44120

Разработка способов сжигания твердого топлива ОАО «Экспериментальная ТЭС»

Дипломная

Энергетика

Расчет мощности на перекачку воды Расчет деаэратора питательной воды ДПВ до реконструкции на каждый котел установлен один деаэратор. Расчет теплового баланса деаэратора питательной воды ДПВ. Выбор деаэратора питательной воды ДПВ.

Русский

2013-11-10

1.73 MB

21 чел.

СОДЕРЖАНИЕ

[1] СОДЕРЖАНИЕ

[1.1]
Введение

[1.2]
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

[1.3]
1.Основная часть

[1.4]
1.1 Основные технические решения, принятые при проектировании

[1.5] Краткая характеристика котлоагрегата ТП-230-2

[1.6] Общие требования к проектированию трубопроводов

[1.7] Определение категории трубопровода

[1.8] 1.2 Выбор основных параметров трубопроводов системы водоснабжения парового котла ТП-230

[1.9] 1.2.1 Выбор материала трубопровода

[1.10] 1.2.2 Выбор внутреннего диаметра и сортамента труб трубопровода

[1.11] 1.2.2.1 Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока №5

[1.12] 2.2.2 Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5

[1.13] 1.2.2.3 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

[1.14] 1.2.3 Расчет трубопровода на прочность от избыточного внутреннего давления

[1.15] 1.2.3.1 Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока №5

[1.16] 1.2.3.1.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219×9 мм и 325×10 мм

[1.17] 1.2.3.1.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 325×10 мм и 219×9 мм

[1.18] 1.2.3.1.3 Расчет на прочность конического перехода трубопровода при диаметре труб 325×10 мм и 219×9 мм

[1.19] 1.2.3.1.4 Расчет на прочность врезок трубопровода при диаметре труб 219×9 мм и 325×10 мм

[1.20] 1.2.3.2 Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5

[1.21] 1.2.3.2.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб Ø159×7 мм. и Ø76×10 мм

[1.22] 1.2.3.2.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 159×7 мм

[1.23] 1.2.3.2.3 Расчет на прочность заглушки

[1.24] 1.2.3.3 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

[1.25] 1.2.3.3.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219×12 мм

[1.26] 1.2.3.3.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 219×12 мм

[1.27] 1.2.4  Выбор питательных насосных установок и схемы их включения

[1.28] 1.2.5 Выбор арматуры

[1.29] 1.2.6 Компенсация теплового расширения

[1.30] 1.2.7 Опорно-подвесная система

[1.31] 1.2.8 Выбор дренажных устройств и воздушников

[1.32] 2.9 Выбор уклонов трубопроводов

[1.33]
1.3 Гидродинамический расчет

[1.34] 1.3.1 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

[1.35] 1.3.1.1Определение расхода

[1.36] 1.3.1.2 Расчет гидравлических сопротивлений трубопровода

[1.37] 1.3.1.3 Расчет мощности на перекачку воды

[1.38] 1.3.1.4 Выбор насоса

[1.39]
2.Специальная часть

[1.40]
2.1 Расчет деаэрационной установки

[1.41] 2.1.1 Типы деаэраторов и их конструкции

[1.42] 2.2 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ) до реконструкции (на каждый котел установлен один деаэратор)

[1.43] 2.2.1 Расчет теплового баланса деаэратора питательной воды (ДПВ)

[1.44] 2.2.2 Выбор деаэратора питательной воды (ДПВ)

[1.45] 2.2.3 Расчет деаэратора

[1.46] 2.2.3.1 Назначение, устройство и работа деаэратора

[1.47] 2.2.3.2 Исходные данные для расчета деаэратора

[1.48]
2.2.3.3 Тепловой расчёт деаэратора

[1.49]
2.2.3.4 Конструкторский расчёт деаэратора

[1.50] 2.3 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ) после реконструкции (на два котла установлен один деаэратор)

[1.51] 2.3.1 Расчет теплового баланса деаэратора питательной воды (ДПВ)

[1.52] 2.3.2 Выбор деаэратора питательной воды (ДПВ)

[1.53] 2.3.3 Расчет деаэратора

[1.54] 2.3.3.1 Исходные данные для расчета деаэратора

[1.55] 2.3.3.2 Тепловой расчёт деаэратора

[1.56] 2.3.3.3 Конструкторский расчёт деаэратора

[1.57] 2.4 Расчет на прочность элементов деаэратора

[1.58] 2.5 Расчет снижения мощности на перекачку пара от турбины до деаэратора

[1.59]
3.Экономическая часть

[1.60]
3.1 расчет экономического эффекта от реконструкции  системы водоснабжения парового котла ТП-230-2

[1.61] 3.1.1 Расчет себестоимости новой системы водоснабжения парового котла

[1.62] 3.1.1.1 Смета затрат на систему водоснабжения

[1.63] 3.1.1.2 Дополнительная заработная плата

[1.64] 3.1.1.3 Отчисления на социальные нужды

[1.65] 3.1.1.4 Накладные расходы конструкторского отдела

[1.66] 3.1.1.5 Суммарные затраты на проектные работы по реконструкции котла

[1.67] 3.1.1.6 Планирование себестоимости и цены реконструкции системы водоснабжения

[1.68] 3.1.1.7 Расходы на материалы (основные и вспомогательные) и полуфабрикаты

[1.69] 3.1.1.8 Транспортно-заготовительные расходы

[1.70]
3.1.1.9 Определение стоимости демонтируемого оборудования

[1.71] 3.1.1.10 Основная заработная плата производственных рабочих

[1.72] 3.1.1.11 Дополнительная заработная плата производственных рабочих и отчисления на социальные нужды

[1.73] 3.1.1.12 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, включающие амортизационные отчисления, затраты на эксплуатацию, ремонт.

[1.74] 3.1.1.13 Цеховые расходы, включающие затраты на содержание цехов и управление

[1.75] 3.1.1.14 Расходы на внутризаводские перемещения

[1.76] 3.1.1.15 Общезаводские расходы, включающие затраты на содержание аппарата заводоуправления, эксплуатацию и ремонт внепроизводственных зданий и сооружений

[1.77] 3.1.1.16 Возмещение износа инструмента и приспособлений

[1.78] 3.1.1.17 Заводская (производственная) себестоимость реконструкции

[1.79] 3.1.1.18 Внепроизводственные расходы

[1.80] 3.1.1.19 Коммерческая (полная) себестоимость

[1.81] 3.1.2. Капитальные вложения на реконструкцию системы водоснабжения

[1.82] 3.1.2.1 Транспортные расходы по доставке оборудования от завода-изготовителя до предприятия-потребителя

[1.83] 3.1.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ

[1.84] 3.1.2.3 Затраты на вспомогательное оборудование

[1.85] 3.1.2.4 Капитальные вложения по реконструкции системы водоснабжения у потребителя

[1.86] 3.1.2.5 Расчет себестоимости продукции представлен в таблице 3.7

[1.87] 3.1.3. Определение годовой экономии

[1.88] 3.1.3.1 Уменьшение затрат на производство электроэнергии

[1.89] 3.1.3.2 Общая годовая экономия

[1.90] 3.1.4. Срок окупаемости проекта

[1.91]
4.Безопасность жизнедеятельности

[1.92]
4.1 Отнесения помещений и уставок проектируемой ТЭС по пожаро-взрывоопасности  

[1.93] 4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности при эксплуатации котла и вспомогательного оборудования

[1.94] 4.3 Мероприятия по противопожарной безопасности котлотурбинного цеха

[1.95]
4.4 Мероприятия по обеспечению безопасности работ ЦТАИ

[1.96] 4.5 Мероприятия по обеспечению персонала ЦТАИ в условиях ЧС. Режим повседневной деятельности

[1.97] 4.6 Расчет вентиляции

[1.98]
Заключение

[1.99]
Список использованной литературы


Введение

ОАО «Экспериментальная ТЭС» находится на юго-западе г. Красный Сулин - административного центра Красносулинского района, расположенного на восточной оконечности Донецкого кряжа.

Территория Общества расположена в долине реки Кундрючья, на правом берегу Вербенского водохранилища, которое является источником технического водоснабжения ОАО «Экспериментальная ТЭС».

В 1996 году по инициативе Научно-исследовательского института экологических проблем энергетики (НИИ ЭПЭ) и ОАО «Ростовэнерго» было принято решение о создании не имеющей аналогов в мире опытно-промышленной установки по сжиганию твердого топлива в шлаковом расплаве (ОПУ) (приказ РАО «ЕЭС России» от 18.01.96г. № 7/2), проект утвержден приказом РАО от 30.07.96г. № 229.

В 1997 году принято решение о создании опытно-промышленного котла по сжиганию угля в циркулирующем кипящем слое (ОПК ЦКС) (приказ РАО от 31.03.97г. №120). В 2001 году ОАО «Институт Ростовтеплоэлектропроект» выполнен проект строительства энергоблока с ОПК ЦКС и турбиной К-55-8,8, который утвержден приказом РАО от 23.04.02г. № 225. 19.06.2001г. на основании решений Правления РАО «ЕЭС России» от 23.10.2000г. №478пр/3 и Совета Директоров РАО «ЕЭС России» от 16.11.2000г. № 84 на базе имущества Несветай ГРЭС было учреждено ОАО «Экспериментальная ТЭС». Цель превращения Несветай ГРЭС в ОАО «Экспериментальная ТЭС» - создание на базе существующей производственной инфраструктуры и накопленного кадрового потенциала Несветай ГРЭС эффективного энергопредприятия, располагающего производственными мощностями по отработке новых технологий сжигания твердого топлива с последующей переработкой отходов.

ОАО «Экспериментальная ТЭС» создана в июне 2001 года на базе Несветай ГРЭС.

Задачи, стоящие перед ОАО «Экспериментальная ТЭС»:

• Создание двух новых технологий сжигания твердого топлива, работы по которым уже ведутся на ОАО «Экспериментальная ТЭС»: ОПУ и ОПК ЦКС

• Отработка новых технологий на всех видах твердого топлива для дальнейшего применения в техническом перевооружении котельного оборудования и строительства новых ТЭС.

• Подготовка эксплуатационного, ремонтного и наладочного персонала для электростанций использующих новые технологии сжигания твердого топлива.

• Создание научного центра для разработки и совершенствования новых технологий сжигания твердого топлива.

• Сохранение инфраструктурного и кадрового потенциала электростанции.


ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ОАО – открытое акционерное общество;

ТЭС – тепловая электростанция;

ЦКТИ – центральный котло-турбинный институт;

НИИ ЭП - научно-исследовательский институт экологических проблем энергетики;

НД   – нормативная документация;

РД   –  руководящий документ;

ЭД   – электродвигатель;

ТКЗ – Таганрогский котлостроительный завод;

ДПВ – деаэратор питательной воды;

КПД – коэффициент полезного действия;

УЗК – ультразвуковой контроль;

ПВД – подогреватель высокого давления несмешиваемого типа;

ПГУ – парогазовая установка.


1.Основная часть


1.1 Основные технические решения, принятые при проектировании

  1.  Краткая характеристика котлоагрегата ТП-230-2

В котельной ОАО «Экспериментальная ТЭС», на 5-ом блоке, установлены 3 водотрубных двухбарабанных котлоагрегата №№ 9, 10, 11 с естественной циркуляцией, типа ТП-230-2, паропроизводительностью 240 т/час на давление 110 атм. и температурой перегретого пара 510 0С [1].

На котлах №№ 9-11 произведена реконструкция пароперегревателя и топочной камеры с установкой слабонаклонного пода с целью улучшения экономичности работы котлов.

Схема главных паропроводов на 5-м блоке выполнена таким образом, что в работе могут одновременно находиться один или два любых котла ТП-230-2 и турбина типа ВК-100-2/5 с усовершенствованной проточной частью высокого давления мощностью 110 МВт, третий котел является резервным.

Камерные токи котлов с жидким шлакоудалением предназначены для факельного сжигания пыли Донецкого антрацитового штыба.

Таблица 1.1

Параметр

Значение

  1.  Топливо (уголь)

Донецкий АШ

  1.  Влажность,  

8,5

  1.  Зольность,

22,9

  1.  Сера,

1,7

  1.  Углерод,

63,8

  1.  Водород,

1,2

  1.  Азот,

0,6

  1.  Кислород,

1,3

  1.  Низшая теплота сгорания,  

5390

Нормальная тонина помола характеризуется остатками на сите Р=90 - 8-10%.

В топке выполнен шиповой зажигательный пояс с карборундовым покрытием. Топки котлов №№ 9,10,11 оборудованы пылеугольными горелками типа «ЦЗЛ», производительностью 4-5 т/час каждая, расположенными по три на каждой боковой стене и 6-ти мазутными форсунками парового распыления производительностью до 0,80 т/час, служащие для растопки котла и подсветки во время работы.

На котлах №№9-11 установлены по 2 сбросных горелки, которые расположены на фронтовой и задней стенках.

На каждом котле блока установлена индивидуальная схема пылеприготовления с двумя тихоходными углеразмольными мельницами типа Ш-16, производительностью 16 т/час по АШ и бункерами сырого угля емкостью по 130 тонн каждый.

На каждом котле установлено 2-а дутьевых вентилятора типа ОРГРЭС О68-161 производительностью 120000 м3/час и напором 430 мм.в.ст. и два дымососа типа МОЦКТИ –55-40 производительностью 250000м 3/час и напором 320 мм.в.ст.

Котлы снабжены:

- не отключающимся конвективным пароперегревателем, состоящим из 1-й и 2-й ступени, предназначенным для нагрева пара до  510 0С: диаметры труб для 1-й ступени 38х4,5мм, сталь Ст. 20; для 2-й ступени 42х5, сталь 12Х1МФ;

- гладкотрубными водяными экономайзерами 1-й и 2-й ступени, рассчитанными соответственно на подогрев питательной воды в количестве 240 т/час для котлов №№9,10,11 от 215 0С до 285 0С, диаметр труб 38х4,5 , сталь Ст. 20.

- трубчатыми воздухоподогревателями 1-й и 2-й ступени, рассчитанными на подогрев воздуха для котлов №№9,10,11 от 30 0С до 375 0С, диаметр труб 51х1,5мм, число секций 12. Каждая ступень воздухоподогревателя двухходовая по ходу воздуха и одноходовая по ходу газа. Топочные газы проходят внутри труб, а воздух омывает трубы снаружи.

Температура перегрева пара регулируется с помощью пароохладителя, установленного на стороне насыщенного пара и состоящего из змеевиков наружным диаметров 25мм, поверхностью охлаждения 32 м2, внутри змеевиков протекает часть питательной воды, а пар омывает змеевик снаружи. Пароохладитель рассчитан на снижение температуры перегретого пара на 30 0С при температуре питательной воды 215 0С.

При температуре питательной воды меньше 2150С пароохладитель снижает перегрев более чем на 300С. В исключительных случаях температура пара может регулироваться с помощью впрыска от питательной линии в перепускные трубы до пароохладителя, что нежелательно из-за заноса пароперегревателя солями.

На паросборных камерах котлов №№ 9,10,11 установлены по 2 импульсных предохранительных клапана (описание устройств и принцип работы ИПК см. инструкцию по эксплуатации ИПК).

Параметры котла ТП-230-2 с реконструированной топочной камерой и пароперегревателем представлены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Параметры

Размерность

Котлы №9-10

1

2

3

  1.  Производительность номинальная

т/час

240

  1.  Производительность максимальная

т/час

240

  1.  Рабочее давление в барабане котла

атм

110

  1.  Рабочее давление за гл.паровой задвижкой

атм

100

  1.  Температура питательной воды

0С

215

  1.  Давление питательной воды максимальное

атм

120

  1.  Температура перегретого пара

0С

510

  1.  Объем топочной камеры

м3

1354

Окончание таблицы 1.2.

1

2

3

  1.  Полная лучевоспринимающая поверхность нагрева

м2

762

  1.  Степень экранирования топочной камеры

%

0,98

  1.  Площадь ошипованных экранов

м2

335

  1.  Поверхность нагрева фестона

м2

164

  1.  Поверхность нагрева пароперегревателя
  •  первой ступени по ходу пара
  •  второй ступени

м2

м2

м2

1570

950

620

  1.  Поверхность нагрева водяного экономайзера
  •  первой ступени (по ходу воды)
  •  второй ступени

м2

м2

м2

2590

1650

940

  1.  Поверхность нагрева воздухоподогревателя
  •  первой ступени (по ходу воздуха)
  •  второй ступени

м2
м
2
м
2

11000

5000

6000

  1.  Температура уходящих газов до газоочистки

0С

150-165

  1.  КПД котлоагрегата

%

90,1

На котлах 5-го блока установлено по 2 барабана: основной, внутренним диаметром 1300мм и разделительный барабан, внутренним диаметром 900мм.

Питательная вода подается в основной барабан и из него отводится насыщенный пар в пароперегреватель. Уровень воды поддерживается в основном (нижнем) барабане, в который включены все водоуказательные приборы.

Питательная вода из основного барабана направляется по не обогреваемым водоопускным трубам к нижним камерам заднего, фронтового экранов. Пароводяная смесь экранных труб направляется в разделительный барабан. Насыщенный пар из основного барабана по верхним пароотводящим трубам идет на пароохладитель и через потолочные трубы поступает в 1-ю ступень конвективного пароперегревателя, состоящего из двойных змеевиков, и далее в соответствующую промежуточную камеру. Выходя из промежуточных камер пар проходит двойные змеевики – 2-й ступени конвективного перегревателя, поступает в коллектор перегретого пара, откуда восемью трубами перегретый пар отводится в паросборную камеру, соединенную непосредственно с главным паропроводом.

В барабанах котлов №№9,10,11 установлены устройства для сепарации пара ЦКТИ ТКЗ, усовершенствованная ОРГРЭС.

  1.  Общие требования к проектированию трубопроводов

Трубопроводы тепловых электрических станций служат связями между отдельными элементами тепловой схемы. Трубопроводы на современных электростанциях являются сложными конструкциями и состоят из следующих элементов и устройств: труб (прямых и гнутых) и средств соединения их между собой (фланцев, сварных соединений); фасонных частей (тройников, колен, переходов.); трубопроводной арматуры (запорной, регулирующей, автоматической); трубопроводных элементов КИП (измерительных сопл и диафрагм, штуцеров для присоединения манометров и др.); защитных устройств (предохранительных клапанов, дренажей, воздушников); опор и подвесок для крепления трубопроводов.

Стационарные трубопроводы испытывают на себе различные механические и тепловые нагрузки как стороны протекающей в нитх среды, так и от самих трубопроводных устройств и должны выдерживать эти нагрузки без опасных деформаций и разрушений в течение всего срока службы.

На трубопровод в течение всего времени его эксплуатации действуют следующие постоянные нагрузки: нагрузки от давления транспортируемой среды вызывающие в его материале деформации растяжения, нагрузки от веса труб, транспортируемой среды и тепловой изоляции трубопровода распределенные по длине трубопровода, нагрузки от веса трубопроводной арматуры, опорных реакций, ответвлений, сосредоточенные в точках их приложения. Эти нагрузки вызывают в материале трубопровода деформации изгиба, а в некоторых случаях и кручения.

На трубопровод могут действовать также компенсационные нагрузки от его теплового удлинения, распора встроенных компенсаторов трения в опорах. Трубопроводы могут также нести временные нагрузки, действующие только в период монтажных работ или ремонта. К таким нагрузкам относятся нагрузки при гидравлических испытаниях. Возможны также нагрузки от неравномерного прогрева трубопровода при его пуске, защемлении опор или чрезмерном трении в них.

К внутренним относятся нагрузки от давления транспортируемой среды, все остальные нагрузки являются внешними. Таким образом, работа трубопровода происходит под воздействием ряда нагрузок в различных направлениях и вызывающих в материале сложные напряжения, усугубляемые в иных случаях разупрочнением этого материала под влиянием высоких температур транспортируемой среды.

Способность трубопровода длительно сопротивляться воздействию этих нагрузок без опасных деформаций называется прочностью трубопровода, которая определяется разными факторами, в том числе и прочностью материалов, из которых изготовлены трубы, детали и элементы трубопровода.

Проекты трубопроводов и их элементов, а также проекты их монтажа и реконструкции должны выполняться специализированными организациями.

Расчеты трубопроводов на прочность с учетом всех нагружающих факторов (давление, вес, температурное расширение и т.п.) должны производиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

На основании данных расчетов специализированная организация устанавливает расчетный срок службы для трубопроводов всех категорий, а также расчетный ресурс для трубопроводов I и II категорий (при условии, что число их пусков из холодного состояния за расчетный срок службы не превысит 3000). Для всех остальных трубопроводов должно быть установлено расчетное число пусков из холодного состояния. Установленные расчетные характеристики должны быть внесены в паспорта трубопроводов [2], приложение 2.

Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения всех видов контроля, требуемых Правилами.

Соединение деталей и элементов трубопроводов должно производиться сваркой.

Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

Резьбовые соединения допускаются для присоединения чугунной арматуры на трубопроводах IV категории с условным проходом не более 100 мм.

Тройниковые соединения, изготовляемые из труб с продольным швом, допускается применять для трубопроводов III и IV категории; при этом должна быть выполнена проверка качества всех сварных соединений радиографией или ультразвуковым методом (УЗК).

Трубопроводы и несущие металлические конструкции должны иметь надежную защиту от коррозии.

Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 55 0С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 55 0С.

На трубопроводах I категории в местах расположения сварных соединений и точек измерения ползучести металла должны быть установлены съемные участки изоляции.

Вварка штуцеров, дренажных труб, бобышек и других деталей в сварные швы, а также в колена трубопроводов I и II категории не допускается.

  1.  Определение категории трубопровода

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать [2], по п.1.1.4, 1.1.5:

  •   для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления  номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;
  •  для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой - 1,05 номинального давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и должна быть указана в проектной документации.

Температура среды максимальная 2150С.

Давление до питательных насосов 0,49 МПа. При температуре среды 115÷2500С и давлении 0,07÷1,6 МПа трубопровод относится к категории IV [2], по п.1.1.

Давление от питательных насосов 12 МПа, температура среды 2150С. Трубопровод относится к категории I, группа 4[2], по п.1.1

1.2 Выбор основных параметров трубопроводов системы водоснабжения парового котла ТП-230

1.2.1 Выбор материала трубопровода

Для изготовления, монтажа и ремонта трубопроводов и их деталей, работающих под давлением, должны использоваться материалы и полуфабрикаты, допущенные к применению Госгортехнадзором России.

Применение новых материалов и полуфабрикатов разрешается Госгортехнадзором России на основании положительного заключения специализированной организацией.

Поставка полуфабрикатов (их сдаточные характеристики, объем и нормы контроля) должна проводиться по НД, согласованной в установленном порядке.

Данные о качестве и свойствах материалов и полуфабрикатов должны быть подтверждены предприятием - изготовителем материала или полуфабриката и соответствующей маркировкой. При отсутствии или неполноте сведений (маркировки) организация-изготовитель или специализированная организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода, должны провести необходимые испытания с оформлением результатов протоколами.

При выборе материалов для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих параметров, должно учитываться влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, если оно не учтено в организационно-технических мероприятиях.

Изготовитель полуфабрикатов должен контролировать химический состав материала. В сертификат должны быть внесены результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или аналогичные данные по сертификату на заготовку (кроме отливок), использованную для его изготовления.

Полуфабрикаты должны поставляться в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки должен быть указан в документации организации - изготовителя полуфабриката.

Допускается поставка полуфабрикатов без термической обработки в следующих случаях:

если механические и технологические характеристики металла, установленные в НД, обеспечиваются технологией изготовления полуфабриката (например, методом проката);

если в организациях - изготовителях оборудования полуфабрикат подвергается горячему формообразованию, совмещенному с термической обработкой, или последующей термической обработке.

В этих случаях поставщик полуфабрикатов контролирует свойства на термически обработанных образцах.

Допустимость использования полуфабрикатов без термической обработки должна быть подтверждена специализированной организацией по материалам и технологии.

Изготовитель полуфабрикатов должен выполнять контроль механических свойств металла путем испытаний на растяжение при 20 град. С с определением временного сопротивления, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения (если испытания проводятся на цилиндрических образцах). Значения относительного сужения допускается приводить в качестве справочных данных. В тех случаях, когда нормируются значения относительного сужения, контроль относительного удлинения не является обязательным.

Испытаниям на ударную вязкость после механического старения должен подвергаться материал листов и проката для крепежа из углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы при температурах 200 - 350 град. С.

Нормы по значению ударной вязкости после механического старения должны соответствовать требованиям [2], по п. 3.2.6.

Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах должны быть указаны в НД на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при расчетной температуре выше 150 град. С; для углеродистых, низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей - до 400 0С,

Поддержание значений пределов текучести на уровне требований НД должно обеспечиваться соблюдением технологии производства и периодическим контролем продукции. Контрольные испытания на растяжение при повышенных температурах, предусматриваемые НД на изделие, а также выполняемые в период освоения новых материалов, следует проводить при одной из температур в указанном выше диапазоне, кратной 10 или 25 град. С. При этом условный предел текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% должен нормироваться как сдаточная характеристика, а временное сопротивление, относительное сужение или удлинение определяются как справочные данные.

Пределы применения труб из сталей различных марок, НД на трубы, виды обязательных испытаний и контроля должны соответствовать указанным в таблицах 2 и 3 приложения 5 [2].

При температуре среды 2150С в качестве материла труб, принимаем Сталь 20 Гост 1050.

1.2.2 Выбор внутреннего диаметра и сортамента труб трубопровода

Внутренний диаметр трубопровода определяет его пропускную способность, а также допустимое падение давления в нем при заданной его конфигурации и длине.

При уменьшении внутреннего диаметра труб снижаются стоимость трубопровода, затраты на его монтаж и содержание, но при этом увеличивается его гидродинамическое сопротивление, что приводит к дополнительным издержкам из-за расхода электроэнергии на приводы насосов.

Внутренний диаметр труб выбирается исходя из максимально возможных эксплуатационных расходов среды и максимально допустимых при этом потерь давления. Значение максимально допустимого падения давления в трубопроводе должно приниматься в расчетах с учетом запаса 10% на допускаемое стандартами отклонение диаметра и толщины стенки труб от расчетных размеров.

1.2.2.1 Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока №5

Температура среды t=1510С

Давление среды Р=0,49 МПа

Массовый расход среды

1,05∙240=252 т/час

где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

=240 т/час - расход воды на котел;

Внутренний диаметр трубопровода  определяем по формуле [3], по п. 8.2

где , м/с - скорость движения среды во всасывающем трубопроводе 0,6÷1,5 м/с [3], Таблица 8.3. Принимаем =1 м/с;

,  м3/кг- удельный объем среды. При 1510С и давлении 0,49 МПа =0,0010916 м3/кг [4], Таблица XXIV

м  

Предварительно выбираем трубу (Ø325х10).

2.2.2 Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5

Температура среды t=2000С

Давление среды Р=0,62 МПа

Массовый расход среды

1,05∙12=12,6 т/час

где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

=0,05∙240=12 т/час - расход пара;

Внутренний диаметр трубопровода  определяем по формуле [3], по п. 8.2

мм

где , м/с - скорость движения среды в трубопроводе пара [3], Таблица 8.3. Принимаем =70 м/с;

, м3/кг- удельный объем среды. При 2000С и давлении       0,62 МПа =0,34035 м3/кг [4, Таблица XXV]

мм

Предварительно выбираем трубу (Ø159х7)

1.2.2.3 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

Температура среды t=2150С

Давление среды Р=12 МПа

Массовый расход среды

1,05∙240=252 т/час

где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

Внутренний диаметр трубопровода  определяем по формуле [3, п. 8.2]

мм

где , м/с - скорость движения среды в трубопроводе питательной воды [3], Таблица 8.3. Принимаем =3 м/с;

, м3/кг- удельный объем воды. При 2150С и давлении 12 МПа =0,00117 м3/кг [4], Таблица XXIV

мм

Предварительно выбираем трубу (Ø219х12)

1.2.3 Расчет трубопровода на прочность от избыточного внутреннего давления

Расчетное давление в трубопроводах принимается равным давлению рабочей среды на входе в рассчитываемый элемент.

Расчетную температуру стенки трубопроводов следует принимать равной температуре среды на входе в расчетный элемент (при отсутствии внутри детали греющих теплообменников или при размещении в ней охлаждающего теплообменника). Расчет выполнен в соответствии с РД 10-249-98 [6].

1.2.3.1 Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока №5

1.2.3.1.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219×9 мм и 325×10 мм

Материал – сталь 20;

Dа = 219 мм, 325 мм – наружный диаметр труб;

МПа – расчетное давление;

= 151 С – расчетная температура;

[] , МПа – номинальное допускаемое напряжение, [] = 140 МПа [6], Табл. 2.2;

с , мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки, с = 0,5 мм [6], по п.1.5.7;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями  [6], по п.3.3.1.1.

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п. 3.3.1.1

,

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм

 мм;

S = 0,38 + 0,5 = 0,88 мм;

 мм;

S = 0,57 + 0,5 = 1,07 мм;

В соответствии с [6] по п.3.3.1.3 принимаем: для труб диаметром 219 мм = 3,2 мм; диаметром 325 мм – = 3,2 мм.

Номинальная толщина стенки труб с диаметром: 219 мм равна 9 мм; 325 мм равна 10 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

1.2.3.1.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 325×10 мм и 219×9 мм

Материал – сталь 20;

Dа =  325 мм и 219 мм – наружные диаметры колен трубопровода;

МПа – расчетное давление;

= 151С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п.3.3.1.1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п. 3.3.2.1

SRi = SR·Ki·Yi, (I = 1,2,3)

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [6], по п. 3.3.2.2:

K1=     К2=   К3=1,0.

где R – средний радиус отвода, мм;

Dа – наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [6], по п. 3.3.2.3 для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;  ;  ;

где ;  ;

– овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [6], по п. 3.1.1.3 должна быть не более 0,03·Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при α < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при α = 0,03.

В соответствии с [6], по п. 3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

 (i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых участков всасывающего трубопровода, см. табл. 2.1.

Допустимая толщина стенки колен [S] [п. 3.3.2.9] должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 325×10 мм при избыточном давлении среды P = 0,49 МПа (5,0 кгс/см2) и температуре 151С сведены в таблицу 2.1


Таблица 1.3

Dа, мм

Р, кгс/см2

[], кгс/см2

С, мм

SR, мм

[S], мм

Sн, мм

325

5,0

140,0

1,0

0,57

1,57

9

219

5,0

140,0

1,0

0,38

1,38

10

Таким образом, расчёты показали, что колена трубопроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 5,0 кгс/см2 и температуре 151С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sf.

1.2.3.1.3 Расчет на прочность конического перехода трубопровода при диаметре труб 325×10 мм и 219×9 мм

Материал – сталь 20;

= 325 мм – наибольший диаметр перехода;

D0 = 219 мм – наименьший диаметр перехода;

МПа – расчетное давление;

= 151 С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

α – угол конусности, равный половине угла у вершины конического перехода, градус. α = 9 0;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п.3.3.1.1.

с , мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки. с = 0,5 мм [6], по п.3.2.1.4;

SR , мм – расчетная толщина стенки бесшовного конического перехода [6], по п.3.3.1.1

мм;

Номинальная толщина стенки

S = SR + c = 0,58 + 0,5 = 1,08 мм.

Таким образом, расчёты показали, что конический переход трубопровода при диаметре труб 325×10 мм и 219×9 мм из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 5,0 кгс/см2 и температуре 151С удовлетворяют условиям прочности, так как [SSf.

1.2.3.1.4 Расчет на прочность врезок трубопровода при диаметре труб 219×9 мм и 325×10 мм

Материал – сталь 20;

Dа = 219 мм, 325 мм – наружный диаметр труб;

МПа – расчетное давление;

= 151 С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

с = 0,5 мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п.1.5.];

Коэффициент прочности трубопровода, ослабленного неукреплённым одиночным отверстием, определяется согласно [6], по п.4.3.]:

- для врезки Ø219×9 мм:

= = 0,3,

Z= = = 4,75,

где  Z-коэффициент, определяющий отношение диаметра отверстия к зоне его влияния;

d – внутренний диаметр отверстия, мм;

S - номинальная толщина стенки, мм;

   С - суммарная прибавка к толщине стенки, мм;

    Dm - средний диаметр трубопровода, мм.

Принимаем согласно [6], по п.4.1.3.8

- для врезки Ø325×10 мм:

= = 0,27,

Z= = = 5,58

Принимаем согласно [6], по п.4.1.3.8

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п.3.3.1.1:

,

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм

 мм;

S = 0,76 + 0,5 = 1,25 мм;

 мм;

S = 1,13 + 0,5 = 1,63 мм;

В соответствии с [6], по п.3.3.1.3 принимаем: для труб врезок диаметром 219 мм = 3,2 мм; диаметром 325 мм – = 3,2 мм.

Номинальная толщина стенки труб врезок диаметром 219 мм равна 9 мм; 325 мм равна 10 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

1.2.3.2 Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5

Расчет на прочность от избыточного внутреннего давления.

Расчет выполнен в соответствии с РД 10-249-98 [6].

1.2.3.2.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб Ø159×7 мм. и Ø76×10 мм

Материал – сталь 20;

Dа = 159 мм – наружный диаметр труб;

Dа = 76 мм – наружный диаметр труб;

0,62 МПа – расчетное давление;

t = 200 С – расчетная температура;

[] , МПа – номинальное допускаемое напряжение, [] = 140 МПа [6], Табл. 2.2;

с , мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки, с = 0,5 мм [6], по п.1.5.7;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями  [6], по п.3.3.1.1.

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п. 3.3.1.1

,

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм

 мм;

S = 0,35 + 0,5 = 0,85 мм;

 мм;

S = 0,17 + 0,5 = 0,67 мм;

В соответствии с [6], по п.1.3. принимаем: для труб диаметром 159 мм при эксплуатации толщина стенки должна быть не меньше значений [6], Табл.1.3. Принимаем S = 3,2 мм. 

Таблица 1.4

№ участка

Dа, мм

Р, МПа

[], МПа

С, мм

SR, мм

[S], мм

Принимаем S, мм

Sн, мм

ПУ1

159

0,62

140,0

0,5

0,35

0,85

3,2

7

ПУ2

76

0,62

140,0

0,5

0,17

0,67

3,2

5

Таким образом, расчёты показали, что толщина стенки труб прямого участка паропровода из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 МПа и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sн.

1.2.3.2.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 159×7 мм

Материал – сталь 20;

Dа = 159 мм – наружный диаметр трубы;

0,62 МПа – расчетное давление;

t = 200 С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 2.2;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п.3.3.1.1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п.1.2.1:

SRi = SR·Ki·Yi, (i = 1,2,3)

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [6], по п.1.2.2:

K1=  К2=   К3=1,0.

где R – средний радиус отвода, мм;

Dа – наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [п.1.2.3] для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;  ;  ;

где ;

;

– овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [6], по п.3.1.1. должна быть не более 0,03·Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при α < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при α = 0,03.

В соответствии с [6], по п.3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

(i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых участков трубопровода, см. табл.1.3

Допустимая толщина стенки колен [S] [6], по п. 3.3.2.9 должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2.и не меньше значений [6], табл.1.5.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 159×7 мм, при избыточном давлении среды P = 0,62 МПа  и температуре 200С сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

Dа, мм

Р, МПа

[], МПа

С, мм

SR min, мм

[S], мм

Принимаем S, мм

Sн, мм

Г1

159

0,62

140,0

0,5

0,335

0,835

3,2

7

Таким образом, расчёты показали, что колена паропроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 МПа и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sн.

1.2.3.2.3 Расчет на прочность заглушки

Материал – сталь 20;

D = 150 мм –расчётный диаметр крышки;

0,62 МПа – расчетное давление;

t = 200 С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 2.2;

– коэффициент, принимаемый в зависимости от конструкции. 1,25 [6], Табл. 1.4;

 с = 0,5 мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п.3.2.1.4;

SR – расчетная толщина крышки [6], по п.1.2.1, мм

мм;

S = SR + c = 7,22 + 0,5 = 7,72 мм.

Таблица 1.6

Dи, мм

Р, МПа

[], МПа

С, мм

SR, мм

[S], мм

Sн, мм

ЗА1

150

0,62

140,0

0,5

7,22

7,72

10

Таким образом, расчёты показали, что толщина заглушки паропровода из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 кгс/см2 и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sн.

1.2.3.3 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

1.2.3.3.1Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219×12 мм

Материал – сталь 20;

Dа = 219 мм– наружный диаметр труб;

МПа – расчетное давление;

= 215 С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 1.4;

с = 0,5 мм – эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п.1;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п 1].

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п1

,

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм

мм;

= 9 + 0,5 = 9,5 мм;

В соответствии с [п.3.3.1.3] принимаем: для труб диаметром 219 мм = 10 мм.

Номинальная толщина стенки труб с диаметром: 219 мм равна 12 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

1.2.3.3.2 Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 219×12 мм

Материал – сталь 20;

Dа =  219 мм – наружный диаметр колен трубопровода;

МПа – расчетное давление;

= 215С – расчетная температура;

[] = 140 МПа – номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 1.4;

– коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п 1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п 1:

SRi = SR·Ki·Yi, (I = 1,2,3)

где SR – расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [п.3.3.2.2]:

K1=     К2=   К3=1,0.

где R – средний радиус отвода, мм;

Dа – наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [6], по п 1.3 для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;  ;  ;

где ;  ;

– овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [п1.] должна быть не более 0,03·Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при α < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при α = 0,03.

В соответствии с [6], по п.3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

 (i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых питательного трубопровода, см. табл. 1.6

Допустимая толщина стенки колен [S] [п. 3.3.2.9] должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 325×10 мм при избыточном давлении среды P = 12 МПа (117,6 кгс/см2) и температуре 215С сведены в таблицу 1.7

Таблица 1.7

Dа, мм

Р, кгс/см2

[], кгс/см2

С, мм

SR, мм

[S], мм

Sн, мм

219

117,6

140,0

1,0

9

9,5

12

Таким образом, расчёты показали, что колена трубопроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 117,6 кгс/см2 и температуре 215С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sf.

1.2.4  Выбор питательных насосных установок и схемы их включения

Генерация пара в паровом котле и требует непрерывного восполнения соответствующим количеством питательной воды. Питательная насосная установка нагнетает питательную воду, повышая ее давление до рпн=(1,251,3)р0 с учетом сопротивления питательного тракта и парового котла.

Возможно несколько схем включения питательных насосов (Риснок 1.1):

  1.  одноподъемная, при которой питательный насос подает воду с конечным давлением через ПВД к питательному узлу парового котла (Рисунок 1.1, а);
  2.   одноподъемная с последовательным включением бустерного (предвключенного) насоса и основного питательного насосов (Рисунок 1.1, б, в);
  3.  двухподъемная, при которой питательные насосы первого подъема прокачивают воду через ПВД к питательным насосам второго подъема, подающим воду в паровой котел (Рисунок 1.1, в).

Сравнение одноподъемной и двухподъемной схем (Рисунок 1.1, г) питательной установки показало, что эти схемы энергетически примерно равноценны. Ввиду того, что надежность одноподъемной схемы выше, она применяется повсеместно как в России так и за рубежом.


Рисунок 1.1 Схемы включения питательных насосов

а) одноподъемная с электроприводом питательного насоса при Рпв=1820 МПа; б) одноподъемная с электроприводом пускорезервного питательного насоса на давление Рпв=3233 МПа через повышающий редуктор при самостоятельном приводе бустерного насоса; в) одноподъемная с паротурбинным приводом главного питательного насоса и через понижающий редуктор бустерного насоса; г) двухподъемная с электроприводом питательных насосов

Выбираем одноподъемную схему с одним питательным насосом (Рисунок 1.1, а), имеющим обычный электрический привод. Это обеспечивает простоту и компактность питательной установки, быстроту ее включения в работу. Используемые в качестве привода асинхронные электродвигатели с частотой вращения 3000 об/мин имеют ограниченную мощность, не превышающую 60008000 кВт. Выше этой границы пришлось бы переходить к синхронным ЭД, менее удобным при пусках и в эксплуатации, или применять несколько параллельно включенных электропитательных насосов, что усложняет и удорожает установку.

При неблочной структуре ЭС производительность питательной установки регулируется прежде всего числом работающих насосов. Для снижения расхода воды, подаваемой электропитательным насосом, при частичных нагрузках применяют гидромуфты. Они позволяют осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей. На ТЭС применяют гидромуфты типов МГ-2-650 с номинальной передаваемой мощностью 78 МВт и автоматической глубиной регулирования по скольжению 320 %. В качестве рабочей жидкости они используют турбинное масло Т-22 (расход масла 70 м3/ч).

Питательная установка включает дополнительно запорные задвижки на входе и выходе насосов, обратные клапаны, фильтры предварительной очистки воды. Предусматривается сбросное устройство насоса на линии рециркуляции. Оно защищает насосы от запаривания при пуске (при малых расходах питательной воды обратный клапан еще не открыт, а разность давлений высокая) и работе на холостом ходу и рассчитано на сброс 1015 полного расхода питательной воды в деаэратор.

1.2.5 Выбор арматуры 

Каждый трубопровод для обеспечения безопасных условий эксплуатации должен быть оснащен приборами дня измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях - запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными устройствами и средствами защиты и автоматизации.

Количество и размещение арматуры, средств измерения, автоматизации и защиты должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасного обслуживания и ремонта.

Предохранительные устройства должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10%, а при расчетном давлении до 0,5 МПа (5 кгс/см2) - не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2).

Превышение давления при полном открытии предохранительного клапана выше чем на 10% расчетного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность трубопровода.

Если эксплуатация трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных устройств должна производиться по этому давлению, причем пропускная способность устройств должна быть проверена расчетом.

Отбор среды от патрубка, на котором установлено предохранительное устройство, не допускается. Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных органов на дренажах не допускается.

Конструкция грузового или пружинного клапана должна иметь устройство для проверки исправности действия клапана во время работы трубопровода путем принудительного открытия. В случае установки на трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного устройства (ИПУ) оно должно быть оборудовано устройством, позволяющим производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2,5 - при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2);

1,5 - при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2);

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30 град. для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м - не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

Арматура должна иметь четкую маркировку на корпусе, в которой указывается:

а) наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

б) условный проход;

в) условное или рабочее давление и температура среды;

г) направление потока среды;

д) марка стали.

Арматура с условным проходом 50 мм и более должна поставляться с паспортом установленной формы, где указываются применяемые материалы, режимы термической обработки и результаты неразрущающего контроля, если проведение этих операций было предусмотрено ТУ. Данные должны относиться к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю, затвору и крепежу.

На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

При конструировании привода арматуры трубопроводов следует соблюдать следующие условия:

а) открытие арматуры должно производиться движением маховика против часовой стрелки, закрытие - по часовой стрелке; кроме того, должна быть предусмотрена возможность закрытия вентилей и задвижек на цепи и замки;

б) прорезь, в которой движется указатель открытия арматуры, не должна ограничивать его движения в крайних положениях; на шкале указателя открытия арматуры крайние положения должны быть обозначены надписями.

В целях облегчения открытия задвижек и вентилей, требующих значительного вращающего момента, а также для прогрева паропроводов (в технически обоснованных случаях) они должны быть оснащены обводными линиями (байпасами), диаметр которых определяется проектной организацией.

1.2.6 Компенсация теплового расширения

Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами должен быть рассчитан на компенсацию тепловых удлинений, которая может осуществляться за счет самокомпенсации или путем установки компенсаторов. Применение чугунных сальниковых компенсаторов не разрешается.

На паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 град. С и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателей и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в проекте паропровода. К указателям перемещений должен быть свободный доступ. В необходимых случаях следует устраивать площадки и лестницы.

Удлинение трубопровода складывается из теплового и упругого удлинений.

Тепловое удлинение одного метра трубопровода определяется по формуле [3], по п. 3.1:

см/м;

где α – температурный коэффициент линейного расширения для стали , мм/(м∙0С). Для стали 20 α=1,21мм/(м∙0С) [3], Табл. 5.1;

- конечная температура нагрева трубопровода (температура транспортируемой среды), 0С

- начальная температура нагрева трубопровода при которой ведется монтаж, 0С

Упругое удлинение одного метра трубопровода определяется по формуле [3], по п. 5.1

см/м;

где р – давление в трубопроводе , кгс/см2;

- модуль упругости металла стенки трубы, кгс/см2.

Для стали 20=2∙106 кгс/см2

- наружный диаметр трубы, см;

- толщина стенки трубы, см;

Суммарное удлинение трубопровода на один метр при рабочих параметрах

, см/м.

Удлинение рассчитываемого участка трубопровода

, см.

где - длина участка трубы, м

Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока №5

см/м;

см/м;

см/м;

см.

Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5

см/м;

см/м;

см/м;

см.

Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера

см/м;

см/м;

см/м;

см.

1.2.7 Опорно-подвесная система

Несущие конструкции трубопровода, его опоры и подвески (за исключением пружин) должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку от веса трубопровода, наполненного водой и покрытого изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения трубопроводов.

Опоры и подвески паропроводов могут рассчитываться без учета массы воды при гидравлических испытаниях, но с учетом массы пара. В этом случае проектом должно быть предусмотрено применение специальных приспособлений для разгрузки пружин, опор и подвесок при гидравлическом испытании.

Неподвижные опоры должны рассчитываться на усилия, передаваемые на них при наиболее неблагоприятном сочетании нагрузок.

1.2.8 Выбор дренажных устройств и воздушников 

В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода должны предусматриваться спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода.

Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов должны быть установлены воздушники.

Все участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки должны быть снабжены в концевых точках штуцером с вентилем, а при давлении свыше 2,2 МПа (22 кгс/см2) - штуцером и двумя последовательно расположенными вентилями: запорным и регулирующим. В случаях прогрева участка паропровода в обоих направлениях продувка должна быть предусмотрена с обоих концов участка.

Устройство дренажей должно предусматривать возможность контроля за их работой во время прогрева трубопровода.

Нижние концевые точки паропроводов и нижние точки их изгибов должны снабжаться устройством для продувки.

Так как на трубопроводе подачи пара к деаэратору имеет место непрерывное образование конденсата, устанавливаем устройство для непрерывного дренажа трубопровода. На все резервные подводы пара к деаэратору, включаемые автоматически, устанавливаем вентиляционный пропуск пара с подключением дренажного трубопровода с дроссельной шайбой за клапаном регулирования давления в деаэраторе.

Для удаления воздуха из трубопроводов при гидравлических испытаниях во всех верхних точках устанавливаем воздушники. Кроме того устанавливаем воздушники за запорной арматурой, на случай ее отключения.

Система опорожнения и удаления воздуха из трубопроводов воды обеспечивает опорожнение трубопроводов после их остановки, удаление воздуха при заполнении его водой, сбор и использование конденсата опорожнения.

Устройства для опорожнения трубопроводов устанавливаем в нижних точках трубопроводов. Также предусмотрены точки опорожнения перед запорной арматурой по направлению уклона, на случай ее закрытия.

Диаметры (условные проходы) дренажных устройств и воздушников в зависимости от диаметра трубопровода, по [7, Приложение 3]

Диаметр дренажного устройства трубопроводов с условным проходом Ду=200 и Ду=300 мм – Ø50 мм [7].

Диаметр воздушника трубопроводов с условным проходом Ду=200 и Ду=300 мм – Ø20 мм [7].

2.9 Выбор уклонов трубопроводов

Горизонтальные участки трубопроводов должны прокладываться с уклонами для обеспечения полного стока воды при опорожнении  трубопроводов и отвода выделяющегося конденсата в паропроводах.

Принимаем монтажный уклон трубопровода воды равным 0,003. Направление уклона – в сторону движения воды.

Принимаем монтажный уклон трубопровода пара равным 0,005. Уклон дренажных труб принимаем равным 0,004.


1.3 Гидродинамический расчет 

1.3.1 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока №5 до экономайзера 

1.3.1.1Определение расхода

Объемный расход среды определяем по формуле

м3/с;

где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери воды и пара в котле;

=240 т/час - расход воды на котел;

, м3/кг- удельный объем воды.  При 2150С и давлении 12 МПа =0,00117 м3/кг [4], Таблица XXIV.

м3/с.

1.3.1.2 Расчет гидравлических сопротивлений трубопровода

Расчет гидравлических сопротивлений ведем по методике [5]

Поток однофазный (вода).

На участке установлена труба с наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки 12 мм по ТУ 14-3-190 [6], Прил. 5.

Внутренний диаметр трубы =219-2∙12=195 мм.

Определяем скорость потока :

м/с;

Перепад давления в трубопроводе определяем по формуле :

  (10-01)

где Δртр - сопротивление трения,

 (2-14)

Материал трубы Сталь 20 (углеродистая).

Абсолютная шероховатость труб, =0,08 мм [5], по п. 2-37

Длина трубы 75 м

МПа.

Δpм- местное сопротивление (сопротивление входа в трубу и выхода из нее, шайб, поворотов и т.п.),

  (2-18)

где ξм - коэффициент местного сопротивления ..

Коэффициент сопротивления входа  =0,5[5], Табл. 2-1;

Коэффициент сопротивления выхода  =1,3[5], Табл. 2-3;

Принимаем радиус гиба трубы  =390 мм.

Отношение радиуса гиба к диаметру трубы .

Число гибов 16. Угол гиба  α1=900.

Коэффициент сопротивления гиба 900, =0,28 [5].

МПа;

Δрарм – потери давления в арматуре

  (2-18)

где ξарм - коэффициент сопротивления арматуры.

вентиль ξа=1,8 (2 шт.), задвижка ξа=0,2 (10 шт.), клапан ξа=1(2 шт.)

МПа;

Δрн - нивелирное сопротивление

Δрн = g∙Н∙ρср ∙sinα ;     (2-19)

для вертикальной трубы при подъемном движении среды sin α = 1

Н=14 м  - высота подъемного участка

Δрн =9,8∙14∙855∙1∙10-6=0,117 МПа;

0,073+0,02+0,024+0,117=0,234 МПа.

1.3.1.3 Расчет мощности на перекачку воды

Расчет ведем для одного котла

Объемную производительность насоса определяем по формуле [8]

м3/с;

где k=1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери воды и пара в котле;

=240 т/час - расход воды на котел;

=855 кг/м3- плотность воды при 2150С и давлении 12 МПа .

м3/с;

Мощность, отдаваемая насосом [12]

кВт;

где Рн=P’+Δp1 =12+0,234=12,234 МПа – давление развиваемое насосом

кВт;

Мощность, потребляемая насосом [8]

кВт;

где ηн=86% – механический КПД насоса, учитывающий потери на трение и гидравлические сопротивления [8]

кВт;

1.3.1.4 Выбор насоса

Выбираем тип насоса - насос ПЭ питательный центробежный, горизонтальный, секционный, многоступенчатый с односторонним расположением рабочих колес, одно- или двухкорпусный, с гидравлической пятой и концевыми уплотнениями торцевого типа используется для подачи питательной воды температурой от +125 до +165°С в барабанные и прямоточные паровые котлы энергетических установок с давлением пара 4 -25 МПа.

Насос ПЭ с номинальными подачами 380 и 580 м3/ч может эксплуатироваться с гидромуфтой и без нее. Выбираем питательный насос ПЭ 380-185-5 со следующими параметрами:

Подача – 380 м3/ч;

Напор   - 2030 м;

Мощность - 3150 кВт;

Частота вращения привода – 2973 об/мин;

Масса – 20035 кг.

Габаритные размеры:

Длина (L) – 8370 мм;

Ширина (В) – 1635 мм;

Высота (Н) – 1900 мм .

Рисунок 1.2 - Питательный насос ПЭ 380-185-5

Число питательных насосов для блока №5 равно трем. По одному на каждый котел.


2.Специальная часть


2.1 Расчет деаэрационной установки

Углекислота и кислород, растворимые в питательной воде, способствуют коррозии конструкционных материалов. Углекислота непосредственно не вызывает коррозию, однако ее присутствие активизирует этот процесс. Наличие кислорода в воде сказывается на процессе электрохимической коррозии. В основном кислород ускоряет процесс коррозии, хотя при определенных условиях может тормозить его. Присутствие кислорода, углекислоты, как и других газов в питательной воде и в паре крайне нежелательно, поэтому необходима возможно более полная деаэрация питательной воды. Деаэрации подвергается весь поток питательной воды, добавочные воды цикла, теплосети (подпитка), питательная вода испарителей и паропреобразователей. На электростанциях нашей страны и за рубежом деаэрации подвергается весь поток питательной воды, добавочные воды цикла, теплосети (подпитка), питательная вода испарителей и паропреобразователей. На электростанциях нашей страны и за рубежом наиболее широкое распространение получил метод термической деаэрации воды.

Термическая деаэрация – это процесс десорбции газа, при котором происходит переход растворенного газа из жидкости в находящийся с ней в контакте пар. Наличие такого процесса возможно при соблюдении законов равновесия между жидкой и газовой фазами. Совместное существование этих двух фаз возможно только при условии динамического равновесия между ними, которое устанавливается при длительном их соприкосновении. При динамическом равновесии (при определенных давлении и температуре) каждому составу одной из фаз соответствует равновесный состав другой фазы.

Удаление газов при термической деаэрации происходит в результате диффузии и дисперсного выделения их. При этом должны быть созданы условия перехода газов из воды в паровое пространство. Одним из таких условий является увеличение площади поверхности контакта воды с паром, чтобы максимально приблизить частицы потока деаэрируемой воды к поверхности раздела фаз. Это достигается дроблением потока воды на тонкие струи, капли или пленки, а также при барботаже пара через тонкие слои воды.

Положительно сказывается на процессе деаэрации увеличение средней температуры деаэрируемой воды, так как при этом снижается вязкость ее и поверхностное натяжение и увеличивается диффузия газов. В то же время эффективное удаление газа из воды также не является достаточным для эффективной деаэрации. Выделившийся из воды газ находится на поверхности жидкости или в непосредственной близости от нее и при незначительном снижении температуры воды или повышении ее давления газ вновь поглощается водой.

Эффективная деаэрация достигается при полном отводе выделившихся газов за счет непрерывной вентиляции и вывода их из деаэратора. Газ из деаэратора отводится вместе с паром, который называют выпаром. Значение выпара оказывает существенное влияние на эффект деаэрации. Таким образом, количество пара, подводимого к деаэратору, должно обеспечивать поддержание состояния кипения деаэрируемой воды и оптимальный выпар, а гидравлическая нагрузка деаэратора должна быть такой, чтобы динамическое воздействие потока пара было преобладающим на границе фаз.

2.1.1 Типы деаэраторов и их конструкции

Применяемые на ТЭС деаэраторы различают по рабочему давлению, при котором происходит выделение газов из воды: деаэраторы повышенного давления (0,6 ÷ 1,2 МПа) типов ДСП-1600, ДСП-1000 и других с подогревом воды на 10 ÷ 40 °С; деаэраторы атмосферные (с давлением 0,12 МПа) типов ДА-300, ДА-150 и других с подогревом воды на 10 ÷ 50 °С и деаэраторы вакуумные (с давлением 0,0075 ÷ 0,05 МПа) типов ДВ-2400, ДВ-2000 и других с подогревом воды на 15 ÷ 25 °С (числа в типоразмерах указывают производительность, т/ч).

Под номинальной производительностью деаэратора понимается расход всех потоков воды, подлежащих деаэрации и количество сконденсировавшегося в деаэраторе пара.

Деаэраторы различают также по способу контакта воды с паром: пленочные, струйные, капельные, барботажные. При этом часто используются комбинированные схемы контакта (например, струйно-барботажные).

Большинство деаэраторов выполняется в виде вертикальной цилиндрической колонки, которая размещается над баком-аккумулятором. Бак-аккумулятор предназначен в основном для аккумулирования запаса питательной (подпиточной) воды. Кроме того, в нем заканчивается процесс дегазации воды (выделение дисперсных газов и разложение бикарбонатов).

Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) содержание в воде растворенного кислорода нормируется: для питательной воды котлов с давлением выше 10 МПа не более 10 мкг/кг, для подпиточной воды тепловых сетей не более 50 мкг/кг. Свободная углекислота в воде после деаэратора должна отсутствовать.

На рисунке 2.1 приведена колонка струйного атмосферного деаэратора. Деаэраторы такого типа широко распространены на отечественных электростанциях в комбинированных вариантах. Они просты по конструкции и имеют малое сопротивление при прохождении пара.

Деаэрируемая вода подводится в верхнюю часть колонки. Дробление воды на струи осуществляется с помощью дырчатых тарелок, расположенных по высоте колонки на расстоянии 300 ÷ 400 мм друг от друга. Тарелки имеют отверстия диаметром 5 ÷ 7 мм, площадь которых составляет около 8% общей площади тарелки.

В колонке устанавливаются тарелки двух типов с проходом пара через центральное отверстие, а также по периферии. Чередуясь между собой, тарелки обеспечивают многократное пересечение потоком пара струй деаэрируемой воды. Число устанавливаемых тарелок определяется начальным и конечным содержанием кислорода в деаэрируемой воде (обычно пять и более). 

Рисунок 2.1 -  Принципиальная схема конструкции атмосферного деаэратора струйного типа

1 – подвод деаэрируемой воды; 2 – отвод выпара; 3 – тарелки; 4 – подвод греющего пара

Струйное движение деаэрируемой воды обуславливает обязательную неравномерность интенсивности ее деаэрации, отнесенную к единице длины струи, что является существенным недостатком деаэраторов данного типа. Для его устранения колонки струйного типа выполняют большой высоты (3,5 ÷ 4 м и более).

Важной характеристикой всех типов деаэраторов является приведенная плотность орошения (отношение расхода воды к площади поперечного сечения колонки). Для колонок струйного типа эта величина составляет 60 ÷ 100 т/(м2·ч).

В настоящее время деаэрирующие устройства струйного типа с дырчатыми тарелками широко используются в качестве первой ступени обработки воды в деаэраторах струйно-барботажного типа.

В деаэраторных колонках пленочного типа деаэрируемая вода разбивается на тонкие пленки, стекая вниз по поверхности насадки. Используется упорядоченная или неупорядоченная насадка. Упорядоченная насадка выполняется из вертикальных, наклонных или зигзагообразных листов, концентрических цилиндров, укладываемых правильными рядами колец или других элементов, обеспечивающих непрерывное направленное движение воды.

Колонка с упорядоченной насадкой позволяет работать с плотностью орошения до 300 т/(м2·ч) при подогреве воды на 20 ÷ 30 °С. Они могут использоваться для дегазации неумягченной воды, а также воды загрязненной шламом или накипью. В то же время в них практически нельзя обеспечить равномерность распределения потока воды по насадке.

Неупорядоченная насадка выполняется из отдельных элементов определенной формы, которые заполняют объем колонки. Это могут быть шары, кольца, Ω-образные элементы и т.п.

Деаэрационная колонка с неупорядоченной насадкой допускает плотность орошения 90 ÷ 110 т/(м2·ч) при подогреве воды на 40°С, обеспечивает более высокий коэффициент массоотдачи и соответственно меньшее остаточное содержание газа в воде. В то же время предельная гидравлическая нагрузка в этих колонках существенно ниже чем в вышерассмотренных. Конструкция деаэрационной колонки пленочного типа с неупорядоченной насадкой приведена на рисунке 2.2  

Рисунок 2.2 - Конструкция деаэрационной колонки пленочного типа с неупорядоченной насадкой

1 – корпус; 2 – подвод воды; 3 – крышка; 4 – отвод выпара; 5 – отверстия для слива воды; 6 – патрубки для выпара; 7,8 – нижний и верхний листы водораспределительной камеры; 9 – орошаемая насадка; 10 – подвод пара; 11 – подвод дренажа

В основном, пленочные деаэраторы применяются для дегазации подпиточной воды тепловых сетей. Им присущи: большая чувствительность к перегрузкам, которые могут привести к обращенному движению воды и к гидроударам; как правило, недостаточная удельная пропускная способность на единицу площади поперечного сечения колонки, что вызывает необходимость наличия нескольких параллельно работающих колонок; гидравлические и тепловые переносы за счет смещения слоя насадки, уменьшения ее удельной площади поверхности под действием потоков воды и пара.

Наилучший эффект деаэрации достигается при использовании деаэраторов, сочетающих струйный, пленочный или капельный принцип распределения воды с барботажем.

В барботажных устройствах контакт пара с водой происходит при дроблении ее. При этом обеспечивается интенсивная турбулизация и удельная площадь поверхности контакта фаз может достигать 1500 м23. При проходе пара через слой воды происходит ее перегрев относительно температуры насыщения, соответствующей давлению в паровом пространстве над поверхностью воды. При этом пузырьки пара увлекают за собой слой воды, которая вскипает при движении вверх. Это способствует лучшему выделению из воды растворенных газов. В процессе барботажа интенсивно выделяется не только кислород, но и углекислота, которая в деаэраторах других типов полностью не удаляется из воды.

Барботажные деаэрирующие устройства компактны и хорошо сочетаются с устройствами струйного типа. Струйный отсек при этом служит лишь для нагрева воды до температуры, близкой к температуре насыщения, и для предварительной грубой ее деаэрации.

На рисунке 2.3 показана конструктивная схема деаэрационной колонки струйно-барботажного типа. Предназначенная для деаэрации вода поступает в смесительное устройство 2 и через переливное устройство 3 сливается на дырчатую тарелку 4. Через отверстия дырчатой тарелки вода сливается на перепускную тарелку 5, откуда через сегментное отверстие 6 поступает на барботажную тарелку 7. На тарелке 7 вода барботируется паром, проходящим через отверстия. С этой тарелки вода переливается через порог 8 и поступает в гидрозатвор, после которого она сливается в бак-аккумулятор 12. 

Рисунок 2.3 -  Конструктивная схема деаэрационной колонки струйно-барботажного типа

1 – подвод воды; 2 – смесительное устройство; 3 – переливное устройство; 4 – дырчатая тарелка; 5 – пароперепускная тарелка; 6 – сливной канал; 7 – барботажная тарелка; 8 – переливной порог; 9 – гидрозатвор; 10 – корпус; 11 – водослив; 12 – бак-аккумулятор; 13 – подвод пара; 14 – пароперепускная труба; 15 – гидрозатвор; 16 – барботажный слой; 17 – выпар

Пар из коллектора 13 подводится под барботажный лист. Степень перфорации барботажного листа принимается такой, чтобы под ним даже при минимальной нагрузке существовала устойчивая паровая подушка, препятствующая проходу воды через отверстия. При значительном повышении давления в паровой подушке при увеличении нагрузки (до 130 мм вод. ст.) часть пара из нее перепускается по трубе 14 в обвод барботажного листа. Это исключает нежелательное повышение уноса воды из слоя над листом. Постоянному проходу пара через трубу 14 препятствует гидрозатвор 15, который заполняется водой. Пройдя через слой воды над листом 7, пар выходит через горловину перепускной тарелки 5, омывает струи воды и подогревает ее до температуры, близкой к температуре насыщения при давлении в колонке. Здесь же происходит первичная дегазация воды. Через штуцер 17 пар и выделившиеся газы удаляются из колонки.

Эффективность работы таких деаэраторов весьма высока и они получили широкое распространение для блоков мощностью 300 МВт.

2.2 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ) до реконструкции (на каждый котел установлен один деаэратор)

2.2.1 Расчет теплового баланса деаэратора питательной воды (ДПВ) 

Рисунок 2.4 - Потоки пара и воды через ДПВ

Искомыми величинами при расчёте деаэратора являются расход пара в деаэратор Dд и расход основного конденсата на входе в деаэратор Dок.

Материальный баланс деаэратора питательной воды:

Dок+Dшт+(Dп1+Dп2+Dп3+ Dу)+ D''пр +Dд = Dпв+Dэу ;

Отсюда:

Dок= Dпв+DэуDдDшт–(Dп1Dп2Dп3- Dу)–D''пр ;

Dок=66,67+0,269– Dд –0,63–2,99-2,64-3,86-0,61;

Dок=56,87- Dд.

Тепловой баланс деаэратора питательной воды:

Dдh3+(Dп1+Dп2+Dп3+Dу)h'п3+Dштhшт+Dокhв4+D''прh'пр=(Dпвhв.д+Dэ.уhд)/ŋп  ;

где hшт=3357 кДж/кг – энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов, тогда

Dд2978+(2,99+2,64+3,86+0,61)829,61+0,1943357+Dок642,24+

+1,392756=(66,67636,6+0,8732978)/0,995.

Решая систему уравнений, получим: Dд=0,266 кг/с,  Dок=56,5 кг/с.

2.2.2 Выбор деаэратора питательной воды (ДПВ)

Воздух, растворенный в питательной воде содержит агрессивные газы (СО2, О2) вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов ТЭЦ. В настоящее время на электростанциях для удаления из питательной воды кислорода, углекислого и некоторых других газов применяются термические деаэраторы. В них вода подогревается паром до температуры насыщения. В соответствии с ГОСТ 16860-77 будем производить выбор из деаэраторов повышенного давления (тип ДП).

Исходными данными для выбора деаэратора являются рабочее давление в деаэраторе pд=0,6 МПа, а также расход питательной воды DПВ = 240 т/ч.

Деаэраторы повышенного давления  рассчитаны на производительность 80, 225, 500, 700, 1000 т/ч [8]

При расходе питательной воды DПВ = 240 т/ч выбираем деаэратор струйно-барботажного типа ДП-500/65  [8].

Характеристики деаэрационной колонки представлены в таблице 4.1

Таблица 2.1

Типоразмер колонки

Номинальная производительность, т/ч

Рабочее давление

(абсолютное), МПа

Диаметр колонки, мм

Высота колонки, мм

КДП-500

500

0,7

1816

3200

Бак аккумулятор предназначен для сбора питательной воды и создания ее аварийного запаса не менее, чем на 5 минут работы котла в аварийных ситуациях.

Объем бака:

;

.

Выбираем бак аккумулятор – БД-65-1 его характеристики приведены в таблице 2.2 [8].

Таблица 2.2

Типоразмер бака

Типоразмер колонки

Объем, м3

Диаметр бака, мм

Максимальная длина, мм

БДП-65-1

КДП - 500

65

3024

9500

2.2.3 Расчет деаэратора

2.2.3.1 Назначение, устройство и работа деаэратора

Деаэраторы повышенного давления (ДПВ) в тепловой схеме станции выполняют целый ряд функций: помимо своей основной — деаэрации питательной воды, они служат ступенью подогрева в регенеративной схеме подогрева воды, аккумулирующей и буферной емкостью между конденсатными и питательными насосами, являются источником пара постоянного давления и температуры, а также местом ввода в схему разного рода высокопотенциальных дренажей. Однако основной функцией деаэраторов является удаление из питательной воды коррозионно-активных газов. Такими газами являются кислород (02) и свободная двуокись углерода (С02).

На рисунке 2.5 представлена принципиальная схема деаэратора. Установка состоит из деаэрациоиной колонки и бака аккумулятора. Подача деаэрируемой воды осуществляется в верхнюю, а греющего пара в нижнюю часть колонки. Поступающая в бак-аккумулятор вода имеет температуру, близкую к температуре насыщения. Процесс дегазации воды в основном осуществляется в колонке, хотя и в баке-аккумуляторе за счет отстоя происходят частичное выделение мельчайших пузырьков газа и их удаление.

Рисунок 2.5 – Принципиальная схема деаэратора

1 – деаэраторная колонка; 2 – бак-аккумулятор; 3 – охладитель выпара; 4 – регулятор давления. 5 – регулятор уровня; 6 – гидравлический затвор; 7 – предохранительный клапан: 8—подвод химически очищенной воды; 9 – подвод основного конденсата; 10 – подвод дренажа подогревателей высокого давления; 11 – подвод греющею пара; 12 – отвод деаэрированной воды; 13 – отвод выпара; 14 – выхлоп в атмосферу; 15 – дренаж; 16 – теплообменник для охлаждения проб воды; 17 – водоуказательное стекло.

Эффективность деаэрации воды в деаэраторах зависит от конструкции деаэраторов, давления, при котором происходит деаэрация, а также от режима эксплуатации.

По способу организации контакта воды с греющим паром деаэраторы разделяются на пленочные, струйные, капельные, барботажные и комбинированные, сочетающие в себе два или несколько из перечисленных способов увеличения свободной поверхности воды.

Нагрев деаэрируемой воды до температуры насыщения еще не является достаточным условием для качественной деаэрации. Не менее важной задачей является создание условий для быстрой эвакуации выделившихся из воды газов. В деаэраторных колонках газы удаляются паровой продувкой колонки снизу вверх навстречу потоку падающей воды, после чего парогазовая смесь удаляется в атмосферу. Этот поток называется «выпаром». Данные эксплуатации показывают, что эффективность деаэрации в значительной мере зависит от величины «выпара» (рисунок 2.6). Для деаэраторов повышенного давления эта величина не должна быть ниже 1,5—2 кг пара на тонну воды.

Рисунок 2.6 Зависимость эффективности деаэрации от величины выпара

На эффективность деаэрации влияет также температура поступающей в деаэратор воды. С повышением температуры воды, подводимой к деаэратору, вязкость и поверхностное натяжение воды уменьшаются, скорость диффузии кислорода в слое воды возрастает и эффект деаэрации улучшается. Однако подавать в колонку воду с температурой, близкой к температуре насыщения, тоже не рекомендуется, поскольку это сокращает расход греющего пара и ухудшает условия вентиляции колонки. Минимальный нагрев воды в деаэраторе должен быть не ниже 5—6°С. Величину нагрева порядка 10—15°С следует считать оптимальной.

В настоящее время в установках высокого давления применяются деаэраторы повышенного давления 0,6 – 1,2 МПа. Это позволяет уменьшить число ПВД. а также улучшить условия деаэрации.[4]

2.2.3.2 Исходные данные для расчета деаэратора

Давление в деаэраторе: р = 0,6 МПа;

Температура насыщения: tн = 158,8 оС;

Энтальпия пара по насыщению: h'' = 2756,1 кДж/кг;

Удельный объём сухого насыщенного пара (по tн): Vп = 0,31558 кг/м3 ;

Энтальпия жидкости по насыщению: h' = 670,5 кДж/кг;

Расход основного конденсата: Dок = 56,5 кг/с;

Энтальпия основного конденсата: hок = hв4 = 642,24 кДж/кг.

Расход дренажа из вышестоящего ПВД:

DПВД = Dп1 + Dп2 + Dп3 + Dу = 2,99+2,64+3,86+0,61= 10,1 кг/с.

Энтальпия дренажа из вышестоящего ПВД: hПВД = 829,6 кДж/кг;

Расход питательной воды: Dпв = 66,67 кг/с;

Энтальпия питательной воды: hпв = h' = 636,6 кДж/кг;

Расход греющего пара из отбора турбины: Dд = 0,266 кг/с;

Энтальпия греющего пара: hд = 2850,7 кДж/кг;

Расход пара из уплотнений штоков: Dшт = 0,194 кг/с;

Энтальпия свежего пара: hшт = h0 = 3357 кДж/кг;

Расход пара из расширителя непрерывной продувки: D''пр = 0,43 кг/с;

Энтальпия пара из расширителя: h'пр = h'' = 2756 кДж/кг;

Расход пара на эжектор и уплотнения: Dэу = 0,873 кг/с.

Удельная теплота парообразования:

r = h'' – h' = 2756– 663,6 = 2092,4 кДж/кг.


2.2.3.3 Тепловой расчёт деаэратора

Проверка теплового баланса:

Входящие потоки: Di hi = ;

Исходящие потоки: Dэу hд + Dпв hпв = .

Проверка материального баланса:

Расходы входящих потоков  Dв = 67,56 кг/с;

Расходы исходящих потоков Dн = 67,56 кг/с.

Суммарный расход воды, подающийся в водораспределитель:

Dок = D1 = 56,6 кг/с.

Энтальпия воды в водораспределителе:

hок = hв4 = 642,24 кДж/кг.

Температура воды в водораспределителе:

tв1 = f (р; hв4) = 152,27 0С.

Горячие потоки (греющий пар и конденсат ПВД) поступают в нижнюю часть колонки деаэратора. При этом за счёт теплоты перегрева греющего пара из потока конденсата ПВД образуется пар в количестве, которое может быть определено из уравнений теплового и материального балансов:

 

 

где расход насыщенного пара в деаэраторе ниже активной зоны.

расход воды в деаэраторе ниже активной зоны.

отсюда находим:

1,77 кг/с;

9,23 кг/с.


2.2.3.4 Конструкторский расчёт деаэратора

Принимаем диаметр отверстий в днище тарелки d=0,005 м и высоту подпора воды на тарелке при расчетной нагрузке h=0,05 м [9].

Скорость истечения воды из отверстий тарелки:

;

м/с.

Необходимое число отверстий в тарелке:

шт.

Площадь тарелки, занятая отверстиями, размещёнными в шахматном порядке с шагом S = 1,5d0 = 0,0075 м.

Fтар=

Fтар== 0,092 м2.

Принимаем наружный диаметр размещения отверстий в тарелке    2 м, тогда внутренний диаметр [9]:

м.

Площадь живого сечения для прохода по внутренней границе струйного отсека при длине струй l = 0,6 м:

м².

Площадь живого сечения для прохода по внешней границе струйного отсека:

;

м².

Скорость пара на входе в струйный отсек:

м/c;

Скорость пара на выходе из струйного отсека:

м/c.

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

энергоблок турбина          м/c.

Температурный подогрев воды в струйном отсеке:

;

где A=0,05–коэффициент зависящий от теплофизических свойств воды и пара [9].

tв2=157,87 ºС,  кДж/кг.

Количество пара, конденсирующегося в струйном отсеке пара.

кг/c.

Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем в водораспределительное устройство, СисхО2 = 100 мкг/кг. Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем на барботажную тарелку, определяется по выражению:

 

откуда С2 = 15,5 мкг/кг.

Расход пара, поступающего на барботажную тарелку:

Dп.барб. = Dд = 0,266 кг/с.

Общий расход воды через барботажную тарелку:

  56,56+1,36+9,23=61,15кг/с.

Принимаем ширину порога барботажной тарелки b=1,5м при диаметре колонки dк = 1,816 м [9]

Расход воды через 1 м ширины водослива барботажной тарелки:

кг/м с.

Высота слоя воды над порогом водослива:

;

м.

Высота слоя воды на барботажной тарелке

h0=hп+hв=0,1+0,095=0,195 м.

Минимально допустимая скорость пара в отверстиях барботажной тарелке:

;

м/с.

Принимаем расчетную скорость пара в отверстиях барботажного листа wп=3,5∙wмин=3,5∙11,57=40,5 м/c [9].

Живое сечение для прохода пара в барботажном листе:

;

м².

Необходимое число отверстий при d0 = 0,005 м6

шт.

Высота паровой подушки под барботажным листом. При коэффициенте гидравлического сопротивления дырчатого барботажного листа ξ=1.8 и поверхностном натяжении воды σ=0,0454 H/м.

;

м.

Из конструктивных соображений принимаем ширину и длину барботажной области равными ширине водослива. Диаметр пароперепускного патрубка гидрозатвора dвых принимаем равным 0,45 м. Тогда площадь барботажной области (площадь тарелки, занятой отверстиями)

м2 .

Приведённая скорость пара при барботаже:

;

м/с.

Высота динамического слоя жидкости на тарелке

;

Количество кислорода, подлежащего удалению при барботаже

выхО2=10мкг/кг)

Скорость течения воды на барботажном листе:

;

Коэффициент массопередачи на барботажной тарелке:

;

Среднелогарифмический концентрационный напор:

 

Необходимая площадь барботажной тарелки:

2.3 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ) после реконструкции (на два котла установлен один деаэратор)

2.3.1 Расчет теплового баланса деаэратора питательной воды (ДПВ) 

Искомыми величинами при расчёте деаэратора являются расход пара в деаэратор Dд и расход основного конденсата на входе в деаэратор Dок.

Материальный баланс деаэратора питательной воды

Dок+Dшт+Dп1+Dп2+Dп3+ Dу+ D''пр +Dд = Dпв+Dэу ;

отсюда

Dок= Dпв+DэуDдDштDп1Dп2Dп3- DуD''пр ;

Dок=133,34+0,538– Dд –1,26–5,98-5,28-7,72-1,22;

Dок=113,74- Dд.

Тепловой баланс деаэратора питательной воды

Dдh3+(Dп1+Dп2+Dп3+Dу)h'п3+Dштhшт+Dокhв4+D''прh'пр=(Dпвhв.д+Dэ.уhд)/ŋп  

где hшт=3357 кДж/кг – энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов, тогда

Dд2978+(5,98+5,28+7,72+1,22)829,61+0,3883357+Dок642,24+

+2,782756=(133,34636,6+1,7462978)/0,995

Решая систему уравнений, получим: Dд=0,532 кг/с,  Dок=113 кг/с.

2.3.2 Выбор деаэратора питательной воды (ДПВ)

Исходными данными для выбора деаэратора являются рабочее давление в деаэраторе pд=0,6 МПа, а также расход питательной воды на два котла DПВ = 240∙2=480 т/ч.

При расходе питательной воды DПВ = 480 т/ч выбираем деаэратор струйно-барботажного типа ДП-500/65  [8].

Бак аккумулятор предназначен для сбора питательной воды и создания ее аварийного запаса не менее, чем на 5 минут работы котла в аварийных ситуациях.

Объем бака:

;

.

Следовательно новые параметры (производительность и объем бака)  соответствуют параметрам выбранного деаэротора .

2.3.3 Расчет деаэратора

2.3.3.1 Исходные данные для расчета деаэратора

Давление в деаэраторе: р = 0,6 МПа;

Температура насыщения: tн = 158, 8 оС;

Энтальпия пара по насыщению: h'' = 2756,1 кДж/кг;

Удельный объём сухого насыщенного пара (по tн): Vп = 0,31558 кг/м3;

Энтальпия жидкости по насыщению: h' = 670,5 кДж/кг;

Расход основного конденсата: Dок = 113 кг/с;

Энтальпия основного конденсата: hок = hв4 = 642,24 кДж/кг.

Расход дренажа из вышестоящего ПВД:

DПВД = Dп1 + Dп2 + Dп3 + Dу = 5,98+5,28+7,72+1,22= 20,2 кг/с.

Энтальпия дренажа из вышестоящего ПВД: hПВД = 829,6 кДж/кг;

Расход питательной воды: Dпв = 133,34 кг/с;

Энтальпия питательной воды: hпв = h' = 636,6 кДж/кг;

Расход греющего пара из отбора турбины: Dд = 0,532 кг/с;

Энтальпия греющего пара: hд = 2850,7 кДж/кг;

Расход пара из уплотнений штоков: Dшт = 0,388 кг/с;

Энтальпия свежего пара: hшт = h0 = 3357 кДж/кг;

Расход пара из расширителя непрерывной продувки: D''пр = 0,86 кг/с;

Энтальпия пара из расширителя: h'пр = h'' = 2756 кДж/кг;

Расход пара на эжектор и уплотнения: Dэу = 1,746 кг/с.

Удельная теплота парообразования:

r = h'' – h' = 2756– 663,6 = 2092,4 кДж/кг.

2.3.3.2 Тепловой расчёт деаэратора

Проверка теплового баланса:

Входящие потоки: Di hi = ;

Исходящие потоки: Dэу hд + Dпв hпв = .

Проверка материального баланса:

Расходы входящих потоков  Dв = 135,12 кг/с;

Расходы исходящих потоков Dн = 135,12 кг/с.

Суммарный расход воды, подающийся в водораспределитель:

Dок = D1 = 113 кг/с.

Энтальпия воды в водораспределителе:

hок = hв4 = 642,24 кДж/кг.

Температура воды в водораспределителе:

tв1 = f (р; hв4) = 152,27 0С.

Горячие потоки (греющий пар и конденсат ПВД) поступают в нижнюю часть колонки деаэратора. При этом за счёт теплоты перегрева греющего пара из потока конденсата ПВД образуется пар в количестве, которое может быть определено из уравнений теплового и материального балансов:

 

 

где расход насыщенного пара в деаэраторе ниже активной зоны.

расход воды в деаэраторе ниже активной зоны.

отсюда находим:

3,54 кг/с;

18,46 кг/с.

2.3.3.3 Конструкторский расчёт деаэратора

Принимаем диаметр отверстий в днище тарелки d=0,005 м и высоту подпора воды на тарелке при расчетной нагрузке h=0,05 м [9].

Скорость истечения воды из отверстий тарелки:

;

м/с.

Необходимое число отверстий в тарелке:

шт.

Площадь тарелки, занятая отверстиями, размещёнными в шахматном порядке с шагом S = 1,5d0 = 0,0075 м.

Fтар=;

Fтар== 0,184 м2.

Принимаем наружный диаметр размещения отверстий в тарелке    2 м, тогда внутренний диаметр[9]:

м.

Площадь живого сечения для прохода по внутренней границе струйного отсека при длине струй l = 0,6 м:

;

м².

Площадь живого сечения для прохода по внешней границе струйного отсека:

;

м².

Скорость пара на входе в струйный отсек:

;

м/c.

Скорость пара на выходе из струйного отсека:

;

м/c.

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

энергоблок турбина ;          м/c.

Температурный подогрев воды в струйном отсеке:

;

где A=0,05–коэффициент зависящий от теплофизических свойств воды и пара [9].

;

tв2=157,87 ºС,  кДж/кг.

Количество пара, конденсирующегося в струйном отсеке пара.

кг/c.

Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем в водораспределительное устройство, СисхО2 = 100 мкг/кг. Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем на барботажную тарелку, определяется по выражению:

 

откуда С2 = 15,5 мкг/кг.

Расход пара, поступающего на барботажную тарелку:

Dп.барб. = Dд = 0,266 кг/с.

Общий расход воды через барботажную тарелку:

  113+2,72+18,46=122,3 кг/с.

Принимаем ширину порога барботажной тарелки b=1,5м при диаметре колонки dк = 1,816 м [9].

Расход воды через 1 м ширины водослива барботажной тарелки:

кг/м с.

Высота слоя воды над порогом водослива:

м.

Высота слоя воды на барботажной тарелке

h0=hп+hв=0,1+0,141=0,241 м.

Минимально допустимая скорость пара в отверстиях барботажной тарелке:

м/с.

Принимаем расчетную скорость пара в отверстиях барботажного листа wп=3,5∙wмин=3,5∙11,57=40,5 м/c [9].

Живое сечение для прохода пара в барботажном листе:

м².

Необходимое число отверстий при d0 = 0,005 м

;

шт.

Высота паровой подушки под барботажным листом. При коэффициенте гидравлического сопротивления дырчатого барботажного листа ξ=1.8 и поверхностном натяжении воды σ=0,0454 H/м.

.

м.

Из конструктивных соображений принимаем ширину и длину барботажной области равными ширине водослива. Диаметр пароперепускного патрубка гидрозатвора dвых принимаем равным 0,45 м. Тогда площадь барботажной области (площадь тарелки, занятой отверстиями)

;

м2 .

Приведённая скорость пара при барботаже:

;

м/с.

Высота динамического слоя жидкости на тарелке

;

.

Количество кислорода, подлежащего удалению при барботаже

   (СвыхО2 = 10 мкг/кг)

;

.

Скорость течения воды на барботажном листе:

;

.

Коэффициент массопередачи на барботажной тарелке:

 

Среднелогарифмический концентрационный напор:

 

Необходимая площадь барботажной тарелки:

2.4 Расчет на прочность элементов деаэратора

Расчет толщины стенки деаэратора:

где P=0,6 МПа – расчетное избыточное давление;

Dв=3,018 м – внутренний диаметр днища;

Сталь15К – материал днища;

[σ],  МПа – номинально допускаемое напряжение для материала колонки.  [σ]=128 МПа [11], Прилож. 1, табл. 5;

φ=0.85 – ослабление цилиндрических элементов продольным сварным швом;

С=0,002 м – прибавка к расчетной толщине стенки.

м.

Принимаем номинальную толщину стенки деаэратора: Sном=0,02 м.

Расчет толщины днища корпуса с учетом крепления отверстия штуцером.

Минимальная толщина стенки днища при φ=1, С=0.

м.

Минимальная расчетная толщина стенки штуцера при φ=1, С=0.

;

где d=0,092 м – внутренний диаметр штуцера;

Сталь20 – материал штуцера;

[σ]ш, МПа – номинально допускаемое напряжение для материала штуцера. [σ]ш=130,23 МПа [11], Прилож. 1, табл. 5;

м.

Высота укрепляющего участка штуцера, расположенного снаружи днища:

где dн=0,108 м – наружный диаметр штуцера;

Sш=0,008 м – номинальная толщина стенки штуцера;

Сш=0,002 м – прибавка на коррозию к расчетной толщине стенки штуцера

м.

Площадь укрепляющего сечения штуцера на участке, расположенном снаружи днища:

;

м²

Высота укрепляющего участка штуцера, расположенного внутри днища:

;

 м.

Площадь укрепляющего сечения штуцера на участке, расположенном внутри днища

;

м².

Сумма компенсирующих площадей укрепляющих деталей.

Σf=fн.ш.+fв.ш ;

Σf=0,000284+0,00016=0,00044 м².

2.5 Расчет снижения мощности на перекачку пара от турбины до деаэратора

Потери в трубопроводе IV категории подачи пара на деаэраторы блока №5 после реконструкции снизились на ΔРп  =0,002 МПа

Объемную производительность насоса определяем по формуле [7]

м3/с;

где k=1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

=12 т/час - расход пара;

, кг/м3- удельный объем пара.  При 2000С и давлении 0,62 МПа =0,34035 кг/м3 [4], Табл.XXV

м3/с;

Снижение мощности, отдаваемой насосом [7]

кВт4;

кВт.

Снижение мощности, потребляемой насосом [7]

кВт;

где ηн=86% – механический КПД насоса, учитывающий потери на трение и гидравлические сопротивления [7].

кВт;

В результате проведения реконструкции мощность, потребляемая на собственные нужды, снизится на 2,05 кВт/ч.


3.Экономическая часть


3.1 расчет экономического эффекта от реконструкции  системы водоснабжения парового котла ТП-230-2

Эффективность вложения капитала в инвестиционный проект в условиях рыночной экономики является решающим условием финансовой устойчивости предприятия.

Капитальные вложения всегда ограничены финансовыми возможностями предприятия, а достижение результата отдалено во времени, потому возникает необходимость планирования инвестиционных решений и оценки экономической эффективности в результате разработки инвестиционного проекта [11].

Инвестиционный проект - это комплексный план создания производства с целью получения экономической выгоды.

Предприятие может преследовать различные цели при принятии решения об инвестировании проекта. Как правило, главная цель  это прибыльность инвестиций, соответствующая определенному заранее установленному минимуму (норме рентабельности, прибыльности) или превышающая его. Могут быть поставлены и другие цели более низкого порядка, иерархия которых в убывающем порядке представлена ниже:

- увеличение торгового оборота и доли контролируемого рынка;

- сохранение контролируемой доли рынка и репутации у потребителей;

- достижение высокой производительности труда;

- производство новой продукции.

В условиях рынка период разработки и реализации инвестиционного проекта называют инвестиционным циклом. Инвестиционный цикл состоит из трех стадий: прединвестиционной, инвестиционной и производственной.

На прединвестиционной стадии заказчик (организатор проекта или инвестор) выбирает управляющего проектом. Изучаются различные варианты проекта (строительной площадки, конструктивных особенностей, инвестиционных решений, выполняется первоначальная оценка издержек), проводятся технико-экономические исследования. Заканчивается эта стадия составлением программы финансирования проекта.

На второй - инвестиционной стадии отбираются организации, реализующие проект, готовится детальная проектная документация, определяются подрядчики и поставщики. Проводятся строительные работы, монтаж, отладка.

Третья стадия  это стадия текущей эксплуатации объекта.

Прединвестиционная фаза закладывает основы для последующих фаз инвестиционного цикла и во многом определяет успех инвестиционного проекта. Результат исследований на этой стадии - коммерческая оценка проекта - заключительное звено проведения прединвестиционных исследований. В ходе этих исследований обычно составляется бизнес-план инвестиционного проекта, важнейший раздел которого - его экономическое обоснование. Смысл экономического обоснования проекта - предоставление информации в виде, позволяющем инвестору сделать заключение о целесообразности или нецелесообразности осуществления инвестиций.

Информация именно этого раздела бизнес-плана является ключевой для принятия решения потенциальным инвестором об участии в проекте.

Экономическое обоснование подразделяется на экономическую оценку (экономическую эффективность) и финансовую (финансовую состоятельность). Первая оценка характеризует способность проекта к сохранению и обеспечению прироста капитала, вторая - анализ ликвидности (платежеспособности) предприятия в ходе реализации проекта.

3.1.1 Расчет себестоимости новой системы водоснабжения парового котла 

ТП-230-2 установленного на территории ОАО «Экспериментальная ТЭС», г. Красный Сулин.

3.1.1.1 Смета затрат на систему водоснабжения 

Определяем трудоемкость конструкторских работ в целом по разработке  системы водоснабжения.

Расчеты сведены в таблицу  3.1

Таблица   3.1 – Расчет основной заработной платы

Наименование работ (статей расходов)

Трудоемкость, (н-ч)

Стоимость, (тыс.руб.)

  1.  Общие виды

40

4

  1.  Сборочные чертежи

70

7

  1.  Деталировочные чертежи

120

12

  1.  Детальная опись

60

6

  1.  Расчеты

320

32

  1.  Прочие работы

50

5

ИТОГО:

660

66

Примечание: ставка - 100 руб./н-ч. (по данным ОАО «Экспериментальная ТЭС»)

Основная заработная плата исполнителей всего комплекса работ

660∙100=66 тыс. руб.

 

3.1.1.2 Дополнительная заработная плата

,     (1)

где  - планируемый процент дополнительной заработной платы с премией

66=7,92 тыс. руб.

3.1.1.3 Отчисления на социальные нужды

,    (2)

где =30% - отчисления на социальные нужды.

22,18тыс.руб.

3.1.1.4 Накладные расходы конструкторского отдела

,    (3)

где =30 % - процент накладных расходов от величины основной и дополнительной заработной платы.

22,18 тыс. руб.  (4)

3.1.1.5 Суммарные затраты на проектные работы по реконструкции котла

66+7,92+22,18+22,18=118,27 тыс.руб.   (5)

3.1.1.6 Планирование себестоимости и цены реконструкции системы водоснабжения

Расчет плановых затрат на реконструкцию котла осуществляется по следующим статьям расходов:

  1.  материалы (основные и вспомогательные) за вычетом расходов - ;
  2.  полуфабрикаты покупные - ;
  3.  транспортно-заготовительные расходы - ;
  4.  зарплата основная - ;
  5.  зарплата дополнительная ;
  6.  отчисления на социальные нужды - ;
  7.  расходы на содержание и эксплуатацию оборудования ;
  8.  расходы на внутризаводские помещения ;
  9.  цеховые расходы ;
  10.  общезаводские расходы ;
  11.  возмещение износа инструмента и приспособлений ;
  12.  внепроизводственные расходы .

3.1.1.7 Расходы на материалы (основные и вспомогательные) и полуфабрикаты

Расходы по этим статьям калькуляции рассчитываются на основе чистого веса материала, полуфабрикатов, количества покупных изделий и цен на них. Данные по массе  оборудования для реконструкции системы водоснабжения  приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Масса и стоимость материалов монтируемого оборудования

Монтируемое оборудование

Материал

Масса, т

Стоимость

тыс. руб./т

Цена,

тыс. руб.

  1.  Трубопровод

Сталь 20

4,8

85

408

  1.  Арматура

Сталь 20

0,5

85

42,5

  1.  Опоры

Сталь Вст3сп

0,6

79

47,4

  1.  Теплоизоляция

Сегменты перлито-цементные

0,5

50

25,0

ИТОГО:

6,4

 

522,9

3.1.1.8 Транспортно-заготовительные расходы

Транспортно-заготовительные расходы принимаются в процентах от затрат на материалы

                                                    ,     (6)

где  - процент ТЗР, %;

                                       0,065∙522,9=33,99 тыс. руб.


3.1.1.9 Определение стоимости демонтируемого оборудования

Масса и стоимость материалов демонтируемого оборудования представлена в таблице 3.3

Таблица 3.3 - Масса и стоимость материалов демонтируемого оборудования

Демонтируемое оборудование

Материал

Масса, т

Стоимость,

тыс. руб./т

Цена,

тыс. руб.

  1.  Деаэратор

Сталь 10

14,7

12

176,4

  1.  Трубопроводы

Сталь 20

3,2

6,9

22,08

  1.  Опоры

Вст3сп

0,8

4,5

3,60

ИТОГО:

 

18,7

 

202,08

3.1.1.10 Основная заработная плата производственных рабочих

Рассчитывается на основе трудоемкости изготовления элементов котла, которые принимаются по данным практики. Трудоемкость работ при демонтаже составляет 40% от трудоемкости изготовления

Расчеты сведены в таблицу  3.4.

Таблица   3.4 - Стоимость элементов трубопровода

Наименования элемента, узла

Вес, т

Трудоемкость

удельная,

(н-ч.)/т

общая,

н-ч.

  1.  Демонтаж трубопроводов, опор, деаэратора

18,7

40

748

  1.  Монтаж  трубопровода, опор, теплоизоляции

6,4

100

640

ИТОГО:

 

1388

Основная заработная плата составляет

,   (7)

где  =100 - средняя тарифная ставка по заводу, руб./ч;

=40 - средний процент премии производственным рабочим по заводу, %;

                                     1388 194,32тыс.руб.

3.1.1.11 Дополнительная заработная плата производственных рабочих и отчисления на социальные нужды

Дополнительная заработная плата производственных рабочих и отчисления на социальные нужды рассчитываются аналогично приведенным выше.

Дополнительная заработная плата

,    (8)

где =10 - планируемый процент дополнительной заработной платы, %.

194,32=19,43тыс. руб.

 Отчисления на социальные нужды:

                                                                               (9)

64,13 тыс. руб.

где =30%- отчисления на социальные нужды.

3.1.1.12 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, включающие амортизационные отчисления, затраты на эксплуатацию, ремонт.

Определяются по формуле:

,     (10)

где =205 - расчетный норматив расходов по содержанию и эксплуатации оборудования, %.

194,32=398,36 руб.

3.1.1.13 Цеховые расходы, включающие затраты на содержание цехов и управление

Цеховые расходы, включающие затраты на содержание цехов и управление ими, рассчитываются по формуле:

,     (11)

где =187 - расчетный норматив цеховых расходов, %.

194,32=363,38 тыс.руб.

3.1.1.14 Расходы на внутризаводские перемещения 

Принимаются в процентах =21% от основной заработной платы           (12)      194,32=40,81 тыс. руб.

3.1.1.15 Общезаводские расходы, включающие затраты на содержание аппарата заводоуправления, эксплуатацию и ремонт внепроизводственных зданий и сооружений

Рассчитываются по формуле:

,     (13)

где =430 - расчетный норматив общезаводских расходов, %;

194,32=835,58 тыс. руб.

3.1.1.16 Возмещение износа инструмента и приспособлений

Определяется в процентах =2% от суммы всех ранее рассчитанных статей расхода

,руб.     (14)

(522,9+33,99+194,32+19,43+64,13+363,38+40,81+835,58)=

=41,49 тыс. руб.

3.1.1.17 Заводская (производственная) себестоимость реконструкции

Определяется как сумма затрат по всем вышеперечисленным статьям калькуляции

,  руб. (15)

522,9+33,99+194,32+19,43+64,13+363,38+40,81+835,58+41,49=2116,02 тыс. руб.

3.1.1.18 Внепроизводственные расходы

Принимаются в процентах =2,5% к заводской себестоимости

, руб.  (16)

2116,02 =52,9 тыс. руб.

3.1.1.19 Коммерческая (полная) себестоимость

 Определяется как сумма заводской себестоимости и внепроизводственных расходов:

, руб.  (17)

2116,02 +52,9=2168,92 тыс. руб.

Таблица   3.5 – Калькуляция себестоимости системы водоснабжения

Наименование статей расхода

Сумма,  

тыс. руб.

Структура себестоимости, %

  1.  Материалы и полуфабрикаты

522,9

24,1

  1.  Транспортно-заготовительные расходы

34,0

1,6

  1.  Основная заработная плата производственных рабочих

194,3

9,0

  1.  Дополнительная заработная плата производственных рабочих

19,4

0,9

  1.  Отчисления на социальные нужды

64,1

3,0

  1.  Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

398,4

18,4

  1.  Цеховые расходы

363,4

16,8

  1.  Расходы на внутризаводские перемещения

40,8

1,9

  1.  Общезаводские расходы

835,6

38,5

  1.  Возмещение износа инструмента и приспособлений

41,5

1,9

  1.  Заводская (производственная) себестоимость

2116,0

97,6

  1.  Внепроизводственные расходы

52,9

2,4

  1.  Коммерческая (полная) себестоимость

2168,9

100

На основе коммерческой себестоимости и плановой прибыли  (накопления), рассчитанной исходя из предельного уровня рентабельности =10%, определяется оптовая цена реконструкции котла:

2168,922385,81 тыс. руб.(18)

Оптовая отпускная цена с учетом НДС (18 %)

1,18∙2385,81 =2559,32 тыс. руб.                  (19)

3.1.2. Капитальные вложения на реконструкцию системы водоснабжения

3.1.2.1 Транспортные расходы по доставке оборудования от завода-изготовителя до предприятия-потребителя

Принимаются в процентном отношении =5% к отпускной цене (без НДС) котла:

, руб.   (20)

2385,81=715,86 тыс. руб.

3.1.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ 

Принимается в процентах =80% от отпускной цены котла (без НДС);

, руб.   (21)

2385,81=1908,65 тыс. руб.

3.1.2.3 Затраты на вспомогательное оборудование 

Рассчитываем (укрупненно) стоимость дополнительного оборудования.

, (22)

где   = 60 тыс. руб. – стоимость дополнительного оборудования

60113,4тыс. руб.

3.1.2.4 Капитальные вложения по реконструкции системы водоснабжения у потребителя

Капитальные вложения по реконструкции системы водоснабжения у потребителя рассчитываются по формуле:

  , руб.  (23)

715,86 +1908,65 +113,4=2141,34 тыс. руб.

Расчеты сведены в таблицу  3.6.

Таблица  3.6 – Капитальные вложения ОАО «Экспериментальная ТЭС»

Наименование

Сумма, тыс. руб.

  1.  Стоимость проекта

118,27

  1.  Оптовая отпускная цена котла

2559,32

  1.  Транспортные расходы

119,29

  1.  Стоимость строительно-монтажных работ

1908,65

  1.  Затраты на вспомогательное оборудование с учетом строительно-монтажных работ

113,40

  1.  Прибыль от реализации демонтированных узлов

202,08

ИТОГО:

4616,86

3.1.2.5 Расчет себестоимости продукции представлен в таблице 3.7

Таблица 3.7 - Расчет себестоимости продукции до и после реконструкции

Наименование

Формула или источник

Расчет

До

После

1

2

3

4

  1.  Число часов работы установленной мощности hотп, час/год

По данным ОАО «Экспериментальная ТЭС»

6000

6000

  1.  Мощность блока №5, Nбл, МВт  

По данным ОАО «Экспериментальная ТЭС»

110

110

Окончание таблицы 3.7

1

2

3

4

  1.  Мощность, потребляемая на собственные нужды,    Nсн, кВт/ч

См. п. 2.5

330,00

327,95

  1.  Годовой расход энергии на собственные нужды, Эсн, кВт

1 980 000

1 967 700

  1.  Тариф на электроэнергию, ТЭ, руб./кВт ч

По данным ОАО «Экспериментальная ТЭС»

1,4

1,4

  1.  Затраты электроэнергии на собственные нужды, Иээ, тыс. руб.

2 772 000

2 599 800

  1.  Годовой отпуск энергии,  Nгод , МВт

660 000

660 000

  1.  Себестоимость единицы электроэнергии   С, руб./МВт

4200,00

4173,91

3.1.3. Определение годовой экономии

3.1.3.1 Уменьшение затрат на производство электроэнергии

В результате проведенной реконструкции системы водоснабжения котла ТП-230-2 себестоимость отпускаемой электроэнергии уменьшилась на

С =4200,00-4173,91=26,09 руб./МВт;

Снижение затрат определяем по формуле :

И = ∆СNгод =26,09∙ 660 000=17 220 тыс. руб.;

3.1.3.2 Общая годовая экономия

Общая годовая экономия будет определяться как:

ЭгодИ;

Эгод=17 220 тыс. руб./год.

3.1.4. Срок окупаемости проекта 

Срок окупаемости проекта определяем по формуле

месяца.

В результате проведения реконструкции системы водоснабжения котла ТП-230-2, снизятся затраты электроэнергии на собственные нужды. Себестоимость отпускаемой электроэнергии снизится на 26,09 руб./МВт. Проект по реконструкции окупится за 3,2 месяца.

В дальнейшем, в течение расчетного срока службы планируемая прибыль составит 17 220 тыс. руб./год.

    


4.Безопасность жизнедеятельности


4.1 Отнесения помещений и уставок проектируемой ТЭС по пожаро-взрывоопасности  

Все предприятия, на которых применяются или хранятся горючие вещества, относятся к пожароопасным. Помещения и наружные установки по пожарной опасности делятся на 5 категорий [1]:

  •  категория А – производства, связанные с применением:

а) жидкостей, веществ, имеющих температуру вспышки паров 28 0С и ниже;

б) паров или газов, нижний предел взрываемости которых 10 % и менее, в таких количествах, которые могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;

в) горючих жидкостей с температурой нагрева их 250 0С и выше.

  •  категория Б – производства, связанные с применением:

а) веществ, имеющих температуру вспышки паров от 28 до 61 0С;

б) паров или газов, нижний предел взрываемости которых более 10 %, в таких количествах, которые могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;

в) веществ, образующие горючие волокна или пыль в таких количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси с нижним концентрационным пределом воспламенения до 65 г/м3.

  •  категория В – производства, связанные с применением или обработкой твёрдых сгораемых веществ и материалов, а также горючих жидкостей с температурой вспышки паров выше 61 0С.
  •  категория Г – производства, связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в горючем, раскалённом состоянии и сопровождающиеся выделением лучистого тепла, систематическим выделением искр и пламени, а также производства, связанные со сжиганием жидкого и газообразного топлива.
  •  категория Д – производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии.

Помещения или наружные установки, в которых по условиям технологического процесса могут образоваться взрывоопасные смеси, называются взрывоопасными. По степени взрываемости помещения и наружные установки делятся на следующие категории:

В – I  - взрывоопасные смеси паров и газов с воздухом могут возникать не только при аварии, но и в нормальных условиях;

В – Iа – взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом могут возникать только при неисправности оборудования, в аварийных случаях;

В – Iб – те же помещения, что и класса В – Iа, но отличающиеся одной из следующих особенностью:

  •  горючие газы в этих помещениях обладают высоким пределом взрываемости (15 % и более) и резким запахом при предельно-допустимых по санитарным нормам концентрациях.
  •  возможна в помещениях лишь местная взрывоопасная концентрация;
  •  горючие газы и легковоспламеняющиеся горючие жидкости в помещениях в небольших количествах, не создающие общей взрывоопасной концентрации, и работа с ними производится без применения открытого пламени.

В – Iг – к ним относятся наружные установки, содержащие взрывоопасные газы, пары, горючие и легковоспламеняющиеся жидкости, где взрывоопасные смеси возможны только в результате аварии или неисправности.

В – II – взрывоопасные смеси пыли с воздухом, возникающие при нормальных условиях производства.

Oбщие требования техники безопасности к расположению и устройству пожаро- и взрывоопасных зданий и помещений сводятся к следующему:

  •  обеспечить условия, предотвращающие возможность образования взрывоопасной газовоздушной смеси;
  •  не допускать образования или появления в помещениях источника пламени или искр, а также высоко нагретых предметов, чтобы исключить возможность взрыва;
  •  предельно ограничить эффект взрыва с целью сведения к минимуму зоны его действия и разрушительных последствий.

На проектируемой ТЭС пылеприготовление относится к категории В;     В – II; котельная установка – Г; В – Iа; турбинная установка – В; Iб; электрофильтры и дымовая труба – Б; В – Iб; маслохозяйство – А; В – Iа.

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности при эксплуатации котла и вспомогательного оборудования

При обслуживании котлоагрегата, при нормальной его работе под нагрузкой, настоящим проектом предусматриваем [6]:

4.2.1 Поддержание необходимого тепловыделения в топке в соответствии с нагрузкой турбогенератора, давление пара в барабане котла при всех нагрузках не должно превышать 155 ати.

4.2.2 Питание котла водой в соответствии с паровой нагрузкой, колебания от среднего уровня не должны превышать 20 мм.

4.2.3 Поддержание температуры свежего пара на уровне 560 0С в расчётном диапазоне нагрузок, отклонения не должны превышать + 5 0С и – 10 0С.

4.2.4 Достижение максимальной экономичности сжигания топлива при минимальном расходе электроэнергии на собственные нужды.

4.2.5 Наблюдение за показаниями всех контрольно-измерительных приборов.

4.2.6 Наблюдение за плотностью закрытия арматуры. Через 1 – 1,5 часа после закрытия клапана или задвижки нужно производить их подтяжку. Это требование относится к дренажной арматуре, плотность которой проверяется ежесменно на ощупь по отсутствию нагрева труб за арматурой.

4.2.7 Наблюдение за состоянием сальников всей запорной и регулирующей арматуры.

4.2.8 Наблюдение за отсутствием неплотностей топки и газоходов котла, за состоянием обмуровки и обшивки. Обнаружение неплотности устраняется.

4.2.9 Наблюдение за состоянием карборундовой обмазки и шипов в камере горения (при остановах котла).

4.2.10 Наблюдение за работой отдельных узлов котла. Периодически прослушивать топку и газоходы котла в области пароперегревателя и водяного экономайзера с целью своевременного обнаружения свищей.

4.2.11 Наблюдение за температурой пара и металла по тракту пароперегревателя, не допуская превышения их сверх предельных величин.

4.2.12 Наблюдение за работой вспомогательного оборудования.

4.2.13 Наблюдение за состоянием основного и аварийного освещения оборудования и рабочих мест.

4.2.14 Не реже одного раза в смену производить проверку совпадения показаний водоуказательной колонки (на барабане котла) и сниженных указателей уровня воды. При помутнении стекла в колонке – заменить его.

4.2.15 Один раз в сутки проверять готовность к действию всех задвижек котла путём поворота штурвала на долю оборота.

4.2.16 При резком нагружении или разгружении турбины быстро приводить в соответствие нагрузку котла, изменяя подачу воды, топлива, воздуха, расходы конденсата на впрыски в пароохладители. В диапазоне нагрузок 50-100 % в работе находятся оба дутьевых вентилятора.

4.2.17 Если показания уровнемеров не совпадают с показаниями водоуказательных колонок, необходимо немедленно выяснить истинный уровень воды в барабане и устранить причину неправильных показаний.

4.2.18 Систематически вести наблюдение за работой горелок и процессом горения. Цвет факела должен быть ослепительно ярким, без дымовых полос. Окраска дымовых газов на выходе из котла должна быть светло-серой.

4.2.19 В диапазоне нагрузок котла 50-100 % номинальной в работе должны находиться все 6 горелок.

4.2.20 Правильным ведением режима горения выдерживать параметры пара. Регулирование температуры пара производится с помощью впрыска. Основное количество конденсата подавать на первый впрыск, вторым впрыском производить окончательную подрегулировку.

4.2.21 Во время растопки и работы котла на мазуте особое внимание уделять контролю температуры газов за РВП. Резкое возрастание температуры свидетельствует о загорании сажи в пакетах РВП.

4.2.22 В случае, если температура пара после ширмо-конвективного пароперегревателя превышает допустимый предел, следует убедиться, что авторегулятор перегрева увеличил расход конденсата на соответствующий впрыск. Если, несмотря на подачу максимального количества конденсата в пароохладитель, температура пара продолжает оставаться завышенной, необходимо принять следующие меры:

  •  проверить положение факела в камере горения и в случае затягивания в область камеры охлаждения принять меры к восстановлению нормального режима;
  •  изменить избыток воздуха в пределах заданного содержания кислорода в дымовых газах;
  •  проверить загрузку горелок топливом;
  •  проверить температуру питательной воды, если температура ниже нормы, потребовать принять меры к её повышению;
  •  потребовать у дежурного инженера станции снижения нагрузки на котле.

4.2.23 В случае понижения температуры пара за ширмо-конвективным пароперегревателем проверить, что авторегулятор перегрева уменьшил подачу конденсата на впрыск вплоть до полного закрытия. Изменить избыток воздуха в пределах заданного значения кислорода в дымовых газах, загрузить горелки.

4.2.24 Температуру пара в обеих нитках следует поддерживать одинаковой при одинаковом расходе конденсата на впрыск. Появление температурного перекоса может быть следствием:

  •  неравномерной подачи топлива или воздуха к горелкам;
  •  ненормальной работы горелок.

При обнаружении температурного перекоса следует немедленно выяснить причину и устранить её (отрегулировать расход воздуха или топлива к горелкам).

4.2.25 Нормальное количество пара обеспечивается поддержанием норм качества питательной воды, режимов фосфатирования и непрерывной продувки. Качество питательной воды должно поддерживаться в строгом соответствии с нормами. Контроль за качеством пара и воды, а также режима продувок и фосфатирования осуществляется хим. лабораторией. Регулирование непрерывной продувки производится с блочного щита управления (БЩУ). Периодическая продувка производится вручную. Периодичность продувок и их величина устанавливается хим. лабораторией.

4.2.26 Следить за работой механизмов непрерывного шлакоудаления, поддерживать постоянный уровень вод в ванне. Особое внимание обратить на выход шлака из лёток при понижении нагрузки котла, не допуская затягивания лётки, образования над ними козырьков и наростов.

4.2.27 Режим работы котла должен осуществляться в соответствии с режимной картой, составленной после наладочных испытаний.

4.2.28 При работе котла с отключенной группой ПВД, когда температура питательной воды 160 0С, нагрузка котла должна быть не выше 300 т/ч.

4.2.29 Не реже одного раза в смену производить осмотр главных предохранительных и импульсных клапанов. При этом особенно следить за тем, чтобы:

  •  демпферные камеры главных предохранительных клапанов постоянно были заполнены водой;
  •  импульсный клапан не пропускал пар через поршневую камеру главного предохранительного клапана;
  •  запорные вентили диаметром 10 мм в процессе эксплуатации должны быть полностью открыты, маховики сняты, а шпиндели опломбированы;

4.2.30 Следить за подачей воды на охлаждаемые лазы камеры горения. В период работы котла температура воды после охлаждаемого лаза на должна быть выше 80 0С.

4.2.31 подача воздуха для охлаждения лючков-гляделок не должна прерываться, иначе произойдёт нагрев и пережог гляделок.

4.2.32 Перед растопкой котла подаётся вода на шлакоудалитель. В период работы котла необходимо следить за температурой и уровнем воды в шлаковой ванне. Температура воды не должна превышать 60 0С, а уровень в шлаковой ванне должен быть таким, чтобы не происходило проскоков газа через шлаковую ванну.

4.2.33 При работе под нагрузкой на котлоагрегате должны быть включены авторегуляторы и защиты. В случае отклонения регулируемых величин от допустимых значений, при появлении каких-либо ненормальностей в работе авторегуляторов, нужно перейти на дистанционное управление.

4.3 Мероприятия по противопожарной безопасности котлотурбинного цеха

4.3.1 Настоящим проектом предусматриваем ответственным лицом за противопожарное состояние всего цеха, а также за своевременное выполнение противопожарных мероприятий назначить начальника котлотурбинного цеха (КТЦ) [1].

4.3.2 В пределах смены ответственным лицом за противопожарное состояние является начальник смены КТЦ, а по рабочим местам эксплуатационный персонал каждого рабочего места, принявшие смену.

4.3.3 Все вновь принимаемые в цех рабочие и служащие должны быть проинструктированы о мерах противопожарной безопасности.

Противопожарный инструктаж проводится:

  •  в пожарной охране - по соблюдению общих правил пожарной безопасности и по пользованию средствами пожаротушения и связи;
  •  администрацией цеха - на рабочем месте - по соблюдению правил пожарной безопасности в цехе и на обслуживаемом оборудовании;
  •  персоналу цеха при производстве плановых инструктажей.

4.3.4 Персонал цеха при приёме смены обязан производить осмотр средств пожаротушения на своих рабочих местах и обо всех замечаниях по ним докладывать начальнику смены.

4.3.5 Весь пожарный инвентарь на каждом рабочем месте должен содержаться в исправном состоянии, чистым, в количестве, соответствующем противопожарной смене. Весь инвентарь должен быть готов к немедленному действию.

4.3.6 Категорически запрещается использование пожарного инвентаря и оборудования для хозяйственных, производственных и прочих нужд, не связанных с пожаротушением.

4.3.7 Весь персонал должен постоянно следить на своих рабочих местах за соблюдением противопожарного режима всеми рабочими, а также требовать, чтобы перед сдачей смены, при окончании работы проводилась тщательная уборка рабочих мест, особенно от горючих веществ, пролитого масла, мусора, производственных отходов.

4.3.8 Территория и помещения цеха должны постоянно содержаться в чистоте. Должен быть обеспечен свободный подъезд и подход к въездным воротам и входным дверям главного корпуса, к пожарным кранам и первичным средствам пожаротушения.

4.3.9 При производстве электро- и газосварочных, бензорезных и паяльных работ на электростанции должны соблюдаться требования “Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ”.

Огневые работы на трубопроводах с горючими газами, водородных установках, маслосистемах и другом взрывоопасном оборудовании, а также одновременное проведение огневых и других пожароопасных работ допускаются с письменного разрешения начальника цеха.

4.3.10 Пожарные краны должны быть оборудованы рукавами, стволами, хранящимися в специальных закрытых и опломбированных ящиках.

4.3.11 Все средства пожаротушения должны быть проверены и испытаны. Пожарные ящики должны быть заполнены чистым, мелким, сухим песком и иметь совки.

4.3.12 Работы, связанные с отключением средств обнаружения и тушения пожаров, а также участков водопроводной сети, могут проводиться только после уведомления пожарной охраны и с разрешения начальника цеха.

4.3.13 Пожароопасными местами в КТЦ являются:

  •  места опасные в отношении загазованности – район генераторов с водородным охлаждением, газового поста генераторов;
  •  район маслобаков, маслопроводов, маслонасосов турбин, маслоочистных установок;
  •  места установки бачка доливочного масла турбин, баков грязного масла, ёмкости для аварийного слива масла из маслобаков;
  •  все сооружения в районе прохода маслопроводов, мазутопроводов, водопроводов;
  •  ацетиленовые, кислородные и газовые разводки по цеху;
  •  места установки мазутных форсунок котлов;
  •  подшипники насосов, дымососов, вентиляторов и электродвигателей;
  •  электрооборудование: кабельные каналы и трассы, электрические щиты и распредустройства, двигатели, возбудители, трансформаторы;
  •  леса для ремонтных работ, выполненные из дерева, временные деревянные настилы и стеллажи.

4.3.14 Вероятными причинами возникновения пожара могут быть:

  •  огневые работы, проводимые в цехе;
  •  курение в пожароопасных местах;
  •  короткое замыкание на электрооборудовании;
  •  некачественная или недостаточная изоляция горячих поверхностей нагрева котлов, турбин и трубопроводов при наличии вблизи них горючих материалов;
  •  нарушение правил безопасности при посещении или производстве работ в местах опасных в отношении загазованности;
  •  повреждение подшипников механизмов.

4.3.15 Необходимо обеспечивать безопасность в противопожарном отношении режима работы котельных агрегатов, для чего:

  •  внимательно следить за режимом тяги и дутья;
  •  при обрыве факела в топке котла обеспечить прекращение подачи газа в топку, провентилировать топку в течение 10 мин. и только после этого разжигать горелки;
  •  следить, чтобы на площадках, лестницах, перекрытиях котлов отсутствовали посторонние предметы, особенно легковоспламеняющиеся;
  •  следить за исправностью обмуровки котла и изоляции трубопроводов в пределах котла, а также за плотным закрытием всех люков, лазов и гляделок;
  •  следить за температурой дымовых газов перед и за РВП.
  •  В случае загорания в хвостовых поверхностях нагрева котла действовать согласно инструкции по предупреждению и ликвидации аварий котлоагрегатов.


4.4 Мероприятия по обеспечению безопасности работ ЦТАИ

При обслуживании устройств тепловой автоматики, теплотехнических измерений и защит персоналу цеха ТАИ настоящим проектом предусматриваем [19]:

4.4.1 Включать и отключать первичные (запорные) вентили датчиков автоматики, КИП и защит должен персонал, обслуживающий тепломеханическое  оборудование. Обслуживание вторых вентилей, установленных перед датчиками автоматики, КИП и защит, а также осмотр устройств цеха ТАИ на тепломеханическом оборудовании и внутренний осмотр тепловых щитов, панелей и т.д., должен производить персонал указанного цеха с ведома персонала, обслуживающего тепломеханическое оборудование.

4.4.2 Отключать датчики от трубопроводов (сосудов) следует закрытием первичных (отборных) вентилей на импульсных линиях без применения рычага. Если импульсные линии датчика подключены к разным отборным устройствам, должны быть закрыты первичные (отборные) вентили на всех этих устройствах.

4.4.3 Отключать датчики от трубопроводов (сосудов) с давлением выше 6 МПа следует закрытием двух последовательно установленных запорных вентилей, один из которых (отборный) находится непосредственно у трубопровода (сосуда), другой – на импульсной линии перед датчиком.

4.4.4 Импульсные линии с давлением выше 6 МПа можно ремонтировать лишь при отключённых трубопроводах (сосудах). Возможность ремонта без отключения трубопроводов (сосудов) определяет главный инженер электростанции.

4.4.5 если трубопровод или сосуд, к которому подключены линии, остаётся под давлением, то запорные вентили импульсных линий должны быть закрыты, обвязаны цепями и заперты на замок.

4.4.6 Отсутствие давления в отключенной импульсной линии должно проверяться соединением её с атмосферой. Если на импульсной линии не имеется продувочных устройств, отсутствие давления необходимо проверять отсоединением этой линии от датчика: накидную гайку, присоединяющую линию к датчику, следует осторожно отвёртывать гаечным ключом до тех пор, пока из-под гайки не появится вода, не понизится давление в линии и не уменьшится истечение. Выждав 30-40 с, надо ещё отвернуть гайку на пол-оборота – оборот и снять давление. По мере падения давления гайку следует отвёртывать далее с таким расчётом, чтобы ко времени полного снятия давления она была завёрнута на штуцер на три – четыре оборота. Если по мере отвёртывания гайки со штуцера давление в линии не падает, следует затянуть гайку и принять меры к более полному отключению импульсной линии. Эти операции необходимо выполнять в рукавицах.

4.4.7 Врезку импульсных линий на трубопроводах и сосудах, разборку фланцев измерительных диафрагм, арматуры, установку гильз термопар должен производить персонал основных цехов, за которым закреплено оборудование, в присутствии представителя цеха ТАИ. Указанные работы должны выполняться после снятия давления в трубопроводах и сосудах и при открытых дренажах.

4.4.8 Замену, наладку термопар и термопреобразователей сопротивления, расположенных в труднодоступных местах и в местах с температурой более 33 0С, должны осуществлять не менее чем два лица. Вентиляция рабочих мест должна производиться передвижными воздушно-душирующими установками.

4.4.9 Продувку импульсных линий воды и пара при отсутствии специальных продувочных устройств или забитых продувочных линиях должны выполнять с разрешения дежурного персонала технологического цеха на менее чем два лица в соответствии с местной инструкцией, в которой должны быть указаны технологическая последовательность операций и меры безопасности.

4.4.10 При возникновении аварийного положения на тепломеханическом оборудовании продувка должна быть прекращена, арматура перекрыта.

4.4.11 При работах на масляных импульсных линиях из них должно быть полностью спущено масло. Спуск масла должен осуществляться отсоединением линии у первичного вентиля и прибора через нижнюю точку. Если линия у первичного вентиля приварена и спустить из неё масло невозможно, то со стороны манометра в линию должна вводиться хлорвиниловая трубка, через которую грушей должно отсасываться масло. Длина трубки должна выбираться из расчёта освобождения от масла участка импульсной трубки не менее 1,5 м от места сварки.

Масло из трубок должно сливаться в какой-либо сосуд во избежание попадания масла на пол.

4.4.12 Заменять манометры, датчики следует только после закрытия первичных (отборных) вентилей. Накидные гайки у манометров, датчиков надо отвёртывать постепенно.

4.4.13 Контрольно-измерительные приборы к газопроводам давлением более 0,1 МПа следует присоединять металлическими трубками. При давлении газа до 0,1 МПа эти приборы разрешается присоединять резиновыми трубками длиной не более 1 м, закреплёнными хомутами. На отводах к приборам должны предусматриваться отключающие устройства.

При снятии датчиков КИП, автоматики, защит на отключённые от датчика импульсные линии следует устанавливать заглушки.

4.4.14 На манометрах, установленных на газопроводах, должна быть указана красной чертой отметка рабочего давления.

4.4.15 Подлежащие ремонту импульсные линии, арматуру и датчики, подключаемые к кислото- и щелочепроводам или к емкостям с кислотами и щелочами, необходимо освободить от кислоты или щелочи и отсоединить от работающих трубопроводов и резервуаров заглушками. После этого импульсные линии, арматуру, датчики, подвергаемые ремонту, следует тщательно промыть водой до нейтральной реакции промывочных вод. Перед началом работ персонал цеха ТАИ в присутствии дежурного персонала смены химического цеха должен убедиться в том, что импульсные линии, подлежащие ремонту, отглушены от действующего оборудования и что исключена возможность попадания в них кислоты или щелочи и полностью удалены реагенты.

4.4.16 Работа на импульсных линиях и аппаратуре цеха ТАИ, установленных в химическом цехе, при выполнении которых могут произойти случайные выбросы агрессивных сред (кислоты, щелочи, коагулянта), должны производиться в резиновых перчатках, прорезиненном фартуке и защитных очках.

4.4.17 Персонал цеха ТАИ, работающий в помещениях химического цеха, должен знать основные свойства используемых реагентов и правила обращения с ними.

Противопожарная инструкция для персонала цеха

тепловой автоматики и измерений

4.4.18 Ответственным лицом за противопожарное состояние всего цеха, а также за своевременное выполнение противопожарных мероприятий является начальник цеха ТАИ [1].

4.4.19 Ответственность за пожарную безопасность помещений и оборудования, закреплённых за цехом ТАИ, несёт непосредственный руководитель участка, за которым закреплено то или иное помещение и оборудование.

4.4.20 В течение смены ответственным лицом за противопожарное состояние помещений и оборудования цеха ТАИ является ст. ДЭС.

4.4.21 Все вновь принимаемые в цех рабочие и служащие должны быть проинструктированы о мерах противопожарной безопасности.

Противопожарный инструктаж проводится:

  •  в пожарной охране - по соблюдению общих правил пожарной безопасности и по пользованию средствами пожаротушения и связи;
  •  администрацией цеха - на рабочем месте - по соблюдению правил пожарной безопасности в цехе и на обслуживаемом оборудовании;
  •  персоналу цеха при производстве плановых инструктажей.

4.4.22 Каждый рабочий, инженерно-технический рабочий должен хорошо знать расположение ближайших телефонов, первичных средств пожаротушения и уметь приводить их в действие при пожаре.

4.4.23 Весь пожарный инвентарь должен содержаться в исправном состоянии, чистым и быть готов к немедленному действию.

4.4.24 Запрещается использовать не по назначению средства пожаротушения и загромождать к ним подходы и подъезды.

4.4.25 Готовность средств пожаротушения к действию и их комплектность проверяется повседневно на обходах ст. ДЭС, ИТР, за которым закреплен данный участок, и руководством цеха при плановых обходах. Все замечания отклонения от норм должны немедленно устраняться.

4.4.26 Все средства пожаротушения должны быть проверены и испытаны. Пожарные ящики должны быть заполнены чистым, мелким, сухим песком и иметь совки.

4.4.27 Пожарными местами (опасными) являются:

  •  кабельные полуэтажи, кабельные каналы и трассы;
  •  щиты водородного охлаждения, район генератора;
  •  теплик;
  •  мазутонасосная;
  •  маслохозяйство.

4.4.28 При производстве электро- и газосварочных работ на электростанции должны соблюдаться требования “Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ”.

4.4.29 В кабельных полу этажах запрещается:

  •  устройство временных и постоянных кладовок;
  •  курение и применение открытого огня;
  •  работа с легковоспламеняющимися и горючими веществами.

4.4.30 В помещениях лабораторной разрешается хранить недельный эксплуатационный запас горючесмазочных материалов и других легко воспламеняющихся веществ в прочной закрывающейся металлической таре. Открытое хранение горючесмазочных и легковоспламеняющихся веществ запрещается.

4.4.31 В помещениях лабораторной ежедневно очищать урны от промасленной ветоши в специально отведённые для этого места.

4.4.32 Не допускать попадания влаги (воды, пара) на электродвигатели, электрическую аппаратуру, кабели.

4.4.33 Не допускать механических повреждений электропроводов и кабелей, самовольных подключений к электроустановкам, а также не применять некалиброванные плавкие вставки в электропредохранителях и непроверенные автоматические выключатели.

4.4.34 Всякие работы с открытым огнём (электро- и газосварочные) производить только по специальному распоряжению.

4.4.35 Курение в местах опасных в пожарном отношении запрещается.

4.4.36 Спецодежда должна храниться в специальных ящиках в бытовых цеха. Промасленная спецодежда должна храниться только в развешенном виде. В карманах спецодежды запрещается оставлять промасленные тряпки и обтирочные конпы. Оставлять после работы спецодежду у рабочих мест запрещается.

4.4.37 Щиты управления являются наиболее ответственной частью электрической установки, поэтому наибольшее внимание при тушении пожара должно уделяться сохранению в целостности установленной на них аппаратуры.

4.4.38 При загорании кабелей, проводов, аппаратуры на панелях щита управления оперативный персонал должен, по возможности, снять напряжение с панелей, на которых возник пожар, и приступить к тушению пожара, не допуская перехода огня на соседние панели. При этом применяются углекислотные огнетушители, а также распыленная вода.

4.4.39 В случае тушения пожара без снятия напряжения при применении углекислотных огнетушителей не допускается прикосновение к кабелям, проводам и аппаратуре, а при тушении пожаров компактными и распылёнными водяными струями без снятия напряжения в электроустановках допускается только в электроустановках, открытых для обзора ствольщика. При этом ствол должен быть заземлён, а ствольщик работать в диэлектрических перчатках и обуви и находиться на расстоянии не менее 3,5 – 4 м.

4.5 Мероприятия по обеспечению персонала ЦТАИ в условиях ЧС. Режим повседневной деятельности

В целях предупреждения аварии на ТЭС, снижения масштабов последствий возможных чрезвычайных ситуаций (ЧС), вызванных крупными авариями, катастрофами на соседних и снижения последствий стихийных бедствий на ТЭС и в его цехах и отделах разрабатываются и осуществляются организационно-технические предупредительные профилактические мероприятия:

  1.  Положение по объективной комиссии по предупреждению и ликвидации ЧС.
  2.  Объектовая комиссия по чрезвычайным ситуациям (КЧС), рабочий аппарат объектовой КЧС и состав оперативной группы.
  3.  На базе невоенизированных формирований гражданской обороны силы и средства по предупреждению и ликвидации ЧС.
  4.   Обучение и поддержание в готовности к действиям в ЧС органы управления, силы и средства ТЭС.
  5.  Обучение рабочих и служащих способам защиты и действиям в возможных ЧС.
  6.  Меры безопасности при работе с сильнодействующими ядовитыми веществами и при работе на участках, где возможно возникновение аварийных ситуаций.
  7.  План мероприятий по обеспечению устойчивой работы ТЭС в ЧС и его корректировка в установленные сроки.
  8.  Постоянное наблюдение за состоянием и работой технологического оборудования станции.
  9.  Поддержание в постоянной готовности систем связи и оповещения персонала станции о ЧС.
  10.  Рабочие места работающих на ТЭС в основном обеспечены средствами индивидуальной защиты, а дежурная смена оперативного персонала дополнительно противогазами, коробками и патронами ДПГ-3 от СДЯВ и СО.

Режим повышенной готовности

В случае угрозы возникновения ЧС на ТЭС, вызванной крупной аварией или катастрофой на соседних потенциально опасных объектах, или угрозы возникновения стихийного бедствия необходимо выполнить предупредительные мероприятия направленные на снижение возможного ущерба от производственной аварии или стихийного бедствия:

  1.  Произвести прогнозирование и оценку возможной обстановки на станции. Ответственный начальник ГО, начальник штаба ГО и ЧС.
  2.  Оповестить об угрозе возникновения ЧС руководящий состав, членов КЧС, рабочих и служащих ТЭС. В рабочее время ответственные: НШГО ЧС и начальник связи. В нерабочее время: начальник смены станции (НСС).
  3.  Собрать руководящий состав ГО, членов КЧС и КНС. В рабочее время ответственный НШГО ЧС. В нерабочее время ответственный НСС.
  4.  Провести инструктаж руководящего состава, членов КЧС и командиров формирований о проведении необходимых мероприятий в цехах и отделах ТЭС. Проводит начальник ГО (председатель КЧС).
  5.  Выставить пост РХН и поставить ему задачу. Ответственный начальник службы ПРХЗ.
  6.  Привести в повышенную готовность силы и средства, предназначенные для ликвидации последствий возможных ЧС. Ответственные: НЩГО ЧС по оперативным вопросам, командиры формирований.
  7.  Проверить и уточнить порядок оповещения органов управления, невоенизированных формирований, рабочих и служащих, членов их семей о возникновении аварии, катастрофы или стихийного бедствия и порядке действия при ЧС. Ответственный начальник службы связи.
  8.  Привести защитное сооружение в готовность к приему укрываемых (без высвобождения от складского имущества). Ответственный начальник службы убежищ и укрытий.
  9.  Уточнить порядок наблюдения за соседним объектом, на котором произошла авария или за ухудшающимися метеоусловиями, которые могут отрицательно повлиять на жизнедеятельность ТЭС.  Ответственные: начальник ГО НЩГО ЧС.
  10.  Приступить к проведению плановых мероприятий по повышению устойчивости ТЭС при ЧС. Ответственный председатель КЧС.

 

                             Режим чрезвычайный

При возникновении крупной производственной аварии на тес первоначальное руководство по ликвидации производственной аварии возложено на НСС, который после принятия первоначальных мер по локализации аварийной ситуации оповещает директора ТЭС, председателя КЧС. В случае необходимости НСС дает команду на развертывание и применение средств пожаротушения, вызывает пожарную команду города, скорую помощь, привлекает аварийно техническую службу ТЭС к ремонтно-восстановительным работам.

Оперативный персонал ТЭС, в зависимости от характера угрозы поражения обслуживающего персонала. На основании имеющихся инструкций по предупреждению и ликвидации аварий на оборудовании ТЭС, принимает меры по её ликвидации путем отключения оборудования, паропроводов, газопроводов, эвакуации находящихся людей. При прибытии на ТЭС директора или председателя КЧС руководство по устранению последствий аварии переходит к ним.

При возникновении аварии на складе химических реагентов ТЭС в результате повреждений баков хранения или разлива СДЯВ на потенциально химически опасных соседних объектах НСС:

  1.  Включает электрическую сирену звучанием на две минуты (сигнал: «Внимание, всем!»).
  2.  Передает на узел связи ТЭС, чтобы передали речевое сообщение по местной радиосети о времени, месте, масштабе аварии, о безаварийном останове вспомогательного оборудования ТЭС и убытия работающих в защитное сооружение, кроме дежурной смены оперативного персонала, которым подготовить средства индивидуальной защиты и надеть их при подходе токсичных химических веществ (ТХВ).

При возникновении аварии на радиационно опасных объектах НСС получив сообщение по прямому телефону о времени, месте, возможных её последствиях, направлении и скорости ветра докладывает директору ТЭС и председателю КЧС, если позволяет время, а если нет, то включает сирену и действует так, как при подходе токсичных веществ к территории ТЭС. Разведку и наблюдение за изменением обстановке, сложившейся в результате производственной аварии или стихийного бедствия, вести силами поста РХН с задачей своевременно обнаружить заражение объекта радиоактивными или отравляющими веществами, подать сигнал оповещения и определить направление распространения облака. К ведению дополнительно привлечь звено разведки с задачей установить характер радиоактивного и химического заражения, наличие и распространение пожаров, степени разрушений, наличие и распространение пожаров, степени разрушений, наличие пострадавших людей. Ответственность за организацию разведки возложить на спасательных и неотложных работ – на командиров формирований ГО.

Начальнику службы ПРХЗ организовать дозиметрический и химический контроль.

Организовать систематический контроль за зараженностью продуктов питания, выдаваемых рабочими и служащим. Контроль за степенью зараженности возложить на лабораторию химического цеха ТЭС.

Для ведения спасательных и неотложных работ привлечь формирования ГО: спасательную группу, аварийно-техническую команду, отделение пожаротушения.

Формирования ГО заблаговременно должны быть укомплектованы и оснащены необходимой техникой и имуществом.

Установить единый срок приведения формирований ГО в готовность для ведения спасательных и неотложных работ при внезапном возникновении бедствия.

Для решения задач медицинского обеспечения привлечь медицинский пункт ТЭС, санитарные посты и медицинское звено защитного сооружения. Первую медицинскую помощь пораженным отравляющими или радиоактивными веществами и пострадавшим при производственных авариях оказывать путем само- и взаимопомощи, составом медицинского пункта ТЭС и санитарных постов, подготовленных и оснащенных для этой цели.

Для управления силами ГО ТЭС при возникновении производственных аварий и стихийных бедствий использовать оборудованный пункт управления (ПУ) в защитном сооружении, а при аварии со СДЯВ – щит управления химической водоочистки.

В состав расчета ПУ включить:

  1.  Начальника ГО ТЭС и его первого заместителя.
  2.  Начальника штаба по делам ГО и ЧС и его заместителей.
  3.  Формирования обслуживания ПУ (связи и охраны).
  4.  Оперативного дежурного ПУ ГО ТЭС.

На ПУ организовать круглосуточное дежурство. Все сигналы, распоряжения и информацию на ТЭС принимает и записывает в журнал оперативный дежурный. О получении сигналов и распоряжений оперативный дежурный докладывает начальнику ГО и начальнику штаба по делам ГО и ЧС ТЭС и по их распоряжению обеспечивает их доведение до исполнителей по схеме оповещения.

4.6 Расчет вентиляции

Производство электроэнергии на ТЭС связано с высокими температурами и влажностью, что требует обеспечения нормального микроклимата в цехе ТАИ. Для этой цели предусматриваем вентиляцию. Для ЦТАИ оптимальными и допустимыми нормами являются /16/:

Температура воздуха, °С

оптимальная                                                       20÷23

допустимая                                                         19÷25

Относительная влажность, %

оптимальная                                                       40÷60

допустимая                                                         75

Скорость движения воздуха, м/с

оптимальная                                                       0,2

допустимая                                                         0,2

В дипломном проекте применяем приточную, общеобменную вентиляцию. Согласно СНиП 11-33-94 количество воздуха, обеспечивающее требуемые параметры определяем расчетом.

Объем V подаваемого свежего воздуха, необходимо для удаления избыточного тепла, определяем по формуле /17/:

V=Qизб/c·ρ·(tу-tп),

где Qизб – избыток тепла; с – теплоемкость воздуха; ρ – плотность воздуха; tу,tп – температуры уходящего и приходящего воздуха.

ЦТАИ относится к помещениям с незначительным избытком удельного тепла, QизбУД = 23 Дж/(м3·с).

Размеры помещения ЦТАИ следующие:

площадь пола                                                 S = 144 м2;

высота                                                             h = 3,5 м.

Таким образом:

                           Qизб = 23·144·3,5 = 11,6 кДж/с

                                    ρ = 1,029 кг/ м3;

                                  с = 1 кДж/(кг·К);

                                      tу = 45°С;

                                      tп = 20°С.

Объём подаваемого воздуха будет равен:

        V = 11,6/1,029·1·(40-20) = 0,563 м3/с = 2000 м3/ч;

Определим кратность воздухообмена:

                                          k = V/VП,

где  VП – объём помещения, VП = 144 ·3,5 = 504 м3 ;

                                          k = 2000/504 ~ 4.

Подберем вентилятор для воздухообмена. По рисунку 5.12/18/ определим давление от напора воздуха: Р=430 Па, циклическая частота ω=150 рад/с, коэффициент полезного действия η=0,4.

Для расчета мощности используем формулу:

               N = V·P/1000·η = 0,563·430/1000·0,4 = 0,61 кВт;

С учетом запаса  N3 = N·k,

где k – коэффициент запаса, k=1,1.

Получим:

N3 = 0,61·1,1 = 0,67 кВт.

Из /18/ выбираем подходящий двигатель серии А2: А02-12-4:

мощность                                                0,8 кВт,

частота вращения                                   150 рад/с.

                                                     


Заключение

Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием в объеме  стр. пояснительной записки с таблицами и рисунками и чертежей.

В соответствии с техническим заданием была проведены расчеты по разработке системы водоснабжения парового котла ТП-230-2.

При выполнении дипломного проекта была разработана системы водоснабжения парового котла ТП-230-2.

В процессе разработки были проведены тепловые, конструкторские, прочностные и гидравлические расчеты системы водоснабжения.

При выполнении дипломного проекта было произведено изменение конструкции деаэратора. Проведены расчеты энергопотребления на собственные нужды до и после реконструкции.

В результате разработки создана система водоснабжения парового котла ТП-230-2 с улучшенными показателями.

В результате экономических расчетов определено, что после реконструкции системы водоснабжения общая годовая экономия составит 17 220 тыс. руб./год. Проект окупится за 3,2 месяца.

Разработаны мероприятия по обеспечению безопасности реконструкции и эксплуатации оборудования.


Список использованной литературы

  1.  Инструкция по эксплуатации парового котла ТП-230-2, 36 с.
  2.  ПБ 10-573-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. 54 с.
  3.  Никитина И.К. Справочник по трубопроводам тепловых электростанций.-М.:Энергоатомиздат, 1983.-176 с., ил.
  4.  Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1973 г. 296 с.
  5.  Гидравлический расчет котельных агрегатов: (Нормативный метод)/ Балдина О.М., Логшин В.А., Петерсон Д.Ф. и др.; под ред. В.А. Локшина и др.-М.: Энергия, 1978.-256 с.,ил.
  6.  РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды (УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Госгортехнадзора России от 25.08.1998 № 50, с Изменением № 1 (РДИ 10-413(249)-01), утвержденное постановлением Госгортехнадзора России от 13.07.01 № 31) -184 с.
  7.  Инструкция СН 527-80 по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 16 МПа (Утверждена постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 4 августа 1980 г. № 120)
  8.  ГОСТ 16860-88 Деаэраторы термические. Типы, основные параметры, приемка, методы контроля, 5 с.
  9.  Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС. – 4-е изд. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. – 61 с.
  10.  Клименко А. В., Зорин В. М. Теплоэнергетика и теплотехника. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 1999.
  11.  ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность, 15 с.
  12.  Пономарева Н.А. Методические указания по оценке эффективности инвестиций в дипломных проектах для студентов специальности 1005, 1003. / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ(НПИ), 2002 – 18с.


Д

ОК

Д

ОК

Д

ПВД

в)

Р

БН

ПН

Ф

ПН

ДШ

БН

Р

ЭД

б)

ПВД

Д

ПВД

а)

ЭД

ГМ

ПН

ДШ

ОК

РК

Рпн1

к ПК

Н1

ДПВ

ПВД

рв

г)

ПН2


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

26721. Основные категории современной геополитики 13.08 KB
  Одним из ключевых понятий геополитики является пространственнотерриториальный фактор. Геополитические процессы представляют собой исторические процессы формирования развития взаимодействия и распада субъектов геополитики. Одной из важнейших категорий геополитики является понятие субъекты геополитики.
26722. ИСТОЧНИКИ ГЕОПОЛИТИКИ 21.71 KB
  Исследование механизмов и форм контроля над территорией одна из основных задач геополитики. Историческим ядром геополитики выступает география ставящая во главу угла исследование прямых и обратных связей между свойствами территории и балансом соперничеством или сотрудничеством мировых силовых полей. Методологическим ядром геополитики при этом является моделирование на общепланетарном уровне хотя в составе этой научной дисциплины существуют и региональные и локальные разделы например исследование границ проблем спорных территорий...
26723. Биполяность и монополярность мира 15.56 KB
  Дополнительно предъявлялись следующие аргументы: только США обладают симметричным могуществом т. в военной экономической политической сферах одновременно; превосходство американской модели развития что было доказано успешной историей США и самое главное – победой в холодной войне; отсутствие у США сколь либо серьёзного конкурента. При этом никто не ставил под сомнение уникальные позиции США в мире.Кустарёв никто из экспертов не верит что США смогут навсегда остаться единственной сверхдержавой Вот образцовое суждение профессора...
26725. Североатлантический регион в современном мире 12.09 KB
  Громадный район северной атлантики от восточного побережья Канады и США на западе и до Кольского полуострова и Балтики на востоке этот геостратегический регион когдато в равной мере контролировался блоками НАТО и Варшавского договора. Североатлантический регион САР играет ведущую роль в большой политике что объясняется прежде всего его важным стратегическим местоположением: это транзитный район между Европой и Северной Америкой. Так объемы двусторонней торговли между США и ЕС почти на 50 больше чем объемы транстихоокеанской...
26726. Муниципальное образование как объект и субъект управления 40.5 KB
  Муниципальный район объединяет несколько смежных поселений или поселений и пространств между ними межселенных территорий которые находятся вне границ Городской округ имеет полномочия и муниципального района и городского поселения. В сельских поселениях включающих два и более населенных пункта в муниципальных районах выделяются административные центры поселения где расположены органы МС.: территорию поселения составляют исторически сложившиеся земли независимо от их формы собственности и целевого назначения включая прилегающие земли...
26727. Природные, исторические, национальные, социально-демографические, экономические особенности муниципальных образований 27 KB
  Экономическую основу местного самоуправления составляют находящееся в муниципальной собственности имущество средства местных бюджетов а также имущественные права муниципальных образований. Органы местного самоуправления от имени муниципального образования самостоятельно владеют пользуются и распоряжаются муниципальным имуществом. В соответствии с Гражданским кодексом органы местного самоуправления вправе создавать муниципальные предприятия и учреждения. К собственным доходам местного бюджета могут относиться: средства самообложения граждан...
26728. Характеристика муниципального хозяйства 27.5 KB
  Субъектами местного хозяйства выступают домохозяйства предприниматели органы местного самоуправления представительства от местного населения в виде различного рода общественных или профессиональных организаций. Цель хозяйства – благоустройство социальное благосостояние местного сообщества Специфика муниципального хозяйства: носит черты частного хозяйства использование муниципальной собственности; имеет общественный характер население является заказчиком муниципальных услуг; является подрядчиком выполняя государственные...
26729. Сущность бюджетного федерализма 32.5 KB
  Сущность бюджетного федерализма. Для обновления бюджетного устройства РФ необходим пересмотр сложившихся отношений между бюджетами различных уровней. России федеральному государству с трехуровневой бюджетной системой необходимо бюджетное устройство основанное на принципах бюджетного федерализма под которым понимается система налоговобюджетных взаимоотношений органов власти и управления различных уровней на всех стадиях бюджетного процесса. Реализация концепции бюджетного федерализма основана на сочетании двух взаимодополняющих тенденций...