(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект тепловой части ТЭЦ – мощностью 400 МВт, расположенной в г. Петрозаводске
Правительство русской федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего проф образования
государственный исследовательский институт
высшая школа экономики
Санкт-Петербург
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
по специальности 140101 «Термо электронные станции»
Тема
«Проект термический части ТЭЦ — мощностью 400 МВт,
расположенной в г.Петрозаводск
2011г.
Инструкция
Энергетика постоянно была в центре внимания страны, развивалась опережающими темпами и получала масштабные Инвестиции. Этому содействовали стратегические муниципальные решения о развитие отрасли, начиная от известного плана ГОЭРЛО до сотворения наикрупнейшей энергетической системы. При всем этом были сделаны передовая энергетическая наука и техника, массивное энергетическое машиностроение, завоеваны самые передовые позиции в мире:
— 1-ые в мире парогазовые установки на сверх и суперкритеские характеристики;
— полосы электропередач на сверхвысокие напряжения;
— электрогенераторы рекордной гигаватной мощности;
— 1-ые атомные станции… (из доклада В.Е. Фартова и О.Н. Фарворского).
база страны — энергетика, фундамент не только лишь развития и размещения, но самого существования общества- в крайние годы неумолимо разрушалась. совсем естественный вопросец: “ Что будет завтра? ”- не через 30 либо 50 лет, а конкретно завтра!
В 2003 году сотворена программка развития и размещения энергетических мощностей на 15-20 лет вперед. Основным ценностью в развитие электроэнергетике страны, основой надежного и неопасного энергоснабжения потребителей как были так и будут большие электростанции и до этого всего ТЭС на органическом горючем.
Необходимость обеспечения гарантированного, надежного и неопасного энергоснабжения потребителей , просит интенсивного развития энергосетевого комплекса страны. Раз в год наша страна теряет до 5% роста валового продукта, т.е. в стране сдерживается развитие производства.
По ограниченным оценкам Минэкономразвития Рф в 2010г. суммарное потребление электроэнергии в стране составит 1045 миллиардов. кВт/ч а максимум электронной перегрузки 160Гвт.
До конца 2010г. предусматривается ввод 21,8 Гвт новейших генерирующих мощностей при выводе из эксплуатации 4.2 Гвт устаревших. Учитывается прогноз строительства электростанций большими промышленными предприятиями и независящими инвесторами. Добавочно помечен ввод 1 Гвт мощности на АЭС . Вводы мощностей на термических электростанциях составит 13,4 Гвт , на гидростанциях 4,4 Гвт, на блочных станциях (тоже термических) — 3 Гвт. На станциях работающих на газе будут сооружаться в большей степени газотурбинные (при комбинированной выработке электроэнергии и тепла) и парогазовые установки. В работе проекты ГТУ единичной мощности 260- 280 Мвт в составе ПГУ мощностью 400Мвт и 800Мвт. Разрабатываются проекты уже освоенных в эксплуатации ПГУ. Это в большей степени теплофикационные ПГУ и ГТУ единичной мощностью 160 Мвт. Предлагается установить 10-15 таковых ГТУ. Намечено стройку нескольких блоков ГТУ мощностью 110 Мвт (головная ) ПТУ мощностью 325Мвт с 2-мя ГТЭ-110 строится и будет пущена в 2010г.) и 65 Мвт (проект ЛМЗ).
Техническое улучшение угольных электростанций предугадывает разработку и сооружение паровых энергоблоков на угле мощностью 225, 330-350 и 600-800 Мвт. В целях роста экономичности увеличиваются характеристики пара:
давление до 27-30 Мпа, температуры до 580-620 °С. Продолжительность проектирования и производства оборудования энергоблоков новейшего поколения ввод их в эксплуатацию опосля 2010 года.
В 2005г. на термических и гидравлических электростанциях введено около 2 Гвт энергетических мощностей, в том числе 1 Гвт на объектах новейшего строительства. Пущен и начел работать 1-ый парогазовый энергоблок мощностью 450 Мвт на Калининградской ТЭЦ-2, 4-ый гидроагрегат Геурейской ГЭС мощностью 330 Мвт, 1-ый энергоблок мощностью 180 Мвт на Ленинградской ТЭЦ -5.
На электростанциях введены энергоблоки: 310 Мвт на Новочеркасской ГРЭС, 110 Мвт на Новосибирской ТЭЦ-3; гидроагрегаты единичной мощностью 115 Мвт.
В 2009г. предусматривался ввод новейших мощностей на ГЭС — 49 Мвт, на ТЭС (перевооружение) — 165 Мвт, новое стройку на ТЭС — 1359 Мвт.
В прошедшем году обязано быть введено новейших энергетических мощностей на ГЭС — 679 Мвт, на техническом перевооружении имеющихся ТЭС получено 264 Мвт, на вновь строящихся ТЭС — 1516 Мвт
В стране есть инженеры и технические организации, которые способны решить большие задачки развития и технического обновления энергетики, а мы являемся поколением, которое продолжит начатое ими дело, доведет его до удачного окончания и вложит собственный вклад в предстоящее развитие этого направления.
Проектируемая ТЭЦ размещается в городке Петрозаводск и создана для улучшения ситуации с тепло — и электроснабжением Северо-Запада Рф, для увеличения стойкости работы энергосистемы Северо-Запада, в особенности в период осеннее — зимних максимумов перегрузки.
1. Выбор типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов
1.1 Выбор энергетических котлов
Выбор осуществляется по суммарному расходу пара на все котлы
; т/ч (1.1)
— суммарный наибольший расход пара на все турбины
= 2350 т/ч.
— собственные нужды, = 0,02
— припас, = 0,03
т/ч
Типоразмер котла по ГОСТу 3619-76Е-420-140, в количестве 5 штук
количество котлов принимается с резервом по выработке пара.
Резерв должен быть таковым , чтоб при выходе из строя 1-го из котлов, оставшиеся в работе обеспечивали наибольший отпуск пара на Создание, перегрузка на отопление и ГВС быть может уменьшена до 70% от расчетной, электронная перегрузка быть может уменьшена на величину мощности 1-го турбоагрегата.
характеристики котла Е-420-140
Паропроизводительность, т/ч 420
Абсолютное давление пара. МПА 13,8
температура перегретого пара 560
температура питательной воды, 230
1.2 Выбор водогрейных котлов
На ТЭЦ выбор водогрейных котлов делается по величине пиковой теплофикационной перегрузки.
, ГДж/ч (1.2)
— расчетная термическая перегрузка, =2700 ГДж/ч (по заданию)
— коэф. теплофикации, =0,5,
2700(1-0,5)=1350 ГДж/ч.
количество водогрейных котлов
, шт (1.3)
=1350ГДж/ч (см. выше)
— теплопроизводительность, =100 ГКалл/ч; (принимается)
шт.
Принимается к установке три водогрейных котла КВГМ-100.
Котел типа КВГМ-100 имеет Т-образную компоновку оборудован 3-мя газомазутными горелками с ротационными форсунками типа РГМГ-30, и быть может применен для работы как в главном, так и в пиковом режиме. Выполнение бескаркасное.
2 Составление и описание принципной термический схемы: её расчет на данный режим
2.1 Описание термический схемы
ТЭЦ установлена в городке Петрозаводск. Основное горючее — уголь (Воркутинский). На ТЭЦ имеется технологическая перегрузка виде пара. Dп= 420 т/ч, также термическая перегрузка Qгвс= 2700 ГДж/ч, из которых Qот=2000ГДж/ч , а Qгвс=700ГДж/ч.
В согласовании с данными перегрузками на ТЭЦ установлены 5 турбин типа ПТ-80/100-130/13. Исходные характеристики пара Р0=12,75 Мпа, t0=565.
ТЭЦ выполнена с поперечными связями. На станции установлены 6 котлов типа Е-420-140ГМ, производительность Д=420т/ч.
Регенеративная установка состоит из 4 ПНД и 3-х ПВД, в каких делается нагрев рабочего тела до tп.в.= 249. Пар опосля котлоагрегата подается в турбину, в ЦВД (кооперативный с ЧСД ), а потом идет в ЦНД. Опосля прохождения проточной части турбины пар поступает в конденсатор, где конденсируется. Опосля конденсатора главный конденсат прокачивается конденсатным насосом через ПНД в деаэратор 0,59 Мпа.
В главном деаэраторе главный конденсат деаэрируется, до нагреваясь до температуры питательной воды 159 .
Опосля деаэратора питательным насосом перекачивается через систему ПВД в котел. Нагрев в ПВД до 249 . Слив дренажей из регенеративных подогревателей высочайшего давления каскадный заводом в деаэратор, а в системе ПНД смешанный, с следующим заводом в линию основного конденсата.
На ТЭЦ имеется технологическая перегрузка. Подача пара на Создание осуществляется с третьего отбора, Рп=1,27МПа, Двозвр=360т/ч, процент-30%.
Сетевая установка состоит из 2-ух ступеней сетевых подогревателей, пар к которым подается из 5-ого и шестого регенеративных отборов турбины.
Температурный график 150/70 .
Система технического водоснабжения обратная, система ГВС- закрытая.
Для перекачивания сетевой воды установлены два сетевых насоса. В схеме имеется система подпитки котлов, которая состоит из двухступенчатой сепарационной установки и атмосферного деаэратора подпитки котлов.
2.2 Главные характеристики турбины
Исходные характеристики пара:
Ро=12,75 МПа, t0=565°C
Число регенеративных отборов-7шт.
Конечное давление пара
Рк=0,0035 МПа.
Температура питательной воды
tп.в=249°C
Давление пара в нерегулируемых отборах: Р1=4,41 МПа
Р2=2,55 МПа
Р3=1,27 МПа
Р4=0,39 МПа
Р5=0,175 МПа
Р6=0,088 МПа
Р7=0,003 МПа
Расход охлаждающей воды:
Дов=8000м3/ч
2.3 Процесс расширения пара в турбине
процесс расширения пара разбиваем на три отсека:
I отсек: от исходного давления до давления пара в 3-ем отборе.
II отсек: от давления третьего отбора до давления верхнего теплофикационного отбора.
III отсек: от давления верхнего теплофикационного отбора до конечного давления пара.
Из построенного процесса расширения пара определяем энтальпии перегретого пара перед турбиной, за турбиной и в регенеративных отборах. В процессе построения принимаем: бар; 0,04 бар.
Действительный теплоперепад в отсеках отыскиваем по формулам:
; ;
КДж/кг
КДж/кг
КДж/кг
2.4 Увеличение температуры воды в питательном насосе
?tпн = (2.1)
— удельный объём воды
Рн, Рвс — давление воды на входе и выходе из насоса,
зпн — КПД питательного насоса , зпн= 0,8%
с — теплоёмкость воды
?tпн== 5,6 0С.
2.5 Расчет сетевой установки
Набросок 2.1 Схема СПУ
Расход воды на горячее водоснабжение
(2.2)
Qгвс — расчетная термическая перегрузка (задано).
tобр — температура оборотной воды 0С.
tисх — температура начальной воды 0С.
т/ч
Расход воды на подпитку.
Dпод=; т/ч (2.3)
— обьем воды теплосети.
; м3 (2.4)
Qp — расчетная термическая перегрузка. ГДж/ч (задано)
м3
Dпод= т/ч
температура сетевой воды за СП2
(2.5)
Ср — теплоемкость воды, КДж/кг
— расход сетевой воды с учетом подпитки, т/ч
— расход сетевой воды, т/ч
т/ч (2.6)
Qот- расчетная термическая перегрузка на отопление, ГДж/кг.
т/ч
т/ч
расчетная теплофикационная перегрузка
С — удельная теплоёмкость
отпускаемая температура
температура оборотной сетевой воды
Температура за СП1
(2.7)
Расход воды через СП1
Уравнение термического баланса второго сетевого подогревателя:
(2.8)
(2.9)
расход сетевой воды
энтальпия верхнего теплофикационного отбора турбины
энтальпия нижнего отбора
и энтальпия на входе и выходе из подогревателя
кпд сетевого подогревателя
Уравнение термического баланса первого сетевого подогревателя
; (2.10)
энтальпия нижнего теплофикационного отбора турбины
2.6 расчет сепарационной установки
Набросок 2.2 Схема СУ
При расчете принимаем двухступенчатую схему сепарации. При всем этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических утрат в трубопроводах, соединяющих расширитель с аппаратом, куда поступает пар
Величина продувки составляет:
(2.11)
Где = 1% от паропроизводительности котла
давление в барабане котла:
(2.12)
Где — номинальное давление пара в котле
— гидравлическое сопротивление пароперегревателя
В данном случае целенаправлено завести пар из 1 ступени сепаратора в деаэратор, потому давление в РНП- 0,7 МПа.
Количество пара, отсепарированного в РНП и утрата продувочной воды определяются из уравнения термического и вещественного баланса расширителя продувки:
(2.13)
Где — энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, КДж/кг
-коэффициент, учитывающий остывание сепаратора, принимается равным 0,98
Дпр=Дпр-Дс1=4,2-1,8=2,4т/ч
2-ая ступень рассчитывается аналогично первой
количество отсепарированного пара в РНП 2
(2.14)
Где энтальпия сухого насыщенного пара и отсепарированной воды.
Количество продувочной воды, сбрасываемой в сточную канаву.
(2.15)
2.7 Расчет ПВД
Набросок 2.3 Схема ПВД
Расчет ПВД-7
(2.16)
Расчет ПВД-6
(2.17)
Расчет ПВД-5
2.8 Расчет основного деаэратора
Набросок 2.4 Схема деаэратора
(2.18)
Уравнение термического баланса
(2.19)
2.9 расчет ПНД
Набросок 2.5 Схема ПНД
Термический расчет ПНД 4
(2.20)
Уравнение термического баланса ПНД — 4
(2.21)
(2.22)
Уравнение термического баланса ПНД — 3
количество деаэрированной воды на подпитку котлов опосля вакуумного деаэратора
(2.23)
Уравнение термического баланса ПНД — 2
Пропуск пара в конденсатор
Расход пара в отборы по результатам расчета
Д1= 6,5кг/с
Д2= 6,5 кг/с
Д3= 5,8 кг/с
Д4= 5,4 кг/с
Д5= 5,4 кг/с
Д6= 4 кг/с
Дк =6,9 кг/с
Баланс мощностей
Мощность потока пара в турбине первого отбора
второго отбора
Третьего отбора
4-ого отбора
5-ого отбора
Шестого отбора
Мощность конденсатного потока
мощность на зажимах генератора
УNi=1677 +2652+30860,7+3834+11894,8+23128,9+8680,2=82727,6кВт
Мощность на зажимах генератора
Погрешность
3. Выбор вспомогательного оборудования термический схемы станции
3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной
В комплектное оборудование, поставляемое вкупе с турбиной ПТ-80/100-130/13 поставляются:
— регенеративные подогреватели высочайшего и низкого давления;
— конденсатор 80 КЦС;
— эжектор ЭП-3-700-1 (2 шт.)
— маслоохладители МБ-63-90 (2 шт.)
3.2 Расчет и выбор деаэраторов
В соответствие с НТП суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по наибольшему ее расходу. Суммарный припас питательной воды в баках должен обеспечивать работу в течение для блочных 3,5 мин. Для не блочных 7 мин. К основному деаэратору предусматривается подвод запасного пара для удержания в их давления при сбросе перегрузки и деаэрации воды при запусках.
Наибольший расход пара питательной воды:
; т/ч (3.1)
— продувка
— собственные нужды
-максимальный расход пара на турбину
; т/ч
(3.2)
— малая нужная вместимость бак деаэратора
— припас
— размер
Принимаю БДП-100-1-3 и ДП-500М2
3.3 Расчет и выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы выбираются по условиям наибольшего расхода пара в конденсатор, необходимому на пару и температуре конденсата.
Типоразмер конденсатного насоса определяется по подаче и напору:
,т/ч (3.3)
1,1- коэффициент припаса
— учитывается отвод в конденсатор
т/ч (3.4)
— расход пара на турбину
— сумма регенеративных отборов
т/ч
т/ч
Напор конденсатного насоса определяется исходя из давления в деаэраторе, преодоление сопротивления всей регенеративной схемы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, а так же высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на значимой высоте.
,м (3.5)
— коэффициент припаса на неожиданные эксплуатационные сопротивления, =1,1(принимается);
— давление в деаэраторе, =0,59МПа;
— давление в конденсаторе, =0,0035Мпа
— геометрическая высота подъема конденсата;
102-переводной коэффициент
— сумма утрат напора трубопровода и ПНД;
,м (3.6)
— гидравлические сопротивления ПНД;
— гидравлические сопротивления труб и арматуры;
— гидравлические сопротивления остывания уплотнений;
— сопротивление питательного клапана деаэратора;
м
м.
В соответствие с произведенными расчетами подача и напор:
т/ч
м
По выбирается типоразмер конденсатного насоса: КСВ200-220 в количестве 3-х штук, два рабочих и один запасный.
3.4 Расчет и выбор питательных насосов
,м3/ч (3.7)
— толика расхода пара на продувку, = 0,02.
толика расхода пара на собственные нужды, в=0,03.
— наибольший расход пара на турбину, = 470 т/ч.
— удельный размер, =1,1 м3/ч.
м3/ч
давление питательного насоса:
;МПа(3.8)
— давлении в стороне нагнетания питательного насоса.
— давление на поглощающем патрубке.
Барабанный котел:
, Мпа (3.9)
— давление в барабане,
, Мпа
— номинальное давление пара в котле.
— гидравлические сопротивления паропровода в барабане котла, МПа (от )
,МПа
(3.10)
— припас давления на открытие предохранительного клапана 5% от
— суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта.
— гидравлическое сопротивление клапана питания котла, Мпа (=0,1МПа)
— гидравлическое сопротивление трубопроводов от насоса до котла, МПа (= 0,25 МПа)
— гидравлические сопротивления ПВД
=92м (0,92 Мпа)
— гидравлическое сопротивление экономайзера, = 0,75 Мпа
МПА
— геодезический напор
— плотность (средняя) в нагнетательном патрубке.
Нн — высота столба воды на нагнетательной стороне насоса
;
(3.11)
(3.12)
, МПА (3.13)
— давление в деаэраторе
— сопротивление водяного тракта до входа в питательный пред включенный насос. = 0,01МПа
— средняя плотность в нагнетательном патрубке, = 0,909
Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды. В связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды а подогревателе ограничено 8 ат. А давление в теплосетях (требуемое) — 18 ат.
Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления гидравлических сопротивлений сетевых подогревателей и создание нужного кавитационного припаса на всосе насоса 2-ой ступени.
; т/ч (3.14)
т/ч
В связи с расчетами выбирается 2 рабочих и 1 запасный насосы типа СЭ 5000-160
3.6 Расчет и выбор конденсатных сетевых насосов
Конденсатные сетевые насосы при двухступенчатом обогреве выбирается с запасным насосом I ступени обогрева. При установке 2-ух рабочих насосов на каждой ступени обогрева устанавливается один запасный насос на 1 ступени обогрева. Напор выбирается по условию закачки конденсата в линию основного конденсата.
В согласовании с приобретенными расчетами, выбирается по подаче и напору:
D=120 т/ч;
Н=220 м
Избираем насос Ксв200-220.
3.7 Расчет и выбор оборудования подпитки котлов
Деаэратор
В соответствие НТП на ТЭЦ с большенными добавками воды в качестве первой ступени деаэрации используются вакуумные деаэраторы, деаэрации подлежат:
1. Обессоленная вода для восполнения утрат в цикле
2. Вода из дренажных баков куда направляются все потоки имеющие открытый слив.
3. Слив конденсата от привода системы регулирования остывания электродвигателей, и приводы арматуры БРОУ и РОУ.
Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды поступающих в деаэратор.
Дп= 600т/ч
Утраты конденсата на производстве 30%
Внутристанционные утраты конденсата б=2% от Дк.
Продувка котлов 1%
Производительность котлов:
Дк= 6* 420=2520 т/ч
Расход обессоленной воды:
т/ч (3.15)
бск — толика сброса продувочной воды в сточную канаву, бск= 0,0051
в — процент утрат на производстве, в=0,3
бпот — 0,02
т/ч
Сумма потоков поступающих в деаэратор подпитки
т/ч
В соответствие с приобретенными расчетами по литературе 1 избираем два ДВ-400
Подача рабочих насосов первой и 2-ой ступени обогрева выбирается по суммарному расходу пара в отборы и напор насосов выбирается критериями закачки в линию основного конденсата.
Д=120т/ч
Нксн= 220 м
Избираем насос Ксв200-220
Типоразмер Ксв200-220
V200
Напор, Н 220
Допустимый кавитационный припас 2,5
Мощность, N164
4. Схема технического водоснабжения. Определение потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов
Согласно заданию станция размещается в городке Петрозаводск. Система водоснабжения обратная с градирнями Геллера.
На станции применяем обычный конденсатор поверхностного типа.
Сухое остывание обеспечивает решение заморочек недочета воды и экологического вреда. Таковая система выбрасывает лишь теплый и незапятнанный воздух, который не вызывает необратимых в окружающей среде и дает возможность сооружать электростанцию в отдаленных от источников воды местах. Схема технического водоснабжения приведена на рисунке 3.
Охлажденная в градирне (1) техно вода по циркводоводам (4) подается в конденсатор (3), где она греется , отбирая тепло у пара, отработанного в турбине и по сливным циркводоводам (5) поступает на всас циркуляционных насосов (6) и подается в охладительные элементы (2). В охладительных элементах вода движется по трубкам не соприкасаясь с воздухом.
Расход охлаждающей воды на конденсатор.
(3.16)
— наибольший расход пара в конденсатор (из расчета), =124,2т/ч
=2250 КДж/кг
= 113,13 КДж/кг
С — нагрев охлаждающей воды в конденсаторе (принимаем)
1,01 — коэффициент, учитывающий доп сбросы тепла в конденсатор.
Расход охлаждающей воды на подшипники крутящихся устройств:
Расход охлаждающей воды на маслоохладители:
Расход охлаждающей воды на газо- и воздухоохладители:
Расход охлаждающей воды на блок:
Расход охлаждающей воды на станции:
(3.17)
Выбор циркуляционных насосов.
Для обслуживания конденсаторов ТЭЦ принимаем к установке два циркуляционных насоса. Производительность ЦН обязана обеспечивать по нормам нагрузку блока не наименее 60%. Отсюда:
(3.17)
На базе приведенных расчетов принимаем к установке два циркуляционных насоса типа: 05-29,5
Черта насоса
Подача, V1100
Напор, м вод.ст.7
Допустимый кавитационный припас 5
1450
N28,5
75
1. Градирня Геллера
2. Охладительные дельты
3. Конденсаторы
4. Напорные цирководоводы
5. Сливные цирководоводы
6. Циркуляционные насосы
7. Фильтр механический
8. Подача охлаждающей воды на нужды ТЭЦ (мо,го,во,подшипники.).
5. Определение часового расхода горючего энергетических и водогрейных котлов
Технические свойства котла:
Паропроизводительность, Д=420 т/ч
давление перегретого пара, Рпп =13,8 Мпа
температура перегретого пара, t = 560
Температура питательной воды, t = 230
Энтальпия перегретого пара, hпп=3512,1 КДж/кг
Энтальпия питательной воды,hпв= 992,1 КДж/кг
Технические свойства горючего:
Бассейн : Печерский, Воркутинский
Состав рабочей массы горючего
Wp=5,5%;
Ap=28,4%;
Spk и Spop=0,9%;
Cp=55,5%;Hp=3,6%;Np=1,7;Op=4,4%
Низшая теплота сгорания: Qрн=22,02 кг/МДЖ
Приведенные свойства:
Wп=0,25% кг/МДж; Ап=1,29%кг/МДж
Выход летучих:Vг=33%
Обьемы воздуха и товаров сгорания:
V0=5,77м3кг; Vro2=0,56 м3кг; V0N2=4,57 м3кг; V0H2O=1,04 м3кг
Система пылеприготовления — с прямым вдуванием пыли в топку.
Тип шлакоудаления — жесткое.
Принимается температура жаркого воздуха tчв=400
Тип воздухонагревателя — ТВП.
Принимается температура воздуха на входе в воздухонагреватель t/вп=30
температура уходящих газов =140
Расход горючего :
; м3/ч (5.1)
Qка — тепло, полезно применяемое в котле, КДж/кг
Qка=D(hпп- hпв), КДж/кг (5.2)
D — паропрозводительность котла (см. выше)
hпп — энтальпия перегретого пара, КДж/кг
hпв — энтальпия питательной воды, КДж/кг
Qка=420(3512,1- 992,1)=1058400, КДж/кг
QppQpн=22,02 кг/МДж
— утраты тепла с физическим теплом шлака, = 1%
— утраты тепла в окружающую среду, = 0,5%
— утраты тепла с механическим недожогом, = 2%
— утраты тепла с хим недожогом, =0%
— утраты тепла с уходящими газами ,%
;% (5.3)
— коэффициент излишка воздуха, =1,5(принимается).
Нух — энтальпия уходящих газов, КДж/кг
Нух=Н0г.ух+Н0в.ух(-1), КДж/кг (5.4)
Н0г.ух — теоретическая энтальпия уходящих газов, КДж/кг
Н0г.ух=; КДж/кг (5.5)
— температура уходящих газов (см.выше)
Н0г.200= 1732 КДж/кг
Н0г.ух=КДж/кг
Н0в.ух — теоретическая энтальпия воздуха, КДж/кг
Н0в.ух=; КДж/кг (5.6)
Н0в.200=1537 КДж/кг
Н0в.ух=; КДж/кг
Нух=1212,4+1075,9(1,5-1)=2288,3,КДж/кг
Н0хв — энтальпия прохладного воздуха, КДж/кг
Н0хв=; КДж/кг (5.7)
— температура прохладного воздуха,0С
Н0ов2000С=1537 КДж/кг (см. выше)
Н0хв= КДж/кг
%
; кг/ч
Расход запасного горючего:
; кг/ч (5.8)
Qpp=Qpн=40000 КДж/кг
Qpн — теплота сгорания запасного горючего
— КПД котла брутто работающего на запасном горючем, =91%
кг/ч
. Выбор системы топливного хозяйства на основном горючем и ее описание. Выбор запасного горючего
6.1 Расчет и выбор складов горючего
Станция размещена на расстоянии наиболее 100 км от месторождения, означает на складе нужно иметь 30 дневной припас горючего.
Размер склада:
м3 (6.1)
n=6 — количество энергетических котлов.
=30 суток.
м3
Принимаем на станции склад горючего круговой с поворотным штабелеукладчиком и роторным перегружателем, схема которого приведена на рисунке.
Применяемое на станции горючее стабильно к окислению и самовозгоранию (самовозгорается в редчайших вариантах). Предельный срок хранения при вместимости штабеля наиболее 100000 тонн — 4 года.
Площадь под склад:
, м2 (6.2)
— насыпная плотность угля, =0,8т/м3
, м2
Площадь под склад брутто:
м2(6.3)
Подача горючего в котельное отделение:
Т.к. мощность станции Nтэс=400МВт, то горючее подача производится с одним самостоятельным вводом горючего в основной корпус со стороны неизменного торца. Подача горючего делается по эстакаде с углом наклона не наиболее 180 по двум ленточным транспортерам.
Производительность 1-го ленточного транспортера:
т/ч
Принимаем к установке транспортерную ленту прорезиненную, морозоустойчивую.Шириной:1400мм.
Т.к. расход горючего на всю станцию составляет Втэснат = 381,1 т/ч то принимаем к установке один вагоноопрокидыватель, боковой.
Выбор системы пылеприготовления.
Коэффициент размолотоспособности горючего Кло=1,5
Приведенная влажность горючего Wп меньше 8%. На основании приведенных данных принимаю к установке шаровые барабанные мельницы и личные системы пылеприготовления с промбункером пыли.
При персональной схеме СПП устанавливаем не наименее 2-ух ШБМ на один котел. Количество мельниц — 12 штук.
Схема пылеприготовления приведена на рисунке.
Производительность одной мельницы обязана быть не наименее:
т/ч (6.4)
1,35 — коэффициент припаса
т/ч
Принимаем к установке шаровые барабанные мельницы : Ш-32А (ШБМ — 340/650)
Черта мельницы:
Производительность, т/ч 32
Поперечник барабана, мм 3400
Частота вращения, о/мин 17,2
Предельная масса загружаемых шаров, т 56
Мощность электродвигателя, КВт 1000
Выбор запасного и растопочного горючего.
Запасным и растопочным топливом на станции принимаю мазут марки М-100.
На станциях паропроизводительностью наименее 4000т/ч инсталлируются мазутохранилище запасного и растопочного горючего 3 бака емкостью по 1000 м3каждый.
1. Вагонные весы
2. Размораживающее устройство
3. Приемно-разгрузочное устройство
4. Узел пересыпки
5. Топливный склад
6. Дробильное помещение
7. Ленточные (транспортерные) весы
8. Отборник средних проб горючего
9. Раздающий транспортер
10.Бункер сырого горючего для котлов
Набросок 6.1 Принципная схема топливного хозяйства ТЭЦ
7. Расчет и выбор основных трубопроводов ТЭС
К основным паропроводам ТЭС относятся паропроводы свежайшего пара и паропроводы промперегрева. Для производства трубопроводов используют углеродистые либо легированные стали перлитного класса , которые владеют достаточной прочностью при продолжительном действии больших температур , ( углеродистые до 4500С, легированные до 5850С), просто подвергаются механической обработке и отлично свариваются. Может быть применение и аутентитных сталей, но они во много раз дороже перлитных , тяжело обрабатываются потому не достаточно освоены в эксплуатационных критериях.
Главные паропроводы делаются из бесшовных качественных железных труб по особенным техническим условиям. Обычные трубы характеризуются величиной рабочего и условного давления, также условного прохода. Условный проход — это величина внутреннего поперечника трубопровода. Рабочее давление — это наивысшее давление , при котором допускается работа трубопровода и его деталей при рабочей температуре среды. понятие условного давления в главном соединено с унификацией деталей и изделий ,созданных для разных критерий работы. При температуре до 2000С рабочее давление равно условному , при наиболее больших температурах рабочее давление зависимо от материала понижается по сопоставлению с условным давлением .
При проектировании трубопроводов создают гидравлический (определение поперечника трубопровода либо его пропускной возможности), механический (определение толщины стены трубы, расчет самокомпенсации) либо термический (определение термических утрат, выбор материала и толщины изоляции) расчеты.
Проходное сечение Fтр и его внутренний поперечник dв определяется по формулам:
Fтр= м2,
мм,
D — часовой расход, кг/ч
— удельный размер среды ,м3/ч
С — скорость движения среды, м/с
Fтр= м2,
, (7.1)
Экономически наивыгоднейшая величина поперечника трубопроводов,
Определяется минимумом расчетных издержек. Величина поперечника влияет на толщину стены, расход сплава и изоляции , также утрату давления и расход энергии.
Выбираю паропровод подачи острого пара из котла в основной паропровод ТЭС поперечником dHXS= 325 22 мм (dу=250мм), массой 1кг.метра 175,7 кг/м
Сталь марки 12Х1МФ.
насос теплофикационный котел турбина
8. Выбор поперечников, типоразмеров и материала трубопроводов питательной воды
Материал , используемый для питательных трубопроводов станции — сталь 15 ГС, (16ГС), сталь 20.
Утраты давления в питательных трубопроводах можно принять равной 1% напора питательного насоса.
Расход питательной воды определяется по формуле:
,т/ч (8.1)
,т/ ч либо 112,5кг/с,
Подача воды к парогенераторам осуществляется по одной либо двум ниткам, принимаю однониточную схему подачи питательной воды в систему регенеративного обогрева высочайшего давления.
Внутренний поперечник трубопровода питательной воды определяется по формуле:
(8.2)
Дпв — расход питательной воды, кг/с.
= 0,00107 — удельный размер питательной воды при температуре. 125,60С.
С = 3м/с — скорость воды в питательном трубопроводе.
=1 — число нитей питательного трубопровода.
м либо 225 мм.
Схема питательных трубопроводов принята однониточной на всем участке от питательных насосов в границах ПВД и опосля их.
Из сортамента труб для питательных трубопроводов Рраб = 185 кгс/см2,
t = 2150С принимаю:
dн=32524 мм.
Вес 1 кг. трубы = 190,4 кг.
dу = 225 мм.
Материал — сталь 16 ГС.
. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы
9.1 Выбор тягодутьевых установок
Избрать нужно дымососы и вентиляторы, выбирается количество машин и типоразмеры. Согласно НТП на котлах производительностью наименее либо равной 500т/ч нужно устанавливать один дымосос и один вентилятор. Для выбора типоразмера машинки , нужно рассчитывать Qр,м3/ч — расчетная подача и Hпрр, мм.вод.ст. — расчетный приведенный напор машинки.
, м3/ч(9.1)
— коэффициент припаса, — 1,1
— расход дымовых газов либо расход воздуха перед машинкой, м3/ч
— барометрическое давление в том городке где проектируется электростанция, = 750 мм.в.ст.
— количество машин, Z = 5 шт.
Расчет V для дымососа (дымовые газы)
,м3/ч(9.2)
Вр — расчетный расход горючего
,кг/ч(9.3)
В и q4 — смотри выше.
— присосы в котле, =0,5
0 — теоретический размер воздуха, м3/м3(кг)
ух — температура уходящих газов (смотри выше)
г.ух — размер дымовых газов перед дымососом, м3/м3(кг)
г.ух = V0г+ 1,0161
— смотри выше
V0= V0H2O+V0N2+V0RO2, м3/м3(кг)(9.4)
V0H2O,V0N2,V0RO2 по таблице П.4.2.
0= 1,04+4,57+0,56=6,17, м3/м3(кг)
г.ух = 6,17+ 1,0161
,кг/ч
,м3/ч
, м3/ч
V для вентилятора (воздуха)
м3/ч(9.5)
— смотри выше
— коэффициент излишка воздуха в топке, = 1,2
= 0,05
— присосы в СПП, =0,04
— присосы в ВП, =0,06
= 300С
, м3/ч
, м3/ч
Расчет Нпрр:
Нр
Кр- коэффициент приведения расчетного давления машинки к условия при которых на заводе построена рабочая черта машинки.
(9.6)
= 0,132 кг/м3 — воздух
— дымовые газы
— по справочнику
— плотность воздуха (если выбирают вентилятор) либо плотность дымовых газов ( если выбирают дымосос).
(9.7)
V0h2o , V0г — смотри выше.
Т — абсолютная температура воздуха либо дымовых газов перед машинкой из меряется в К (кельвинах)
— воздух
— дымовые газы
, — смотри выше.
Тзав — абсолютная температура воздуха при которой снята черта на заводе.
— воздух
— дымовые газы
— коэффициент припаса,
= 1,2 — дымосос,
= 1,5 — вентилятор,
— полный перепад давлений на воздушном либо газовом тракте, мм.в.ст.
= 230-280 — дымосос
= 250-300 — вентилятор
Нпрр= 1375= 375 мм.в.см.
Дымосос:
Нпрр= 1,1276= 303,6 мм.в.см.
На любой котел принимаю к установке один вентилятор ВДН-28-II-у одна штука и один дымосос: ДОД-43 одна штука
На ТЭС строят дымовые трубы железобетонные с внутренней кирпичной облицовкой но если труба высотой от 180 — 250 метров то надежней строить трубу с воздушным вентиляционным зазором.
Высота тубы зависит от размера дымовых газов и от концентрации сернистого газа и оксидов азота в дымовых газах. Высота обязана быть таковой чтоб концентрация ядовитых газов на уровне дыхания была в соответствие с санитарными нормами.
,м (9.8)
— коэффициент зависящий от конструкции трубы, для одноствольных труб =1
А — коэффициент зависящий от географического положения электростанции.
F — коэффициент учитывающий скорость осаждения ядовитых веществ для SO2 и Nox, F=1
m — коэффициент зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья труб,m — 0,85
Vсек — секундный размер дымовых газов.
,м3/ч (9.10)
Vд — смотри выше.
nк — количество котлов присоединенных к одной трубе.
— разность меж температурой уходящих газов из котлов газов и средней температурой самого горячего месяца.
— температура самого горячего месяца, смотри т/б 10.1
n — коэффициент зависящий от параметра
(9.11)
h — за ранее принятая приблизительная высота трубы (по согласованию с управляющим)
МSO2 — выброс сернистого газа из трубы, мг/с
(9.12)
SP — содержание серы в горючем
Всек — секундный расход горючего,
,кг/с
В — расход угля
nк — количество котлов на одну турбину
— толика сернистого газа которая остается в газаходе по т/б 7.5
— толика сернистого газа осевшая в золоуловителе
М NOX — выброс оксидов азота из трубы
, мг/с (9.13)
— коэффициент по т/б 7.6
К — коэффициент
Д — паропроизводительность 1-го котла в т/ч
Qрн — теплота сгорания горючего, МДж/кг
q4 — смотри выше
— коэффициент зависящий от конструкции горелок
,м3/ч
n=1
,кг/с
, мг/с
, м
Принимаю трубу высотой 150 метров. Таковая низкая труба из-за низкого содержания серы.
Поперечник устья
, м , м
Vсек — смотри выше
W — сотри выше
Поперечник округляю до наиблежайшего целого числа.
10. Выбор схемы и оборудования золоулавливания и золошлакоудаления и ее описание
Для улавливания золы из уходящих газов предугадывают выбор и установку на любой паровой котел 4 электрофильтров типа УГЗ — 4215, КПД золоуловителя 99,5%.
Короткая черта электрофильтров.
Электрофильтр современной типовой конструкции типа УТ и УГЗ.
Запыленные газы опосля газораспределительной сетки поступают в коридоры, образованные вертикально широкополосными осадителями электродом С-образной формы, к которой подведен выпрямленный ток высочайшего напряжения.
В электронном поле происходит ионизация дымовых газов, и частицы золы получаю отрицательный заряд.
Под действием электронных сил частицы осождаются на осадительном электроде. Дальше при помощи ударного механизма происходит встряхивание электродов, и частицы под действием тяжести попадают в бункер.
Степень осождения определяется 2-мя факторами — скорость дрейфа частиц золы к осадительному электроду и удельной поверхности осаждения. Повышением удельной поверхности осаждения можно получить высшую степень улавливания, но это соединено с огромным расходом сплава и повышением размера фильтра.
Одним из действенных путей увеличения улавливания золы с неблагоприятными электронными качествами является внедрение влажностного кондиционирования. При добавлении воды происходит снижение температуры газов увеличивается рабочее напряжение на коронирующих электродов благодаря повышению диэлектрической проницаемости дымовых газов, что наращивает скорость дрейфа.
Степень улавливания золы в электрофильтре зависит от скорости пылегазового потока. Она не обязана превосходить 1,3 — 1,8 м/с. На степень улавливания золы больше влияет равномерность распределения пыле скоростей дымовых газов по сечению электрофильтра. Она зависит от принятых газораспределительных устройств на входе в электрофильтр.
На проектируемой ТЭЦ принимаю комбинированную систему золошлакоудаления (ЗШУ). ПГЗУ с внедрением части золы на стройку, которая в объяснительной записке представлена на рисунке.
Из — под котлов шлак удаляется механизированным методом, пройдя в молотилку попадая в шлаковые каналы (9),по которой он транспортируется к насосной станции (7) самотеком либо при помощи струи воды , выходящей из побудительных сопл (13). Из-под сухих золоуловителей зола собирается пневмосистемой в промежный бункер, откуда она быть может выдана пользователю, при его отсутствие подана смывным аппаратом (11) в золовые каналы (17), а по ним в багерную насосную (8).
В каналы конкретно поступает пульпа из-под золоуловителей.
В приемной емкости насосной станции шлаковая и золовая пульпы смешиваются, из золошлак транспортируется до золоотвала (1) багерными насосами (8). Зола и шлак оседают на золоотвале, и осветленная вода ворачивается насосами на электростанцию для повторного использования.
При наличие потребителей золы из промежных бункеров пневмосистемой транспортируется в склад сухой золы. Гидрозолоудаление при всем этом является запасной системой. Для непрерывного механизированного шлакоудаления котельные фабрики комплектно с котлами поставляют роторные, шлаковые и скребковые транспортеры. Размер кусков шлака опосля роторных транспортеров не превосходит 60 мм.
Применение золоотвалов экономически нецелесообразно, по этому предполагаю внедрение золы и шлака для производства шлакоблоков либо шлакобетона на подсобном производстве ТЭС это дозволит получить некоторую Прибыль и избавится от уплаты налога за землю, которая была бы занята шлакозолоотвалом уменьшить расходы на сервис и ремонт соответственного оборудования, транспортные расходы и расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.
11. Схема подготовки дополнительной воды на ТЭС
На проектируемой электростанции применяется двухступенчатая схема хим обессоливания.
Сырая вода подогревается до температуры 300С и поступает в осветитель, где освобождается от каллоидных частиц. Осветленная вода соединяется в «бак-накопитель». Из бака вода направляется в механический фильтр, где из неё удаляются грубодисперсные примеси. Дальше вода направляется на фильтры хим чистки; первым в схеме стоит водород — катионный фильтр, в нем задерживаются ионы кальция, магния, натрия и заменяются на ионы водорода. Обработанная вода умягчается и понижает свое солесодержание. Потом вода поступает в слабоосновной анионитный фильтр; в нем анионы серной и соляной кислоты задерживаются, а ион OH- (гидроксильный ион) уходит в воду. Дальше декарбонизатор, в каком из воды удаляется растворенный в ней CO2. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры 2-ой ступени. Водород — катионный фильтр 2-ой ступени улавливает те ионы Са, Mg, Na, которые перескочили через первую ступень. Анионитный фильтр 2-ой ступени является сильноосновным фильтром, в нем улавливаются анионы слабеньких кислот, в главном кремниевом, т.е. происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает в подпитку регенеративного цикла.
Требования к качеству питательной воды:
— общая твердость 1 мГр экв/дм3
— соединения железа 20 мГр/дм3
— кислород 10 мГр/дм3
— удельная электропроводимость 1,5 мкСм/см
— кремниевая кислота 30 мГр/дм3
12. Список средств автоматизации проектируемой ТЭЦ и технологических защит и блокировок в систем пылеприготовления с бункером пыли
На термический электронной станции предусматривается автоматическая система управления (АСУ). Технологическими действиями обеспечивающая выполнения функций контроля, сигнализации, вычисления, дистанционного управления, автоматического регулирования управления и защиты технологических объектов также оперативную связь, размер принимается в соответствие с руководящими указаниями. Для станции с поперечными связями главными постами управления являются:
— основной щит управления (ГЩУ)
— групповой щит управления (ГрЩУ)
— щит управления вспомогательных цехов
С головного щита управления делается управление генераторами и элементами главной схемы соединений, включая питающие элементы собственных нужд 3-10 кВ (размер управления указан в п.8.38 «Электротехнической части»), управление циркуляционной насосной и иными объектами, предусмотренными ПТЭ, также аварийное отключение мазутных насосов. При наличие на ТЭЦ ГрШУ, управление циркуляционными насосами может выполнятся с Грщу.
На ГЩУ предусматривается информация о работе главных агрегатов и сигнализация о неисправности не обслуживаемых неизменным персоналом участков электростанции.
Для управления 4-мя агрегатами, как правило, сооружается один групповой щит на проектируемой станции 5 турбин как следует два щита. Групповые щиты управления котлами и турбинами размещаются в одном изолированном помещении по способности центрально к обслуживаемым агрегатам. Из этого помещения, как правило, осуществляется также управление питательными насосами, деаэраторами и РОУ.
Электростанция с поперечными связями оснащаются устройствами автоматического химконтроля аква режима, устанавливаемм в 2-ух смежных помещениях с организованными стоками и вентиляцией — одно для устройств подготовки пробы, другое — для автоматических устройств химконтроля. Устройства подготовки пробы и приборы химконтроля группы котлов и турбин размещаются в общих помещениях меж котельными и турбогенераторным отделениями. На Грщу выводится сигнал нарушения аква режима.
Допускается применение для дистанционного управления аппаратуры пониженного напряжения (24-60В).
Управление общестанционным оборудованием, находящимся вне головного корпуса ( топливоподача, мазутонасосная, пиковая котельная, химводоочистка, золоудаление, электролизерная, компрессорная, и др.) и контроль работы этого оборудования осуществляется со щитов управления, расположенных в помещениях, где это оборудование установлено либо конкретно по месту соответственных устройств.
Во всех вариантах , кроме топливоподачи и химводоочистки, контроль и управление производятся, исходя из отсутствия на этих участках неизменного дежурного персонала, вследствие что при возникновении неисправности в работе оборудования на центральный (основной) щит управления подается общий для всякого участка сигнала осуществляется в помещении соответственного участка.
В тракте горючее подачи автоматизируются управление механизмами и процесс загрузки бункеров топливом. Дистанционное управление механизмами производится с центрально щита топливоподачи, располагаемого в изолированном помещении с легкодоступным для аппаратуры уровнем вибрации и запыленности.
В химводоочистке предусматривается автоматизация технологических действий, производительности ХВО, режимов регенерации , восстановление фильтров и процесса нейтрализации сточных вод.
В мазутохозяйстве осуществляется автоматизация технологического процесса. Дистанционное управление механизмами производится со щита мазутонасосной.
Помещение центрального (головного), блочного и группового щитов управления, также помещения для средств вычислительной техники производятся со шумоизоляцией и кондиционированием воздуха. Из помещений щита предусматривается два выхода.
Перекрытие щитового помещения обязано иметь гидроизоляцию.
Высота центральной части помещения (ЦЩУ, БЩУ, ЩУ и Грщу) в какой размещается оперативный контур, принимается 4м.
Интерьер щита производится по специальному проекту.
В случае установки реле либо другой аппаратуры системы управления вне БЩУ в обособленных изолированных помещениях — крайние производятся вентилируемыми.
В инженерно вспомогательном корпусе предусматривается помещение для измерительных лабораторий и ремонта устройств общей площадью до 400м2
Принято, что система пылеприготовления с прямым вдуванием состоит из последующего оборудования: бункера сырого горючего, питателя сырого горючего, одной мельницы, личного вентилятора сушильно-вентилирующего агента, установленного перед либо за мельницей, сепаратора пыли, пыледелителя, пылеконцентратора, пылегазовоздухопроводов со встроенными клапанами (шиберами), систем смазки и пожаротушения.
Система пылеприготовления с промежным бункером добавочно вооружена циклоном с мигалками и сетками в течке пыли под ним, коробами первичного и/либо сбросного воздуха, смесителями пыли, встроенными в главные пылепроводы. К одному промежному бункеру с питателями пыли подключается одна либо несколько мельниц с относящимися к ним бункерами и питателями сырого горючего, сепараторами, циклонами и персональными вентиляторами.
Защиты в системе пылеприготовления с бункером пыли.
Защиты, действующие на останов системы пылеприготовления:
Увеличение до II предела температуры пылегазовоздушной консистенции за сепаратором для всех топлив, не считая АШ.
Увеличение давления в системе пылеприготовления, оборудованной взрывными предохранительными клапанами.
Забивание течки пыли под циклоном (производится по просьбе Заказчика).
Увеличение вибрации мельницы (производится по согласованию меж заводом и Заказчиком).
Уменьшение протока масла через хоть какой подшипник мельницы либо ее электродвигателя, имеющий принудительную водянистую смазку.
Отключение MB.
При аварийном останове котла.
При аварийной разгрузке котла.
Защиты, выполняющие локальные операции:
Увеличение до I предела температуры пылегазовоздушной консистенции за сепаратором для всех топлив, не считая АШ.
Прекращение выхода сырого горючего из бункера.
Снижение уровня сырого горючего в бункере систем пылеприготовления с сушкой горючего дымовыми газами и питателями сырого горючего в газоплотном корпусе.
Перегрузка мельницы.
Забивание пылепровода к главный горелке.
Запрещается включение электродвигателя мельницы:
Без подачи пара в мельницу (определяется определенными критериями эксплуатации систем пылеприготовления на взрывоопасных топливах).
Запрещается включение электродвигателя мельницы при закрытой арматуре на трубопроводе подачи пара в мельницу.
Без подачи воды в мельницу (производится лишь для молотковых мельниц при размоле в их всех топлив, не считая углей тощих, экибастузского и кузнецкого марок ОС и 2СС).
Запрещается включение электродвигателя мельницы при закрытой арматуре на трубопроводах подачи воды в размольную камеру мельницы либо в центробежный сепаратор пыли.
Без подачи в мельницу сушильно-вентилирующего агента.
Запрещается включение электродвигателя мельницы при наличии хоть какого из обозначенных критерий:
— отключен электродвигатель мельничного вентилятора;
— закрыт клапан в пылегазовоздухопроводе перед MB;
— закрыты плотные клапаны в тракте сушильно-вентилирующего агента перед мельницей либо перед дымососом подачи в мельницу дымовых газов;
— отключен электродвигатель этого дымососа;
— закрыт направляющий аппарат дымососа;
— не подключен к клапану в тракте присадки низкотемпературного сушильного агента авторегулятор температуры пылегазовоздушной консистенции за шаровой барабанной мельницей (за сепаратором молотковой мельницы).
При работе вспомогательного привода мельницы.
Блокировка производится для шаровой барабанной мельницы.
Запрещается включение электродвигателя при уменьшении протока масла через хоть какой его подшипник либо хоть какой подшипник мельницы. Расход масла на любой подшипник контролируется одним датчиком-реле протока, задействованным также в технологической защите по п.2.5.1.5.
Запрещается включение электродвигателя одноступенчатого питателя сырого горючего при отключенном электродвигателе мельницы.
Запрещается включение электродвигателя транспортера двухступенчатого питателя сырого горючего при отключенном электродвигателе мельницы.
При недостающем расходе масла на любой подшипник. Блокировка производится для мельниц и их электродвигателей с принудительной водянистой смазкой подшипников.
Запрещается включение электродвигателя дозатора двухступенчатого питателя сырого горючего при отключенном электродвигателе транспортера.
Запрещается открытие плотных клапанов в тракте сушильно-вентилирующего агента перед дымососом жарких дымовых газов при открытом атмосферном клапане меж ними.
3. Мероприятия по охране труда, технике сохранности и пожарной профилактике по турбинному отделению
]]>