Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ - Физика и энергетика дипломная работа

Главная

Физика и энергетика
Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ

Анализ водно-химического режима и состояния оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской теплоэлектроцентрали. Оценка качества теплоносителя и состояния поверхностей нагрева теплотехнического оборудования.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ
ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ
ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СИМВОЛОВ
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ОПИСАНИЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ТЭ
1.1 Этапы развития Свердловской ТЭЦ
1.3 Характеристика основного оборудования
1.4 Характеристика вспомогательного оборудования
1.5 Система водоснабжения Свердловской ТЭЦ
1.5.2 Схема движения воды и пара энергетического контура
1.5.3 Схема движения воды первого теплотехнического контура
1.5.4 Схема движения воды второго теплотехнического контура
1.6 Технико-экономические показатели Свердловской ТЭЦ
2. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ. АНАЛИЗ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО КОНТУРА ГВС-5 ОЧЕРЕДИ
2.2 Показатели качества исходной и подпиточной воды
2.3 Схема подготовки подпиточной воды
2.4 Анализ качества подпиточной воды
2.5 Анализ качества сетевой воды и состояния оборудования
3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Эффективность работы водогрейных котлов №3 и №13
4.2.1 Состояние воздуха рабочей зоны
4.3 Экологичность проекта. Влияние негативного воздействия оборудования рабочего места на работающего
4.4 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций
4.4.1 Возможные чрезвычайные ситуации техногенного и природного характера на данном рабочем месте
4.4.2 Структура органов ГО и ЧС Свердловской ТЭЦ
В настоящее время главным условием выживания на рынке тепла и электроэнергии является наличие у предприятия автоматизированной системы контроля, соответствующей современным требованиям. Такая система должна помогать предприятию вести анализ теплотехнических и технико-экономических показателей с целью снижения затрат на производство теплоносителя и совершенствовать его контроль с целью снижения негативного влияния на состояние внутренней поверхности теплотехнического оборудования.
В дипломном проекте проанализированы: водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ. В результате анализа выявлено, что: водоснабжение контур теплоэлектроцентраль
· в связи с отсутствием организации автоматического контроля значения водородного показателя, корректировка подпиточной воды осуществляется не оперативно;
· имеют место проблемы, связанные с ухудшением качества сетевой воды, особенно в период пуска теплосети, что приводит к снижению КПД и как следствие этого возникает необходимость в совершенствовании диагностики внутренних поверхностей оборудования.
В проекте предложен ряд мероприятий, которые позволят оценить качество теплоносителя, а также состояние поверхностей нагрева теплотехнического оборудования.
В организационно - экономической части произведен расчет экономической неэффективности работы котла при снижении его КПД на 0,84%.
Данная работа может служить основой для последующего совершенствования химико - технологического мониторинга на Свердловской ТЭЦ.
Пояснительная записка - 74 страницы Графические документы - 10 листов.
Принципиальная схема водоподготовки ГВС-5 очереди Свердловской ТЭЦ
Изменение жесткости в исходной и подпиточной воде в различные периоды года
Зависимости между содержанием СО2 в деаэрированной воде и расходом щелочи на корректировку рН
Коррозионная устойчивость вод с содержанием CL? 15-50 мг/дмі
Доля подпиточной воды в общем объеме прямой сетевой воды Свердловской ТЭЦ
Значение рН в технологических водах
Фазовый анализ отложений водогрейного котла №13
железа в различных потоках теплофикационного контура ГВС-5 очереди
КПД водогрейных котлов и количество соединений железа, осажденных в котле
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СИМВОЛЫ И СОКРАЩЕНИЯ
Ингибитор отложений минеральных солей
РОУ Редукционно охладительная установка
Система химико-технологического мониторинга
УЗТМ - Уральский завод тяжелого машиностроения
Тепловые электроцентрали (ТЭЦ) обеспечивают комбинированное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией с использованием отработавшего тепла от паровых турбин и относятся к категории весьма сложных объектов управления.
Выработка энергии обуславливается надёжностью работы оборудования станции, которая для тепловых энергоустановок в значительной мере зависит от организации водно-химического режима (ВХР). Под понятием водно-химического режима обычно понимают чистоту теплоносителя в отдельных агрегатах и частях тракта станции. ВХР должен быть организован так, чтобы свести к минимуму образование отложений в оборудовании, вызывающих: для поверхностей нагрева - ухудшение теплопередачи, в результате которого увеличивается температура уходящих газов, что приводит к снижению з (КПД) котельного агрегата и станции в целом, также - повышение температурных напряжений металла труб, что может привести к аварийному останову котлоагрегата.
Получение теплоносителя, качественный состав которого обеспечивает коррозионную стойкость поверхностей нагрева основного оборудования, соприкасающегося с водой, является одной из основных задач обеспечения экономичной и надёжной эксплуатации электростанций. Одним из основных средств достижения поставленной задачи является комплексная организация автоматического непрерывного и лабораторного периодического контроля и управления качеством воды.
Для надёжного ведения ВХР, определяющим является выбор целесообразного объёма автоматически контролируемых показателей качества теплоносителя, а также технических средств, реализующих автоматизированные системы контроля и управления. Программное обеспечение позволит оперативному персоналу на автоматизированных рабочих местах (АРМ) получать на экране мониторов информацию о состоянии ВХР в виде цифровых значений, графиков, трендов, текстов. При отклонении значений контролируемых показателей от заданных срабатывает предупредительная и аварийная сигнализации. Применение автоматизированных систем корректировки теплоносителя и контроля ВХР, позволяет своевременно выявлять и устранять возникающие при эксплуатации нарушения и предотвращать развитие коррозионных повреждений и аварийных остановов оборудования из-за нарушений ВХР.
Необходимо на местах внедрять программу обработки химических и теплотехнических показателей состояния поверхностей нагрева котлов для расчёта их ожидаемого промывочного периода, оценки ресурса поверхностей нагрева и характера возможных коррозионных повреждений. Эти параметры оцениваются с учётом длительности и числа отклонений значений ряда показателей качества воды от нормированных значений и теплового режима работы экранных труб.
Таким образом, разработку и реализацию автоматизированных систем контроля и управления ВХР следует предусматривать в планах перевооружения ТЭС. В энергосистемах необходимо осуществлять обязательное планирование и целевое финансирование работ по реконструкции и модернизации установок ВПУ, в том числе коррекционной обработки воды.
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ОПИСАНИЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ТЭЦ
1.1 Этапы развития Свердловской ТЭЦ
1930 г. сентябрь - начато строительство ТЭЦ;
9 октября 1931 г. включен в работу котел №1 системы «Sterling» Германия (Q=25 т/ч);
29 декабря 1931 г. включен в работу котел №2 системы «Sterling» Германия (Q=25 т/ч);
1 февраля 1932 г. состоялся пробный пуск турбины №1 типа АПР - 5,12
Этот день считается днем пуска станции;
1932 г. сентябрь - турбины №1 и №2 фирмы «Bergman» введены в постоянную эксплуатацию. Пущены компрессор, тепловозы, бойлерная первой очереди, начата подача пара на кузнечно-прессовый цех, тепла на завод, открыта подстанция №112 - ТЭЦ и соцгород с тремя трансформаторами 5600 кВА;
1935 г. июнь - сдан в эксплуатацию котел №5 типа НЗЛ-800, производительностью 55 т/ч;
1936 г. март - сдан в эксплуатацию котел №7 типа НЗЛ-800, производительностью 55 т/ч;
1938 г. август - включается в работу химводоочистка (ХВО);
1939 г. - сдана в эксплуатацию турбина №3 типа АПР - 12,2.
В послевоенный период ТЭЦ входила в систему завода и именовалась
ТЭЦ-Уралмашзавода. На ТЭЦ работают 7 паровых котлов общей производительностью 273 тонны пара в час и 4 турбины мощностью 28 МВт. ТЭЦ работала как блок-станция;
1942 г. - включены в работу: турбина №4 типа МК-6, котел №6, подстанция «Заводская» 110/6 кВ и трансформаторы №№1,2; подстанция «Литейная» 110/6 кВ и трансформаторы №№1,2;
1954 г. - ввод в эксплуатацию котла №8 типа ТП-150 производительностью 150 т/ч;
1958 г. - введен в эксплуатацию т/г №5 типа ПР-12-35-11/1,2;
1962 г. - введен в эксплуатацию котел №9 ТП-34 типа производительностью 150 т/ч и новое мазутное хозяйство: 2 бака по 500 м3. ГВС увеличена до 600 т/ч;
1963 г. - Постановлением Совета министров РСФСР №1563 от 28 июня 1962 года ТЭЦ Уралмашзавода переведена в систему Свердловэнерго;
1964 г. - введены в эксплуатацию котлы №№10,11 типа ПТВМ-100, сдана в эксплуатацию ОПС «Литейная» 110/6 кВ, два трансформатора - 31,5 МВА, сдана в эксплуатацию ПС «Заводская» 110/6 кВ, два трансформатора - 20 МВА;
1965 г. - демонтаж открытой ПС 35 кВ и перевод ПС на 110 Кв;
1965 г. - ТЭЦ переведена на сжигание природного газа;
1971 г. - демонтированы котлы №1,2,3,4 системы «Sterling»;
1972-1977 гг. - ввод в эксплуатацию котлов №1,2,3,4 типа ПТВМ-100;
1982 г. - строительство пятой очереди Свердловской ТЭЦ;
пять паровых котлов производительностью 453 т/ч;
четыре турбогенератора общей мощностью 34 МВт;
мазутное хозяйство два бака по 500 м3.
1984 г. - начало работы по расширению Свердловской ТЭЦ
1984 г. - сдан в эксплуатацию водогрейный котел №12 типа КВГМ-180 производительностью 180 Гкал в час;
1984 г. - строительство нового мазутного хозяйства;
1984 г. - проведена реконструкция ОРУ-110 ПС ТЭЦ и РУ-6 кВ, включен в работу трансформатор №2 63 МВА;
1985 г. - сдан в эксплуатацию паровой котел №14 типа БКЗ-75;
1985 г. - сдана в эксплуатацию ГВС 5 очереди на 1200 т/ч;
1985 г. - произведена реконструкция ОРУ-110 кВ ТЭЦ;
1985 г. - ПС ТЭЦ - включен в работу трансформатор 110/6;
1986 г. - ввод мазутного хозяйства с тремя баками емкостью по 10000 м3 каждый;
1986 г. декабрь - сдан в эксплуатацию котел №13 КВГМ-180;
1987 г. - сдан в эксплуатацию котел №15 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;
1989 г. - сдан в эксплуатацию котел №16 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;
1990 г. - сдан в эксплуатацию котел №17 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;
1998 г. - ввод в эксплуатацию ТГ-2 типа ПР-12-3,4-1,0/0,1.
Свердловская ТЭЦ - это электростанция с поперечными связями, которая развивалась как мощный теплофикационный комплекс, предназначенный для отпуска электроэнергии и тепла в виде горячей воды и пара.
Для выработки пара на Свердловской ТЭЦ установлены два котлоагрегата типа НЗЛ-800 (ст.№ № 5,7) производительностью 58т/ч каждый, котел типа ТП-150 (ст.№8), котел типа ТП-34 (ст.№9) производительностью 150 т/ч каждый, четыре котлоагрегата типа БКЗ-75-39-ГМ (ст.№ № 14, 15,16, 17) производительностью 75т/ч каждый. Острый пар от энергетических котлов подается на противодавленческие турбины, которые имеют производственный отбор пара с параметрами Pп = l,l MПa, tп = 300°C. Сторонним потребителем этого пара является кузнечно-прессовое оборудование УЗТМ (КПЦ-I, КПЦ- II), а также сталелитейное производство. Возвращаемый пар с производства охлаждается химочищенной водой и водой УГВС. Кроме того 126т/ч пара производственного отбора идет на пиковые бойлеры и 7,5т/ч- на собственные нужды. Пар с противодавления с параметрами Pп = 0,13MПa и tп=130°C расходуется в количестве 22,5 т/ч на подогрев сырой воды, 174,2т/ч - на основные бойлера, 203т/ч на УГВС. Энергетические котлоагрегаты (ст.№№ 5,7,8,9,14,15,16,17) работают на два паропровода (Pп=30 ата, tп=400°C), к которым подключены турбоагрегаты (ст.№№ 1,2,3,5) и РОУ (ст.№№ 1,4,6) турбинного цеха и РОУ (ст.№№ 1,5) в котельной V очереди.
Пар из отборов турбины и после РОУ 30/10 выдается по двум выводам на кузнечно-прессовый цех (КПЦ-I и КПЦ-II) и на бойлерную. Пар с давлением 0,12MПa возвращается с завода на ТЭЦ в два коллектора пара. В коллекторы 0,12MПa поступает также пар из противодавления паровых турбин (ст.№ 1,2,3,5) и после РОУ 10/1,3 (ст.№2,5). Пар 0,12MПa используется для подогрева сырой воды, для деаэрации подпиточной воды и на основных бойлерах.
На станции установлено 4 турбоагрегата: типа ПР-5-29/11/1,3 (ст.№1), ПР-12-3,4/1,0/0,1 (ст.№2), ПР-12-29/11/1,3 (ст.№3) и ПР-12-35/11/1,3 (ст.№5).
Кроме производства пара на Свердловской ТЭЦ готовят горячую воду предназначенную для снабжения теплом поселков: Уралмаш - соцгород, Заречный и Сортировочный. Для производства горячей воды на Свердловской ТЭЦ установлены восемь водогрейных котлоагрегата, а подготовка осуществляется в двух теплофикационных контурах: ГВС 2-3 и ГВС -5 очереди.
1.3 Характеристика основного оборудования
НЗЛ-800. вертикальный, водотрубный, трех барабанный с естественной циркуляцией. Рп в барабане-34атм. Тпп -425С. Qпара-58т/ч. поверхность нагрева-800м2. поверхность нагрева экранов: К№5-65м2,К№7-73м2. Поверхность нагрева п/п-285м2. Поверхность нагрева в/э-340м2. Тпв-100С. поверхность нагрева в/п-1704м2. поверхность пароохладителя-11м2. котлы оборудованы 6 газовыми диффузионными подовыми щелевыми горелками производительностью по 800м3/ч.
ТП-150, ТП-34. вертикально-водотрубный, однобарабанный с естественной циркуляцией и двухступенчатым испарением. Рпара-34атм. В барабане и 32 на выходе из п/п. Т п/п-420С. Qпара-150т/ч. поверхность нагрева: в/э-1140м2; п/п-665м2. полный водяной объем котла при нормальном уровне-51,5м3. Тпв-100-104С. Т насыщения при 34атм-240С.
Топливо - природный газ, мазут. Топка оборудована 6 турбулентными г/м горелками с центральным подводом газа. В горелки м/б установлены паро-механические форсунки. П/п вертикального типа. Поверхность нагрева ВП-10464м2 горизонтального змеевидного типа.
БКЗ-75-39ГМ однобарабанный. П-образной компоновки с естественной циркуляцией. Рпара в барабане - 44кгс/см2. Тп/п-440С. Рп/п-39кгс/см2. Тпв-104С. Расход топлива при номинальной нагрузке:
Паровая турбина типа ПР-5.2-29/11-1.2 типа «целли» фирмы «Вумаг», активная, мощностью 5,2МВт на 3000 об/мин. Рпп-29ата и Тпп-400С. Расход свежего пара-60т/ч. расход пара в противодавлении максимум- 17т/ч минимум-35т/ч. Один регулируемый отбор пара с параметрами: Р-11ата, Т-300С, максимальный расход-43т/ч.
Паровая турбина типа ПР-12-34-10/1,0 Калужского ТМЗ мощностью 12 МВт (макс 13.2 МВт). Рпп-35ата Тпп-435єC. Расход острого пара до 110т/ч. Производственный отбор - Р-11ата Т-300єС расход пара-50т/ч. Противодавление - Р-1,2 ата макс Т-350єС.
Одноцилиндровая паровая турбина типа ПР-12-29-11/1,2(Ленинград). Максимально-длительная мощность-12МВт. Рпп-29ата Тпп-400С. Расход острого пара до 180т/ч. регулируемый отбор пара: Р-11ата Т-300С, расход до 120т/ч. Противодавление: Р-0,2-0,35ати, Т-130-150С, максимальная до 180С. минимальный расход пара-15т/ч, максимальный-96т/ч
Паровая турбина типа ПР-12-35-11/1,2 (ЧССР). Максимально-длительная мощность-12МВт при 3000 об/мин. Регулируемый отбор пара: Р-11ата, Т-300С, расход пара до 65т/ч. Противодавление: Р-0,2ати, Т-130-150С, максимальный расход пара-до 84,5т/ч, минимальный до17,5т/ч, Т-215С.
Теплофикационный водогрейный котел ПТВМ-100, башенного типа, водотрубный, радиационный с принудительной циркуляцией. Тепловая производительность 100Гкал/ч. Рраб-16атм. Т воды на входе - не ниже 60С. Т воды на выходе - не выше 150С. Расход воды - 800-1235т/ч. котел работает по 4-х ходовой системе (теплофикационный режим). Водяной объем котла-30м3. Радиационная поверхность нагрева-224м2, конвективная-2960м2. КПД котла:
Основное топливо-газ, резервное - мазут. Гидравлическое сопротивление котла 0,96атм. Ту.г.-220-230С на мазуте, 205-215С на газе. Vтопки-245м3. Топка оборудована16 г/м горелками по восемь шт. на передней и задней стенках
котла. Расход горелок 800м3/ч каждая. Расход вентилятора - 10000м3/ч.
Пиковый теплофикационный водогрейный котел ПТВМ-100, башенного типа, водотрубный, радиационный с принудительной циркуляцией. Тепловая производительность 100Гкал/ч. Рраб-16атм. Т воды на входе - не ниже 104С. Т воды на выходе - не выше 150С. Расход воды-1500-2140т/ч, котел работает по 2-х ходовой системе (пиковый режим). Водяной объем котла-30м3. Радиационная поверхность нагрева-184,4м2, конвективная-2960м2. КПД котла:
Основное топливо-газ, резервное - мазут.
Гидравлическое сопротивление котла 0,96атм. Ту.г. -220-230С на мазуте, 205-215С на газе. Vтопки-245м3. Топка оборудована 16 г/м горелками по 8 шт. на передней и задней стенках котла. Расход горелок 800м3/ч каждая. Расход вентилятора - 10000м3/ч.
Газо-мазутный водогрейный котел типа КВГМ-180-150. Водотрубный, прямоточный Т-образной компоновки. Тепловая производительность-180Гкал/ч. Рраб - до 25атм. Т воды на входе - 60С (газ) и 110С (мазут). Т на выходе - 150С. Расход сетевой воды:
1.4 Характеристика вспомогательного оборудования
Деаэраторы питательной воды №№ 1-3 (№4-аккумуляторный бак)
Емкость питательных и аккумуляторных баков-75м3. Производительность де аэрационной колонки (на деаэраторах питательных баков)-300т/ч. Рпара-1,2ата, Р в деаэраторах-0,12-0,15ати. Тводы-102-104С.
ДА-200. Производительность 200т/ч. Рраб-1,2ата питается паром 1,2ата. Емкость бака- 50мі. Т воды- 104°С.
Деаэраторы подпиточной воды №1-4 (ГВС 2-3очереди)
Пленочные деаэраторы, производительностью 150т/ч каждый. Рпара-1,2ата, Т-120-150С. Емкость бака-аккумулятора-75м3. Т воды на входе-97С, на выходе 104С.
Деаэраторы подпиточной воды № 1-4 (ГВС 5очереди)
ДА-300, производительностью 300т/ч, Р пара-1,2ата. Емкость баков-аккумуляторов-70м3. Т воды на выходе- 104С при избыточном давлении 0,2.
Пароводяные подогреватели ХОВ № 3,4 (котельной 5 очереди)
Расход воды-400т/ч, Т-90С. Т пара-180С. Рраб-7ата
Водо-водяной (щелочной) подогреватель ХОВ
Теплообменник горизонтального типа. Поверхность нагрева - 5м2. Расход - 20-40т/ч. Р греющей (продувочной) воды-0,2, нагреваемой-7ата. Т греющей воды на входе-104С, на выходе-60С.
Пароводяные подогреватели № 1,2,3 ГВС-2 очереди вертикальные с поверхностью теплообмена-66м2. Расход воды-130т/ч. питаются паром 1,2ата.
Пароводяные подогреватели № 4,5,6 ГВС-3 очереди вертикальные с поверхностью теплообмена-130м2. Расход воды-400т/ч. Рраб-7ата,Рраб воды-15ата, питаются паром 1,2ата.
Типа БП-500. Площадь нагрева-500м2. Расход воды-1800м3/ч.
Пароводяные подогреватели №1-4 ГВС 5очереди
Типа 200-7-15, 4-х ходовые вертикальные с поверхностью теплообмена-200м2. Расход воды-400т/ч. Рраб-7ата,Рраб воды-15ата, питаются паром 1,2ата.
Типа БО-350, основные, с площадью нагрева 350м2. Расход воды-1100м3/ч. Р воды в трубном пучке 4м.в.ст. Подогрев воды паром (Р-1,2ата, Т-120С) до 95С при Т обратной воды 75С.
Типа БП-500. Площадь нагрева-500м2. Расход воды-1800м3/ч. Р воды в трубном пучке 5,5 м.в.ст. Подогрев воды паром (Р-11ата, Т-300С) до 130С, при Т воды на входе 95С.
Редукционно-охладительные установки (РОУ) № 1,4,6
РОУ1-40т/ч, РОУ4-60т/ч, РОУ6-100т/ч.
Снижение давления пара с 31ата до 11ата, и температуры с 400С до 300С.
Снижение давления пара с 11ата до 1,3ата, и температуры с 300С до 150С.
РОУ2-для снижения температуры с 450С до 130С и для снижения давления пара с 39ата до 1,2ата и подачи пара в паропровод на ВПУ питательной воды котельной 5 оч.
РОУ4- для снижения давления пара с 39ата до 6ата и подачи пара на калориферы котлов №14-17 и аппарата ТСА.
РОУ6- для снижения давления пара с 39ата до 11ата и подачи пара на мазутонасосную.
Питательные электронасосы ПЭН № 1-8
Подача-150м3/ч, напор 58ата,N-500кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.
Подача-250м3/ч, напор 50ата,N-425кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.
Подача-100м3/ч, напор 58ата,N-315кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.
Все насосы центробежные, секционные, горизонтальные, однокорпусные. Для смазки подшипников применяется масло ТП-22 (турбинное). Направление вращения ротора по часовой стрелке на насосах №2,3,4 (со стороны привода) и против часовой стрелки на насосах №1,5,6,7,8.
Сетевые насосы (СН) № 1-5,12-19 тип КРХА 400/700/64-М-05
Производительность-1250м3/ч. Напор-140м.в.ст. Dнар. рабочего колеса-700мм.
Температура не более 200С. n-1490об/мин. N-710кВт. Напряжение-6кВ. Номинальная энергия нагрузки электродвигателя-79А. Агрегат типа КРХА 400/700/64-М-05 одноступенчатый, горизонтальный, двух поточный центробежный насос с двухзавитковой спиралью и предназначен для подачи сетевой воды. Рабочее колесо покоится в подшипниках качения с масляной смазкой.
Производительность-1250м3/ч. Напор-140м.в.ст. Dнар. рабочего колеса-460 мм.
Температура не более 200С. n-1490об/мин. N-630кВт. Напряжение-6кВ.
Номинальная энергия нагрузки эл.двигателя-71,5А. Агрегат типа СЭ-1250 горизонтальный, спирального типа, двухступенчатый. Вращение ротора правое.
Опорные подшипники роликовые (со стороны электродвигателя), опорно-упорные - шариковые. Смазка подшипников - жидкая, кольцевая. Подшипники имеют водяное охлаждение
1.5 Система водоснабжения Свердловской ТЭЦ
Назначением водоподготовительной установки (ВПУ) основной химводоочистки (ОХВО) является подготовка исходной воды для подпитки котлов среднего давления согласно требованиям ПТЭ.
Производительность ВПУ ОХВО - 240т/ч. Схемой обработки на ОХВО предусмотрено осветление на механических фильтрах и двухступенчатое умягчение воды на Na-катионитовых фильтрах.
В качестве исходной воды для ОХВО служит вода горводопровода, а в качестве добавочной, вода Верх-Исетского пруда. Качество и химический состав исходной воды обусловлены высоким химическим содержанием органических соединений и минеральных солей, состав которых меняется в зависимости от времени года.
Для удобства эксплуатации и проведения ремонтных работ в схеме выполнено секционирование на две группы механических и три Na-катионитовых фильтров I и II ступени прямоточной и противоточной технологии, которые связаны между собой и в то же время могут работать автономно. Исходной водой является вода горводопровода, при ограничении расхода горводопровода по давлению, либо в аварийной ситуации резервным источником питания является промвода с Верх-Исетского пруда. Исходная вода поступает на ВПУ ОХВО в бак сырой воды (БСВ). В холодное время года подогревается в подогревателе ПСВ-52 и поступает в бак сырой воды. Кроме исходной воды в БСВ поступает растопочная вода с котельной пятой очереди (котлы БКЗ-75) и сбор дренажных стоков с подогревателей и бойлеров УГВС 2-3 очереди.
Из БСВ вода подается насосами сырой воды № 1-3 на струйный декарбонизатор, где происходит удаление агрессивных газов, затем на механические фильтры, где происходит удаление из воды механических примесей и продуктов коагуляции.
Осветленная вода последовательно проходит две ступени умягчения:
На Na-катионитовых фильтрах 1 ступени, где происходит частичное удаление Ca2+, Mg2+ и задерживание проскока взвешенных веществ;
На Na-катионитовых фильтрах 2 ступени происходит удаление катионов Ca2+, Mg2+, проскочивших после 1 ступени и частично ионов железа;
На Na-катионитовых противоточных фильтрах 1-2 ступени.
Химочищенная вода поступает в бак химочищенной воды, затем насосами подается в питательный тракт. Для предотвращения углекислотной коррозии на всас питательных насосов котельной II-III очереди ведется дозировка аммиака. На котельной V очереди аммиак дозируется в трубопровод деаэрированной воды.
Технологическая схема Свердловской ТЭЦ состоит из энергетического -основного контура и двух теплофикационных контуров.
1.5.2 Схема движения воды и пара энергетического контура
Питательная вода паровых котлов состоит из конденсатов - 50-60% и химочищенной воды - 50-40%, обработанной по схеме фильтрации на механических фильтрах и двухступенчатого Na-катионирования.
Химочищенная вода поступает в бак химочищенной воды, затем насосами подается по двум потокам:
1 поток - на подогреватели химочищенной воды;
2 поток - на щелочные подогреватели.
Подогрев этой воды нужен для того, чтобы получить среднюю температуру воды, идущей на деаэраторные колонки на 10-15єС ниже температуры насыщения при рабочем давлении в деаэраторе. Такой режим является наиболее эффективным с точки зрения удаления газов из воды.
Вода, подогретая примерно до 90єС, поступает на деаэраторы атмосферного типа. Кроме нее в головку деаэратора поступают конденсаты: бойлеров, дренажных баков и баков низких точек, от пароводяных подогревателей горячего водоснабжения (ГВС) 5 очереди и пар для подогрева и деаэрации питательной воды.
Деаэраторы служат для удаления из воды кислорода и углекислоты, присутствие которых в воде приводит к коррозии металла трубопроводов, кипятильных труб и барабанов котлов, в результате которой могут последовать тяжелые аварии.
Питательная вода, нагретая в деаэраторах до температуры 102-104єС и освобожденная от O2 и CO2, насосами питательной воды (ПЭН) подается в питательные магистрали.
Из питательных магистралей подготовленная вода поступает в экономайзеры котлов (кипящего типа), где нагревается теплом уходящих газов до температуры около 200єС и проходит в барабаны и трубную систему котла. Проходя по экранным трубам котла, расположенным в топке, пароводяная смесь подогревается теплом газовых горелок до температуры 400єС и поступает в барабан котла, где происходит разделение воды и пара.
Образовавшийся в котле пар с давлением 34атм., частично проходит пароохладитель и полностью пароперегреватель котла с температурой 420-425єС и давлением 34атм поступает на лопатки турбогенератора.
Сработанный пар с давлением 1,3ата используется для подогрева сетевой воды в бойлерах, в ПВП, в деаэраторах питательной и сетевой воды.
1.5.3 Схема движения воды первого теплотехнического контура
Для первого контура вода готовится на ГВС 2-3 очереди. На водоподготовительную установку поступает вода Верх-Исетского пруда, подогретая на водо-водяных подогревателях. Проходит через механические фильтры, освобождаясь от механических примесей. Очищенная вода проходит через декарбонизаторы, где с помощью воздуха отдувается свободная углекислота, затем поступает в бак декарбонизированной воды. Из него насосами вода подается в ПВП, на всас НДВ дозируется ингибитор, подогретая вода до 90-94єС поступает на головки деаэраторов. На деаэраторах вода освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О2 и СО2 и проходя по межтрубному пространству ВВП охлаждается до 90-96єС, нагревая исходную воду до 28-30єС. Деаэрированная вода с ВВП поступает на всас подпиточных насосов, сюда же дозируется щелочь NaOH для связывания остаточной углекислоты после деаэраторов. После ВВП вода собирается в баки-аккумуляторы, оттуда в зависимости от времени года подается на бойлера и водогрейные котлы №10-11, затем поступает в сеть.
После включения центрального отопления, кроме подпиточной воды станции, на водогрейные котлы поступает и обратная вода с завода и соцгорода УЗТМ.
В бойлерах вода подогревается за счет пара турбин с давлением 1,3ата для основных и 11ата для пиковых подогревателей.
Водогрейные котлы принудительной циркуляции предназначены для нагрева сетевой воды до температуры 150єС за счет тепла топочных газов.
1.5.4 Схема движения воды второго теплотехнического контура
Для второго тепломеханического контура вода готовится на водоподготовительной установке ГВС- 5 очереди.
Исходной водой является горводопровод. В подающий трубопровод водо-водяных подогревателей дозируется ингибитор для связывания солей жесткости. После корректировки вода, проходит через ВВП и поступает в декарбонизаторы для отдува свободной углекислоты, далее в бак декабонизировнной воды (БДВ). Затем подогревается в ПВП, и поступает в деаэраторы. После деаэраторов вода поступает на всас подпиточных насосов, подщелачивается, для связывания остаточной углекислоты, проходя через ВВП подогревает исходную горводопроводную воду.
После ВВП подпиточная вода поступает в баки-аккумуляторы, а оттуда в бойлера и водогрейные котлы котлы №1-4; 12-13. В зимний период в водогрейные котлы поступает и обратная вода с Сортировки.
1.6 Технико-экономические показатели Свердловской ТЭЦ
Основными технико-экономическими показателями Свердловской ТЭЦ являются:
Выработка электрической энергии (годовая);
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию;
Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию;
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды:
6) Количество отпущенной электроэнергии с шин;
В 2007 году на Свердловской ТЭЦ выработано 255,734 млн.кВтч электроэнергии (в 2006г - 260,343 млн.кВт). План по выработке электроэнергии выполнен. По сравнению с 2006 годом выработка электроэнергии уменьшилась на 4,609 млн.кВтч. Уменьшение выработки электроэнергии произошло за счёт уменьшения потребления тепла в паре ОАО «Уралмашзавод» (на 33,7 %). Задание по рабочей мощности выполнялось ежемесячно, фактическая величина рабочей мощности составила 28,6 МВт, при плане 28,6 МВт ( в 2006г - 29,0 МВт ).
Отпуск тепловой энергии в 2007г. составил 2378,583 тыс. Гкал (в 2006 г. - 2381,182 тыс. Гкал). По сравнению с 2006г отпуск теплоэнергии уменьшился на 3,401 тыс.Гкал из-за более высокой среднегодовой температуры наружного воздуха ( в 2006г - +3,3 оС, а в 2007г - +4,8 оС). Отпуск тепла с паром уменьшился на 33,7 % за счёт уменьшения потребления ею пара с давлением 11 кг/см2. Отпуск тепла с паром ЗЖБиК треста ОАО "Уралмашстрой" составил 7534тыс. Гкал, что на 21,2% больше по сравнению с 2006г, в связи с увеличением выпуска товарной продукции.
ТАБЛИЦА 1 Отпуск тепла от Свердловской ТЭЦ
Отпуск тепла с паром ОАО "Уралмашстрой" ЖбиК
Отпуск тепла с паром 11 ата ОАО "Уралмаш"
Возврат тепла с паром 1,3 ата от ОАО "Уралмаш"
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС ОАО "Уралмаш"
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС МУП "Градмаш"
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС М-6
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС ТЭЦ
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию составил 391,7 г/кВтч, при нормативе 392,4 г/кВтч;
Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию составил 144,9 кг/Гкал, при нормативе 145,3 кг/Гкал. Снижение удельн
Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ дипломная работа. Физика и энергетика.
Реферат по теме Освобождение от уголовной ответственности
Симптоматика одонтогенной невралгии тройничного нерва, дентальной плексалгии и постгерпетической невралгии
Пользуемся шпаргалками правильно
Эссе Предпринимательство Это Американизм
Реферат по теме Принципы размещения разведочных скважин
Дипломная работа по теме Проект створення школи з вивчення іноземних мов у м. Дніпро
Дипломная работа по теме Сайт спортивного клуба бодибилдинга с интернет-магазином
Реферат по теме Адам Смит, или портрет рассеянного профессора
Дипломная работа по теме Учет и исследование основных средств на примере ООО 'Селиана'
Курсовая работа по теме Вплив засобів масової інформації на формування мовної культури та культури особистості
Реферат На Тему Новые Подходы В Химической Переработке Ископаемых Углей
Контрольная Работа На Тему Финансовое Право В Системе Права Рб, Состав Доходов И Расходов Бюджета
Курсовая работа по теме Эволюция организационных форм
Как Заполнить Дневник По Практике Экономиста
Курсовая Работа По Дисциплине Финансовый Менеджмент
Дипломная работа по теме Специфика передачи стилистических средств выразительности пpи переводе текcтa киносценария
Реферат: Кредит його сутність та форми
Реферат по теме Влияние атмосферных загрязнений на здоровье населения
Курсовая работа по теме План технического обслуживания и ремонта строительных и дорожных машин
Курсовая работа: Роль финансов в расширенном производстве
Размещения растений при выращивании в различных условиях - Сельское, лесное хозяйство и землепользование контрольная работа
Процесс подготовки гражданских дел к судебному разбирательству - Государство и право дипломная работа
Актуальные вопросы управления автономным учреждением - Государство и право дипломная работа