Автономская Тэц. Отчет по учебной практике (профилирующей практике) Обучающийся студент гр. 275 А. С. Исаев
 Скачать 347.5 Kb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» Кафедра тепловых электрических станций ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ (ПРОФИЛИРУЮЩЕЙ ПРАКТИКЕ) Обучающийся: студент гр. _2-75_ _________ А.С. Исаев (подпись) Руководитель: Ст. преподаватель _________ Е.И. Рябова (подпись) Оценка: Иваново 2022 МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» Факультет заочного и вечернего обучения Кафедра тепловых электрических станций Направление подготовки 13.03.01 – Теплоэнергетика и теплотехника Направленность (профиль) – Тепловые электрические станции
ЗАДАНИЕ на учебную практику (профилирующую практику) обучающемуся гр. _2-75__ Исаеву Александру Сергеевичу 1. Место проведения практики: ФГБОУ ВО «ИГЭУ им. В.И. Ленина», г. Иваново 2. Способ проведения практики: стационарная 3. Содержание практики: а) общее задание: – Составить общее описание Автовская ТЭЦ-15 СПб; – Изучить общие сведения об оборудовании станции; – Описать основное и вспомогательное оборудование станции; б) индивидуальное задание: – Изучить и составить подробную характеристику конкретного типа оборудования или установки: Конденсационная установка турбины Т-100/120-130.
Содержание 1.Общее задание 1.1.Общее описание Автовская ТЭЦ-15 СПб…………………………………………….4 1.2.Общее сведения об оборудование станции…………………………………………..5 1.3.Общее и вспомогательное оборудование станции…………………………………..6 1.4.Топливоснабжение…………………………………………………………………….17 2.Индивидуальное задание 2.1. Конденсационная установка турбины Т-100/120-130……………………………...21 3.Заключение……………………………………………………………………………..23 4.Список используемой литературы…………………………………………………..24 1.Общее задание 1.1.Общее описание Автовская ТЭЦ-15 СПб Автовская ТЭЦ — предприятие энергетики Санкт-Петербурга, входящее в состав Невского филиала ПАО «ТГК-1». Обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия, жилые и общественные здания Адмиралтейского, Московского, Кировского и Красносельского районов Санкт-Петербурга. В зоне теплоснабжения станции проживает около 1 500 000 человек. В системе ТГК-1 по установленной мощности (301 МВт) станция занимает пятое место и второе — по тепловой. Выработка электроэнергии в 2019 году — 1170,4 млн кВт·ч, тепловой энергии — 3029,28 тыс. Гкал. Строительство Автовской ТЭЦ началось в первое послевоенное десятилетие. Юго-запад города нуждался в дополнительных мощностях. Официальный пуск в эксплуатацию станции состоялся 26 декабря 1956 года. Для транспортного обеспечения используются подъездные пути от вплотную прилегающей к территории ТЭЦ грузовой станции Нарвская. Территория станции и ТЭЦ полностью охватывает расположенное здесь с 1941 года Южное воинское кладбище. Первоначально работала на торфе, в настоящее время основным топливом является природный газ, резервным — мазут[2]. Автовская ТЭЦ оснащена семью турбоагрегатами. Турбоагрегаты для ТЭЦ были изготовлены на Брянском и Уральском машиностроительных заводах. Котлы были изготовлены в Таганрогском и Дорогобужском котельных заводах. В 2000 году был реконструирован и пущен новый турбоагрегат ТГ-3 (Т-22-90). В 2007 году в эксплуатацию введён новый турбоагрегат № 2 ПТ-30-8,8 установленной электрической мощностью 30 Мвт и тепловой мощностью 75 Гкал/час[2]. В 2011 году ТЭЦ отметила своё 55-летие[3]. В 2018 году стартовала масштабная программа по обновлению станции, которая включает модернизацию второй очереди ТЭЦ, возведение новой водогрейной котельной, реконструкцию открытого распределительного устройства 110/35 кВ, строительство оборотной системы технического водоснабжения, а также реконструкцию инженерных сетей со строительством очистных сооружений для снижения негативного экологического воздействия на Финский залив[2]. На станции имеется 4 дымовые трубы одной высоты (120 м), но разных диаметров, причём две из них одинакового диаметра. 1.2.Общее сведения об оборудование станции Автовская ТЭЦ оснащена семью турбоагрегатами. Турбоагрегаты для ТЭЦ были изготовлены на Брянском и Уральском машиностроительных заводах. Котлы были изготовлены в Таганрогском и Дорогобужском котельных заводах. В 2000 году был реконструирован и пущен новый турбоагрегат ТГ-3 (Т-22-90). В 2007 году в эксплуатацию был введён новый турбоагрегат № 2 ПТ-30-8,8 установленной электрической мощностью 30 Мвт и тепловой мощностью 75 Гкал/час.  1.3.Общее и вспомогательное оборудование станции Котлоагрегаты: ТП-170; ТГМ-84Б; ПТВМ-100/180 Турбоагрегаты: Т-22-90; Т-100-120/130 Генераторы: ТВФ-100-2 Краткая характеристика основного и вспомогательного оборудования турбинного отделения КТЦ. Турбина Т-100/120-130, где Т – тип турбины (с отопительным отбором), 100 – номинальная мощность (МВт), 120 – максимальная мощность (МВт), 130 – давление свежего пара (кгс/см). Одновальная паровая турбина типа Т-100/120-130 Уральского турбомоторного завода. Номинальная мощность турбины – 105000 КВт (105 МВт), максимальная мощность 120 МВт, при 3000 об/мин. с конденсацией и двухступенчатым подогревом сетевой (городской по ГВС) воды. Турбина Т-100/120-130 представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давлений. Цилиндр высокого давления (ЦВД) выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндре высокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндре среднего давления от среднего подшипника к генератору. Цилиндр низкого давления –двухпоточный. В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и 8 ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) – 14 ступеней давления. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени и по одной ступени давления. Фикспункт турбины расположен на боковых фундаментных рамах выхлопной части ЦНД со стороны регулятора. В турбоустановке может осуществляться одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. В обоих случаях пропуск пара в цилиндр низкого давления регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26 ступени. Давление пара в перепускных трубах между цилиндром высокого давления принято около 34 атм. Турбина имеет сопловое регулирование. Пар из отдельно стоящего (спереди от турбины) стопорного клапана поступает к регулирующим клапанам по четырем перепускным трубам. Регулирующие клапаны расположены на ЦВД турбины (два в верхней половине, два в нижней). Управление регулирующими клапанами осуществляется при помощи кулачкового распределительного устройства, вал которого приводится во вращение поршневым сервомотором через зубчатый сектор. Роторы цилиндра высокого давления с ротором цилиндра среднего давления соединены с помощью жесткой муфты. Ротор цилиндра среднего давления с ротором цилиндра низкого давления, а также ротор цилиндра низкого давления с ротором генератора соединены полу гибкими муфтами. Направление вращения ротора - по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника на генератор. Ротор цилиндра высокого давления – цельнокованый, состоящий из одного двух венечного колеса скорости и 8-ми дисков. Лопаточный аппарат ротора высокого давления выполнен левого вращения. Рабочие лопатки, для уменьшения потерь, имеют осевые уплотнения у корня и по бандажу, а также радиальные уплотнения по бандажу. Цилиндр высокого давления опирается лапами на передний и средний подшипники, цилиндр среднего давления опирается передними лапами на средний подшипник, а задними лапами на выхлопную часть ЦНД со стороны регулятора. Цилиндр низкого давления опирается передней, задней и боковыми опорными поверхностями выхлопных частей на фундаментные рамы. Цилиндр высокого давления турбины не имеет обойм. В цилиндре среднего давления имеется 5 обойм, в цилиндре низкого давления – 2 обоймы. Обоймы литые – из углеродистой стали. ЦВД – одностенный, выполнен литым из теплоустойчивой стали. В цилиндр вварены 4 сопловые коробки – две в верхнюю половину и две в нижнюю. Последовательность включения сопловых коробок обеспечивает равномерный подогрев цилиндра при пусках или изменениях режимов работы турбины. В целях равномерного разогрева цилиндра при пуске турбины из холодного состояния имеется устройство для обогрева фланцев и шпилек, позволяющее снизить разницу температур фланцев и стенок, а также устраняющее недопустимую разность температур фланцев и шпилек. В схеме предусмотрен подвод острого дросселированного пара в два коллектора: из одного пар подается на обогрев шпилек, из второго – на обогрев фланцев цилиндра и крышки стопорного клапана. Наличие двух коллекторов дает возможность независимого регулирования температуры фланцев и шпилек. Для контроля температуры пара в коллекторах обогрева предусмотрена установка термопар. Контроль температуры фланцев, шпилек, крышки стопорного клапана и стенки цилиндра производится при помощи термопар. Управление турбиной производится с общего щита контроля и управления. Основная часть операций пуска и останова осуществляется дистанционно, отдельные операции выполняются по месту персоналом. Турбина рассчитана на работу с параметрами свежего пара 130 атм и 555°С, измеренными перед стопорным клапаном. Номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор – 20°С. Турбина имеет два отопительных отбора: верхний и нижний. Они предназначены для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах (сетевых подогревателях № 1 и 2). Пределы регулирования абсолютного давления в отопительных отборах: в верхнем – 0,6-2,5 кгс/см2, в нижнем – 0,5-2,0 кгс/ см2. В отборах турбины поддерживается регулируемое давление: при двух включенных отопительных отборах в верхнем отборе, в нижнем при одном включенном нижнем отопительном отборе. Предусмотрена возможность работы турбоустановки на режиме с противодавлением, с пропуском через встроенный пучок подпиточной (городской) воды. Одновременное охлаждение конденсаторов турбин городской и циркуляционной водой возможно при условии, что разность их температур на входе и выходе в конденсатор не более 20°С. Максимальная отопительная нагрузка, с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор для подогрева городской воды, составляет 177 Гкал/час. На конденсационном режиме при номинальной мощности 105 МВт расчетный расход пара составляет около 374 т/час (в конденсатор 280 т/час). Максимальный расход пара, определенный из условий пропускной способности турбин, при номинальных начальных параметрах составляет для 465 т/час. Регенеративный подогрев основного конденсата турбин осуществляется последовательно в холодильниках основного эжектора и эжектора отсоса пара из уплотнений, сальниковом подогревателе, четырех подогревателях низкого давления (ПНД), деаэраторах до температуры 155°С и далее смешиваясь с питательной водой в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Регенеративная установка турбины Т-100/120-130 предназначена для подогрева питательной водой паровых котлов ТГМ-84Б паром промежуточных отборов, а также из концевых уплотнений турбин и включает в себя: поверхностные охладители рабочего пара основных эжекторов ЭП-3-2; поверхностный охладитель эжектора отсоса пара из уплотнений, составляющий с последним одно общее устройство ХЭ-ДО-550; сальниковый подогреватель типа ПН-100-16-4-Ш; четыре поверхностных подогревателя низкого давления типа: ПН-250-16-7-Ш; ПН-250-16-7; три поверхностных подогревателя высокого давления типа: ПВД-425-230-13М ПВД-425-230-23М ПВД-425-230-25М пароподводящие, питательные и дренажные трубопроводы с установленной на них арматурой. Эжектор основной предназначен для создания и поддержания необходимого вакуума в конденсаторе и других теплообменных аппаратах, работающих под разряжением. Он представляет собой пароструйный компрессор трехступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением паровоздушной смеси. Эжектор рассчитан на работу сухим и насыщенным или несколько, но не более, чем на 50° С, перегретым паром с давлением перед соплом 5 ± 0,1 кг/см2. Расход рабочего пара на эжектор в зависимости от температуры охлаждающей воды составляет: 850 кг/час при температуре от 10°С до 50°С. Работают три ступени. 550 кг/час при температуре от 50°С до 70°С. В работе 2-я и 3-я ступень (1-я отключена). Расход охлаждающей воды (основного конденсата, поступающего в эжектор сразу после конденсатных насосов) должен поддерживаться в пределах от 70 до 80 т/час. Дальнейшее увеличение этого расхода нецелесообразно, т.к. практически не улучшая работу эжектора, ведет лишь к ненужному росту его гидравлического сопротивления. Уменьшение расхода охлаждающей воды вызывает перегрузку холодильников, что ведет к резкому ухудшению работы эжектора. Конденсат рабочего пара, образовавшийся в промежуточных холодильниках эжектора, сливается через специальные отверстия (сверления) в трубной доске из каждой ступени в отдельности и через гидрозатворы отводится соответственно из 1-1 и 2-й ступеней в паровое пространство конденсатора, а из 3-й ступени – в открытую воронку. Эжектор отсоса из уплотнений предназначен для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер турбины и штоков клапанов, а также для конденсации пара, содержащегося в смеси. Отсасываемая из концевых уплотнений и штоков клапанов паровоздушная смесь поступает в первую ступень холодильника, где при давлении, несколько ниже атмосферного (0,95 - 0,97 атм), происходит охлаждение воздуха и конденсация пара. Из первой ступени холодильника охлажденный воздух вместе с неконденсированным паром отсасывается эжектором. Эжектор уплотнений рассчитан на работу сухим насыщенным паром или несколько перегретым (не более 50°С) паром с давлением перед соплом 5 кгс/см2. Расход пара на эжектор составляет 550 кг/час. Холодильник эжектора по водяной стороне рассчитан на пропуск основного конденсата в количестве не менее 110 м3/час и не более 260 м3/час с полным давлением конденсатных насосов. Сальниковый подогреватель предназначен для отсоса пара из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины и использования тепла этого пара для подогрева основного конденсата. В качестве сальникового подогревателя используется подогреватель низкого давления поверхностного типа. Конденсат греющего пара из сальникового подогревателя сливается через гидрозатвор высотой 14 метров в расширитель конденсата турбин. Сальниковый подогреватель по водяной стороне рассчитан на работу при полном давлении конденсатных насосов и на пропуск основного конденсата в количестве не менее 140 м3/час. Подогреватель снабжен комплектом местных контрольно-измерительных приборов. Все ПНД могут пропускать весь конденсат, откачиваемый конденсатными насосами, с полным давлением, создаваемым ими с учетом ввода в линию между подогревателями конденсата греющего пара сетевых подогревателей №1 и 2. Уровень конденсата в ПНД поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами. Каждый ПНД снабжен дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя. Подогреватели высокого давления предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэраторов 6 ата в количестве 105% от расхода пара турбиной на данном режиме. Все ПДВ по водной стороне рассчитаны на работу при полном давлении питательных насосов. Каждый ПВД снабжен: а) регулятором уровня и регулирующим клапаном к нему для поддержания необходимого уровня конденсата в корпусе подогревателя; б) дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя; в) комплектом местных контрольно-измерительных приборов. ПВД снабжены системой групповой автоматической защиты, состоящей из автоматических впускного и обратного клапанов, соленоидного автоматического клапана и трубопровода пуска и отключения подогревателей. В случае переполнения одного из подогревателей отключается весь блок подогревателей и питательная вода направляется в котел по обводному трубопроводу. Слив конденсата греющего пара из ПВД каскадный. Конденсат из ПДВ №5 сливается в деаэратор. При недостаточном давлении в ПВД №5 (при снижении нагрузки на турбину) слив конденсата из него автоматически переключается в ПНД №4, в этом случае конденсат из ПВД №6 направляется в Д-7 атм. При дальнейшем снижении нагрузки конденсат ПВД №6 и ПВД №7 также направляется в ПНД №4. Схема трубопроводов позволяет производить в случае необходимости отключение по пару, конденсату, дренажу, питательной воде и паровоздушной смеси всех ПВД (групповое отключение), эжекторов и каждого ПНД, а также сальникового подогревателя. Эжектор отсоса из уплотнений отключается по рабочему пару, основному конденсату и паровоздушной смеси. Дренаж из холодильника эжекторов отсоса пара из уплотнений сливается через двухметровые гидрозатворы в атмосферный расширитель дренажей. Регенеративная установка турбины Т-100/120-130 предназначена для подогрева питательной водой паровых котлов ТГМ-84Б паром промежуточных отборов, а также из концевых уплотнений турбин и включает в себя: поверхностные охладители рабочего пара основных эжекторов ЭП-3-2; поверхностный охладитель эжектора отсоса пара из уплотнений, составляющий с последним одно общее устройство ХЭ-ДО-550; сальниковый подогреватель типа ПН-100-16-4-Ш; четыре поверхностных подогревателя низкого давления типа: ПН-250-16-7-Ш; ПН-250-16-7; три поверхностных подогревателя высокого давления типа: ПВД-425-230-13М ПВД-425-230-23М ПВД-425-230-25М пароподводящие, питательные и дренажные трубопроводы с установленной на них арматурой. Эжектор основной предназначен для создания и поддержания необходимого вакуума в конденсаторе и других теплообменных аппаратах, работающих под разряжением. Он представляет собой пароструйный компрессор трехступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением паровоздушной смеси. Эжектор рассчитан на работу сухим и насыщенным или несколько, но не более, чем на 50° С, перегретым паром с давлением перед соплом 5 ± 0,1 кг/см2. Расход рабочего пара на эжектор в зависимости от температуры охлаждающей воды составляет: 850 кг/час при температуре от 10°С до 50°С. Работают три ступени. 550 кг/час при температуре от 50°С до 70°С. В работе 2-я и 3-я ступень (1-я отключена). Расход охлаждающей воды (основного конденсата, поступающего в эжектор сразу после конденсатных насосов) должен поддерживаться в пределах от 70 до 80 т/час. Дальнейшее увеличение этого расхода нецелесообразно, т.к. практически не улучшая работу эжектора, ведет лишь к ненужному росту его гидравлического сопротивления. Уменьшение расхода охлаждающей воды вызывает перегрузку холодильников, что ведет к резкому ухудшению работы эжектора. Конденсат рабочего пара, образовавшийся в промежуточных холодильниках эжектора, сливается через специальные отверстия (сверления) в трубной доске из каждой ступени в отдельности и через гидрозатворы отводится соответственно из 1-1 и 2-й ступеней в паровое пространство конденсатора, а из 3-й ступени – в открытую воронку. Эжектор отсоса из уплотнений предназначен для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер турбины и штоков клапанов, а также для конденсации пара, содержащегося в смеси. Отсасываемая из концевых уплотнений и штоков клапанов паровоздушная смесь поступает в первую ступень холодильника, где при давлении, несколько ниже атмосферного (0,95 - 0,97 атм), происходит охлаждение воздуха и конденсация пара. Из первой ступени холодильника охлажденный воздух вместе с неконденсированным паром отсасывается эжектором. Эжектор уплотнений рассчитан на работу сухим насыщенным паром или несколько перегретым (не более 50°С) паром с давлением перед соплом 5 кгс/см2. Расход пара на эжектор составляет 550 кг/час. Холодильник эжектора по водяной стороне рассчитан на пропуск основного конденсата в количестве не менее 110 м3/час и не более 260 м3/час с полным давлением конденсатных насосов. Сальниковый подогреватель предназначен для отсоса пара из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины и использования тепла этого пара для подогрева основного конденсата. В качестве сальникового подогревателя используется подогреватель низкого давления поверхностного типа. Конденсат греющего пара из сальникового подогревателя сливается через гидрозатвор высотой 14 метров в расширитель конденсата турбин. Сальниковый подогреватель по водяной стороне рассчитан на работу при полном давлении конденсатных насосов и на пропуск основного конденсата в количестве не менее 140 м3/час. Подогреватель снабжен комплектом местных контрольно-измерительных приборов. Все ПНД могут пропускать весь конденсат, откачиваемый конденсатными насосами, с полным давлением, создаваемым ими с учетом ввода в линию между подогревателями конденсата греющего пара сетевых подогревателей №1 и 2. Уровень конденсата в ПНД поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами. Каждый ПНД снабжен дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя. Подогреватели высокого давления предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэраторов 6 ата в количестве 105% от расхода пара турбиной на данном режиме. Все ПДВ по водной стороне рассчитаны на работу при полном давлении питательных насосов. Каждый ПВД снабжен: а) регулятором уровня и регулирующим клапаном к нему для поддержания необходимого уровня конденсата в корпусе подогревателя; б) дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя; в) комплектом местных контрольно-измерительных приборов. ПВД снабжены системой групповой автоматической защиты, состоящей из автоматических впускного и обратного клапанов, соленоидного автоматического клапана и трубопровода пуска и отключения подогревателей. В случае переполнения одного из подогревателей отключается весь блок подогревателей и питательная вода направляется в котел по обводному трубопроводу. Слив конденсата греющего пара из ПВД каскадный. Конденсат из ПДВ №5 сливается в деаэратор. При недостаточном давлении в ПВД №5 (при снижении нагрузки на турбину) слив конденсата из него автоматически переключается в ПНД №4, в этом случае конденсат из ПВД №6 направляется в Д-7 атм. При дальнейшем снижении нагрузки конденсат ПВД №6 и ПВД №7 также направляется в ПНД №4. Схема трубопроводов позволяет производить в случае необходимости отключение по пару, конденсату, дренажу, питательной воде и паровоздушной смеси всех ПВД (групповое отключение), эжекторов и каждого ПНД, а также сальникового подогревателя. Эжектор отсоса из уплотнений отключается по рабочему пару, основному конденсату и паровоздушной смеси. Дренаж из холодильника эжекторов отсоса пара из уплотнений сливается через двухметровые гидрозатворы в атмосферный расширитель дренажей. 1.4.Топливоснабжение ГАЗ Газоснабжение производится природным газом от магистрального газопровода по подземному газопроводу Ду-700 мм с давлением 12 кг/см2. На территории станции газопровод надземного исполнения, в месте выхода его из земли установлен изолирующий фланец. Состав природного газа: Метан СН4 - 98% Тяжелые углеводороды – следы Углекислый газ СО2 - менее 1% Кислород О2 - менее 0,5% Азот N2- 1-1,2% Теплотворная способность Qн - 8300 ккал/кг Удельный вес - 0,79 кг/см3 Пределы воспламеняемости в воздухе – 5% нижний, 15% верхний (приложение № 2 РД 34.03.201-97); интервал взрывной концентрации по объёму в % отношении к воздуху составляет от 4 до 15 % Допустимая концентрация в воздухе не более 1% Температура воспламенения - 645° С В целях безопасности (обнаружения утечек) газ одорирован метилмеркаптаном. По надземному газопроводу Ду-700 мм газ подводится к ГРП с давлением не более 12 кг/см2. Перед входным коллектором фильтров установлена общая отключающая задвижка 1Г (с электроприводом). Назначение задвижки общее прекращение подачи газа на ГРП. Управление и контроль ГРП осуществляется со щита управления ГРП (МЩУ) и со щита ДЩУ на отметке 8 м котельного отделения 1 очереди ТЭЦ. Очистка газа, поступающего на ГРП, осуществляется четырьмя газовыми фильтрами типа ФГ-100-300-12, имеющими следующие технические характеристики: Максимальный расход - 100000 н. м3/час Условный диаметр - 300 мм Рабочее давление - 12 кг/см2 Допустимый перепад на кассете - 1000 мм вод. ст. На входе и выходе фильтров установлены задвижки Ду-300. Управление задвижками осуществляется вручную. Количество одновременно включенных газовых фильтров определяется необходимым расходом газа на ТЭЦ. Имеется байпасирование группы фильтров газопроводом Ду-300 мм. На байпасном газопроводе также установлена отключающая арматура. После газовых фильтров газопроводы объединяются в распределительный (входной) коллектор к регуляторам ГРП, разделенный секционной задвижкой Ду-300. ХАРАКТЕРИСТИКА ГРП Производительность ГРП - 320000 н м3/час Производительность нитки Ду-500 - 160000 н м3/час Производительность нитки Ду-300 - 80000 н м3/час Давление газа на входе в ГРП - 12,0 кг/см2 Давление газа на выходе из ГРП - 0,8 кг/см2 Структурно нитки регуляторов объединены в два зала. В зале N 1 расположены: Нитка Ду-500 мм Нитка Ду-300 мм (резервная); В зале N 2 расположены: Нитка Ду-500 мм Резервная нитка Ду-300 мм На каждой нитке регуляторов последовательно расположены отключающая задвижка (5Г/1 - 5Г/4) на входе (с электроприводом), два последовательных регулирующих клапана типа «поворотная заслонка», отключающая задвижка (8Г/1-8Г/4) на выходе (с электроприводом). Каждая нитка может работать в автономном режиме. На выходном коллекторе установлены 3 предохранительных клапана типа СППК - 4Р, выбранных в соответствии со СНиП-37-76 п.5.20. Пропускная способность соответствует расчету. Перед каждым клапаном установлена отключающая задвижка с ручным приводом. Для обеспечения продувки газопроводов ГРП при пуске газа и при выводе оборудования в ремонт предусмотрена система продувочных газопроводов (свечей) и подвода сжатого воздуха. Продувочные свечи предусмотрены: - из газопровода 12 кг/см2 перед задвижкой 1Г; - на входном коллекторе газовых фильтров; - из корпусов газовых фильтров; - на входном коллекторе к регуляторам ГРП; - из ниток регуляторов за вторыми по ходу газа регуляторами; - на торцах коллектора Ду-1600 мм. МАЗУТ Питание котла мазутом может осуществляться от мазутопровода № 1 или 2 через задвижки № 658 или 659 соответственно (одновременно должна быть открыта только одна задвижка) причём, как правило, питание нечётных котлов осуществляется от мазутопровода №1, а чётных от мазутопровода №2 (котел 1 – от 1-го мазутопровода, котел 2 – от 2-го мазутопровода). Далее на подводе мазута к котлу последовательно установлены: электрифицированная задвижка № 660, отсечной клапан (эта арматура задействована в схеме защит котла). После запорной арматуры установлено расходомерное устройство и регулирующий клапан подачи мазута на котёл. После регулирующего клапана идёт разводка на каждую форсунку через электрифицированный и ручной вентиля, управление эл. вентилями осуществляется со щита управления или по месту. Далее мазут поступает в мазутопровод рециркуляции котла и пройдя расходомерное устройство, обратный клапан и запорную электрифицированную задвижку № 668 подаётся в общий мазутопровод рециркуляции котельной и далее на мазутное хозяйство. Электрифицированные вентили подачи мазута на форсунки и задвижка рециркуляции № 668 задействованы в схеме защит котла. Если мазутопровод котла находится в резерве, то на нём должна быть открыта следующая арматура: входная задвижка от напорного мазутопровода № 1 или №2; задвижка на подводе мазута к котлу № 660; отсечной клапан; регулирующий клапан на подводе мазута; задвижка рециркуляции мазута с котла № 668. На котле установлены паромеханические форсунки и для улучшения распыла мазута к форсункам подводится пар от паропроводов 14,0 ата. №1, №2, которые идут до мазутного хозяйства ТЭЦ. Для пропаривания мазутных стволов имеется специальная паровая линия, которая врезана в мазутопровод непосредственно перед форсункой ( за последним вентилем подвода мазута к форсунке), а для предупреждения попадания мазута в паропровод на линии пропарки последовательно установлены отключающий эл. вентиль и обратный клапан. Для пропарки мазутопровода котла (перед выводом его в резерв или ремонт) в него врезаны паровые линии и дренажные вентили слива мазута на бак мазутных дренажей (БМД). Бак мазутных дренажей расположен у ряда «Б» котельной на 0 у котла №1. При пропарке мазутопроводов необходимо постоянно контролировать уровень мазута в БМД и по мере его заполнения мазут в БМД следует разогреть паром и откачать. Для откачки мазута из БМД установлен насос НБМД (насос бака мазутных дренажей), который подаёт мазут в мазутопровод рециркуляции котельной. Для контроля за давлением и расходом мазута мазутопроводы котлов оборудованы следующими контрольно – измерительными приборами (КИП): давление мазута в напорных мазутопроводах (на входе в котельную) (показывающий манометр, МЭД*); температура мазута в напорных мазутопроводах на входе в котельную (термопары*); давление мазута перед регулирующим клапаном подвода мазута на котёл (ЭКМ, МЭД); давление мазута за регулирующим клапаном подвода мазута на котёл (ЭКМ, МЭД); давление мазута на форсунку (показывающий манометр); расход мазута на котёл (ДМЭР); расход мазута с котла на рециркуляцию (ДМЭР). 2.Индивидуальное задание « Конденсационная установка турбины Т-100/120-130». 2.1.Конденсационная установка турбины Конденсационная установка турбины состоит из следующего оборудования: а) конденсаторной группы типа КГ2-6200-2 с поверхностью охлаждения 6200 м2, предназначенной для конденсации поступающего из турбины пара и создания разряжения в ее выхлопных патрубках, а также для использования тепла вентиляционного пара на режимах работы турбины по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенных пучках. Конденсаторная группа включает в себя два поверхностных двухступенчатых, двухходовых конденсатора с поверхностью 3100 м2 каждый, соединенные между собой по паровой стороне двумя уравнительными линиями; б) латунные трубки диаметром 24/22 мм марки ЛО-70-1 развальцованы в трубных досках. Корпуса конденсаторов приварены к выхлопным патрубкам турбины и установлены на пружинных опорах. Охлаждающая поверхность конденсаторов по паровой и водяной сторонам разделена на три обособленных пучка, из которых два крайних (основных) составляют 85% поверхности, а один средний (встроенный) 15% всей поверхности; в) гидравлические сопротивления конденсатора при чистых трубках и расходе охлаждающей воды 16000 м3/час составляют 4 м.в.ст. (0,4 кг/см2). Наиболее допустимое давление внутри водяного пространства составляет 2,5 кг/см2. Наиболее допустимое давление внутри водяного пространства встроенного пучка составляет 6 кг/см2. Подача охлаждающей воды в конденсаторы может быть осуществлена по следующим схемам: а) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, которая проходит через них в два хода; встроенные пучки охлаждаются горводой (подпиточной теплосети) б) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, а встроенные пучки отключены. Такая работа допускается при условии, что температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не превышает 33°С, а при выходе не более 43°С; в) основные пучки отключены, а встроенные пучки охлаждаются подпиточной водой, которая проходит через них в четыре хода. В этом случае турбина должна работать в режиме с противодавлением, т.е. с полностью закрытыми диафрагмами ЦНД, при этом расход подпиточной воды должен быть не более 1200 м3/час. г) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, встроенные пучки - подпиточной водой. Работа в этом случае разрешается при условии, что разность температур на входе в конденсаторы не более 20°С. Заключение ТЭЦ является крупнейшим энергоисточником в юго-западной части Санкт-Петербурга. По установленной мощности станция находится на пятом месте в системе ПАО «ТГК-1», по тепловой мощности — на третьем месте. Список используемой литературы 1. https://topuch.ru/1-harakteristika-obekta-teplovaya-shema/index.html 2.https://in-power.ru/places/obekty-na-karte/proizvodstvo-elektroenergii-teplovymi-elektrostancijami-okved-2-35-11-1/277-avtovska.html 3. www.tgc1.ru 4. https://ru.wikipedia.org/wiki/Автовская_ТЭЦ МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» Факультет заочного и вечернего обучения Кафедра тепловых электрических станций Направление подготовки 13.03.01 – Теплоэнергетика и теплотехника Направленность (профиль) – Тепловые электрические станции ДНЕВНИК учебной практики (профилирующей практики)
ОТЗЫВ-ХАРАКТЕРИСТИКА о прохождении учебной практики (профилирующей практики) обучающимся гр. _2-75__Исаевым Александром Сергеевичем Направление подготовки 13.03.01 – Теплоэнергетика и теплотехника Направленность (профиль) – Тепловые электрические станции В период прохождения практики в ФГБОУ ВО «ИГЭУ им. В.И. Ленина» с 07.02.2022 г. по 25.06.2022 г. обучающийся продемонстрировал знания, умения, навыки, обеспечивающие его готовность к решению профессиональных задач, установленных заданием на практику (в том числе индивидуальным заданием), относящихся к научно-исследовательской и производственно-технологической деятельности и связанных с формированием следующих компетенций: а) профессиональные: – способен к разработке и реализации энергоэффективных, ресурсосберегающих и экозащитных мероприятий в рамках жизненного цикла объектов ПД (ПК-2); – способен к разработке технологий в области ПД (ПК-3). В период прохождения практики обучающийся ознакомился и соблюдал требования охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности, правила внутреннего трудового распорядка. Отчет по практике предоставлен обучающимся в установленные сроки. Обучающийся в период прохождения практики продемонстрировал способность к самоорганизации и самообразованию, достаточный уровень самостоятельности, работоспособности, ответственности, добросовестности, инициативности, способность эффективно организовать свой труд. Результаты работы обучающегося в период прохождения практики заслуживают оценки ________________.
|