действующая
2054 Гкал/ч
1xПТ-60-130/13,
3xТ-110/120-130-3,
1xР-50-130/13
Самарская ТЭЦ (бывш. Куйбышевская ТЭЦ ) - теплоэлектроцентраль, расположенная в Кировском районе города Самара . Входит в состав Самарского филиала ПАО «Т Плюс ». При строительстве ТЭЦ впервые в СССР был применена схема крупноблочного монтажа.
Поставляет электрическую энергию и мощность на оптовый рынок электрической энергии и мощности . Является одним из основных источников тепловой энергии для металлургического завода и системы централизованного теплоснабжения Советского , Кировского и Промышленного районов города. Установленная электрическая мощность - 440 МВт, тепловая - 2054 Гкал/час.
История
Решение о строительстве ТЭЦ в Куйбышеве было принято в 1966 году, строительные работы начались в 1971 году на месте бывшего озера .
ТЭЦ проектировалась Минским отделением ВНИПИэнергопрома в качестве первой серийной станции высокой заводской готовности (проект ТЭЦ ЗИГМ). Оборудование поступало на площадку строительства в виде частично собранных на заводе блоков, что позволяло сократить время строительства энергообъекта.
Проектные решения, опробованные на Куйбышевской ТЭЦ, применялись при строительстве ещё нескольких электростанций СССР в 80-е годы. Сотрудники Куйбышевэнерго, пускавшие станцию, получили Премию Совета министров СССР .
Первая очередь введена в эксплуатацию 1 ноября 1972 года , первый энергоблок - в 1975 г., второй - в 1976 г., третий - в 1977 г., четвёртый - в 1978 г. В 2002 году на Самарскую ТЭЦ была перенесена турбина Р-50, изготовленная в 1964 году, но около десяти лет находившаяся в консервации на Новокуйбышевской ТЭЦ-2 .
Описание
Установленная электрическая мощность Самарской ТЭЦ на начало 2016 года составляет 440 МВт , тепловая - 2054 Гкал/ч.
Тепловая схема ТЭЦ - с поперечными связями. Основное оборудование Самарской ТЭЦ:
- пять энергетических паровых котлов типа БКЗ-420-140НГМ единичной паропроизводительностью 420 т/ч;
- пять паросиловых турбоагрегатов :
- ПТ-60-130/13;
- три Т-110/120-130-3;
- Р-50-130/13;
- три водогрейных котла типа КВГМ-180;
- пиковые водогрейные котлы:
- три котла ПТВМ-100;
- два котла КВГМ-180.
Напишите отзыв о статье "Самарская ТЭЦ"
Примечания
Литература
- Самарская ТЭЦ // Энциклопедия Самарской области. - Самара: СамЛюксПринт, 2012. - Т. 5. - С. 74. - 352 с. - 1000 экз. - ISBN 978-5-91830-046-6 .
Ссылки
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Установленная электрическая мощность - 440 МВт
Установленная тепловая мощность - 2054 Гкал/ч
Численность персонала - 314 человек
Ввод в эксплуатацию - 1972 год
История станции
Одна из самых молодых тепловых и технически совершенных электростанций Самарской области - Самарская ТЭЦ - была введена в эксплуатацию 1 ноября 1972 г.
Интересной была технология, по которой возводилась станция. Поскольку Самарская ТЭЦ расположена на месте бывшего озера, фундамент для перенесенной турбины пришлось укреплять 18-метровыми сваями. Кроме того, изначально она проектировалась как станция повышенной заводской готовности. Оборудование станции поступало на стройплощадку уже частично смонтированным в блоки, что позволяло сократить время строительства важного для города энергообъекта. Именно на этой стройке в Куйбышеве был впервые в СССР опробован крупноблочный монтаж ТЭЦ с ее обилием паро- и трубопроводов. Эта технология была позже применена на Каунасской, Минской и некоторых других ТЭЦ, возводившихся в СССР в 80-е годы. Группа сотрудников Куйбышевэнерго, пускавших Куйбышевскую ТЭЦ и обеспечивших ускоренный ввод в строй этого важнейшего теплоэнергообъекта, за свои заслуги получила Государственную премию Совета министров СССР.
Сегодня Самарская ТЭЦ обеспечивает теплом и электроэнергией больше половины города, причем почти 80 процентов потребителей станции - население.
В составе оборудования ТЭЦ насчитывается 5 турбин, 13 котлов. На Самарской ТЭЦ внимательно относятся к решению экологических проблем: сокращается объем водопотребления, повторно используются сточные воды, снижаются сбросы вредных веществ, проводятся воздухоохранные мероприятия по подавлению окислов азота. Помимо этого, на станции действуют 12 систем управления технологическими процессами, одна из которых - система «Экология», контролирующая выбросы вредных веществ в атмосферу. Станция носит звание «Эколидер Самарской области». В 2002 году был реализован уникальный для российской энергетики проект по переносу турбины Р-50 с Новокуйбышевской ТЭЦ-2 на Самарскую ТЭЦ. Проект переноса турбины, изготовленной в 1964 году и около десяти лет находившейся в консервации, потребовал применения около 20 уникальных рационализаторских решений.
В 2007 году к 35-летнему юбилею Самарской ТЭЦ была осуществлена подсветка ее градирен. Используя игру света и тени, художники с помощью специальных ламп визуально воссоздали образ огромной королевской короны, которая венчает каждую из градирен станции. Впервые в Самаре промышленный объект такого масштаба получил художественное световое оформление.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Федеральное государственное бюджетное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования
Самарский государственный технический университет
Кафедра: Тепловые электрические станции
по учебной практике
САМАРСКАЯ ТЭЦ
Выполнил:
Скрипин Е.А.
Введение
Цель и задачи практики: углубленное изучение конструкций основного и вспомогательного оборудования электростанции как непосредственно на действующем оборудовании электростанции, непосредственно в котельном отделении.
1. Техника безопасности и охрана труда
К работе допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительное медицинское освидетельствование и имеющие свидетельство о получении соответствующей квалификации.
Машинист котла обязан знать и строго выполнять при работе правила и инструкции по технике безопасности при обслуживании тепловых цехов электростанций в объеме, предусмотренном должностной инструкцией. Кроме того, машинист котла должен знать правила безопасности в газовом хозяйстве и требования правил котлонадзора.
Машинист не имеет права без разрешения начальника смены допускать в помещение котельной лиц, не имеющих отношение к обслуживанию.
Ремонтные работы на котлах машинист может допускать только с разрешения начальника смены при наличии у ремонтного персонала наряда и с соблюдением всех мер безопасности, указанных в наряде.
Допуск к ремонтным работам может производить начальник смены и старший машинист. Периодические осмотры оборудования персоналом электрического цеха ТАИ производятся без наряда.
Различные проверки действия сигнализации, блокировок, испытание оборудования производятся по допускам или программам, утвержденным главным инженером станции. Оставлять котел без надзора до полного снижения давления и снятия напряжения с эл. двигателей запрещается.
Ответственность за несчастные случаи и профессиональные отравления, происшедшие на производстве, несут лица административно-технического персонала, которые не обеспечили соблюдение правил техники безопасности и промышленной санитарии и не приняли должных мер для предотвращения несчастных случаев и случаев профессионального отравления, а также лица, непосредственно нарушившие правила.
2. Параметры, тип и компоновка котла
Рис. - Котёл БКЗ 420-140 НГМ-3:
Котловой агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ-3 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией.
Котловой агрегат, предназначен для производства пара при сжигании газа или мазута под наддувом.
Табл. 1. - Котел спроектирован для работы со следующими параметрами:
Допускается максимально длительная производительность 450 т/ч, без увеличения давления в барабане.
Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160С при соответствующем снижении производительности котла.
Компоновка котла выполнена по П-образной, сомкнутой схеме. Топка представляет собой первый восходящий газоход. Вверху топки расположена 2-ая ступень пароперегревателя - ширмы, во втором (опускном) газоходе расположены конвективный пароперегреватель (3-я, 4-ая, и 1-ая ступени) и водяной экономайзер (1-ая и 2-ая ступени).
Подогрев воздуха осуществляется в вынесенном регенеративном воздухоподогревателе. Топка и конвективная шахта имеет общую газовую плотную стенку, которая является экраном топки:
Водяной объем котла - 130 куб. м.;
Паровой объем котла - 87 куб. м.
3. Водогрейный котёл ПТВМ-100
Пиковые теплофикационные водогрейные котлы типа ПТВМ-100 предназначены для покрытия, как пиковых нагрузок, так и основных в системах централизованного теплоснабжения и представляют собой прямоточные агрегаты, подогревающие непосредственно воду тепловых сетей. При работе котла циркуляция воды в нем осуществляется по 2-х ходовой схеме.
Компоновка котла башенная с верхним выходом дымовых газов на естественной тяге. Котел водотрубный с принудительной циркуляцией. Вода в котле нагревается за один цикл, т. е., кратность циркуляции равна единице.
Водогрейный котел КВГМ-180-15-2.
Газовый мазутный водогрейный котел КВГМ-180-15-2 тепловой производительностью 180 Гкал/час предназначен для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ.
Кроме того, котлы данного типа могут использоваться в качестве основного источника теплоснабжения городов или жилых массивов, где отсутствуют теплофикационные электростанции.
Котел водотрубный, прямоточный, Т-образный сомкнутой компоновки, спроектирован для работы на мазуте и газе. Топка и опускной газоход имеют общий промежуточный экран. Расположение поверхностей нагрева в опускных газоходах симметричное.
4. Конденсатные насосы
Агрегаты электронасосные КС 32-150-2 УХЛ4, КС 50-55-2 УХЛ4, КС 50-110-2 УХЛ4, КС 80-155-2 УХЛ4 предназначены для перекачивания конденсата в пароводяных сетях тепловых электростанций, работающих на органическом топливе.
Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного двигателя, установленных на общей фундаментной плите и соединенных при помощи упругой втулочно-кольцевой муфты.
В пределах насоса предусмотрены два коллектора, обеспечивающие подвод и отвод охлаждающего конденсата или химически обессоленной воды к сальниковым уплотнителям.
Для отвода утечек из концевых уплотнений в корпусах подшипников предусмотрены трубки.
На напорной крышке предусмотрен контр фланец (в насосе КС-32-150-2 - резьба) для соединения разгрузочного барабана с входным трубопроводом. Насос - центробежный, горизонтальный, однокорпусный, секционный, с односторонним расположением колес, с кольцевым подводом и отводом конденсата. В качестве привода насоса применяется асинхронный двигатель. Насос и двигатель соединяются между собой при помощи упругой втулочно-пальцевой муфты.
Муфта закрыта защитным кожухом, устанавливаемом на фундаментной плите.
Насосы рециркуляции сетевой воды. Насос СЭ 2500-60-16 и агрегат электронасосный на его основе предназначен для использования как рециркуляционный для котлов КВГМ в составе крупных котельных установок и для перекачивания воды в тепловых сетях, насос СЭ 2500-60-8 и агрегат электронасосный на его основе - для перекачивания воды в тепловых сетях. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного двигателя, установленных на общей фундаментной плите и соединенных при помощи упругой муфты, защитного корпуса.
Насос - центробежный, сетевой, горизонтальный, одноступенчатый с составным рабочим колесом двухстороннего входа. Насос состоит из корпуса, ротора, опорного и опорно-упорного подшипника, торцевых или сальниковых уплотнений, плиты опорной. Насос и двигатель соединяются между собой при помощи упругой втулочно-пальцевой муфты. Направление вращения ротора по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода, и указано стрелкой на крышке корпуса насоса.
Дренажные насосы НЦС (насос центробежный (самовсасывающий)).
Дренажные насосы НЦС - центробежные, консольные, самовсасывающие с рабочим колесом одностороннего всасывания предназначены для подачи воды со взвешенными частицами (песок, шлак и т. д.) из производственных помещений, собирающихся в приямок насосов. Конструкция насосов допускает работу с температурой перекачиваемой жидкости не более 50С и позволяет легко осуществлять автоматическое управление. Дозировочные насосы. Агрегат электронасосный дозировочный предназначается для объемного камерного дозирования нейтральных и агрессивных жидкостей, эмульсий и суспензий с кинетической вязкостью от 0,0035 до 8 скв. м/с, с температурой от -15+200С, с концентрацией твердой среды до 10% по массе.
Агрегат состоит из редуктора, гидроцилиндра и электродвигателя.
В гидроцилиндре расположены плунжеры всасывающий и нагнетательный, шариковый клапаны и уплотнительное устройство.
Шестеренные насосы. Насосы шестеренные предназначены для нагнетания потока минерального масла вязкостью 17-400 сСт (кв. м/с) при его температуре 10-55С в смазочной системе стационарных машин.
На масло станции дутьевых вентиляторов э/к 1-5 установлен насос БГ-11-23А. Производительность 25 л/ч. Давление на напоре 4 кгс/скв. м. Электродвигатель А02-31-4. Мощность 2,2 кВт. Используемое напряжение 380 В. Количество оборотов 1430 об/мин.
5. Турбинное отделение
Принципиальные тепловые схемы турбоустановок турбинного отделение приведены в приложении.
6. Описание конструкции турбин
ПТ-60-130/13. Турбина паровая типа ПТ-60-130/13 - конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара, номинальной мощностью 60000 кВт при 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-63-2 мощностью 63000 кВт, напряжением на клеммах генератора 10500 В, монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Возбудитель жестко соединен с валом генератора.
Турбина снабжена регенеративным устройством (системой) для подогрева питательной воды и должна работать с конденсационной установкой.
При работе турбины без регулируемых отборов (чисто конденсационный режим) допускается нагрузка 60МВт.
Ротор вращается по часовой стрелке, если смотреть на передний подшипник в сторону генератора.
Табл. 2. - Турбина спроектирована на следующие параметры:
Турбина имеет два регулируемых отбора пара: производственный с номинальным давлением 13 ата и теплофикационный с номинальным давлением 1,2 ата. Производственный и теплофикационный отборы имеют следующие пределы регулирования давления:
Производственный 13+3 ата;
Теплофикационный 0,7-2,5 ата.
Подогрев питательной воды осуществляется в подогревателях низкого давления, деаэраторе и подогревателях высокого давления. Подогревателя питаются паром из отборов турбины (регулируемых и нерегулируемых).
Допускается параллельная работа турбины по обоим регулируемым отборам, как с аналогичной турбиной, так и с РОУ, снабженной автоматическим регулированием.
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет венечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.
Цилиндр низкого давления состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления.
Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска надсадные. Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством жесткой муфты:
Пкр РВД = 1800 об/мин;
Пкр РНД = 1950 об/мин.
Цельнокованый ротор ЦВД турбины ПТ-60-130/13 имеет относительно длинный передний конец вала и лепестковую конструкцию лабиринтовых уплотнений. При такой конструкции ротора даже незначительные задевания вала за гребешки концевых или промежуточных уплотнений вызывают местный нагрев и упругий прогиб вала, следствием которого является вибрация турбины, работка шипов ленточного бандажа, рабочих лопаток, увеличение радиальных зазоров в промежуточных и бандажных уплотнениях и другие последствия. В более тяжелых случаях наступает остаточный прогиб вала, не поддающийся выправлению эксплуатационными методами и требующий заводского ремонта.
Как правило, максимальный прогиб вала наблюдается в районе между регулирующим колесом и первой по ходу лабиринтового пара обоймой переднего уплотнения ЦВД. Вероятной причиной этого является задевание за вал первой обоймы переднего концевого уплотнения ЦВД, имеющей тяжелую свешивающую консоль со стороны регулирующего колеса и относительно слабое крепление в расточке цилиндра и по лапкам в горизонтальной плоскости.
Кроме того, ЦВД турбины очень чувствителен к разности температур верх-низ. При разности температур верх-низ ЦВД большей 35С цилиндр пригибается горбом вверх. При этом уменьшаются нижние радиальные зазоры в проточной части ЦВД и промежуточных уплотнений, и может наступить задевание гребней уплотнений даже за совершенно прямой вал, не имеющий боя, следствием которого может также явиться нагрев вала и его прогиб, упругий или остаточный в зависимости от степени и длительности задевания. Обычно прогиб ротора появляется в зоне рабочих оборотов 800-1200 об/мин во время пуска турбины или во время выбега роторов при его останове. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 пер/сек, что составляет частоту оборотов ротора 3000 об/мин, при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 пер/сек, работа турбины не допускается. При отклонении частоты сети от указанных пределов, дежурным персоналом энергосистемы должны быть приняты немедленно меры для ее восстановления.
Турбина снабжается валоповоротным устройством со скоростью 3,4 об/мин. Валоповоротное устройство приводится во вращение от электродвигателя с короткозамкнутым ротором. Включение и отключение ВПУ, пуски и остановы турбины должны выполняться в точном соответствии с инструкцией завода по обслуживанию турбоустановки. Турбина снабжается автоматом поворота ротора, который обеспечивает поворот ротора остывающей турбина каждые 10 минут на 180С.
Турбина имеет сопловое распределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда пар по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам турбины. Клапаны расположены в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины. Четыре регулирующих клапана и 5-й перегрузочный клапан, перепускающий пар из камеры регулирующего колеса в камеры за 4-ой ступенью.
На выходе из ЦВД, за 17-й ступенью, часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Теплофикационный отбор осуществляется из соответствующей камеры ЦНД за 26 ступенью. По выходе из последующих ступеней низкого давления турбины отработанный пар подается в конденсатор поверхностного типа, присоединяемый непосредственно к выхлопному патрубку турбины путем приварки. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 ата и температуре около 130С из коллектора, давление в котором автоматически поддерживается постоянным при помощи электронного регулятора. Коллектор питается паром из уравнительной линии деаэраторов 7 ата. Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охладитель. Фикс-пункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и расширение статора происходит в сторону переднего подшипника, т. е., против хода пара, а роторы удлиняются по ходу пара от упорных подшипников, т. е., соответствующих зазоров проточной части.
Турбина снабжена промывочным устройством, допускающим промывку проточной части турбины на ходу при соответственно сниженной нагрузке. Промывка должна производиться в соответствии с инструкцией завода по промывке проточной части.
Для сокращения времени прогрева и улучшений условий пуска турбины, предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД, а также подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой при пусках и остановах, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор.
Т-100-130. В 1961 г. ТМЗ изготовил теплофикационную турбину Т-100-130 мощностью 100 МВт на начальные параметры пара 12,75 МПа и 565°С, на частоту вращения 50 1/с с двухступенчатым теплофикационным отбором пара и номинальной тепловой производительностью 186,2 МВт (160 Гкал/ч).
Давления в верхнем и нижнем отопительных отборах изменяются в пределах 0,06-0,25 и 0,05-0,2 МПа.
Пар к стопорному клапану подводится по двум паропроводам и затем по четырем паропроводам направляется к четырем регулирующим клапанам, привод которых осуществляется посредством сервомотора, рейки, зубчатого сектора и кулачкового вала. Открываясь последовательно, регулирующие клапаны подают пар в четыре вваренные в корпус сопловые коробки, откуда пар поступает на венечную регулирующую ступень. Пройдя ее и восемь нерегулируемых ступеней, пар через два патрубка покидает ЦВД и по четырем пускам подводится к кольцевой сопловой коробке ЦСД, отлитой заодно с корпусом. ЦСД содержит 14 ступеней. После XII ступени производится верхний, а после последней ступени - нижний теплофикационный отбор. Из ЦСД по двум трубам, установленным над турбиной, пар направляется в ЦНД двух поточной конструкции. На входе каждого потока установлена поворотная регулирующая диафрагма с одним ярусом окон, реализующая дроссельное парораспределение в ЦНД. В каждом потоке ЦНД имеется по две ступени.
Последняя ступень имеет длину лопатки 550 мм. при среднем диаметре 1915 мм., что обеспечивает суммарную площадь выхода 3,3 кв. м.
Валовой провод турбины состоит из роторов ЦВД, ЦСД, ЦНД и генератора. Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой, причем полумуфта ЦСД откована заодно с валом. Между роторами ЦСД и ЦНД, ЦНД и генератора установлены полужесткие муфты. Каждый из роторов уложен в двух опорных подшипниках. Комбинированный опорно-упорный подшипник расположен в корпусе среднего подшипника между ЦВД и ЦСД.
Ротор ЦВД - цельнокованый.
Ротор ЦСД - комбинированный: диски первых восьми ступеней откованы заодно с валом, а остальных насажены на вал с натягом.
Корпус ЦСД имеет вертикальный технологический разъем, соединяющий литую переднюю часть и сварную заднюю.
Ротор ЦНД - сборный: четыре рабочих диска посажены на вал с натягом. Корпус ЦНД состоит из трех частей: средней сварно-литой и двух выходных сварных.
В верхней половине корпуса имеются две паропроводящие трубы и сервомоторный привод поворотной регулирующей диафрагмы.
Корпуса ЦВД и ЦСД опираются на корпуса подшипников с помощью лап. Выходная часть ЦСД опирается лапами на переднюю часть ЦНД.
ЦНД имеет встроенные подшипники и опирается на фундаментные рамы своим опорным поясом. Фикс пункт находится на пересечении продольной оси турбины и осей двух поперечных шпонок, установленных на продольных рамах в области левого (переднего) выходного патрубка. Взаимная центровка корпусов цилиндров и подшипников осуществляется системой вертикальных и поперечных шпонок, установленных между лапами цилиндров и их опорными поверхностями. Расширение турбины происходит в основном от фикс пункта в сторону переднего подшипника и частично - в сторону генератора.
Р-50-130/13. Паровая турбина Р-50-130/13 ЛМЗ мощностью 50 МВт выполнена на начальные параметры 12,75 МПа и 565°С и противодавлением 1,0-1,8 МПа. В соответствии с протоколом технического совещания по вопросу приведения к расчётному соотношению температуры и давления острого пара перед турбинами СамТЭЦ, утверждённого 4.12.1998 г. главным инженером АО «Самараэнерго» и согласно указанию №124 от 18.12.98 по Самарской ТЭЦ установлены сниженные параметры острого пара перед АСК турбин: Ро = 120 ата, То = 540°С.
Схема трубопроводов турбины показана на рисунке. Свежий пар из коллектора ТЭЦ подводится к стопорному клапану, а от него по четырем паропроводам - к четырем регулирующим клапанам, установленным непосредственно на корпусе турбины.
Из сопловых коробок, вваренных в корпус, пар поступает на венечную регулирующую ступень, затем проходит 16 нерегулируемых ступеней и направляется к тепловому потребителю.
В систему регенерации входят три подогревателя высокого давления, питаемых из выходного патрубка турбины и двух нерегулируемых отборов. Температура питательной воды 235°С.
Ротор выполнен цельнокованым, корпус - одно стенным, с обоймами.
Характерной особенностью турбины является применение внутреннего обводного парораспределения.
При перегрузке турбины четвертый регулирующий клапан открывается одновременно с обводным клапаном, перепускающим пар из камеры регулирующей ступени в четвертую нерегулируемую ступень, проходное сечение которой больше, чем у первой нерегулируемой ступени. Это позволяет увеличить мощность турбины.
Корпус турбины опирается на корпуса подшипников с помощью лап. Фикспункт турбины расположен на фундаментной раме заднего подшипника, и расширение турбины происходит в направлении переднего подшипника.
7. Система охлаждения генератора
Система водородного охлаждения предназначена для обеспечения работы турбогенераторов при давлении водорода от 1,0 до 3,0 ати и чистоте водорода не ниже 98%.
Работа генератора на воздушном охлаждении не допустима.
Система водородного охлаждения генераторов предусматривает проведение в процессе эксплуатации следующих операций:
1. Вытеснение воздуха углекислотой;
2. Вытеснение углекислоты водородом;
3. Поддержание давления и чистоты водорода в заданных пределах;
4. Контроль чистоты и давления водорода;
5. Вытеснение водорода углекислотой;
6. Вытеснение углекислоты воздухом.
Система водородного охлаждения турбогенератора состоит из следующих основных частей:
Агрегат масло снабжения (АМ-200), включающий в себя инжектор, маслонасосы: резервный - переменного тока (РМНУ) и аварийный - постоянного тока (АМНУ);
Гидрозатвор, фильтры масляные, регулятор давления масла ДРДМ-12М, масло запорную арматуру, маслоохладитель;
Панели сигнализации и пуска маслонасосов (ЭПС-500-1, ЭПС-500-2 ПТК-2);
Газовый пост (типа ПГУ-500);
Центробежные вентиляторы (эксгаустеры - А и Б);
Осушитель водорода (газа) (ОВ-2);
Демпферный бак;
Контрольно-измерительная аппаратура.
Для предотвращения выхода водорода из корпуса генератора по валу применяются масляные торцевые уплотнения.
Гидравлический затвор выполнен в виде бака, в который встроен поплавковый регулятор уровня, обеспечивающий поддержание заданного уровня в маслобаке (середина бака).
В схеме предусмотрен демпферный бак, обеспечивающий снабжение уплотнений маслом при всех переключениях насосов и кратковременных неполадок в системе масло снабжения.
При прекращении подачи масла демпферный бак обеспечивает масло снабжение уплотнений на время, достаточное для аварийного останова турбогенератора, т. е., и для вытеснения водорода из корпуса генератора и составляет 20-25 минут. водогрейный теплоэлектроцентраль генератор
Для надежного масло снабжения уплотнений при аварийном останове, масло в демпферном баке должно находится в постоянном движении, поэтому демпферный бак по маслу включен последовательно.
Приложение
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Устройство котельного и турбинного оборудования, паровых и водогрейных котлов. Классификация циркуляционных насосов. Назначение элементов тепловых схем источников и систем теплоснабжения, особенности его эксплуатации. Основные типы теплообменников.
отчет по практике , добавлен 19.10.2014
Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов. Расчет и выбор деаэраторов, конденсатных и питательных насосов, оборудования теплофикационной установки. Определение потребности станции в технической воде, выбор циркуляционных насосов.
дипломная работа , добавлен 24.06.2012
Классификация паровых и водогрейных котлов. Достоинства и недостатки различных конструктивных решений. Особенности двухбарабанных и жаротрубных паровых агрегатов. Схема газотурбинной установки с котлом-утилизатором и с утилизационным теплообменником.
презентация , добавлен 07.08.2013
Составление принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали проектируемой электростанции. Обоснование выбора типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов. Расчет потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов.
дипломная работа , добавлен 16.06.2015
Главное преимущество теплоэлектроцентрали. Конденсационные турбины с отбором пара. Характеристики паровых котлов. Выбор питательных насосов и деаэраторов, подбор градирен. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии.
курсовая работа , добавлен 24.01.2014
Краткая характеристика предприятия ОАО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод". Назначение и устройство оборудования котельного цеха. Тепловая схема ТЭЦ. Подготовка питательной воды. Характеристика и краткое описание котлоагрегата БКЗ100-39ГМА.
отчет по практике , добавлен 05.12.2013
Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
курсовая работа , добавлен 03.03.2011
Теплоэнергетическое оборудование, установленное в котлотурбинном цехе. Описание работы автоматизированной системы контроля и управления горелками котла НЗЛ-60. Системы мазутного хозяйства. Состав оборудования турбоагрегатов. Типы дренажных насосов.
курсовая работа , добавлен 11.09.2012
Общие сведения и понятия о котельных установках, их классификация. Основные элементы паровых и водогрейных котлов. Виды и свойства топлива, сжигаемого в отопительных котельных. Водоподготовка и водно-химический режим. Размещение и компоновка котельных.
контрольная работа , добавлен 16.11.2010
Выбор синхронных генераторов, их технические параметры. Выбор двух структурных схем электрической станции, трансформаторов и автотрансформаторов связи. Технико-экономическое сравнение всех вариантов. Выбор и обоснование упрощенных схем всех напряжений.
)
НАВИГАЦИЯ ПО БЛОГУ:
Коротко обо мне и Фото большого размера Заказ фотосессий и фоторепортажей Услуги экскурсовода ПО САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
May 16th, 2012
Самарская ГРЭС (государственная районная электростанция) введена в эксплуатацию в 1900 году, её по-праву называют "бабушкой" самарской энергетики. На момент постройки её мощность составляла всего 200 кВт, что примерно равно мощности 200 современных утюгов, или электрочайников. Первоначально станция использовалась только для освещения Драм. театра, Струковского сада и Дворянской улицы и нескольких частных особняков. В 1912-1914 годах на станции было построено новое здание, в котором расположились два дизельных двигателя с генераторами компании "Westinghouse" на 300 кВт каждый, а чуть позже установлены две паровые турбины мощностью 1600 кВт каждая. В 1931 году произошла кардинальная реконструкция электростанции, были установлены две новые турбины немецкой компании AEG, мощностью в 6000 кВт каждая (в 2008-м одну из этих турбин, проработавшую 77 (!) лет, передали в Берлинский музей). В 1933 году станция впервые дала горячую воду для отопления зданий. В 1937-1941 годах, когда мощность электростанции была увеличена с 24 до 31 МВт, а количество вырабатываемого тепла выросло почти в 10 раз. На тот момент, это была единственная электростанция в Самаре, от работы которой зависела жизнь "запасной столицы". Сегодня Самарская ГРЭС входит в состав ОАО "ВТГК" и занимает 4-е место по отпуску тепла в области, после крупных ТЭЦ ВАЗа, Тольяттинской и Самарской ТЭЦ. Экскурсию для студентов 3-го курса энергетики и электротехники ТГУ, а также для журналистов и блогеров, организовала ОАО "Электросеть Тольятти".
(
