.
Ширина сливного фронта 215 м. Отводящий открытый канал длиной 2700 м заканчивается скальным порогом.
Максимальный расходохлаждающей воды в летний период 288000 м3/час.
Часть воды, поступающаяот ЦН, отбирается подъемными насосами эжекторов (ПНЭ) на эжектора, а такжеиспользуется на охлаждение масла, или ОМТИ, генератора, электродвигателя ПЭН ивспомогательных механизмов по блокам.
Сырая вода нахимводоочистку и пожарный водовод может подаваться с напора ПНЭ блоков № 1-8,насосами сырой воды 2 подъема 2 шт. через подогреватели сырой воды 2 шт. иохладители загрязненного конденсата или из сливных циркводоводов блоков № 1,2,насосами сырой воды 1 подъема 2 шт. и насосами 2 подъема (или помимо них) потой же схеме.
1.4 Комплекс очистных сооружений
Включает в себя:
— очистку замазученыхвод;
— очистку ливневых вод;
— очистку и нейтрализациюотмывочных вод РВП;
— очистку вод кислотныхотмывок и промышленных стоков.
Производительность ОПК — 400 м3/час. Вода проходит следующую очистку: нефтеловушку, флотациюсернокислым алюминием от растворенных нефтепродуктов, после чего степеньзагрязненности снижается до 2-2,5 мг/л и далее через механические фильтры ифильтры активированного угля с содержанием нефтепродуктов 0,05-0,3 мг/лподается в ХВО или на 9-ю карту очистных хоз. бытовых стоков.
В насосную промстоковпоступает:
— замасленная вода с отметки -2,7 м главного корпуса и с подшипников механизмовмазутного хозяйства;
— вода промканализации с ХВО, БНФС, которая откачивается насосами помимошламонасосной на кислотный испаритель шламоотвала.
Шламоотвал состоит из 3-хсекций. Общая емкость шламоотвала составляет (186м, 168м, 4м) 340 тыс.м3Карта № 1 предназначена для накопления и отстоя сточных вод после отмывок РВП,карты 2,3 для вод, имеющих мех. примеси. Все три секции шламоотвала обнесеныдамбой, по которой проложены трубопроводы сброса сточных вод в картышламоотвала. Сточные воды после отмывки РВП содержат токсичные вещества,поэтому дно и откосы секций ш/отвала покрыты асфальтом. Вода, после ееосветления на картах шламоотвала и в медленных фильтрах направляется на главныйкорпус для повторного использования или на поля орошения.
Кислотные испарителиобщей емкостью — 75 тыс.мЗ (150мх150мх3м) — каждый. Испарительразделен на 4 секции. Все 4 секции обнесены дамбой, по которой проходяттрубопроводы сброса вод после кислотной промывки котлов дно испарителя покрытоасфальтом.1.5 Главная электрическая схема ГРЭС
Главная электрическаясхема ГРЭС включает в себя:
— систему шин 1110 кВ свыключателями и трансформаторами (1,2 и обходная) ;
— систему шин 220 кВ (1,2и обходная) с выключателем и трансформатором.
Системы шин 220 кВсекционируются воздушными выключателями, на первую секцию работают энергоблоки№ 1,2, на вторую секцию — энергоблоки № 3,4. Система шин 220 кВ связана черезавтотрансформаторы АТ-1,2 с системой: шин 110 кВ и через автотрансформаторы и5,6 с системой шин 500 кВ.
ОРУ-500 кВ имеет двесистемы шин, на которые работает через автотрансформаторы блоки №5,6, черезблочные трансформаторы блоки № 7,8 и отходят 2 ЛЭП-500 кВ, каждые два присоединенияОРУ-500 кВ подключены через 3 воздушных выключателя (полуторная схема). Наблоках № 5-8 установлены генераторные воздушные выключатели 20 кВ междугенератором и блочными трансформаторами. На блоках №1-4 установлены блочныеВВ-220 кВ, расположенные на ОРУ-220 между блочными трансформаторами и системамишин 220 кВ. При выводе блоков в ремонт с.н. блоки питаются:
— бл. 1-4 от РТСН-1,2 порезервной с.ш. (6 кВ)
— бл. 5-6 от собственныхТСН через АТ-5,6 (со стороны ОРУ-220 или 500кВ)
— бл. 7-8 от собственныхТСН через АТ-7,8 (со стороны ОРУ-500 кВ)1.6 Химводоочистка ГРЭС
Для восполненияпароводяных потерь пароводяного тракта котлоагрегатов используется глубокообессоленная вода. Для получения обессоленной воды используется оборудованиехимического цеха (ОУ). Производительность обессоливающей установки (ОУ) 320т/час. Исходная вода из водохранилища подогретая до 30°С в ПСВ поступает восветлители, где при помощи дозировки известкового молока и коагулянтапроисходит удаление в виде шлама, органических примесей, бикарбонатнойжесткости, механических примесей. Далее осветленная вода через промежуточныебаки насосами подается на механические фильтры, в количестве 8 фильтров, гдепроисходит полное удаление всех механических примесей, что смогли проскочитьпосле осветлителей. Вода, очищенная на механических фильтрах, подается вН-катионитовые фильтры 1 ступени (8 фильтров), где происходит удаление катионовкальция, магния, натрия. Далее вода поступает на Анионитовые фильтры 1 ступени(6 фильтров), где происходит удаление анионов сильных кислот (серной, соляной,азотной) и вода поступает в декарбонизатор для удаления углекислоты. Ужечастично обессоленная вода после декарбонизатора поступает в баки, затемнасосами подается в Н-катионитовые фильтры 2 ступени (3 фильтра), гдепроисходит удаление всех катионов, которые смогли проскочить послеН-катионитовых фильтров 1 ступени. Далее вода поступает на Анионитовые фильтры2 ступени (4 фильтра), где происходит удаление анионов сильных кислот, которыесмогли проскочить с ан. фильтров 1ступени, и анионов слабых кислот (кремниевая, углекислота), и далее водапоступает в фильтры смешанного действия, для полного удаления всех катионов ианионов, что смогли проскочить в фильтрах 2 ступени. Вода с содержанием солейжесткости Ж=0,2 мкг-экв/кг, На=5 мг/кг, SO = 15 мкг/кг по 2-м т-м поступает вБЗК.
Все Н-катионитовыефильтры загружены фильтрующим материалом катионитом КУ-2, который способенпроизводить обмен катиона водорода на катионы
/> (1)
Обменная емкостьматериала восстанавливается раствором серной кислоты с концентрацией 1,5-4%.Анионитовые фильтры 1 ступени загружены низкоосновным анионитом АН-31, которыйспособен производить обмен гидроксильной группы ОН на анионы сильных кислот.
Анионитовые фильтры 2ступени загружены сильноосновным анионитом АВ-17, который способен производитьобмен всех анионов на гидроксильную группу ОН.
Обменная жидкостьматериала анионитовых фильтров восстанавливается раствором щелочи сконцентрацией 3-4%1.6.1 Блочная обессоливающаяустановкаКонденсат турбин, используемый дляпитания прямоточных котлов, не удовлетворяет нормам качества питательной воды,поэтому конденсат подвергается химическому обессоливанию. Установка даетвозможность удалять из конденсата не только растворимые соли, которыевымываются из цикла блока и из-за присоса охлаждающей воды в конденсаторе, атакже и продукты коррозии конструкционных материалов тракта питательной воды. Всхеме БОУ установлены механические фильтры, загруженные сульфоуглем и служащиедля удаления из конденсата загрязнении, находящихся во взвешенном состоянии.Механические фильтры задерживая находящиеся в конденсате оксиды железа и другиевзвеси улучшают качество кон-та и защищают от загрязнений иониты фильтров смешанногодействия (ФСД). При подщелачивании питательной воды аммиаком содержащиеся вКонденсате окислы железа находятся в нерастворимой форме, преимущественно вколлоидном и мелкодисперсном состоянии. Для обессоливания конденсатаустановлены Ф.С.Д с выносной регенерацией фильтрующего материала.
В ФСД происходит удалениеиз конденсата всех растворимых солей. БОУ рассчитаны на 100% обработку кон-татурбин. Основной задачей водного режима котлоагрегата является обеспечениевысокого качества питательной воды и выдаваемого им пара.
В условиях стационарнойработы блока концентрация оксидов железа, меди в паре, поступающем в турбину,близки к значениям их растворимостей, т.е. пар начальных параметров, являетсянасыщенным паровым раствором по отношению к этим веществам.
При расширении пара втурбине с уменьшением температуры и давления растворимость примесей в пареуменьшается.
Для оксидов железа и медисостояние пересыщения наступает на первых ступенях ЦВД и здесь начинается ихвыделение в твердую фазу, растворимость оксидов меди снижается быстрее, чемоксидов железа.
2.Описание тепловой схемыэнергоблока 300 МВтИриклинской ГРЭС
2.1 Паровой котел типа ТГМП-114
Прямоточныйкотельный агрегат ТГМП-314 (Таганрогский газо-мазутный типа ПП 950/255 гм)предназначен для сжигания газа и мазута. Котел на сверхкритические параметрыпара с промежуточным перегревом, однокорпусный, выполнен для работы в блоке сконденсатной турбиной К-300-240.
Котел имеетП-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективнойшахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом. Стены топочнойкамеры экранированы трубами радиационных поверхностей нагрева; нижнейрадиационной части (НРЧ), средней радиационной части (СРЧ), верхнейрадиационной части (ВРЧ) и фронтового пароперегревателя. В верхней части топкии горизонтальном газоходе расположен горизонтальный ширмовый пароперегреватель(ширмы первой и второй ступени), а также экраны потолка и поворотной камеры. Вопускной шахте, последовательно по ходу газов, размещены конвективная частьпароперегревателя сверхкритического давления (КПП ВД), три ступенипароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.
Топочная камераимеет прямоугольное сечение с размерами 17300х8650мм. Кратность размеров поширине и глубине топки позволила применить один тип трубных панелей дляфронтового, заднего и боковых экранов. Высота топки 32316 мм (от пода до потолочного пароперегревателя). Объем топочной камеры 3960 м3.
В нижней частитопочной камеры на фронтовой и задней стенке в два яруса размещены 16газомазутных горелок типа ТКЗ. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8000 мм, верхнего яруса – на отметке 11000 мм.
Котел выполнен срециркуляцией дымовых газов. Рециркуляция применена для регулированиятемпературы промперегрева и для снижения уровня максимальных тепловых потоков вНРЧ при работе на мазуте.
Среда от входа довыхода из котла движется двумя неперемешивающимися потоками. Перебросы с однойстороны котла на другую не предусматриваются.
Регулированиетемпературы пара СКД за котлом осуществляется изменением соотношения топлива иводы, регулировка температуры – с помощью впрыска питательной воды (суммарныйрасход на впрыски составляет 5% от номинальной производительности).
Воздухоподогреватели– регенеративные, вращающиеся, диаметром 9800 мм (РВП-98Г), вынесены за пределы котельной (два параллельно включенных агрегата на котел).РВП представляет собой противоточный теплообменный аппарат для подогревавоздуха за счет тепла дымовых газов. Процесс теплообмена осуществляется путемнагрева набивки ротора в газовом потоке и ее охлаждения в воздушном потоке.
Обмуровка котласделана щитовой и крепится к каркасу котла. Обмуровка НРЧ, СРЧ, ВРЧ, ЭПКвыполнена конструктивно одинаково (толщина 280 мм). Обмуровка потолка имеет толщину 290 мм. Конвективная шахта с отметки 18000 до отметки 30420 мм имеет обмуровку толщиной 400 мм.
Каркас котласлужит для восприятия нагрузок от веса всех поверхностей нагрева, обмуровки,изоляции, площадок обслуживания, а также газовоздухопроводов и других элементовкотла. Каркас состоит из стальных колонн сварного типа, связанных между собойбалками, раскосами, горизонтальными и вертикальными фермамиметаллоконструкциями потолочного перекрытия. Колонны котла опираются нажелезобетонный фундамент, крепления опорных башмаков колонн к фундаментувыполняется анкерными болтами.
/>
1 – газомазутныегорелки; 2 – экраны стен и пода НРЧ; 3 – экраны стен СРЧ; 4 – экраныстен ВРЧ; 5 – ширмовый пароперегреватель; 6 – конвективный пароперегреватель; 7– выход перегретого пара сверхкритического давления; 8 – вход вторичного перегретогопара; 9 – экономайзер.
Рисунок 1 –Компоновка прямоточного парового котла ТГМП – 314
2.2Паровая турбина
Паровая турбинаК-300-240 ЛМЗ одновальная трехцилиндровая (рисунок 4), предназначена длянепосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-320-2 завода«Электросила» им. Кирова.
/>
Рисунок 2 –Паровая турбина К-300-240
2.2.1 Конструкция турбины
Турбина имеет 39ступеней давления, из них 12, в том числе одна одновенечная регулируемая,расположены в ЦВД, 17 ступеней в ЦСД и 10 в ЦНД. ЦНД двухпоточный, с пятьюступенями в каждом потоке. У турбины имеются три выхлопа, один из которыхрасположен в части цилиндра среднего давления, и два – в цилиндре низкогодавления.
ЦВД выполнен издвух корпусов: наружного, изготовленного из стали 20ХМФЛ, и внутреннего – изстали 15ХМФБЛ. Оба корпуса имеют горизонтальные разъемы. Подвод параосуществляется по четырем паровпускным патрубкам.
В цилиндревысокого давления располагаются регулирующая ступень, пять ступеней давления(ступени 2-6) во внутреннем корпусе (левый поток пара) и шесть ступенейдавления (ступени 7-12) в наружном корпусе (правый поток пара).
В целяхохлаждения внутреннего корпуса и паровпускных штуцеров, а также обогреванаружного корпуса левый поток пара поворачивает на 180° и направляется в шестую ипоследующие ступени. Все диски ЦВД откованы за одно с валом. После 12-й ступенипар отводится промежуточный пароперегреватель. На «холодных» ниткахпромежуточного перегрева установлены предохранительные клапаны, исключающиеработу ЦВД в неподвижном паре высокого давления при закрытых отсечных клапанахЦСД.
Во внутреннемцилиндре крепится направляющий аппарат 1-й регулирующей ступени давления(сегмент сопл), диафрагмы 2-6-й ступеней давления и переднее уплотнение. Вовнешнем цилиндре крепятся обоймы диафрагм 7-12-й ступеней давления и концевыеуплотнения ЦВД.
Для сокращениявремени прогрева турбины при пуске фланцы горизонтального разъема ЦВД и ЦСДснабжены паровым обогревом.
Фикс пункт(мертвая точка) турбины расположен на боковых рамах задней части ЦНД,расширение агрегата происходит к переднему подшипнику и очень мало в сторонугенератора.
ЦСД выполненпрямоточным из трех частей и изготовлен из стали 15Х11МФЛ. Проточная часть ЦСДделится на часть среднего давления (ЧСД) и часть низкого давления (ЧНД). ЧСДимеет 12 ступеней давления, после которых 2/3 пара перепускается в ЦНД, а 1/3пара проходит последние пять ступеней давления ЧНД, ЦСД и отводится вконденсатор. Диски ротора ступеней 13-24 откованы вместе с валом ступеней 25-29– насадные. Критическая частота вращения ротора ЦСД 1620 об/мин. ЦНД выполнендвухпоточным с пятью ступенями давления в каждом потоке, изготовлен из сталиСт3. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра. Средняя часть ЦНДсостоит из наружной и внутренней частей, компенсирующих тепловые расширения.Перепуск пара из ЦСД в ЦНД производится двумя трубами диаметром 1050 мм. Пар, пройдя соответствующую половину цилиндра, поступает в конденсатор поверхностного типа.Выхлопные патрубки ЦНД присоединяются к конденсатору путем приварки примонтаже.
2.2.2 Роторы
РВД –цельнокованый, гибкий, с критической частотой вращения 1700 об/мин. Все диски,кроме диска регулирующей ступени, снабжены отверстиями для выравниваниядавления и тем самым разгрузки колодок упорного подшипника. Рабочие лопаткизакреплены на дисках посредством Т-образных лопаточных хвостовиков с замками, апо периферии связаны бандажом.
РСД выполненкомбинированным: вал откован заодно с 12 дисками из стали Р2М, а дискипоследних пяти ступеней насажаны на вал с натягом. Материал дисков – сталь34ХН3М. Лопатки части среднего давления закреплены на дисках посредствомТ-образных хвостовиков с замками. В зоне паровпуска ротор ЦСД имеет развитыйразгрузочный диск для уравновешивания осевого усилия. Критическая частота вращения1873 об/мин.
Конструкцииротора в части низкого давления ЦСД и ротора ЦНД одинаковы. Крутящий момент вслучае временного ослабления посадки передается на вал торцевыми шпонками.Лопатки первых двух ступеней РНД крепятся к дискам Т-образными, а последнихтрех – мощными вильчатыми хвостовиками. Они не имеют ленточных бандажей, ноперевязаны титановыми проволоками. Лопатки двух последних ступеней имеютпротивоэрозионную защиту в виде стеллитовых напаек.
Валопроводтурбины уложен на пять опорных подшипников. Передний опорный подшипник турбинырасположен между ЦВД и коробкой системы регулирования. Корпус подшипникавыполнен из серого чугуна. Внутри корпуса помещаются верхний нижний вкладыши,между которыми проходит передний конец РВД. Смазка переднего подшипника, как иостальных подшипников, принудительная. Масло турбинное Л марки 22 подается придавлении 1,2 кгс/см2 после маслоохладителей, на уровне оси турбины,при работе электронасосов переменного тока, и около 0,7 кгс/см2 приработе электронасосов постоянного тока. Между ЦВД и ЦСД установлен одинкомбинированный опорно-упорный подшипник. Корпуса подшипников ЦВД ипаровпускной части ЦСД – выносные, опирающиеся на фундамент; подшипникивыпускной части ЦСД и ЦНД встроены выходные патрубки. Все корпуса подшипниковсодержат в своих крышках аварийные масляные емкости, которые заполняются приработе основных масляных насосов; при переключении насосов и ли их отказемасляные емкости гарантируют нормальный выбег турбины после ее аварийного отключения.
Предельныезначения зазоров между шейкой вала и нижним вкладышем не должны превышать насторону на уровне горизонтальной оси от 0,001 до 0,002 диаметра вала; междушейкой вала в верней точке и вернем вкладышем – от 0,001 до 0,003 диаметрашейки вала. РВД и РСДсоединены жесткой муфтой, полумуфты которой откованы заодно с валами. Междуроторами ЦНД и электрического генератора установлена жесткая муфта с насаднымиполумуфтами. Роторы ЦСД и ЦНД соединены полужесткой муфтой.
На крышкеподшипника, расположенного между ЦНД и генератором, установлено валоповоротноеустройство. Для проворачивания ротора перед пуском и после останова турбины,обеспечивает частоту вращения валопровода с частотой 3,4 об/мин. При разворотетурбины валоповорот отключается автоматически. При останове турбинывалоповоротное устройство немедленно включается в работу. После 8 часовнепрерывной работы вала поворотное устройство отключается. Через каждые 10минут ротор турбины автоматически поворачивается на 180 градусов до полногоостанова турбины.
2.2.3 Корпусы
Корпус ЦВДвыполнен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждогоиз корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе сротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами приработе турбины на номинальном режиме.
Внутренний корпусвыполнен из стали 15Х11МФБЛ, обладающей достаточным сопротивлением ползучестипри высоких рабочих температурах. Внешний корпус подвержен действию температур,не превышающих 400 °С., поэтому он изготовлен из более дешевой, но достаточнопрочной стали 15Х1М1ФЛ. Внутренний корпус подвешен в наружном.
Корпус ЦСД –одностенный с двумя паровпускными патрубками. Корпус состоит из трех частей,соединенных вертикальными технологическими разъемами. Передняя часть корпуса,подверженная действию пара высокой температуры, (поступающего из промежуточногоперегрева) выполнена из стали 15Х1М1ФЛ; средняя – из стали 25Л; задняя –сварена из листовой углеродистой стали.
Корпус ЦНДвыполнен сварным, двухстенным. Внутренний корпус подвешен в средней частинаружного корпуса на уровне горизонтального разъема, и его Фикспункт расположенна оси ЦНД в плоскости его симметрии.
2.2.4 Уплотнения
Уплотнениядиафрагм ЦВД, ЦСД и ЦНД, заднее концевое уплотнение ЦСД, а также концевыеуплотнения ЦНД выполнены в виде подвижных уплотнительных колец, набираемых изсегментов в диафрагмы и каминные камеры ЦСД и ЦНД. Концевые уплотнения роторов турбинывыполнены без каминной. Концевые и средние уплотнения ЦВД, а также переднееконцевое уплотнение ЦСД выполнены в виде завальцованных в канавки роторовусиков и неподвижных гребенчатых обойм.
Подача пара науплотнение осуществляется из деаэратора 7 кг/см2 через коллектор спромежуточным давлением, которое поддерживается автоматически. Давление вкамерах уплотнений 1,01 – 1,03 кгс/см2.
2.2.5 Парораспределение
Турбина имеетсопловое регулирование и семь отдельно стоящих регулирующих клапанов,расположенных по обе стороны ЦВД. Два стопорных клапана диаметром по 200 мм. Клапан автоматического затвора предназначен для мгновенного закрытия подачи пара в ЦВД приувеличении частоты вращения ротора сверх допустимой, при осевом сдвиге ротора ипадении вакуума до 540 мм. рт. ст., падения давления в системе смазки турбиныдо 0,3 кгс/см2, при воздействии на ключ дистанционного отключениятурбины, при отключении котла, при снижении температуры пара перед ЦВД и ЦСД доаварийного значения.
Клапаны выполненыразгруженными (разгрузка штоком). Регулирующие клапаны не разгруженныевыполнены за одно со штоками и имеют индивидуальные сервомоторы. Первые двесопловые коробки включаются одновременно. Номинальная мощность (исоответствующий расход пара) обеспечивается первыми 3-мя сопловыми коробками. Ктрем сопловым коробкам подключены по два РК Æ75 и Æ120 мм (к 4-ой коробке –клапан Æ120 мм), из которых меньший клапан является разгрузочным длябольшого. Последовательность открытия обеспечивает равномерный прогревпаровпускной части турбины: клапаны № 1 и 2, подающие пар в правую нижнюю илевую верхнюю (если смотреть в сторону генератора) сопловые коробки открываютсяодновременно и уменьшают прижимающую силу, действующую на клапаны диаметром 120 мм, подводящие пар в эти сопловые коробки. Полное открытие первых шести клапанов, подводящих парв три сопловые коробки, обеспечивает номинальную нагрузку турбины приноминальных параметрах свежего пара. Клапан №7, подводящий пар в правую верхнююсопловую коробку (четвертую), является перегрузочным. Подвод пара к сопловымкоробкам осуществляется гибкими паропроводами малого диаметра для уменьшенияусилий, передаваемых от паропроводов на корпус турбины при различном тепловомрасширении паропроводов и корпуса из-за их неодинакового прогрева.
Выполнениерегулирующих клапанов в виде отдельных блоков позволило обеспечить болееравномерный прогрев и остывание корпусов при переходных режимах. Это уменьшаеткоробления, температурное напряжение в паровпускной части турбины и повышаетнадежность ее работы.
Послепромежуточного перегрева пар проходит дублированную защиту – стопорный иотсечной клапаны, и поступает в паровпускную камеру ЦСД. Оба клапанаустановлены в одной коробке и имеют одно общее седло.
Две коробкистопорных и отсечных клапанов расположены по обе стороны продольной оси турбиныи присоединяются в нижней половине передней части ЦСД с помощью фланцевогосоединения. Обе коробки работают одновременно и подводят пар к ЦСД через однуобщую сопловую камеру.
3 Описание конденсационнойустановки турбины К-300-240 ЛМЗ
3.1Назначение конденсатора
Основнымназначением конденсационной установки паротурбинного агрегата являетсяконденсация отработавшего пара турбины и обеспечение за последней ступенью приноминальных условиях давление пара не выше расчетного, определенного исходя изтехнико-экономических соображений.
Среднеедавление отработавшего пара р2 для принятых при проектировании конденсатораноминальных условий (расход воды в конденсатор, температура и расходаохлаждающей воды) составляет 3,5-6кПа (0,035-0,060кгс/см²).
Помимоподдержания давления отработавшего пара на требуемом для экономичной работытурбоагрегата уровни конденсационная установка должна также обеспечивать:
— сохранение конденсата отработавшего пара, используемого в системе питанияпарового котла, и его качество соответствующего требованиям ПТЭ (ограничение вдопустимых пределах содержания в нем кислорода, растворенных солей и продуктовкоррозии);
— предотвращение переохлаждения конденсата на выходе из конденсатора по отношениюк температуре насыщения отработавшего пара, приводящего к потере теплоты.
3.2Особенности конструкции и компоновки конденсаторов
Конденсатор– основной элемент конденсационной установки – представляет собой теплообменныйаппарат поверхностного типа.
Взависимости от мощности и конструктивных особенностей турбины устанавливаетсяодин или несколько конденсаторов. Наиболее важным элементом конденсатораявляется трубная система. Конструкция конденсаторов должна обеспечивать ихэффективную работу, что достигается применением ряда конструктивныхмероприятий. Так, при своем движении пар направляется системой щитков, лотков испециальных проходов в трубных пучках. Низкое паровое сопротивлениеобеспечивается путем применения ленточной компоновки трубного пучка.
Поверхностьохлаждения конденсатора образована прямыми трубками, развальцованными с обеих сторонв трубных досках, и состоит из двух обособленных трубных пучков, размещенных водном корпусе.
Каждыйпучок имеет отдельный подвод охлаждающей воды, что позволяет производить отключениеполовины конденсатора под нагрузкой турбины. Снижение нагрузки при этом определяетсятемпературой выхлопных частей турбины. По воде конденсатор двухходовой. Длякомпенсации тепловых расширений конденсатор устанавливается на пружинные опоры.Пружинные опоры нагружены весом конденсатора без воды, все остальные нагрузки передаютсяна опоры выхлопных частей турбины, с которыми соединяется конденсатор припомощи сварки.
Конденсаторимеет следующие устройства:
1)Конденсато-сборники — для обеспечения уровня конденсата в нем с цельюподдержания необходимого подпора на всасе НОУ и исключения переохлаждения конденсата;
2)Постоянный добавок — для приема обессоленной воды в количестве до 50 т/час;
Аварийныйдобавок — для ввода обессоленной воды в количестве 200 т/час (при растопкеблоков);
3)БРОУ (ПСУ)- для приема пара, сбрасываемого из котла в пароприемные устройства впериод пуска, остановки и аварийного сброса нагрузки турбины, в количестве 450т/час;
4)Водоприемное устройство, в котором установлены очистные решетки и сетки.Устройство объединено большей частью с береговой насосной и соединено сприемными колодцами насосов самотечными водоводами;
5)Напорные трубопроводы циркуляционных насосов, связывающие конденсационную установкус системой технического водоснабжения;
6)Для уменьшения затраты электроэнергии на циркуляционные насосы на сбросе водыиз конденсатора используется сифон, а из сифонного колодца вода сбрасываетсясамотеком по открытому каналу. Сброс теплой воды производится ниже водозаборана расстоянии исключающем ее попадание в водоприемное устройство.
Нормальныйуровень в конденсатосборниках (расстояние от днища конденсатора)700 мм, верхний предельный уровень в конденсаторе1000 мм.
3.2.1Технические данные конденсатора 300 КЦС-3
— поверхность охлаждения конденсатора — 15400 м;
— число трубок — 19600 шт;
— диаметр трубок — 28/26 мм;
— длина трубок — 8980 мм;
— количество охлаждающей воды при температуре 12° С — 35500 м³/час;
— расход пара — 573,4 т/час;
— давление в камере всасывания — 0,023 ата;
— удельная паровая нагрузка — 37,2 кг/см²;
— шаг расположения трубок — 36 мм;
— площадь сечения трубок одного хода — 5,2 м²;
— число ходов воды — 2;
— площадь прохода пара к трубкам — 340 м²;
— площадь прохода пара между трубками — 75,6 м²;
— тепловая нагрузка контура — 314 ккал/час;
— количество отсасывающей паровоздушной смеси – 96 кг/час;
— кратность охлаждения — 63,7;
3.3Оборудование конденсационной установки
3.3.1Основные эжекторы
Эжекторытипа ЭВ-7-1000 предназначены для отсоса не конденсирующихся газов и воздуха из конденсатораи поддержания требуемого вакуума. Эжектор имеет семь рабочих сопл и столько жепримыкающих одна к другой цилиндрических камер смешения (труб), в каждую изкоторых поступает истекающая из соответствующего сопла струя рабочей воды,захватывающая из общей приемной камеры воздух (паровоздушная смесь). Придавлении рабочей воды перед соплами Рр=0,4Мпа ее объемный суммарный расходсоставляет около Uр=0,28м³/сек (1000 м³/ч), объемный расходэжектируемой среды Uн=1м³/с (3600м³/ч), объемный коэффициент эжекцииUн/ Uр=3,57. При нормальной работе эжекторы включены параллельно, возможнаработа эжекторов раздельно друг от друга. Вода к эжекторам подается подъёмныминасосами с давлением 3,5-3,8 кг/см².
Натрубопроводах отсоса воздуха из конденсатора к эжекторам установленыгидрозатворы, которые предотвращают заброс сырой воды в конденсатор приснижении давления воды перед эжекторами или при останове ПНЭ.
Дляисключения попадания воды в конденсатор при пуске и останове энергоблока включение,отключение ПНЭ производить на закрытые задвижки по отсосу паро-воздушной смеси.Открывать задвижки при стабильной работе ПНЭ.
3.3.2Эжекторы циркуляционной системы
Предназначеныдля поддержания разряжения в верхних сливных камерах конденсатора, служитэжектор циркуляционной системы типа ЭВ-1-350. Для отсоса воздуха из ПС-115смонтирован дополнительно эжектор ЭВ-1-350. На блоках N 7,8 установленыэжекторы типа ЭВ-1-230. Вода на эжекторы подается от ПНЭ или со станционногоколлектора ПНЭ с давлением 2,5-3 кг/см². Расход воды на эжекторы соответственно335 м³/час и 230 м³/час.
3.3.3Подъемные насосы эжекторов
Подъёмныенасосы эжекторов (ПНЭ) предназначены для подачи циркуляционной воды из напорныхводоводов на:
— основные эжекторы турбины;
— эжекторы циркуляционной системы и эжектор ПС-115;
— на всас насосов сырой воды ПН-1,2.
— фильтр ФС-250 и далее в коллектор технической воды на охлаждение подшипников:БЭН, КЭН, сливных насосов, НОУ, ДВ, ДРГ, РВП, МС ДС, на кондиционеры.
Подъёмныйнасос эжекторов центробежный, одноступенчатый, с двухсторонним подводомжидкости к рабочему колесу.
Корпуснасоса чугунный, литой. Подшипники шариковые, смазка кольцевая. Маслозаливается через отверстие в верхней части корпуса в картер, который имеетзмеевики водяного охлаждения. Одновременно отверстие служит для наблюдения за работойсмазочного кольца, которое должно вращаться, подавая масло на подшипник.Уровень масла контролируется специальным щупом.
Сливзагрязненного масла производится через отверстие в нижней части корпусаподшипника. Концевые уплотнения сальник ого типа выполнены из хлопчатобумажногопромасленного шнура.
Междукольцами сальниковой набивки имеется кольцевая камера, в которую подается водаиз напорной камеры насосов, и служит для уплотнения и охлаждения сальника. Нанекоторых ПНЭ подшипники качения переделаны из скользящего типа с баббитовой заливкойи кольцевой смазкой.
3.3.4Конденсатные насосы
Конденсатныенасосы предназначены для откачки конденсата из конденсатора в деаэратор 7 ата черезсистему ПНД. Конденсатный электронасос вертикального типа, двухкорпусной,центробежный. Конструкция гидравлической части насоса обеспечивает при работеразгрузку значительной части осевых усилий на подшипники.
4Обеспечение гидравлической плотности конденсаторов
Высокаягидравлическая плотность конденсатора является важным фактом обеспечениянадежной и экономичной работы турбоустановки.
Трубнаясистема конденсатора работает в сложных условиях. В процессе эксплуатации натрубы действует сжимающее усилие, возникающее за счет разности атмосферногодавления на корпус конденсатора и глубокого вакуума (0,03-0,07 кгс/см²).Кроме того, в трубах возникают дополнительные термические напряжения подвлиянием разницы температур охлаждающей воды по ходам конденсатора, при этомнаибольшие усилия возникают на границе между двумя соседними ходами поохлаждающей воде. На плотность влияют и условия эксплуатации. Так, резкиеизменения параметров режима работы конденсатора (вакуум, расход пара, расходаохлаждающей воды и т.д.) вызывают появление дополнительных динамических итермических напряжений в трубах. Одной из причин разрушения труб также являетсяих вибрация. Источником возмущающих сил могут быть турбина или вспомогательныемеханизмы, работающие с повышенной вибрацией, а также силы возмущающие силыпотока. При совпадении собственной частоты колебания труб с частотойвозбуждающих источников возникают резонансные колебания.
Собственнаячастота колебаний труб зависит от конструктивных факторов и условий работыконденсатора. На частоту колебаний влияют продольные усилия, величины вакуума идругих параметров.
Частотасобственных колебаний труб определяется расчетным путем. Если будетустановлено, что причиной повреждения являются резонансные колебания,необходимо реконструировать конденсатор для отстройки частот свободныхколебаний труб от возбуждающих (изменение длины их пролета путем изменениячисла промежуточных перегородок, толщины стенок труб и т.д.). Отстройкасчитается удовлетворительной при расхождении собственных и возбуждающихколебаний на 20% для второго тона и на 15% для остальных, более высоких тонов(третьего, четвертого, пятого).
Привоздействии парового потока отработавшего пара в трубе могут возникать упругиеавтоколебания, вызываемые аэродинамическими силами этого потока. Особенносильному воздействию подвергаются первые по ходу пара трубы ленточных пучков.Повреждения носят характер кольцевых трещин усталостного происхождения в трубахвблизи трубных досок.
Дляпредотвращения подобных повреждений необходимо при ремонте соблюдение следующихусловий:
1)Обеспечивать качественную вальцовку труб (диаметр отверстий под трубы впромежуточных перегородках не должен превышать чертежных размеров,промежуточные перегородки должны быть смещены вверх для придания трубе должногоизгиба, при разрушении периферийных труб рекомендуется увеличить толщину их стенок);
2)Производить отжиг труб для снятия остаточных напряжений;
3)Выполнять при необходимости ужесточение труб путем их расклинивания (дляпредотвращения клиньев при работе их крепят между собой проволокой).
Коррозионныеразрушения могут быть с водяной и паровой сторон. С водяной стороны можетпроисходить обесцинкования металла труб (сплошное, местное, межкристаллическоеили пробочного типа).
Приобесцинковании растворимые соединения цинка уносятся охлаждающей водой, частицыкрасной меди оседают на стенке, которая приобретает красную пористую губчатуюструктуру с малой механической прочностью.
Дляпредотвращения обесцинкования при замене труб необходимо обратить особоевнимание на правильность подбора материала труб (латунь с присадкой мышьяка,сплавы МНЖ). Отжиг труб оказывает благоприятное влияние на коррозионную стойкость.
5 Методы выявления не плотностейвакуумной системы конденсационной установки при работе турбины
Вустановках с пароструйными эжекторами присосы воздуха определяются с помощьюдроссельных воздухомеров, установленных на выхлопе этих эжекторов. Присосывоздуха в установках с водоструйными эжекторами могут быть найдены путемискусственного ввода воздуха через систему сменных калиброванных сопел (методВТИ). Кроме того, находит применение способ оценки воздушной плотностивакуумной системы турбины по скорости падения вакуума при кратковременномзакрытии задвижки на линии отсоса паровоздушной смеси из конденсатора кэжекторам с последующим открытием ее.
Разделивзначение вакуума (мм рт.ст.) на время закрытия задвижки, получим скоростьпадения вакуума.
Прискорости 1-2-мм рт.ст./мин плотность вакуумной системы считается хорошей, при3-4 мм рт.ст./мин – удовлетворительной.
Ноэтот способ не дает абсолютной величины присосов воздуха. Нормативное значениеприсосов воздуха в вакуумную систему турбин указано в ПТЭ.
Конкретныеместа присосов воздуха выявляются различными способами. На работающей турбинеисточники присосов могут быть определены с помощью течеискателей. Применяютсяследующие типы галоидных течеискателей: ГТИ-3 — при пароструйных, ВАГТИ-4 – приводоструйных эжекторах, ГТИ-6 – при обоих типах эжекторов.
Проверяемыена плотность места вакуумной системы обдуваются снаружи парами галоидов (обычнофре оном–12) из переносного баллончика оборудованного вентилем с обдувателем наконце гибкого шланга. Проникающие через не плотности вакуумной системы пара фреона вместе с движущейся рабочей средой поступает в конденсатор турбины и оттудачерез трубопроводы отсоса неконденсирующихся газов отсасываются эжекторами. Вустановках с пароструйными эжекторами датчик устанавливается на выхлопеэжектора. Действие датчика основано на явлении и миссии положительных ионов изплатины, нагретой до температуры 900°С. В присутствии галоидосодержащих веществэмиссия резко увеличивается, что приводит к возрастанию силы тока в элекрическойсхеме прибора. Увеличение тока фиксируется отклонением стрелки амперметра,изменением светового и звукового сигналов.
Методывыявления не плотностей с помощью галоидного течеискателя позволяют выявить каккрупные, так и мелкие источники присосов. Для этих целей может быть использовантакже ультразвуковой течеискатель ТУЗ-5М.
Принципдействия такого течеискателя основан на фиксировании колебаний ультразвуковойчастоты 32-40 кГц, которые возникают при столкновении проникающего через неплотности воздуха с потоком рабочей среды, движущейся в трубопроводе, аппаратеи т.п.
Выявлениеучастков вакуумной схемы имеющих не плотности, может быть выполнена также путемизменения режима работы турбинной установки или отдельных ее элементов(увеличения или уменьшения давления в них, закрытия арматуры отсосов воздуха вконденсатор и т.д.). О наличии присосов судят по изменению расхода воздухачерез воздухомеры эжекторов (или по изменению вакуума). Так, присосы ввакуумные ПНД могут быть определены путем кратковременного поочередногозакрытия арматуры (где она имеется) на линиях отсосов неконденсирующихся газовиз них. Таким же путем определяются присосы в систему отсоса уплотнения турбини сальникового подогревателя.
Присосыв сбросные трубопроводы БРОУ, в систему дренажей, в элементы пусковой схемымогут быть определены путем создания на этих участках более высокого давления.Уменьшение присосов при снижении вакуума свидетельствует о преобладающемколичестве их в районе конденсатора – ЦНД, увеличение при снижении нагрузкитурбины – о расположении их в местах, находящихся при номинальной нагрузке поддавлением. Некоторые места присосов могут быть выявлены по шуму «на слух» приобходе оборудования
Существуети старый способ обнаружения их по отклонению пламени горящей свечи, однаковблизи генераторов с водородным охлаждением он не может быть применен по соображениямпожарной безопасности.
Присосывоздуха в вакуумную систему турбоустановки слабо влияют на эффективность работыконденсационной установки, если количество воздуха, удаляемого из конденсаторавоздухо-удаляющими устройствами, находиться в пределах значений, допускаемых согласноПТЭ, и запас в рабочей подаче воздухо-удаляющих устройств, комплектующих даннуютурбоустановку, удовлетворяет рекомендациям теплового расчета конденсаторов.Это не исключает, однако, необходимости периодического контроля за воздушнойплотностью вакуумной системы турбоустановки для своевременного принятия мер,необходимых для поддержания присосов воздуха в допустимых пределах. Для борьбыс этим видом коррозии необходимо снизить скорость охлаждающей воды в трубе,добиться уменьшения содержания взвешенных частиц путем очистки циркуляционнойсистемы от отложений, а также снижения воздухо содержания охлаждающей воды.
Коррозионныеразрушения с паровой стороны вызываются присутствием в паре аммиака, кислорода,углекислого газа. Аммиачной коррозии подвержена в основном зонавоздухоохладителя. Коррозия протекает в среде влажного пара. При повышенныхприсосах воздуха в вакуумную систему коррозия усиливается. Для предотвращениякоррозионных разрушений этого вида трубы воздухоохладительных пучков выполняютиз мельхиора или нержавеющей стали.
Еслив процессе эксплуатации имело место частое повреждение труб, должны бытьвыявлены причины этих повреждений. Отыскание дефектных труб производят последренирования камер охлаждающей воды соответствующей половины конденсатора ивскрытия люков. Струйная коррозия приводит к разрушению входных участков трубна длине 150-200 мм с образованием в них шероховатности и сквозных язв.Появлению коррозии способствуют местные неравномерности скоростей охлаждающейводы, наличие в воде пузырьков воздуха.
6.Способы очистки конденсаторных труб от отложений
Наработу трубной системы конденсатора определенное влияние оказывает загрязнениетруб и применяемые методы их очистки.
Загрязнениевнутренней поверхности труб конденсатора – одна из основных причин ухудшениявакуума. Появление слоя отложений приводит к ухудшению теплоотдачи из-за ростатермического сопротивления и уменьшения сечения трубок, растет гидравлическоесопротивление конденсатора, что приводит к сокращению расхода охлаждающей воды.
Отложениямогут быть условно разделены на несколько групп:
1)Карбонатные отложения (накипь, образуемые из-за выпадения солей жесткости изохлаждающей воды при нагреве её. Отложения образуют плотный и прочный слой;
2)Органические отложения, вызываемые микроорганизмами и водорослями,присутствующими в охлаждающей воде. Отложения имеют характер скользкойслизистой пленки на внутренней поверхности труб;
3)Насосные отложения, состоящие из песка, глины, ила, продуктов коррозии металла.Как правило, они удаляются сравнительно легко механическим или гидравлическимспособом;
4)Смешанные отложения, представляющие собой комбинации вышеперечисленных видовотложений.
Дляподдержания трубных систем конденсаторов в чистом состоянии проводятсяпрофилактические мероприятия по предотвращению образования отложений, а такжепериодические очистки на работающей или остановленной турбине.
Очисткаконденсаторов турбин от внутренних отложений связана с большими трудозатратами.Кроме того, понижается надежность работы конденсаторов из-за возможныхповреждений труб. Поэтому в процессе эксплуатации должны быть приняты все мерыпо предотвращению загрязнений конденсаторов.
Дляпредотвращения накипеобразования, имеющего место из-за накопления солей жесткостив воде при испарении части ее в градирнях и брызгальных бассейнах рекомендуетсяпродувка оборотных систем водоснабжения, водообмен водохранилищ, обработка водыкислотой и дымовыми газами, фосфатирование, комбинированные способы.
Дляпредотвращения образования мягких насосных отложений применяются периодическоеувеличение скорости охлаждающей воды и непрерывная очистка конденсаторов резиновымишариками.
Дляпредотвращения образования накипи применяются также физические способы –обработка воды магнитным полем и с помощью ультразвука.Для выбора способовпредотвращения загрязнений конденсатора и способа очистки его производитсяосмотр трубной системы. Отбирается проба отложений путем соскабливания их струб или проталкивание через трубу в шомпола с резиновым наконечником.
Анализотобранных отложений в сочетании с исследованием систем водоснабжения позволитопределить оптимальные способы очистки.
Нарядус метеорологическими, гидрологическими и гидротермическими исследованиямидолжен быть предусмотрен комплекс исследований по сезонному изменениюсолесодержания и гидробиологического режима охлаждающей воды.
Внастоящее время применяются химические, термические, механические, гидравлическиеи прочие способы очистки труб.
6.1Химические способы очистки
Дляудаления накипи при кислотных промывках в качестве одного из моющих составовиспользуется 2-5 %-ный раствор соляной кислоты. При прокачке раствора внутритруб происходит растворение накипи с выделением углекислого газа и образованиепены. Для снижения агрессивности кислоты по отношению к сплаву конденсаторныхтруб в раствор вводятся ингибиторы – В-2, ПБ-5, И – 1-В. Для уменьшенияобразования пены вводится так называемый «водный конденсат» -смесьнизкомолекулярных органических кислот (уксусной, муравьиной, пропионовой,валериановой, масленой и других кислот).
Всравнении с ингибированной соляной кислотой агрессивность выше проведенногораствора в несколько раз ниже. После промывки на внутренней поверхности трубсохраняется защитная окисная пленка, что позволяет уменьшить последующуюкоррозию труб и скорость роста минеральных отложений. Промывка может,производится на работающем блоке с поочередным отключением обеих половинконденсаторов.
Химическиеметоды очистки не пригодны для удаления насосных и органических отложений. Дляудаления последних используются способы, основанные на механическом илитермическом воздействии на отложения.
6.2Термическая сушка
Этотспособ может быть применен для удаления отложений, обладающих способностью крастрескиванию и отслаиванию при высыхании. К открытому люку водяной камерыподсоединяют легкий металлический короб или один конец гибкого рукава(например, изготовленного из брезента), другой конец рукава соединяют снапорным патрубком специально устанавливаемого вентилятора производительностью12-15 тыс.м³/ч с напором 100-150 кгс/м². Для ускорения и повышенияэффективности сушки осуществляется подогрев трубной системы конденсатора илисушильного воздуха. Подогрев воздуха до температуры 50-60°С может бытьосуществлен в калорифере АПВ-280-190 или путем подмешивания горячего воздуха,отобранного после воздухоподогревателя котла. Для подогрева трубок конденсаторапри их чистке на работающей турбине допускается ухудшение вакуума (повышенатемпература отработавшего пара).
Наостановленной турбине подогрев может быть осуществлен путем подачи в конденсаторпара от постороннего источника.
Можетбыть также использовано аккумулированное тепло после останова котла. Послевысыхания отложения растрескиваются и отслаиваются от стенок труб, частичноопадают, частично уносятся с воздухом. Оставшиеся отложения после подключенияконденсатора удаляются с потоком воды. Продолжительность сушки при примененииразличных способов подогрева составляет 4-16 ч. Вышеприведенные способыдостаточно просты, удобны в эксплуатации, не требуют больших трудозатрат.Механический износ труб отсутствует. Однако в ряде случаев эти способы необеспечивают 100%-ного удаление отложений даже при сушке продолжительностью до18 ч.
Современем при многократном применении эффект ухудшается, что потребуетиспользования других способов очистки. Сушку невозможно выполнять принеисправности арматуры на охлаждающей воде.
Принагреве труб увеличиваются термические напряжения в них, что может способствоватьпоявлению неплотностей в трубной системе.
Примечание:ПриказомРАО ЕЭС «РОССИИ» №307 (от 1999 г) запрещается проводить сушку конденсатора приработе турбины.
6.3Вакуумная термическая сушка
Позволяетпроизвести удаление отложений при работе турбины без вскрытия люковконденсатора и в короткий срок. В отключенной и с дренированной водяной камереконденсатора создается вакуум более глубокий, чем в паровом пространствеконденсатора работающей турбины, при этом происходит вскипание и выпариваниевлаги, содержащейся в отложениях.
Конденсацияобразующегося пара осуществляется в конденсаторе контактного типа, состоящем изсистемы тангенциальных сопл, расположенных на стенках сливной камерыконденсатора или в районе труб отсоса к эжектору.
Техническаявода, подаваемая на сопла, способствует конденсации пара. Образовавшийсяконденсат удаляется в сливной коллектор с помощью насоса.
Вакуумв системе первоначально создается при дренировании отключенной половиныконденсатора с помощью насоса, а затем обеспечивается путем конденсации пара вконтактном конденсаторе и отсоса неконденсирующихся газов эжектором.
Данныйспособ позволяет более быстро за 2 часа выполнить сушку отключенной половиныконденсатора. После подключения конденсатора по охлаждающей воде отложения смываютсяпотоком воды.
Дляуспешного выполнения сушки предъявляются высокие требования к плотностиарматуры трубопроводов охлаждающей воды.
6.4Механическая очистка
Приручной очистке шомпол поочередно вручную вводится в трубу конденсатора в прямоми обратном направлениях. Для смыва отложений к свободному концу трубы шомполачерез гибкий шланг с вентилем подводится техническая вода давлением 3-5 кгс/см²,которая вытекает через отверстия около проволочного ерша. Используются такжеерши, изготовленные из капрона. Для механизации работ и снижения трудозатратприменяется гидравлический шомпол.
6.5Очистка пневмогидравлическими пистолетами
Можетбыть произведена без снятия крыши конденсатора открываются только люки. Кпистолету с помощью резиновых гибких шлангов подводится техническая вода давлением3-4 кгс/см² и воздух давлением 4-6 кгс/см².
Порядокочистки следущий. Наконечник пистолета вставляется в трубу пучка. Принадавливании на пистолет происходит открытие затвора с подачей через сопло вконденсаторную трубу воды и сжатого воздуха. Через 5-15 с пистолет вынимают изтрубы, при этом подача воды и воздуха автоматически прекращается, и пистолетустанавливается в следующей трубе.
6.6Очистка гидравлическими пистолетами
Происходитбез снятия крышек конденсатора при открытых люках. Очистка производится водойдавлением от 4 до 12 кгс/см² (в зависимости от плотности и количестваотложений). При подаче воды пистолет, наконечник которого вставлен в очищаемуютрубу происходит автоматическая расклинивание наконечника между трубной доскойи крышкой конденсатора с помощью встроенного гидравлического домкрата. Призакрытии крана домкрата возвращается пружиной в исходное положение, затемпроизводится очистка следующих труб. Время промывки трубы устанавливают взависимости характера и количества отложений. Для повышения эффективностиочистки в воду могут быть добавлены абразивные компоненты (песок, зола илиопилки).
6.7Очистка с помощью ершей, пыжей, пробок
Выполняетсяпутем проталкивания через трубы предварительно установленных в них ершей,пыжей, пробок. Проталкивание производится с помощью шомпола или гидравлическогопистолета. Для очистки могут применяться стальные ерши с набором резиновыхшайб, наборы резиновый шайб установленных на металлическом стержне с проточками,войлочные пыжи (цилиндрики длиной 30-40 мм и диаметром, превосходящим внутренний диаметр трубок конденсатора на 0,5-1 мм), резиновые пробки с поясками по окружности цилиндра, пыжи из паролона. Прострел делается последовательнопартиями из нескольких десятков пробок (пыжей). Пробки (пыжи) после прострелавсей партии собираются в противоположной водяной камере, промывают от грязи и повторноиспользуют. После прострела трубы необходимо осмотреть и извлечь из нихзастрявшие пробки (пыжи). Рекомендуется промыть трубы струей воды, при этомоставшиеся в трубках взрыхленные отложения легко смываются.
6.8Очистка труб с помощью высоконапорных установок
Дляочистки теплоэнергетического оборудования от загрязнений применятсявысоконапорные гидравлические установки (например, «Атюмат» фирмы ВОМА,изготавливаемые в Германии). Эти установки применяются для очистки турбинноговспомогательного оборудования конденсаторов, бойлеров, подогревателей сыройводы и других теплообменников. Очистка производится струей высокого давления,вытекающей через сопло специального инструмента.
7Расчетные показатели работы конденсационной установки
Давлениеотработавшего пара в конденсаторе р2 , как указывалось, изменяется при эксплуатациитурбоагрегата в широких пределах. Оно зависит от следующих режимных условий:расхода отработавшего пара D2(определяющегося электрической нагрузкой); расхода Wи начальной температуры t1вохлаждающей воды. Поэтому для осуществления систематического эксплуатационногоконтроля за работой конденсационной установки необходимо располагать нормативнымихарактеристиками, определяющими зависимость показателя её работы при исправномсостоянии оборудования и допустимых по ПТЭ присосах воздуха от указанныхрежимных условий. Сопоставление фактических и нормативных показателей позволяетвыявить неполадки в работе конденсационной установки и нарушения воздушнойплотности вакуумной системы турбоагрегата. В качестве показателей работыконденсатора используются также конечный температурный напор, или разностьтемпературы отработавшего пара t2и температуры охлаждающей воды на выходе из конденсатора t2в:
δt=t2 – t2в(°C); (2)
Приданных значениях D2, W,t1в температурный напор δtпрактически однозначно определяет для нормальных режимов работы турбин, прикоторых отработавший пар является насыщенным, давление р2, которое можетбыть найдено с помощью таблиц теплофизических свойств водяного пара по температуре(°C);
t2 = t1в+ Δtв + δt (3)
Δtв= t2в – t1в= D2 * Δh/ W * св; (4)
гдеΔtв – нагрев воды вконденсаторе, °С;
D2 – расход поступающего в кондесаторпара, кг/с;
Δh– удельная теплота кондесации отработавшего пара, кДж/кг*°С;
W – расход охлаждающей воды, кг/с;
Св– удельная теплоемкость воды, кДж/кг*°С;
δt= Δtв / (е^n–1) (5)
где n = К * F/ св * W
здесьК – средний коэффициент теплопередачи конденсатора, Вт/м²*°С;
F – поверхность охлаждения конденсатора,м².
Извыражений (1)-(2) видно, что при заданных значениях F,Δh и определенныхрежимных параметрах D2, W,t1в показатели эффиктивности работыконденсатора р2, δtопределяетсязначениями коэффициента теплопередачи К.
Изэтих формул следует, что при прочих равных условиях уменьшение паровой нагрузкиD2 приводит к понижению р2, иδt;
Уменьшениетемпературы охлаждающей воды t1в– к увелечению δt,но поскольку t1в + δtстановитсяпри этом меньше, то t2, асоответственно, р2 – уменьшается .
Уменьшениерасхода охлаждающей воды Wвследствие понижения при этом К слабо влияет на δt,но преобладающее влияние при этом увеличения Δtвприводит к росту р2.
Прииспытаниях конденсаторов определяются непосредственно опытные значения среднегокоэффициента теплопередачи по формуле:
Коп= D2 * Δh/ (F * δtср) (6)
8Обслуживание конденсационной установки во время работы
Обслуживаниеконденсационной установки заключается в наблюдении за состоянием работающегооборудования и за параметрами, которые характеризуют режим работы установки в исправленииотклонений от нормального режима работы оборудования и производствапрофилактических мероприятий.
Вестинаблюдение за уровнем конденсата в конденсаторе не менее двух раз в сменупроизводить сверку показаний уровнемеров с водоуказательными стеклами. Нормальныйуровень 1/3-1/2 водомерного стекла. Показания дистанционного уровнемера должныточно соответствовать водомерным стеклам.
Вестипостоянный контроль за работой регуляторов конденсационной установки(регуляторов уровня в конденсаторе, регуляторов давления перед БОУ, поиндикаторным лампочкам, контрольно-измерительным приборам регулируемого параметра).
Разв смену производить обход регуляторов с целью выявления неисправности. Приобнаружении неисправности по возможности исправить.
Приотключении регулятора по любым причинам об этом должны быть поставлены визвестность НСЦ и НС ЦТАИ. В оперативной документации сделать запись о времени.
Контролироватьработу насосов путем осмотра и прослушивания.
Следить:
— за работой подшипников (наличием масла по масло указательным стеклам, качествоммасла по анализу и цвету, смазкой подшипников, по работе смазочного кольца, подачейохлаждающей воды, по сливу из картера подшипников, не допуская повышениятемпературы выше допустимой);
— для ЦН — максимально допустимая температура 65 °С;
— для КЭН — максимально допустимая температура 70 °С;
Таблица2
Показателиработы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июнь 2005г.Наименование
ТГ-1 ТГ-2 ТГ-3 ТГ-4 ТГ-5 ТГ-6 ТГ-7 ТГ-8 Электрическая нагрузка, МВт Nэл 300 295 300 300 300 300 300 300 Норма вакуума, % W 96,03 96,10 95,05 95,65 95,93 95,5 95,42 95,85 Вакуум в коенденсаторе, % Wк 95,85 95,59 95,01 95,32 94,58 95,15 95,12 95,42 Температура выхлопа норма,°С tвых 28,5 28,2 32,4 30,1 32,8 30,7 30,8 29,2 Температура выхлопа факт., °С tв.ф 26,2 28,0 31,9 29,8 32,3 29,9 30,2 28,6 Температура цирк/воды, вход °С tв1 11,0 11,0 16,5 14,5 17,0 14,0 14,5 12,0 Температура цирк/воды выход-А,°С tв2 19,5 21,0 26,0 25,0 26,0 23,0 25,0 21,0 Температура цирк/воды выход-Б,°С tв2 20,5 20,0 26,0 25,0 26,0 22,0 25,0 20,0 Нагрев цирк/ воды, °С Δtв 9,0 9,5 9,5 10,5 9,0 8,5 10,5 8,5
Температурный напор
Норма,°С δt 8,3 8,0 7,7 7,2 7,8 7,0 7,2 7,2
Температурный напор
Факт.,°С δtф 6,2 7,5 6,5 4,8 8,0 9,5 5,8 10,8 Вакуумная неплотность, кг/ч Нк 30,0 65,0 50,0 50,0 50,0 30,0 40,0 65,0
Загрузка ЦН-А, А JА 99 106 98 113 100 105 113 95
Загрузка ЦН-Б, А JБ 106 103 103 109 109 106 109 103 Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см² Р6 2,15 2,10 2,30 2,36 2,25 2,24 2,15 2,19 Расход пара через конденсатор, т/ч Dк 580,5 567,0 621,0 637,2 607,5 604,8 580,5 591,3 Расход охлаждающей воды, т/ч Wв.к 35475 32826 35953 33377 37125 39134 30407 38261 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см² Р1цв
0,7/
0,7
0,5/
0,5
0,3/
0,5
0,32/
0,4/
0,3
0,4/
0,2
0,3/
0,3
0,3/
0,3 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см² Р2цв
0,2/
0,16
-0,13/
-0,1
-0,9/
-0,06
-0,1/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,9/
-0,1
-0,1/
-0,1 Дата замера 18.5 18.5 21.6 13.6 25.6 4.6 13.6 13.6
Таблица3
Показателиработы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июль 2005г.Наименование
ТГ-1 ТГ-2 ТГ-3 ТГ-4 ТГ-5 ТГ-6 ТГ-7 ТГ-8 Электрическая нагрузка, МВт Nэл 300 300 300 295 300 300 300 300 Норма вакуума, % W 94,50 94,26 94,50 94,80 95,05 94,50 95,42 95,05 Вакуум в коенденсаторе, % Wк 94,01 93,55 93,88 94,37 94,33 94,01 95,17 94,33 Температура выхлопа норма,°С tвых 34,2 35,1 34,2 33,2 32,4 34,2 30,9 32,4 Температура выхлопа факт., °С tв.ф 33,9 34,1 33,2 33,0 31,8 33,8 30,8 31,5 Температура цирк/воды, вход °С tв1 19,0 20,0 19,0 18,0 16,5 19,0 14,5 16,5 Температура цирк/воды выход-А,°С tв2 29,0 30,0 29,00 27,5 26,0 29,0 25,0 26,0 Температура цирк/воды выход-Б,°С tв2 30,0 28,0 29,0 27,5 26,0 29,0 25,0 26,0 Нагрев цирк/ воды, °С Δtв 10,5 9,0 10,0 9,5 9,0 10,0 10,5 9,5
Температурный напор
Норма,°С δt 6,0 5,6 6,0 6,0 6,4 6,0 7,2 6,4
Температурный напор
Факт.,°С δtф 6,3 5,1 7,2 5,5 9,3 6,8 5,8 8,8 Вакуумная неплотность, кг/ч Нк 35,0 30,0 45,0 50,0 50,0 30,0 40,0 65,0
Загрузка ЦН-А, А JА 98 110 100 100 100 103 113 95
Загрузка ЦН-Б, А JБ 98 108 111 102 109 104 109 103 Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см² Р6 2,20 2,10 2,40 2,36 2,25 2,34 2,15 2,20 Расход пара через конденсатор, т/ч Dк 594 567 648 637,2 607,5 631,8 580,5 594,0 Расход охлаждающей воды, т/ч Wв.к 31114 34650 35640 36891 37125 34749 30407 34389 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см² Р1цв
0,7/
0,7
0,5/
0,5
0,3/
0,5
0,32/
0,4/
0,36
0,4/
0,2
0,3/
0,3
0,3/
0,3 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см² Р2цв
0,2/
0,16
-0,13/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,9/
-0,06
-0,1/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,9/
-0,1
-0,1/
-0,1 Дата замера 25.7 27.7 25.7 3.7 10.7 25.7 13.6 10.7
Таблица 4
Показатели работыконденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС август 2005г.Наименование
ТГ-1 ТГ-2 ТГ-3 ТГ-4 ТГ-5 ТГ-6 ТГ-7 ТГ-8 Электрическая нагрузка, МВт Nэл 300 300 300 280 300 300 300 300 Норма вакуума, % W 94,50 94,26 94,40 94,90 95,05 94,50 94,93 94,25 Вакуум в коенденсаторе, % Wк 94,01 93,55 93,60 94,77 94,33 94,01 93,69 94,01 Температура выхлопа норма,°С tвых 34,2 35,1 34,6 32,8 32,3 34,2 32,7 35,0 Температура выхлопа факт., °С tв.ф 33,8 34,1 33,3 32,4 31,6 33,8 33,1 34,9 Температура цирк/воды, вход °С tв1 19,0 20,0 19,5 18,5 16,5 19,0 17,0 20,0 Температура цирк/воды выход-А,°С tв2 29 30 30,5 28 25 29 26 29 Температура цирк/воды выход-Б,°С tв2 30 28 29,5 28 26 29 27 29 Нагрев цирк/ воды, °С Δtв 10,5 9,0 10,5 9,5 9,0 10,0 9,5 9,0
Температурный напор
Норма,°С δt 6,0 5,6 5,6 5,2 6,4 6,0 6,3 5,3
Температурный напор
Факт.,°С δtф 6,3 5,1 7,0 5,3 9,3 6,8 7,1 6,2 Вакуумная неплотность, кг/ч Нк 35,0 30,0 60,0 50,0 30,0 30,0 30,0
Загрузка ЦН-А, А JА 98 110 100 94 100 103 118 97
Загрузка ЦН-Б, А JБ 98 108 111 102 109 104 116 104 Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см² Р6 2,20 2,10 2,40 2,36 2,25 2,34 2,26 2,20 Расход пара через конденсатор, т/ч Dк 594 567 648 637,2 607,5 631,8 610,2 594,0 Расход охлаждающей воды, т/ч Wв.к 31114 34650 33943 36891 37125 34749 35327 36300 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см² Р1цв
0,7/
0,7
0,5/
0,5
0,3/
0,5
0,32/
0,4/
0,36
0,4/
0,2
0,3/
0,3
0,3/
0,3 Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см² Р2цв
0,2/
0,16
-0,13/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,9/
-0,06
-0,1/
-0,1
-0,1/
-0,1
-0,9/
-0,1
-0,1/
-0,1 Дата замера 25.7 27.7 13.8 28.8 10.7 25.7 31.8 6.8
— для НОУ — максимально допустимая температура 70 °С;
-для ПНЭ — (подшипников скольжения)-75 °С, — (подшипников качения)-80 °С;
Нормальнаятемпература подшипников должна быть не выше температуры окружающего воздуха на20 °С.
— за работой концевых уплотнений по течам воды через них и нагреву грундбукс;
— за вибрационным состоянием агрегата по вибрации подшипников на ощупь или виброметрам.
Примечание:
Частотавращения (об/мин) 3000 1500 1000 750 и менее
Допустимаявибрация (мкм) 30 60 80 95
— за работой эл.двигателей в соответствии с инструкцией;
— за отсутствием течей и подсосов в разъемы насосов, фланцевых соединений трубопроводови арматуры и т.д.;
— за чистотой насосов, эл.двигателей и площадок обслуживания.
Приобнаружении неисправности доложить машинисту или СМБ и по возможностипроизвести устранение дефекта (замену масла, чистку труб охлаждающей водыподшипников, перебивку сальников, подтяжку анкерных болтов). Если дефект на работающемнасосе устранить невозможно из условий соблюдения правил ТБ, необходимопроизвести переход на резервный насос, работающий остановить и устранитьдефект.
Следитьза исправностью контрольно-измерительных приборов, правильностью положенияуставок АВР и сигнализации на ЭКМ.
Вестинаблюдение за следующими параметрами:
— вакуумом в горловине конденсатора;
— температурой основного конденсата, которая не должна быть выше 45 °С;
— температурой охлаждающей воды на входе и выходе из конденсатора;
— температурой выхлопного патрубка;
— расходом основного конденсата;
— давлением циркуляционной воды перед конденсатором, которое должно быть не ниже0,3кг/см², а разряжение в верхних сливных камерах конденсатора не менее 4,5 мм рт.ст.;
— давлением пара на уплотнение турбины 0,08 – 0,2 кгс/см²;
— разряжением в ПС -115, поддерживая его на уровне 100 –150 мм рт.ст. (0,15-0,2ати).
Вестиконтроль за качеством конденсата. В случае появления жесткости в конденсаторе,что свидетельствует о присосах сырой воды, необходимо проверить работу основныхэжекторов, качество потоков РНТ, ОБ, ПБ и так далее, а затем произвестипоочередное отключение половин конденсатора с целью определения и устраненияприсосов, для чего:
— разгрузить турбину до 180 — 200 МВт;
— закрыть задвижку на отсосе воздуха на перемычке между эжекторами (принормальной работе блока задвижка перемычке постоянно открыта);
— закрыть отсос воздуха из отключаемой половины конденсатора;
— закрыть задвижку от напорного цирк водовода (ВЦ-3 или ВЦ-4), отключаемого циркводовода;
— закрыть задвижку с водяной камеры отключаемой половины на хоз. эжектор;
— остановить и разобрать эл. схему цирк насоса;
— разобрать эл. схему на задвижку с напорного цирк водовода (ВЦ-3 или ВЦ4). Принеобходимости сорвать сифон, вскрыть люк водяной камеры конденсатора (состороны КЭН). После отыскания мест присосов сырой воды и устранения дефектапроизвести включение половин конденсатора в обратном порядке.
Вслучае появлении жесткости после КЭН при нормальной жесткости конденсата вконденсаторе проверить плотность всасывающего тракта конденсатных насосов инасосы КЭН, как работающие, так и резервные.
Обеспечиватьэкономический вакуум при отсутствии переохлаждения конденсата, отсутствиеповышенных присосов воздуха в вакуумную систему, нормальный режим работы цирксистемы согласно режимной карте турбины. Причинами падения вакуума могут быть:
— останов и срыв ПНЭ;
— недостаточное количество пара на уплотнение турбины;
— попадание посторонних предметов в сопла основных эжекторов;
— срыв сифона в сливных цирк водоводах;
— останов ЦН;
— повышение уровня в конденсаторе;
— появление неплотности в разъемах фланцев и сальников арматуры, находящихся подвакуумом;
— присосы через фильтры БОУ;
— появление трещин в дренажных и сбросных трубопроводах, связанные с вакуумом;
— загрязнение трубных досок и трубок конденсатора и др.
Натурбине К-300-240 много трубопроводов и аппаратов находятся постоянно подразряжением. Во время пуска турбины, растопки корпусов, а так же при измененияхтепловых режимов и состояний турбины могут появляться трещины в сбросных трубопроводах,компенсаторах, присосы во фланцы и сальники арматуры.
Вовсех случаях изменения вакуума, а так же в результате сравнения и анализаработы турбины по данным предыдущих смен машинисты блоков и обходчики должныпринимать оперативные меры по отысканию присосов с помощью свечи илиспециальных флажков.
Машинистыблока должны постоянно вести контроль и анализ работы конденсатора потемпературному напору, сифону, степени нагрева цирк. воды и др., определятьнеобходимость чистки трубных досок конденсатора или сушки трубок воздухом.
Вестиконтроль за состоянием кислорода в конденсаторе. Для контроля содержаниякислорода в конденсаторе турбины персонал хим. цеха отбирает пробы за ПНД-4.При повышении содержания кислорода выше норм, вахтенный персонал КТЦ обязанобнаружить и устранить присосы в тракт основного конденсата.
Наиболеецелесообразный порядок мест присоса следующий:
— проверить и при необходимости отрегулировать давление конденсата на уплотнениесальников насосов НОУ и конденсатных насосов;
— проверить наличие избыточного давления после БОУ;
— отобрать пробу конденсата за ПНД-4 и насосами НОУ, КЭН и путем сравненияопределить, на каком участке тракта имеет место подсос воздуха. При присосах втракте до БОУ необходимо:
— о прессовать резервный насос НОУ и во время его о прессовки взять анализ накислород из пробоотборной точки за насосами. Снижение кислорода свидетельствуето том, что место подсоса находится на опрессовываемом насосе. Необходимо путемтщательного осмотра под о прессовкой выявить место протечки воды. Особое вниманиеследует обратить на фланцы, пробки и места врезки патрубков отсоса воздуха,подвода конденсата и т.д. Не исключено так же наличие трещин на корпусе насоса;
— если содержание кислорода во время о прессовки резервного насоса не изменилось,необходимо включить его в работу, остановить один из работающих и произвестиего о прессовку. Путем поочередной о прессовки выяснить места подсоса воздуха.
Выявленныеместа подсоса воздуха необходимо устранить, а при невозможности сделать этосилами вахты привлечь ремонтный персонал.
Качествоосновного конденсата до БОУ должно удовлетворять следующим нормам, не более:общая жесткость 0,5 мкг-экв/кг, удельная проводимость 0,5 мкСм/см; содержаниерастворенного кислорода(после конденсатных насосов) 20 мкг/кг.
Прикислородно-аммиачном режиме в тракт основного конденсата на всас КЭН и БЭНвводится кислород в количестве 180-200 мкг/кг.
Примечание:На насосах, имеющих пробоотборные точки, работу по отысканию мест подсосоввоздуха можно ускорить.
Дляэтого нужно во время о прессовки резервного взять анализы конденсата из каждогоработающего насоса.
Повышениесодержания кислорода указывает на насос, имеющий подсос воздуха. Путем его опрессовки необходимо выявить место подсоса. При присосах в тракте после БОУнеобходимо аналогичным образом произвести опрессовку и отыскание мест присосавоздуха на конденсатных и сливных насосах ПНД. При о прессовке резервногонасоса особое внимание обратить на разъемы верхней крышки насоса, на фланцы,шпильки, штуцера. Если при опрессовке насосов места присосов воздуха не былиобнаружены, то это свидетельствует о том, что места присоса находятся дозадвижек на всасе насосов. В этих местах присосы следует искать с помощьюсвечей или факела, поднося факел к фланцевым соединениям, сварным стыкам и местаподсоединения штуцеров. Необходимо подчеркнуть, что осмотр мест вероятногоподсоса должен производиться очень тщательно, так как даже небольшие отверстиядают резкое увеличение содержание кислорода.
Например,отверстие диаметром 3 мм вызывает повышение содержание кислорода на 800-900мкг/кг.
Вовремя нормальной эксплуатации оборудования турбины необходимо обслуживающему персоналу(машинисту энергоблока, обходчику по турбине, СМБ) производить осмотр иотыскание присосов в вакуумную систему согласно графика профилактикиоборудования, производить опрессовку расширителей дренажей турбины, сбросныхтрубопроводов.
Всеоперации по отысканию присосов должны записываться в суточную ведомостьмашиниста блока и оперативном журнале СМБ.
Припонижении уровня воды в Ириклинском водохранилище в зимний и весенний периодывозрастает нагрузка двигателей цирк насосов, увеличивается вибрация из-заснижения подпора рабочего колеса и возрастания напора насоса. При этомнеобходимо усилить контроль за работой цирк насоса. Производить разворотлопастей в сторону уменьшения угла атаки, следить за нагрузкой электродвигателя.
9Методика расчета сроков очистки конденсаторов
Конденсаторявляется аппаратом, который служит для создания при определенных условияхнагрузки турбины и температуры охлаждающей воды глубокого вакуума в выхлопномпатрубке турбины и возвращения чистого конденсата для питания паровых котлов.
Требованияк высокому качеству конденсата в особенности возрастает в блочных установках. Приремонте конденсаторов основными работами являются: чистка трубок, устранениеприсосов воды и воздуха в паровое пространство конденсаторов и замена трубок.Степень загрязнения внутренней поверхности трубок конденсаторов зависит отжесткости воды, наличия в ней органических и механических примесей, температурыи скорости охлаждающей воды, а также от нагрузки конденсатора, периодичностичистки и т.д.
Внастоящее время электростанции все больше уделяют внимания контролю завеличиной коэффициента чистоты конденсатора β3, которыйпринимается в качестве основного показателя экономичности работыконденсационной установки.
Длярасчета оптималного срока чистки конденсатора построим зависимость βопт3= f (t), которая выражена уравнением
βопт3=а*t1 +b (7)
гдеt1-температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,˚С; а иb- постояннеые коэффициенты, принимаем для скорости воды в трубках конденсатораWв
Приопределении наивыгоднейших сроков чистки поверхности охлаждения конденсаторовот отложений по коэффициенту чистоты β3 подсчитывается сучетом исходных эксплуатационных данных:
Nср– средняя годовая нагрузка турбинной установки, МВт;
N= 0,6*Nном – мощность турбоустановки в период чистки конденсатора, МВт;
Т– число часов работы турбинной установки, ч/год;
τ– время, потребное для чистки трубок конденсатора от отложнений, ч/одна чистка;
r– стоимость одной чистки трубок конденсатора, руб/одна чистка;
с– стоимость условного топлива, руб/т;
а–себестоимостьэлектроэнергии, коп/(кВт*ч)
Δb– изменение удельного расхода условного топлива при изменении ваккума в конденсатореV на 1%, г/(кВт*ч);
tв1– температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,˚С;
wв– скорость охлаждающей воды в трубках конденсатора, м/с.
Припроведении технико-экономических расчетов принимаем:
Довнедрения контроля за состоянием поверхности охлаждения конденсаторов повеличине коэффициента чистоты β3 чистка конденсаторныхтрубок проводилась при β́3=0,45 – четыре раза вгод, или через каждые 12/4=3мес;
Послевнедрения контороля конденсаторные трубки чистятся через каждые 12/nмес; Величина коэффициента чистоты конденсатора после чистки его трубок как довнедрения контроля, так и после внедрения последнего β''3=0,9.
Делаядопущение, что интенсивноть загрязнения охлаждающей поверхности конденсатора вовремени происходит равномерно, будем иметь, что коэффициент чистотыконденсатора β3 каждый месяц снижается на величину
Δβ́3=β''3 -β3/3=0,9-0,45/3=0,15 1/мес (8)
Такимобразом, после внедрени контроля чистка конденсаторных трубок должнапроизводится через каждые 12/n=0,9-β́3/0,15 мес, а числочисток в год составит
n=12*0,15/0,9-β́3=1,8/0,9-β́3 раз/год (9)
Следует,однако, отметить, что изменение интенсивности загрязнения охлаждающейповерхности конденсатора во времени зависит от характера загрязнений.
Выработкаэлектроэнергии турбоагрегатом: кВт*ч/год
Wгод=Nср*Т (10)
Довнедрения контроля
W1=(Nср-0,6Nном)*τ*4 (11)
Послевнедрения контроля
W2=((Nср-0,6Nном)*τ)*(1,8/(0,9-β'3)) (12)
Относительнаянедовыработка электроэнергии в периоды чисток трубок (кВт*ч/год):
ΔW=W2-W1=(Nср-0,6Nном)*[4β'3-(1,8/(0,9-β'3))]*τ (13)
Чемусоответствует перерасход (руб/год):
Э1=а/100*(Nср-0,6Nном)*(4β'3-(1,8/(0,9-β'3))*τ (14)
Послевнедрения контроля будем также иметь перерасход и в затратах на чистку трубокконденсатора (руб/год):
Э2=(4β'3-(1,8/(0,9-β'3))*τ (15)
Сучетом относительной недовыработки электроэнергии в период чистокконденсаторных труб после внедрения контроля фактическая годоваявыработкаэлектроэнергии (кВт*ч/год):
W'год=Wгод-ΔW=[(NсрТ-(Nср-0,6Nном)*(4β'3-(1,8/(0,9-β'3))]*τ (16)
Учитываяповышения вакуума, после внедрения контроля получим экономию условного топлива(м3/год):
ΔВ=ΔbΔV*10-6W'год, (17)
илив денежном выражении (руб/год):
Э=сΔbΔV*10-6W'год (18)
10 Расчёт срока чистки кондесатора турбиныК-300-240 ЛМЗ ИГРЭС
Проведеманализ конденсатора турбины ст.№3, который в этот период находился болле всехв работе. Отклонение вакуума от нормы приходиться на летнее время, когдастепень загрязнения внутренней поверхности трубок конденсаторов повышается.
Таблица 5 — Измерения вакуума в конденсатореДата измерения Вакуум норма, %
Вакуум
Изм., %
t,
˚С 21.06 95,05 95,01 16,5 13.08 94,40 93,60 19,5
Порезультатам таблицы видно, что отклонение вакуума составляет ΔV=06,5%
Определениенаивыгоднейших сроков чистки поверхности охлаждения конденсаторов от отложенийпо коэффициенту чистоты β3 подсчитывается с учетом следующихисходных эксплуатационных данных выраженных в таблице
Таблица 6 –Исходные данные для расчета оптимальных сроков очистки кон денсатора
Nном,
МВт
Nср,
МВт
Т,
г/год
τ,
ч/одна чистка
r,
руб/одна чистка
C,
руб/м3
а,
кол/кВт*ч
Δb,
г/кВт*ч
wв,
м/с 300 241,4 7000 30 21000 1980 70 2,1 1,86
Построимзависимость βопт3 =f(t1), котораявыражена уравнением
βопт3=а*t1+b, (19)
применяяпри скорости воды в трубках конденсатора Wв=1,86 м/с
а=0,00370 b=0,433
Построивграфик по первоначалной температуре воды t1=16,5˚С, определяемкоэффициент степени чистоты β'3=0,494.
Далееопределяем число чисток трубок конденсатора в год
n=1,8/0,9-0,494=4,4раза/год
10.1Расчет экономии топлива
Выработкаэлектроэнергии турбоагрегата составит:
Wгод=241,4*7000*103=169800000кВт*ч/год
Недовыработкаэлектроэнергии за счет снижения мощности турбиной установки составит:
— до внедрения
W1=(241,4*103-0,6*300*103)*30*4=7368000 кВт*ч/год
— после внедрения
W2=(241,4*103-0,6*300*103)*30*(1,8/(0,9-0,494))=8166502кВт*ч/год
Относительнаянедовыработка
ΔW=8166502-7368000=798502кВт*ч/год
чемусоответствует перерасход
Э1=70/100(241,4*103-0,6*300*103)*((4*0,494-1,8)/
(0,9-0,494))*30=558951,7руб/год
Послевнедрения будем также иметь перерасход и в затратах на чистку трубок конденсатора
Э2=((4*0,494-1,8)/(0,9-0,494))*21000=9103,4руб/год
Сучетом относительной недовыработки электроэнергии в периоды чистокконденсаторных трубок, после внедрения контроля фактическая годовая выработкаэлектроэнергии
Wгод=1689800000-798502=1689001498кВт*ч/год
Учитываяповышения вакуума, после внедрения контроля получим экономию топлива
ΔВ=2,1*0,65*10-6*1689001498=2305,5м3/год
вданном выражении составит
Э=1980*2,1*0,65*10-6*1689001498=4564864,4руб/год
Витоге внедрения контроля за состояние поверхности охлаждения конденсаторапаровой турбины получим положительный годовой экономический эффект в сумме:
Эгод=4564864,4-9103,4=4499866руб/год
Аналитическиеисследования показали, что при пользовании зависимостью, относительнаяпогрешность при определении коэффициента βопт3 непревышает 3%.
11.Система циркуляционного водоснабжения
Надежнаяи экономичная работа конденсационной установки зависит не только от состояния иработы конденсаторов, воздухоотсасывающих устройств, от конденсатных ициркуляционных насосов, но и от состояния и работы всей циркуляционной системы,к которой относятся также: напорные и сливные циркуляционные водоводы, приемныесетки, пруды и другие источники охлаждающей циркуляционной воды.
Системыциркуляционного водоснабжения прямоточные и оборотные в процессе эксплуатацииподвергаются загрязнением илом, мусороми другими механическими, минеральнымииорганическими отложениями. Нормальная эксплуатация этих систем возможнатолько, при проведении систематической очистки, так как засорения, вызываютсопротивления и в связи с повышением температуры охлаждающей воды ухудшениеработы конденсационной установки.
11.1Компоновка береговой насосной станции второго подъема
Насоснаястанция второго подъема технического водоснабжения ГРЭС разделена на дваздания. Каждое здание имеет подземную и надземную части. Перекрытие машзала установленона отметке 250,0 м.
Насоснаястанция имеет развитое щитовое отделение, в котором размещаются грубые решетки,ремонтные шандоры и вращающиеся очистные сетки.
Обслуживаниенасосной станции производится мостовым краном грузоподъемностью 10т.
Обслуживаниевходной части водоприемника осуществляется специальным мостовым краном грузоподъемностью- 5 тн.
Накаждый энергоблок установлено по два циркуляционных насоса, в одном зданиивосем цирк насосов. Подвод воды к насосам выполнен прямоугольными камерамивсасывания, присоединение к ним осуществляется раструбом. В качествециркуляционных насосов установлены осевые поворотно-лопастные насосы типа ОП5-110КЭУральского завода Гидромаш.
Насосыимеют электромеханический разворот лопастей (ОП5-КЭ), кроме насосов ОП-5-110К энергоблока№1, которые установлены с ручным разворотом лопастей, разворот лопастейпроизводится только при остановленном насосе. Рабочее колесо насоса заглубленона отметку 241,0 м. Забор воды для технического водоснабжения собственных нужднасосной осуществляется из напорных патрубков цирк насосов. Подача воды на собственныенужды всасывающих камер цирк насосов осуществляется насосами типа С-204. Для промывкивращающихся сеток установлено два насоса типа 4К-8.
Дляподдержания температуры воды в бассейне перед грубыми решетками 3-5ºС взимнее время предусмотрена подача теплой воды от сбросных закрытых каналов поспециальным двум трубопроводам сеч. 600 мм с колодцами отключения и задвижками,а так же предусмотрена подача воды от т/сети в коллектор отмывки вращающихся сетокЦН.
11.2Конструкция циркуляционного насоса
Одноступенчатыйнасос типа ОП-5-110 осевой, вертикальный, поворотно-лопастной предназначен дляподачи охлаждающей технической воды в конденсатор. На энергоблоке ст. №1установлены насосы типа ОП5-110К, у которых разворот лопастей рабочего колесаможет производиться только при остановленном насосе. Для энергоблоков ст. №2-8установлены насосы типа ОП5-110КЭ с электромеханическим приводом разворота лопастейрабочего колеса без останова насоса. Соединение вала насоса с валом электродвигателяжесткое, посредством фланцев. Направление вращения вала насоса против часовойстрелки, если смотреть со стороны электродвигателя. Вес вращающихся частейнасоса и гидравлическая осевая нагрузка принимается пятой электродвигателя.
Насоссостоит из корпуса и ротора. Корпус состоит из отвода, диффузора, направляющегоаппарата, камеры рабочего колеса, сальникового уплотнения и закладного кольца. Отводизготовляется из листовой стали в виде трубы с фланцами, изогнутой под 120 градусов.
Диффузорчугунного литья, представляет собой усеченный конус с фланцами и лапами длякрепления навеса на фундаментных плитах.
Направляющийаппарат сального литья состоит из наружного обода и лопаток, в одну из которыхзаливается нержавеющая трубка для подачи чистой воды к подшипнику и среднейчасти, в которой располагается нижний подшипник вала насоса. Сверху подшипникаустановлен верхний обтекатель. Камера рабочего колеса литая, из стали 1Х18Н10Т,разъемная из 2-х половин, что позволяет производить осмотр и ремонт рабочегоколеса без разборки всего насоса.
Корпусверхнего и крышка сальника имеют осевой разъем. Мягкая набивка сальника состоитиз отдельных колец просаленного хлопчатобумажного шнура.
Роторнасоса состоит из рабочего колеса и вала. Внутри втулки рабочего колесаустановлен механизм разворота лопастей, предназначенный для установки их натребуемый угол в пределах диапазонов регулирования. Для смазки деталеймеханизмов поворота лопастей, внутренняя полость залита машинным маслом. Валнасоса изготовлен из кованой стали, 2-х фланцевый, полый, внутри которогорасположен шток, предназначенный для передачи возвратно-поступательногодвижения от привода к механизму разворота лопастей.
Электромеханическийпривод разворота лопастей служит для поворота лопастей на заданный угол на ходунасоса и состоит из двигателя и понижающего червячно-цилиндрического редуктора.Редуктор привода состоит из зубчатой цилиндрической передачи, двух червячных ивинтовой пар, вмонтированных в приставки привода.
Внутренняяполость привода залита машинным маслом, при необходимости изменения угла повороталопастей рабочего колеса насоса включить питание электродвигателя привода редуктора.
Вращениеот ротора электродвигателя через цилиндрическ зубчатуюпару, ведущую шестерню,которая жестко насажана на вал электродвигателя, передается двум червячнымпарам, затем через винтовую пару в возвратно-поступательное движение штока и далеечерез механизм разворота лопастей во вращательное движение последних. Уголповорота лопастей зависит от режима работы насоса и определяется по шкале указателя,укрепленной на подставке привода.
Длядистанционной передачи угла установки лопастей рабочего колеса предусмотрендистанционный указатель. Указатель состоит из штока указателя, рычага сзубчатым сектором, основания с микровыключателем МИ-3, сельсинодатчика ВД-40-4Аи сельсиноприемника ВО4-40-4А. Шток разворота указателя лопастей размещается вполом валу главного электродвигателя насоса и связан со штоком насоса.
Узелуказателя разворота лопастей установлен на крышке электронасоса.Сельсин-приемник установлен в блоке управления насоса. При движении штока вверх(на закрытие лопастей) рычаг поворачивается вокруг своего основания на некоторыйугол и преобразует поступательное движение штока во вращательное ротора сельсиндатчика.
Придвижении штока вниз усилие перемещения рычага с зубчатым сектором сообщаетсяспециальной пружиной. Сельсин-датчик связан электрической цепью с сельсинприемником.
Приповороте ротора сельсин датчика на некоторый угол ротора сельсин датчика и сельсинприемника жестко закреплены шкалы, градуировка которых соответствуют углу установкилопастей.
11.4Нарушения в работе циркуляционных насосов
Значительныенарушения в работе ЦН вызываются весной и особенно осенью отложениями донногольда и шуги на фильтрующих решетках водоприемников.
Шуга- это мелкие частицы плавающего льда. Образуется шуга при переохлажденииверхних слоев в открытой ото льда части водоема, во время сильного снегопада.
Шугапопадает в нижние слои воды и заносится в грубые решетки, установленные вводоподводящем канале и в водоочистные вращающиеся сетки, установленные вкамерах водоприемника насосной. Оседая на грубых решетках и вращающихсясетках, шуга забивает их, что приводит к понижению уровня в водоподводящемканале и камерах чистой воды, повышению разряжения на всасе насосов, снижениюпроизводительности, падению давления на напоре насосов и срыву их работы.
Переохлаждениеверхних слоев воды, достаточное для образования шуги, возможно при температуреводы в водоёме +2-3°С и отрицательной температуре воздуха.
11.5Мероприятия по борьбе с шугой
1)При установившейся отрицательной температуре воздуха, когда температурациркуляционной воды в водоеме будет ниже +6°С, необходимо открыть задвижкиподвода воды из сбросного цирк водовода на водоприемный канал.
2)При условии возможного образования шуги (температура воды ниже +2°С, отрицательнаятемпература воздуха, снегопад, волны, резкая смена температуры окружающеговоздуха и т.д.)
СМЦобязан:
— немедленно сообщить начальнику смены, машинисту энергоблока;
— вести тщательный контроль за уровнем воды в водоподводящем канале и в камерах чистойводы водоприемника насосной;
— периодически прокручивать сетки с целью удаления шуги;
— контролировать работу цирк насосов по давлению на напоре;
— подать горячую воду от теплосети в коллектор отмывки сеток.
3)При неравномерности движения воды, образовании воронок в камерах всаса циркнасосов и понижении уровня в водоподводящем канале СМЦ обязан немедленно сообщитьоб этом начальнику смены цеха, НСС.
4)Начальник смены цеха, получив сообщение, дает немедленно машинистам энергоблоковусилить бдительность за загрузкой цирк насосов по току и вакуумом.
Одновременноначальник смены цеха и НСС организуют из персонала вахты бригаду и направляютее на береговую насосную для ликвидации аварийного положения.
Организацияборьбы с шугой на месте до прибытия руководства цеха возлагается на старшегомашиниста цеха.
5)Очистку грубых решеток от шуги производить длинными баграми и лопатками,насажанными на ручки длиной 4/5 метров.
6)Для борьбы с шугой в цехе создаются специальные бригады, проинструктированные омерах безопасности при производстве работ.
12.Экологические аспекты техническоговодоснабжения
Правилами охраныповерхностных вод от загрязнении сточными водами установлены предельно допустимыеконцентрации вредных веществ в воде, водоемов и водотоков, взвешенных веществ,минерального состава, показатели запаха, вкуса, цвета, реакции рН, содержаниякислорода и др., а также допустимый подогрев воды в источнике. Эти требования ксоставу и свойствам воды не допускают сброса загрязненных сточных водэлектростанций в водоемы и водотоки без очистки. Сточными загрязненными водамиэлектростанций является сбросы избыточных вод золошлакоотвалов пригидравлическом удалении золы и шлаков, загрязненные мазутом и маслом воды,обмывочные воды мазутных парогенераторов и регенеративныхвоздухоподогревателей, сбросы химводоочисток и конденсатоочисток турбин, сбросыпосле кислотной и водной промывки парогенераторов, трубопроводов и другогооборудования. Сложность и высокая стоимость очистки этих вод, а в ряде случаеви невозможность доведения сбросной воды до требуемой кондиции вынуждает преждевсего стремиться к всемерному сокращениюю количества загрязненных вод,повторному использованию сточных вод в системах технического водоснабжения, аесли позволяют природные условия – к полному использованию сточных вод безсброса в водные источники.
12.1 Сбросные водыхимводоочисток и конденсатоочисток
Сброс и нейтрализацияиспользованных вод химводоочисток и конденсатоочисток устанавливается взависимости от типа водоподготовки. В одних случаях сбросная продувочная водаможет быть повторно использована в системе водоподготовки, в других – длянейтрализации кислых вод, а иногда в системе технического водоснабжения ТЭС.Осажденный шлам отводится в шламоотвалы.
В тех случаях, когдаэлектростанции не ограничены водой или наблюдается избыток сбросных вод по всейсистеме сбросов, сооружатся испарительные шламоотвалы, а при согласовании сорганами санитарной охраны – фильтруемые шламоотвалы.
Испарительные шламоотвалыможно применять, если годовая сумма стоков и атмосферных осадков на площадишламоотвалов не превышает испарения с водной поверхности; фильтруемыешламоотвалы применяются, если этот приток не превышает суммы потерь отфильтрации и испарения.
12.2 Температурныйрежим водоемов
Сброс в водоемыциркуляционной воды, нагретой в конденсаторах турбин на 9-12°С, не благоприятносказывается на биологические жизни водоемов. Уменьшается содержаниерастворенного кислорода в воде, усиливается развитие водной растительности, втом числе токсических сине-зеленых водорослей, особенно в южных районах, и вряде случаев оказывается вредное воздействие на ценные виды холодолюбивых рыб.
Температура водысбрасываемого в водоемы при прямоточной системе водоснабжения, и при системах сводохранилищами – охладителями, когда воды охлаждается в озерах иливодохранилищах, используемых для питьевых, культурно-бытовых ирыбохозяйственных целей, в месте сброса или в расчетном створе не должна превышатьестественную более чем на 3°С летом и 5°С зимой.Эти требования вызываютнеобходимость снижения температуры сбрасываемой воды.
Для этой цели применяютчастичное охлаждение воды перед сбросом в водоемы, в основном на брызгальныхустановках, способствущих также и аэрированию воды, подачу в концевой участоксбросного тракта более холодной воды из водохранилища для разбавления ею теплойводы. В 80-х годах велись опытные работы по аккумуляции холода в так называемыхледотермических блоках для снижения температуры сбросной воды в теплое время.
Таблица 7
Полный химанализ исходнойи сточных вод Ириклинской ГРЭС за 2005 гПоказатели Единица измерения Водозабор Циркканал Прозрачность См > 30 > 30 РН 8,3±0,47 8,29±0,47 Жесткость Мгэкв/дм³ 4,05±0,21 4,06±0,21 Кальций Мг/дм³ 50,82±4,24 51,2±4,3 Железо Мг/дм³ 0,12±0,03 0,11±0,03 Никель Мг/дм³ 0,006±0,002 0,006±0,002 Ванадий Мг/дм³ 0,046 0,04 Медь Мг/дм³ 0,005±0,002 0,006±0,002 Ионы аммония Мг/дм³ 0,42±0,016 0,42±0,016 Сульфаты Мг/дм³ 89,5±10,9 89,4±11,9 ХПК Мг/дм³ 13,0±5,5 13,7±5,3 Сухой остаток Мг/дм³ 385,1±34,61 386,6±34,7 Фенолы Мг/дм³ 0,0001 Отс Нефтепродукты Мг/дм³ 0,0014±0,0008 0,001±0,0007 Кислород Мг/дм³ 10,04 12,00 БПК Мг/дм³ 1,19±0,23 1,26±0,24 Хлориды Мг/дм³ 58,1±4,7 58,5±4,7
13 Безопасностьпроекта
Технологическая частьотвечает требованиям действующих СниП и «Правил техники безопасности приэксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловыхсетей». Основные технические решения приняты с учетом обеспечения надежностиоборудования, повышения производительности труда в эксплуатации и ремонте,охране природы и создания безопасных условий труда и санитарно-бытовых условийдля эксплутационного и ремонтного персонала.
Компановка турбинного икотельного оборудования обеспечивает нормативные условия обслуживания и ремонтаоборудования при его высокой механизации и минимальным использованием ручноготруда.
По различным причинам встране травмируется до 20млн. человек, первой из причин этого негативногоявления недостаточной уровень соблюдения норм техники безопасности, отсутствиепрофилактических мероприятий.
Электроэнергетическоепроизводство оказывает негативное влияние на окружающую среду по средствамвыбросов загрязняющих веществ в атмосферу, водные бассейны, почву, а также засчет вовлечения больших площадей в строительство энергообъектов иэнергосооружений. Указанное влияние обусловлено технологическими особенностямиэнергопроизводства.
13.1 Обеспечениебезопасности работающих
Устройство и обслуживаниекотельных установок должны соответствовать Правилам устройства и безопаснойэксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правилам взрывобезопасностиустановок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии, Правиламвзрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках и Правиламбезопасности в газовом хозяйстве.
В технологическомпроцессе работы энергоблоков присутствуют следующие опасные и вредные факторы:
- тепловыделенияоборудования и наличие горячих поверхностей, так как температура острого пара ипромперегрева 545°С, питательной воды 272°С, что приводит к повышениютемпературы воздуха на рабочем месте;
- повышенный шум ивибрация на рабочем месте;
- наличиевращающихся частей оборудования;
- электрическаяопасность на рабочем месте;
- пожароопасностьи взрывоопасность;
- возможностьзагазованности на рабочем месте;
- применение втехнологическом процессе оборудования, работающего при закритическом давлении свежегопара (24 МПа) и при давлении питательной воды 30Мпа;
- наличие большогоколичества лестниц, площадок и переходов находящихся на значительной высоте.
Для уменьшения вредноговоздействия на человека вышеперечисленных факторов и предупреждение несчастныхслучаев предусматриваются следующие мероприятия:
- Все тепловыделяющиесяповерхности имеют тепловую изоляцию, температура на поверхности которой непревышает 48°С при теплоносителе с температурой выше 500°С и 45°С притеплоносителе
- меньшейтемпературой, температура неизолированных частей оборудования должна не превышать45°С;
- Вращающиеся частиоборудования имеют ограждения и кожуха;
- На БЩУустановлены системы кондиционирования для поддержания температуры воздухасогласно СниП 2.04.05.86;
- Предусмотреносистематическое проведение контроля за содержанием в воздухе рабочих зонвзрывоопасных газов путем отбора проб;
- Все сосудыработающие под давлением трубопровода пара и горячей воды оборудованы защитнымиустройствами в соответствии с требованиями Правил Госгортехнадзора;
- Лестницы,переходы и площадки оборудованы периллами высотой 1м. и бортовыми ограждениямивысотой 1м, угол наклона лестниц не превышает 60°С согласно СниП 09-02-85;
- Предусмотренаавтоматизация основных производственных процессов, защиты блокировки длябезопасного вывода оборудования из работы в случае нарушения нормального режимаработы и аварийных ситуациях, световая и звуковая сигнализация, контрольноизмерительные приборы.
13.2 Борьба с шумом ивибрацией
Для создания нормальныхусловий работы эксплуатационного персонала управление оборудования вынесено наблочные щиты управления (БЩУ).
Стены БЩУ заполненызвукопоглощающими материалами и имеют двойную стенку в местах установки дверей.Звукоизоляция снижает уровень шума до 60ДБ при частоте 1000Гц (согласно ГОСТ12.01.003-83.).
Для предотвращениявибрации выполнены следующие мероприятия:
— фундаменты подтурбоагрегаты основное и вспомогательное оборудование имеют соответствующуюмассу при определенном ограничении подошвы, отдельные фундаменты заглублены;
— в местах проходатрубопроводов через стены и перекрытия исключено их соприкосновение состроительными конструкциями, а зазоры уплотнены;
— фундаменты основного ивспомогательного оборудования не имеют соприкосновения со строительнымиконструкциями и с другими фундаментами.
13.3 Электробезопасностьи молниезащита
Помещения цехов относятсяк категории особо опасных по степени поражения электрическим током. Всоответствии с требованиями ПУЭ предусматривается комплекс мероприятий поэлектробезопасности; надежная изоляция всех токоведущих частейэлектроустановок, применение низких напряжений (в особо опасных помещениях –12В, в помещениях повышенной опасности –36 В, в обычных помещениях –220 В).Защитное заземление оборудования, которое может оказаться под напряжением,раздельное питание электрооборудования, применение защиты от перевода высокогонапряжения на сторону низкого. Кроме этого во взрывоопасных и пожароопасныхпомещениях, а так же ближе 10 м от генератора электрооборудования и освещениявыполнены во взрывоопасном исполнении. Предусмотрена также защита зданий исооружений от воздействия молний в грозоопасный период, согласно РД34.21.122-87 «устройство молниезащиты зданий».
13.4 Противопожарныемероприятия
Устройство паротурбинныхустановок должно отвечать техническим требованиям по взрывобезопасности.
Перед пуском турбиныпосле монтажа, ремонта или длительной остановки (более 3-х суток) должны бытьпроверены и подготовлены к работе все вспомогательные механизмы, средствазащиты, управления, измерения, блокировки, связи и систем пожаротушениявоздухоподогревателей, а также пожарные краны на основных отметках обслуживаниятурбоагрегата. На всех отметках устанавливается разводка внутреннегопротивопожарного водопровода с пожарными кранами, обеспечивающими расход воды2,5 м³/ч каждый. Расстояние между кранами не превышает дальнобойностьструи.
При загорании или пожарев помещении турбинного цеха должна быть немедленно вызвана пожарная охрана иотключены участки маслопровода и водородопровода, находящиеся в зоненепосредственного воздействия огня или высоких температур.
Запрещается проводитьсварочные и другие и другие огнеопасные работы на действующем взрыво — ипожароопасном оборудовании паротурбинных установок.
При возникновении пожарав турбинном отделении турбоагрегат немедленно должен быть остановлен, еслиогонь или продукты горения угрожают жизни обслуживающего персонала, а также,если имеется непосредственная угроза повреждения оборудования, цепей управленияи защит агрегата. Турбина также должена быть остановлена в аварийных случаях,предусмотренных требованиями ПТЭ.
В кабельных туннелях иполу этажах предусмотрены несгораемые перегородки с пределом огнестойкости -1,5часа. Кроме того выполнена разводка пенных генераторов.
Пена заполняет кабельныйполуэтаж за 5 минут. Все производственные помещения имеют не менее двухэвакуационных выходов.
Запрещается проведениемонтажа и ремонта производственного оборудования, установок, а также огневыхработ без принятия мер, исключающих возможность возникновения пожара.
13.5 Взрывоопасность
Помещения котельногоотделения энергоблока относится по характеру взрывоопасности к категории “Б” (ОНТП24-86 “Общесоюзные нормы технологического проектирования. Определение категорийпомещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности”). Взрыво-пожароопаснымиобъектами являются.Газопроводы котла и территории прилегающая к ним ближе 10м. Фронт котла на отм. 9,6 м в главном корпусе и территория, прилегающая ближе 5 м. Мазутопроводы главного корпуса и территория расположенная от них ближе 10м.
— Территория ГРП;
— Маслостанция дымососов;
— Места хранения леса ипиломатериалов;
— Кровля главного корпуса;
— Кабельные каналы, туннели, полуэтажи.
Для предупрежденияобразования взрывоопасных концентраций и взрывов предполагаются следующиемероприятия:
1) Обязательно братьанализ воздуха в пожароопасных помещениях и сооружениях на содержание иконцентрацию взрывоопасных смесей с записью в оперативном журнале цеха припроведение огневых работ;
2) Помещения и сооружениянеобходимо вентилировать и установить тщательный контроль за состояниемвоздушной среды путем проведения экспресс анализов с применениемгазоанализаторов (содержание кислорода в воздухе при этом должно быть не менее20,9% по объему,
3) Отбор проб воздухадолжен производиться в наиболее плохо вентилируемых местах из верхней зоны).
13.6 Вентиляция
В связи со значительнымтепловыделением оборудования в цехе необходимо организовать эффективнуювентиляцию. В котельном отделении предусмотрена только естественная вентиляциячерез оконные проемы здания, снабженные оконными фрамугами. На БЩУ установленавентиляционная установка для регулирования температуры и влажности воздуха всоответствии со СНиП-2.04.05-86.
13.7 Освещение
По зрительным условиямработы помещения цеха делится на следующие зоны в соответствии со СниП23-05-95:
— помещения где устанавливаютсяосновное и вспомогательное оборудование — 5 разряд;
— проезды и проходы,коридоры и лестницы – 6 разряд.
В производственныхпомещениях предусматривается два вида освещения: естественное и искусственное.Освещение цеха осуществляется естественным образом в дневное время черезоконные проемы в наружных стенах. На лестничных клетках, в коридорах, проходахосвещение – 20 люкс. БЩУ по условиям компоновки не имеет естественногоосвещения. Периодическая очистка остекления окон предусматривается при помощиспециальных передвижных устройств.
Искусственное освещение вцехе комбинированное, помимо общего освещения предусматривается и местное. Дляремонтных работ и осмотра оборудования в мало освещенных местах предусмотренопереносное освещение, которое выполняется во взрывобезопасном исполнении.
Предусмотрено аварийноеосвещение, питающееся от независимого источника аккумуляторных батарей. Оновключается автоматически по импульсу снижения переменного тока осветительнойсети на 20%. Аварийное освещение обеспечивает освещенность на рабочих местах неменее 20% соответствующих норме освещенности, а в местах эвакуации людей неменее 0,3 люкс.
13.8 Чрезвычайныеситуации
С целью защиты основногои вспомогательного оборудования от ошибочных действий персонала и возникновенияаварийных ситуаций теплофикационная установка имеет систему защит и блокировок.
При проектировании блокадолжны быть соблюдены все ГОСТы, ОСТы и СНиПы.Управление объектами в случаевозникновения крупных производственных аварий, катастроф и стихийных бедствийосуществляется в соответствии с «Планом действий по предупреждению и ликвидацийчрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера Ириклинской ГРЭС».
Руководство общимимероприятиями по локализации и ликвидации очага аварии возлагается на комиссиюпо чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствия(председатель-гл.нженер) и штаб гражданской обороны станции. Управление поликвидации аварий осуществляется с пункта управления ГО.
Защита населения иработающих.
Работники станции,получив сообщение об аварии, немедленно получает в своих подразделенияхсредства индивидуальной защиты, одевают их, остаются на рабочих местах иливыходят из зоны поражения в направлении указанном руководством своего цеха. Приобъявлении эвакуации работники станции обязаны явиться на сборный эвакуационныйпункт.
При угрозе для населенияначальник смены станции по указанию начальника ГО оповещает население города обопасности по локальной системе оповещения или с помощью передвижныхгромкоговорящих установок городского отделения милиции. На территории станции игорода существуют укрытия. При крупном заражении и в случае необходимостинеработающее население эвакуируется в загородную зону. Ответственными лицами заобеспечение защиты работающих на станции являются: начальник ГО, председателькомиссии по ЧС, начальник штаба ГО, дежурный НСС, в структурных подразделениях– начальники цехов, отделов и служб. Они обеспечивают своевременное проведениемероприятий по защите работников станции, локализации и устранению аварии.
Заключение
Органическое топливо покаявляется основным источником производства тепловой и электрической энергии, изащиты окружающей среды от вредных примесей, содержащихся в отходах этогопроизводства, является большой и всеосложняющейся проблемой. Эта проблема посвоим масштабам является как национальный, так и глобальный, посколькуотсутствуют какие либо границы распространению в атмосфере и моровом океаневредных примесей поступающих туда в результате деятельности человека. Учитываяэто, ряд международных организаций создали специальные органы для изученияаспектов экологических проблем и разработки мероприятий по предотвращениюзагрязнений. Наша страна располагает огромными ресурсами органического топлива.Поэтому в плане борьбы с выбросами предстоит внедрение безотходных и малоотходныхтехнологических процессов, систем обезвреживания переработки и очистки промышленныхи коммунальных отходов.
Особую важностьприобретают вопросы экономии и бережливости. Усиление борьбы с потерямиэнергии, топлива, сырья – одна из основных задач в деле охраны окружающейсреды. Нужно помнить, что снижение расхода топлива на выработку киловатт- часаэлектроэнергии всего на один грамм сберегает в масштабах страны миллион тоннтоплива, это снижение на сотни тысяч тонн вредных выбросов в окружающую среду.
Списокиспользованных источников
1) Ривкин С. Л., АлександровА. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. Службойстандартных справочных данных — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат,1984, 80 с. с ил.
2) Турбины тепловых и атомных электрическихстанций: Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп./ А.Г.Костюк,В.В.Фролов, А.Е.Булкин, А.Д.Трухний; Под. ред. А.Г.Костюка, В.В.Фролова. – М.:Издательство МЭИ, 2001. – 488 с.
3) Цанев С.В., БуровВ.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловыхэлектростанций: Учебное пособие для вузов/ Под ред. С.В.Цанева. – М.: ИздательствоМЭИ, 2002. – 584 с.
4) Теплоэнергетика итеплотехника: Общие вопросы: Справочник/ Под общ. ред. чл-корр. РАНА.В.Клименко и проф. В.М.Зорина. – 3-е изд., перераб. – М.: Издательство МЭИ,1999. – 528 с.
5) Теплообменникиэнергетических установок: Учебник для вузов/ К.Э.Аронсон, С.Н.Блинков,В.И.Березин и др. Под ред. профессора, д.т.н. Ю.М.Бродова. – Екатеринбург:Издательство «Сократ», 2002. – 968 с.
6) Шульман В.Л.Методические основы природоохранной деятельности ТЭС. – Екатеринбург:Издательство Уральского Университета, 2000. – 447 с.
7) Росляков П.В.,Закиров И.А. Нестехиометрическое сжигание природного газа и мазута на тепловыхэлектростанциях. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 144
8) Р.Ш. Латыпов. Вопросырациональной эксплуатации газотурбинных установок: Учебное пособие. – Уфа:УГНТУ, 2000. – 99 с. ил.
9) Стандарт предприятия:СТП ЧГТУ 04-96: Курсовые и дипломные проекты. Общие требования к оформлению. — Челябинск:ЧГТУ, 1996. — 37 с.
10) Материалы НТС РАО“ЕЭС России”: Протокол совместного заседания Научно-технического совета РАО“ЕЭС России”, Научного совета РАН