Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2

82

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электроэнергетика является важнейшей базовой отраслью промышленности России представляет собой основу современной и будущей цивилизации, в связи с чем, они всегда находятся в центре внимания, как специалистов, так и общественности.. От уровня ее развития зависит все народное хозяйство страны, а так же уровень развития научно-технического прогресса в стране. Развитие электроэнергетики определяет, прежде всего темпы и структуру экономического роста страны: стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения.

Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей -- основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни всех ее граждан.

В Российской федерации около 70% от всей выработанной электрической энергии приходится на тепловые электрические станции.К преимуществам тепловых электростанций можно отнести относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в России; способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний (в отличие от ГЭС). К Недостаткам относятся: использование невозобновимых топливных ресурсов; низкий КПД; крайне неблагоприятное воздействие на окружающую среду.

В последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций и электрических сетей. Старение оборудования -- одна из главных причин ухудшения технико-экономических и экологических показателей электростанций. Кроме того, старение оборудования приводит не только к увеличению стоимости электроэнергии, что в условиях функционирования оптового рынка энергии и мощности, но так же влияет на надежность работы энергосистемы Приморского края в целом.

В связи с возникшим дефицитом мощности на фоне развития города, планами по проведению саммита АТЭС и планируемым увеличением привлекательности города Владивостока для привлечения инвесторов, как из России, так и зарубежа, руководством «ДГК» была принята программа «500 МВт». В настоящее время установленная мощность Владивостокской ТЭЦ-2 увеличилась до 500 МВт.

В настоящее время складывается такая ситуация, когда имеющиеся в распоряжении государств энергоресурсы уже не обеспечивают положительную динамику в конкурентной борьбе на мировых товарных рынках и не гарантируют сохранения достигнутых темпов роста валового внутреннего продукта в этих странах.

Исторически и географически сложилось так, что на российском Дальнем востоке сосредоточено 78 % гидроресурсов, 84 % углеводородов и 62 % твердого топлива от общего количества региональных запасов энергоносителей Северо-востока Азии. Кроме того, Россия располагает здесь значительными ресурсами нетрадиционных видов энергии (термальная, ветровая, приливная). В развитии энергетики России (во всяком случае, в ближайшие 20-30 лет) сейчас намечены положительные и правильные организационные шаги:

- создание и модернизация ТЭС на газе с парогазовыми установками (экономика и экология);

- создание в районах угледобычи ТЭС на передовых технологиях газификации угля или сжигание его в циркулирующем кипящем слое;

- создание малых плавучих АЭС для энергетически изолированных регионов (в первую очередь северных);

Намечены широкие планы строительства ТЭС, АЭС и ГЭС в разных объединенных генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных генерирующих компаниях (ТГК). Таким образом для реализации развития электроэнергетики Дальнего востока необходимо:

1. Восстановить единство в управлении электрообеспечения ДВ региона с определением объемов и темпов развития электростанций, обеспечением их оборудованием и кадрами и создание научного задела.

2.При острой необходимости приобретения зарубежного оборудования централизовано максимально обеспечивать его однотипность и однофирменность. Только этот путь поможет сократить последующие затраты в период эксплуатации и обеспечить его надежность.

3. На уровне министерства определить на ближайшие 20-30 лет возможности максимального приоритетного обеспечения электроэнергетики ДВ региона природным газом, исходя из экологических и экономических посылок.

4. Еще одним мощным и быстрым средством развития электроэнергетики и улучшения местного теплоснабжения должна быть произведена установка ГТУна ТЭЦ с использованием старых котлов как «утилизаторы». Именно здесь сегодня возможности отечественных поставщиков оборудования очень велики - нет проблем для ввода сотен установок в год по принципу «под ключ».

Исходными условиями для обоснования перспектив развития электроэнергетики служат:

- Сценарий социально-экономического развития страны и региона;

- Прогнозы условий топливоснабжения электростанций, полученные на основе перспективных топливо-энергетических балансов страны и региона;

- Состав и технико-экономические показатели возможных технологий производства и транспорта электроэнергии.

Развитие электроэнергетики определяют прежде всего темпы и структура экономического роста страны, поэтому работы, проводимые по заказу государства, должны основываться на соответствующих прогнозах Минэкономразвития России, а при корпоративных исследованиях - использовать и иные сценарии. При выполнении данного цикла работ Минэкономразвития России неоднократно меняло свои прогнозы социально- экономического развития страны.

Технико-экономические показатели электростанций и энергетических сетей в период до 2030 года определяется прогнозируемыми направлениями научно-технического прогресса.

Одной из важнейших установок энергетической стратегии России является необходимость интенсивного перехода электроэнергетики России на новый технический уровень, обеспечивающий использование прогрессивных и экономически эффективных технологий не только при сооружении новых, но и при техническом перевооружении действующих электростанций

По оценке института ОАО «ДЭСП» выдача дополнительной мощности на юг Приморского края в размере 2055 млн. кВтч может быть обеспечено при условии большого объема электросетевого строительства.

В связи с возникшим дефицитом мощности на фоне развития города, планами по проведению саммита АТЭС и планируемым увеличением привлекательности города Владивостока для привлечения инвесторов, как из России, так и зарубежа, руководством «ДГК» была принята программа «500 МВт». На ближайшее время объем выработки электроэнергии Владивостокской ТЭЦ-2 увеличилась до 500 МВт.

Чтобы достичь запланированных результатов по развитию энергетики на Дальнем Востоке, о которой было сказано выше, необходимо уделять внимание проблеме по повышению надежности и экономичности оборудования электростанций. Такая проблема актуальна и для Владивостокской ТЭЦ-2 - основной теплоэлектростанции «Приморской генерации».

Холдинг ОАО «РАО Энергетические системы Востока»

* Холдинг ОАО «РАО ЭС Востока основной поставщик электроэнергии на территории Дальнего востока

• Холдинг занимает пятое место среди энергетических компаний по России и первое место в ДФО по суммарной установленной мощности

• Установленная электрическая мощность за 2010 г. - 8819,7 МВт; Тепловая мощность - 16756 Гкал/ч

• Полезный отпуск энергии в 2010г. Электрической -27 563 млн. кВтч, Тепловой - 30 210 тыс. Гкал.

• Протяженность электрических сетей (35 - 220кВ) - 35 224 км

• Суммарная выручка компаний холдинга в 2010 году -865,5 млн. руб. Чистая прибыль 10275 млн.руб.

• Суммарная установленная мощность силовых трансформаторов напряжением 35-220 кВ подстанций ДЗО ОАО «РАО ЭС Востока»- 19 512 МВА

• Доля РФ в акционерном капитале ОАО«РАО ЭС Востока» -52,68%

• ОАО «РАО ЭС Востока» - основной разработчик стратегии развития

электроэнергетики дальнего востока до 2020г. и на перспективу до 2025г.

Проблемы энергетики Дальнего Востока

• Низкая эффективность и недостаточный уровень надежности в следствии высокого физического(до 70%) и морального износа оборудования.

• Высокая себестоимость производства электроэнергии.

• Дефицит генерирующих мощностей в отдельных субъектах (Сахалин, Приморский край)

• Наличие технологических ограничений для подключения новых потребителей.

• Несоблюдения условия (n-1) на юге Приморского края: вывод из строя одного элемента приводит к нарушению работы всей энергосистемы.

• Невозможность обеспечения перспективного роста энергопотребления, связанного с развитием промышленного производства и реализацией перспективных проектов развития.

Энергетика Дальнего Востока нуждается в масштабной комплексной модернизации в целях обеспечения реализации крупных проектов, являющихся основой для развития субъектов РФ в составе ДФО

Основные проекты, обеспечивающие рост экономики на территории ДФО

Динамика развития Дальнего Востока определяется реализацией крупнейших инфраструктурных проектов в добывающей и перерабатывающей промышленности, таких как:

• Строительство объектов саммита АТЭС во Владивостоке и на о. Русский (Приморский край)

• Проекты «Сахалин»-1,2,3 (Сахалинская область)

• Нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (BCTOl, ВСТО-2) (Амурская обл., ЕАО, Приморский край, Республика Саха (Якутия ))

• Эльгинское угольное месторождение (Республика Саха(Якутия))

• Эльконское урановое месторождение (Республика Саха(Якутия))

• Селигдарский ГМК (Селигдарское месторождение апатитов) (Республика Саха (Якутия))

• Приморский НПЗ в г.Находка (Приморский край)

• Освоение Гаринского месторождения железных руд - Гаринский ГМК (Амурская область)

• Яно-Калымская золоторудная провинция; Рудник им, Матросова (Магаданская область)

Реализация крупнейших проектов на Дальнем Востоке определяет роль государственной политики в развитии электроэнергетики как системообразующей отрасли. Проекты являются долгосрочными и реализуемыми при любом сценарии развития ДФО

Примеры успешного взаимодействия:

§ В Республике Саха (Якутия): разработана подпрограмма «Оптимизации локальной энергетики на 2008 - 2013 годы». Осуществляются работы по строительству ВЛ-220 кВ Сунтар - Олекминск - НПС-14 с ПС 220/35/6 кВ в г.Олекминске. Планируются мероприятия по реконструкции Якутской ТЭЦ, строительство Талаканской ТЭС, Светлинской ГЭС.

§ В Приморском крае: в 2008 году выполнены работы по модернизации котлоагрегата №6 Артемовской ТЭЦ мощностью 50 МВт, введены в эксплуатацию мобильные ГТЭС суммарной мощностью 45 МВт. В 2009 году намечено начало реализации инвестиционного проекта по Уссурийской ТЭЦ, проектной мощностью 360 МВт, выполнение работ по реконструкции Партизанской ГРЭС.

§ В Хабаровском крае: в 2008 году переведены на газ Николаевская ТЭЦ, и Хабаровская ТЭЦ-2. Планируется выполнение аналогичных работ на Хабаровских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3. Предусматривается реализация проекта «Строительство ТЭЦ в г.Советская Гавань».

§ В Сахалинской области: совместно с Администрацией области создано ОАО «Сахалинская энергетическая компания». Предусматривается перевод на газ Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство Сахалинской ГРЭС-2, реконструкция и строительство передающих электросетей Сахалинской области.



1. Краткая характеристика ВТЭЦ-2

Владивостокская ТЭЦ-2 расположена в долине реки Объяснения, на юго- восточной окраине г. Владивостока и является основным источником по обеспечению производственным паром, тепловой и электрической энергией промышленных и бытовых потребителей города - это самая мощная электростанция входящая в состав филиала «Приморская генерация» ОАО «ДГК».Владивостокскую ТЭЦ-2 возвели за короткие сроки и 22 апреля 1970 года были пущены и включены первые агрегаты станции: турбина и два котла. В этот день станция выдала первые 100 МВт мощности. Монтаж и ввод в эксплуатацию последующих блоков проводился ускоренными темпами. Новая ТЭЦ вошла в состав районного управление «Дальэнерго». Благодаря возможности комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, теплоэнергетическое оборудование Владивостокской ТЭЦ-2 является наиболее экономичным в энергосистеме.

Впервые вопрос централизованного теплоснабжения города Владивостока был поставлен в связи с развитием города и развертыванием строительства "Большого Владивостока". Постановлением Совета Министров РСФСР № 314 от 03.04.54г. предусматривалось строительство ТЭЦ и Магистральных тепловых сетей. В этом же году были собраны необходимые исходные материалы по городу Владивостоку, на основании которых была разработана схема тепломагистралей и предусмотрено сооружение новой ТЭЦ для решения задач по комплексному обеспечению электроэнергией и теплом строящегося города.

В качестве основного проектного топлива за ВТЭЦ-2 закреплен бурый уголь Павловского разреза Чихезского месторождения. Основные характеристики угля: теплотворная способность - 2920 ккал/кг, влажность - 41%, зольность - 8,8%. Топливо должно доставляться на ТЭЦ железнодорожным транспортом на расстояние 160 км. Для сжигания углей принята замкнутая схема пылеприготовления. На котлах Владивостокской ТЭЦ-2 впервые в стране запроектированы, установлены и действуют пылеприготовительные системы с газовой сушкой топлива и прямым вдуванием пылегазовой смеси в топку, где применены головные образцы мельниц-вентиляторов большой мощности МВ-1600/600/980 и МВ-2100/800/980, являющихся наиболее современным углеразмольным оборудованием. В мельницах - вентиляторах использован принцип размола угля, позволяющий уменьшить расход электроэнергии на размол топлива. Владивостокская ТЭЦ-2 стала базовой станцией для отработки и дальнейшей доводки этого оборудования.

Характерной особенностью Владивостокской ТЭЦ-2 является использование морской воды в системе технического водоснабжения. Забор морской воды осуществляется с береговой насосной станции, расположенной на берегу бухты "Тихая" Уссурийского залива, и по двум туннелям (третий - в стадии строительства) подается в конденсаторы турбин для охлаждения отработанного пара. Из конденсаторов турбин подогретая морская вода сбрасывается в бухту "Золотой рог", что сделало эту бухту практически незамерзающей и свободной для судоходства.

В настоящее время на Владивостокской ТЭЦ-2 эксплуатируются 14 однотипных котлов БКЗ-210-140 паропроизводительностью 210 т/ч пара каждый, 4 турбоагрегата с генераторами ТВФ-120-2 и турбинами Т-100-130, имеющими теплофикационные отборы пара, 2 турбоагрегата с генераторами ТВФ-120-2 и турбинами ПТ-80/100-130/13 и ПР-50/60-115/13/1Д, имеющими промышленные отборы пара. Общая установленная электрическая мощность станции -- 500МВт, тепловая мощность -- 1033Гкал. Тепловая схема станции с поперечными связями по основным потокам пара и воды и выполнена как единая взаимосвязанная система, скомплектованная преимущественно однотипным оборудованием (котлами, турбинами, ПЭНами и т.д.). Ввод станции в эксплуатацию осуществлялся в три очереди:

- котлы ст. 1-7, турбины ст. 1,2 -1 очередь; (газомазутные)

- котлы ст.8-14, турбины ст. 3,4 - П очередь; (угольные)

1.1 Описание основного оборудования ВТЭЦ-2

Главный корпус ВТЭЦ-2 состоит из отделений бункерного, котельного, электрофильтров, дымососного, машинного и деаэраторного.

В бункерном отделении расположены ленточные конвейера (ЛК-4" А" и ЛК-4"Б"), бункера сырого угля (4 шт. на один котлоагрегат) объемом 90 тонн каждый. Топливо по ЛК-4 подается в бункера сырого угля, из них питателем сырого угля - в пылеугольные мельницы-вентиляторы (4 шт. на один котлоагрегат) типа MB1600/600/980 (ст. №7,8),MB2100/800/735 (ст.№9-13) и MB2120/600/740 (ст.№14), которые предназначены для приготовления угольной пыли и подачи ее на горелки котла для сжигания.Основные характеристики котельного оборудования ВТЭЦ-2 представленный в таблице 1.1. В котельном отделении установлено 14 котлоагрегатов типа БКЗ 210-140Ф и вспомогательное оборудование.Дутьевые вентиляторы, дымососы (ст. № 10... 14), золоулавливающие установки мокрого типа (ст. № 9... 14), мельницы-вентиляторы, парк насосного оборудования, трубопроводы пара и воды, система гидрозолоудаления.

Золоулавливающие установки остальных котельных агрегатов установлены в отделении электрофильтров: электрофильтры типа ЭГБМ-1-24-9-4-3 (ст. №7-8), а дымососы - в дымососном отделении: Д-21,5-2У (ст. №1...8) и ДН-26 (Ст. № 9). Выходящие из топочной камеры котлоагрегатов дымовые газы омывают последовательно пароперегреватель, водяной экономайзер и воздухоподогреватель и, после золоуловителей, удаляются дымососами (2 шт. на один котлоагрегат) через три дымовые трубы (одна труба для котлоагрегатов ст. № 1 ...6, другая - ст. № 7... 12, третья - ст. № 13,14).

Воздух для горения подается дутьевыми вентиляторами (2 шт. на один котлоагрегат): ВДН-18-II(ст. № 1...8) и ВДН-18-IIy(ст. № 9...14)

Шлак и летучая зола транспортируется по каналам ГЗУ смывной водой (морской) к багерным насосам. Багерными насосами золошлаковая пульпа по системе шлакопроводов (4 нитки трубопроводов 0 530x9) транспортируется на первый золошлакоотвал (две секции), расположенный в бухте Промежуточная. Сброс пульпы осуществляется поочередно в две секции, дамбы которых постоянно наращиваются и к настоящему моменту состоят из 4-х ярусов. Зола с нерабочей секции золоотвала бухты Промежуточной автотранспортом перевозится на сухой золоотвал в бухте Горностай, отсыпанной к настоящему моменту до отметки 72,5 м (максимальная проектная отметка заполнения - 90,0 метров).

Для частичной переработки золошлакоотходов на ВТЭЦ-2 создан экспериментальный участок (УПЗО). Помещение УПЗО, в котором установлено технологическое оборудование по производству стеновых блоков из шлакокерамзита и шлакоопилок, расположено на промплощадке станции в районе дымовой трубы ст. № 1.

1.2 Характеристика топливообеспечения угольной части ВТЭЦ-2

Топливо-транспортный цех:

Подача вагонов на приемосдаточный путь и отвода на станцию Гайдамак производится локомотивом железной дороги, оборудованном маневровой радиосвязью.

Все поступающее на ВТЭЦ-2 топливо учитывается. Вагоны с углем взвешиваются на электронных весах типа ВЭД-120 (без расцепки вагонов со скоростью 5 км/ч) и весах механических. Электронные весы установлены посередине 1-го пути, из-за чего много времени тратится на маневровую работу по перестановке с 3-го пути. При норме разгрузки 88 вагонов за 12 часов ТТЦ ВТЭЦ-2 обеспечивает за это время разгрузку 110-120 вагонов.

Обработку и анализ проб топлива производит химический цех. Результаты анализов качества топлива фиксируются в журналах.

Имеется два типа размораживающих устройств:

конвективное, двух путевое, данной 120 м на 16 четырехосных вагонов, использующее пар 13 ата от коллектора собственных нужд котельного цеха; с авиационными двигателями на путях надвига вагоно-опрокидывателя ст. № 1.

Топливоподача представляет собой комплекс механизмов, собранных в автоматизированную технологическую линию, предназначенную для транспортировки топлива от разгрузочного устройства или склада в бункеры котельных агрегатов с предварительной подготовкой топлива к сжиганию (очистка от посторонних примесей, дробление до размеров, установленных ПТЭ, взвешивание на ленточных весах и отбор проб на анализ топлива).На топливоподаче предусмотрены следующие режимы работы:

- подача угля от вагоно-опрокидывателя до бункеров сырого угля;

- подача угля от вагоно-опрокидывателя на угольный склад;

- подача угля с угольного склада в бункеры сырого угля.

Топливоподача включает в себя следующие механизмы: приемно- разгрузочные устройства, питатели, ленточные конвейеры, дробилки мелкого дробления(ДМД), металлоуловители, плужковые сбрасыватели, ленточные весы, обеспыливающие и вентиляционные установки, дренажные насосы, а также системы хозяйственного и противопожарного водопровода, систему отопления и паропровода, систему автоматического управления, тепловые завесы.

Приемно-разгрузочное устройство включает в себя два роторных трех-опорных вагоноопрокидывателя грузоподъемностью 150 т и производительностью 1800 т/ч БРС-134 ст.№№ 1,2 оборудованных электротолкателем и 2-мя дробильно фрезерными машинами ДФМ-П. Управление вагоноопрокидьшателем производится с пульта, находящегося в здании вагоноопрокидывателя. Вагон наталкивается электротележкой или локомотивом на платформу вагоноопрокидывателя. После разгрузки порожний вагон выталкивается из вагоноопрокидывателя последующим вагоном к месту сборки порожняка.

Тракт топливоподачи, начиная с ленточного конвейера ЛК-1 А, Б, до бункерной галереи, имеет две самостоятельные технологические линии. Дня более надежного резервирования топливоснабжения имеются перекрестные узлы пересыпки, позволяющие собрать технологическую линию из отдельных элементов разных ниток. Также возможна подача топлива в бункеры сырого угля (БСУ) обводными течками помимо дробилок. Тракт топливоподачи, подающий топливо на склад и со склада от и до ЛК-2АД» выполнен однониточным.

Угольный склад - открытого типа. Неснижаемый резерв угля на складе составляет 220 тыс. т, проектная емкость - 270 тысяч тонн. Топливо на складе постепенно обновляется: часть его периодически отправляется в котельное отделение для сжигания; взамен на склад из вагонов выгружается вновь прибывшее топливо, распределяемое на угольном поле при помощи бульдозера. Склад не предназначен для помарочного складирования углей.

· 1Б (влажность свыше 40%), 

· 2Б (30-40%),

· 3Б (до 30%).

В качестве основного проектного топлива за ВТЭЦ-2 закреплен бурый уголь Павловского разреза Чихезского месторождения. Павловский бурый уголь относится к марке «Б». Макроскопически плотный. Темно-бурового цвета. По блеску преобладает матовые. Реже полуматовые. Структура угля штриховато-полосчая и линзовидно-полосчая . В исходном растительном материале углей преобладают остатки стеблевой древесины, листовой паренхимы и коровые ткани. В составе углей преобладает витринит (80-99%). Бурые угли, добываемые открытым способом. Основные характеристики угля: для первой очереди теплотворная способность - 2920 ккал/кг, влажность - 41%, зольность - 8,8%.



1.3 Водоснабжение. Водоподготовка

Водоснабжение.

Система технического водоснабжения - прямоточная, на морской воде. С помощью водозаборных сооружений, расположенных на берегу бухты «Тихая» Уссурийского залива. Морская вода подается на площадку ВТЭЦ-2 по двум металлическим водоводам диаметром 1600мм, переходящим в железобетонные туннели диаметром 2000мм. Водоводы проложены на отметках 30,4 и 32,4 м. На пристанционном узле проложены два подпорных водовода диаметром 1200мм, два сбросных железобетонных канала сечением 1500 и 2000 мм, переходящих у турбины №5 в металлический водовод диаметром 1200мм.

Водоподготовка:

Обработка воды осуществляется по схеме: осветление на механических фильтрах и двухступенчатое химическое обессоливание с декарбонизацией.

Производительность водоподготовительной установки составляет 480 т/ч. В работе находятся две очереди: первая с шестидесятых годов и вторая с 1984 года. Конденсатоочисткапущена в работу в 1984 году. Исходной является вода горводопровода («сырая» вода).

В периоды нарушения режима работы очистных сооружений горводопровода количество взвешенных частиц может резко возрасти. Для их улавливания служат механические фильтры. В качестве фильтрующего материала используется сульфоуголь.

На ВПУ подпитки котлов установлено 10 механических фильтров, один Из них является фильтром гидроперегрузки -1 ступень и 9 двухкамерных механических фильтров П ступени. Используется взрыхляющая промывка водой и сжатым воздухом. Перед включением фильтра в работу первые порции фильтрата сбрасываются в дренаж.

Во время работы фильтра 2-3 раза в смену через воздушник удаляется воздух, скопившийся в фильтре. По графику проводитсяконтроль за содержанием взвешенных веществ в фильтре. Фильтр отключается на взрыхление при увеличении перепада давления на фильтре более 1 кгс/см² или по количеству пропущенной воды за фильтроцикл. Взрыхление механических фильтров проводится осветленной водой из бака промывки механических фильтров насосами промывки. Для улучшения эффекта взрыхления перед подачей промывочной воды проводится взрыхление воздухом. Продолжительность взрыхления ! до полного осветления воды. При большой загрязненности фильтрующего материала взрыхление воздухом повторятся.

На ВПУ подпитки котлов установлены 2 ступени прямоточных Н-катио-нитных и анионитных фильтров. Так же установлено семь Н-катионитных фильтров I ступени; шесть анионитных фильтров 1 ступени; три Н-катионитных фильтра П ступени; три декарбонизатора пленочного типа с насадками из колец Раши-га с вентиляторами; семь анионитных фильтра П ступени. Для гидроперегрузки находящегося в эксплуатации фильтрующего материала на время ремонта или осмотра на ВПУ предусмотрено 5 фильтров гидроперегрузки.

Для нейтрализации сбросных вод установлены два бака-нейтрализатора емкостью 400 м³ каждый. Нейтрализация производится перемешиванием кислых и щелочных вод. Для сброса вод после взрыхляющей промывки механических фильтров установлен бак регенеративных вод емкостью 250 м³.

Для аварийного запаса городской воды на территории станции установлены 6 металлических баков-накопителей. Значимость Владивостокской ТЭЦ-2

Основными источниками теплоснабжения в Приморском крае являются тепловые источники ОАО «Дальэнерго» (ВТЭЦ-2, Предприятие тепловых сетей Владивостока, Артемовская ТЭЦ, Партизанская ТЭЦ) и районные котельные.

Отпуск тепла потребителям города Владивостока осуществляется от ВТЭЦ-2, Тепловых сетей ОАО «Дальэнерго»(ВТЭЦ-1, котельная «Снеговая»,объединенная котельная «Северная») и от ведомственных котельных.

В Приморском крае 90,3% жилого фонда администрации края и 69,1% ведомственного жилья охвачено централизованным теплоснабжением. В города Владивостоке 93% жилого фонда централизовано снабжается теплом. В том числе от системы ОАО «Приморская генерация» получают тепло 77%.

Основным потребителем тепла в виде пара является центральная пароводяная бойлерная (ЦПВБ) и тепличный совхоз «Приморье».

Потребителями теплоэнергии от ВТЭЦ-2 являются: тепловые сети, центральная пароводяная бойлерная (ЦПВБ), Владивостокский фарфоровый завод (ВФЗ), завод железобетонных изделий (ЖБИ).

1.4 Золоудаление. Золоотвал

Характеристика системы золошлакоудаления Владивостокской ТЭЦ-2.

На Владивостокской ТЭЦ в эксплуатации находятся 14 котлоагрегатов БКЗ 210-140Ф спроектированные на сжигание Чихезкого бурого угля с характеристикой: W^p- 41.5%; А^р = 14.6%; Q^p„= 2560 ккал/кг.На котлоагрегатах установлены четыре пылеприготовительные установки с прямым вдуванием оснащенные мельницами-вентиляторами MB1600/600/980 и MB2100/800/740. Шлакоудаление - твердое, шлак собирается в шлаковом бункере, охлаждается в ванне заполненной технической водой для недопущения подсоса воздуха в топку и постоянно работающими шнековыми транспотерами удаляется в канал гидрозолоудаления.

В качестве золоуловителей на котлоагратах Владивостокской ТЭЦ- 2 применены электрофильтры типа УГ и ЭГМБ ( к/а № 1-6), мокрые золоуловители с трубами «Вентури» (к/а №9-14).

Система ГЗУ представляет собой комплекс сооружений, устройств и агрегатов, предназначенных для транспортировки шлака из-под котла и золы, из-под золоуловителей на золошлакоотвал.

В систему ГЗУ входит:

- механизированное шлакоудаление;

- каналы ГЗУ;

- приемный бункер багерных насосов;

- багерный приямок.

- насосы (дренажные, смывные, багерные).

- гравийные фильтры для очистки воды от взвеси;

- трубопроводы для транспортировки пульпы на внешнийзолоотвал.

Шлак из топки котла непрерывно выпадает в заполненные водой бункера шнеков. Из бункеров шнеки транспортируют шлак в смывной канал ГЗУ, при этом крупные куски шлака измельчаются об установленную в выходном окне бункера решетку. По каналу ГЗУ шлаковая пульпа побудительными соплами транспортируется в приемный бункер багернойнасосной. Зола из-под золоуловителей через гидрозатворы смывных устройств поступает в каналы ГЗУ и транспортируется в приемный бункер багернойнасосной. Сходящаяся здесь золовая и шлаковая пульпа через металлоуловители поступает на всасбагерных насосов и по трубопроводам транспортируется на золоотвал.

Механизированное шлакоудаление

Для удаления шлака из гонки котла под «холодной» воронкой котлоагрегатов установлены по две установки непрерывного механизированного шлакоудаления. Установка механизированного шлакоудаления состоит из:

- бункера, являющегося продолжением "холодной воронки" топки котла;

- шнековой ванны;

- шнекового транспортера

- двух блоков подшипников, на которых вращается шнековый транспортер;

- выходного патрубка шнекового транспортера;

- привода шнекового транс портера, который состоит из электродвигателя и редуктора типа КЦ2-500;

- системы трубопроводов для подачи воды на охлаждение подшипников.

Вода, которая подается на подшипники шнекового транспортера для их охлаждения, смазки, промывки, а также для заполнения шнековой ванны, должна иметь давление 0,1 - 0,15 МПа (1ч-1,5 кгс/см²). Подача воды на шнековые установки производится смывными насосами через общий коллектор морской воды. Для удаления металла из шнековон установки в нижней части шнековой ванны выполнен металлоуловитель с люком.

Насосы

В систему ГЗУ входят багерные насосы, смывные, дренажные насосы и эжекторы.

Багерные насосы предназначены для транспортировки золошлаковой пульпы на золоотвал. В котельном смонтировано 3 приемных бункера (багерных ям) багерных насосов.

Характеристика насоса на воде.

Тип насоса- 10ГР-Т2

Производительность, м³/ч- 500-900

Напор, МПа (кгс/см2) -0,680,78 МПа (6,87,8)

Число оборотов, об/мин. -985

Тип электродвигателя-А-12-49-6

Мощность, кВт -400

Напряжение, В-6000

Номинальный ток, А- 47

Изданный момент все установленные багерные насосы в работоспособном состоянии, имеются запасные части и один резервный насос.

Смывные насосы предназначены для подачи морской воды на гидрозолоудаление цеха, уплотнение сальников багерных насосов, на эжекторы в багерных насосных.

В котельном цехе установлено 8 смывных насосов марки ЦН 400/105.

Характеристика смывного насоса.

Тип насоса - ЦН-400/105

Производительность, м³/ч - 400

Напор, МПа (кгс/см2) - 1,05 (10,5)

Число оборотов, об/мин. - 1450

Тип электродвигателя - А-102-1М

Мощность.кВт - 160

Напряжение, В - 380

Номинальный ток, А - 28,7

Трубопроводы гидрозолоудаления. На внешний золоотвал пульпа транспортируется по трем трубпроводамДу 426x13, протяженностью 2500 м.

Золоотвал.

В состав золоотвального комплекса ВТЭЦ-2 входят:

- оперативный золоотвал в распадке б.Промежуточной;

- пруд осветленной воды;

- сухой золоотвал в распадке б.Горностай.

Свободная ёмкость на конец 2011 года составляет 1600 тыс. м³

- Золоотвал в б.Промежуточной.

Тип сооружения - овражный. Количество секций - две. Первая секция золоотвала.

Дата ввода в эксплуатацию - 1970 г. Объём фактический - 7 млн.м³. Отметка гребня - 51.5 м, строительная высота - 46.5 м. Длина по гребню - 725 м. Основание - суглинок- делювиальный, песок делювиальный.

Конструктивные особенности - образована первичной дамбой и пятью дамбами наращивания, возведёнными на зольное основание. Вторая секция.

Дата ввода в эксплуатацию - 1982 г. Отметка гребня - 55.25 м, строительная высота - 50.0 м. Длина по гребню - 600 м. Основание - суглинок дсмовиальный, песок демовиальный.

Конструктивные особенности - образована первичной дамбой и пятью дамбами наращивания, возведёнными на зольное основание. Пруд осветлённой воды.

Образован первичной дамбой золоотвала в б.Промежуточной с низовой стороны и собственной ограждающей дамбой высотой 3,5 м. Объём пруда - 80 тыс.м³.

- Сухой золоотвал в распадке б.Горностай.

Примечание:

1.Расчет выполнен по данным ПТО ВТЭЦ-2.

2. При подсчете заполнения золоотвала использован коэффициент уплотнения ( разность между плотностью золы намытой и уложенной с уплотнением на сухом отвале.

3. Отметка заполнения золоотвала до 2010 года - 90м, с 2010года - 95м.



2. Описание котельного оборудования

2.1 Котельные агрегаты

Первая очередь котлов (Ст №1-7)

На первой очереди в котельном цехе установлены 7 котлоагрегатов БКЗ-210-140Ф (рис.2.2.1), изготовленных Барнаульским котлостроительным заводом, работающих на газе. Котлоагрегат БКЗ-210-140 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией П-образной компоновки. В опускном газоходе расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, в горизонтальном газоходе - пароперегреватель. Котёл имеет следующие параметры: (таблица 2.1.1)

Таблица2.1.1

Наименование	Величина	Наименование	Величина
Паропроизводительность, т/ч	210	Поверхность нагрева Водяногоэкономайзера, м2	4078
Давление за ГПЗ, МПа (кгс/см2)	13,7 (140)125 тех.решение от 15.07.94 для к-1-ИО	Поверхность нагрева воздухоподогревателя, м2	14580
Температура перегретого пара, °С	(560)545 тех.решение от 15.07.94	Водяной объем котла, м3	58,5
Температура питательной воды,°С	230	Паровой объем котла, м3	30,7
Лучевоспринимающая поверхность нагрева экранов топки, м2	716	Объем топочной камеры,м3	1093
Поверхность нагрева пароперегревателя, м2	2561	Геометрический объем барабана, м3	24,8
Давление в барабане к/а, кгс/см2	Рк\а1- 7=155 Рк\а8- 15=141,1	Давление, при котором срабатывает предохранительный клапан (ИПК-208), кгс\см2	Рпр.кл=136



Использована двухступенчатая схема испарения с выносными циклонами. Пароперегреватель выполнен двухпоточным, радиационно-конвективного типа с четырьмя ступенями перегрева. Добавлен еще один пучек пароперегревателя, для получения нужной температуры. В конвективной шахте размещены « в рассечку » водяной экономайзер и трубчатый воздухоподогреватель.

Проектным топливом является природный газ сахалинского месторождения с характеристиками:

W^p=41,5 %; А^р = 8%;Q_н^p = 2560^ккал/_кг

Топочная камера прямоугольного сечения, объёмом 1093 м³, с размерами «в свету » 7424 х 7808 мм, шестью газовыми горелками (по три на боковых стенах), расположенных по схеме «треугольником вниз» и четырьмя воздушными соплами (по два на каждой стене), расположенными выше газовых горелок. Горелки прямоточные щелевые, направлены тангенциально к воображаемой окружности в центре топки ? =900 мм. При реконструкции котла в связи с переводом на газ на боковых стенах топки выполнена разводка экранных труб для установки новых (газовых) горелочных устройств и сопел третичного дутья, расположенных выше горелок. Основные горелки, растопочные горелки на задней и боковых стенах топки и газозоборные шахты демонтированы, их амбразуры зашиты прямыми трубами.

В топочной камере для подавления образования оксидов азота внедрено двухступенчатое сжигание. Суть данного метода состоит в том, что основная масса топлива сжигается при недостатке воздуха (_г=0,8-0,9), а дожигание происходит за счет подачи дополнительного воздуха во второй ступени при более низких температурах факела. На котле организована подача части воздуха (15-25%), необходимого для горения, выше горелок, через воздушные сопла, установленные на боковых стенах топки. Внедрение системы мероприятий по снижению выбросов оксидов азота (конструкция горелки и двухступенчатое сжигание) позволяет обеспечить величину выбросов

NOx = 125 мг/нм³ при =1,4.

Установка воздушных сопел выше горелок, кроме того, увеличивает температуру газов на выходе из топки, что обеспечивает необходимую температуру перегрева пара и расширяет диапазон нагрузок котла.

Существующие амбразуры пылеугольных горелок зашиваются прямыми трубными вставками. Система шлакоудаления демонтируется. Для уплотнения устья холодной воронки низ шлакового комода зашивается листом и закладывается шамотным и диатомовым кирпичом изнутри.

Для автоматического регулирования процессов горения, питания и температуры перегретого пара, в период реконструкции на котле смонтирован контроллер и электродистанционным управлением регулирующей арматурой.

Вторая очередь котлов (Ст № 8-14)

На второй очереди установлены шесть котлов БКЗ-210-140 , изготовленные Барнаульским котлостроительным заводом. Котлоагрегат БКЗ-210-140Ф однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией П-образной компоновки. В опускном газоходе расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, в горизонтальном газоходе -- пароперегреватель.

Использована двухступенчатая схема испарения с выносными циклонами. Пароперегреватель выполнен двухпоточным, радиационно- конвективного типа с четырьмя ступенями перегрева. В конвективной шахте размещены «в рассечку» водяной экономайзер и трубчатый воздухоподогреватель.

Проектным топливом является бурый уголь Павловского месторождения с характеристиками:

W^p=41,5%; А^р=14,6%;Q_H^P = 2560 ^ккал/_кг

Топочная камера прямоугольного сечения, объёмом 1093 м³, с размерами в «свету » 7424 х 7808 мм, оборудована четырьмя пылеугольными плоскофакельными горелками, размещёнными по углам топочной камеры в один ярус и направленными в центр топки по касательной к воображаемой окружности 900 мм.с круткой против часовой стрелки.

Топка имеет систему твёрдого шлакоудаления, осуществляемую при помощи шнековых транспортёров.

2.2 Система пылеприготовления

Котлоагрегаты 2 очереди оснащёны четырьмя индивидуальными пылесистемами прямого вдувания с газовой сушкой и мельницами - вентиляторами. При этом каждая мельница работает на одну горелку.

Пылесистема включает в себя:

1. Бункер сырого угля (БСУ);

2. Скребковый питатель сырого угля (ПСУ);

3. Газозаборную шахту;

4. Мельницу - вентилятор типа МВ-2100/800/735 (Вм = 28,8^Т/_Ч при К_ло=1,7;V_M= 100000 м³/_ч ; при t = 135 °С; n= 735 ^об/_мин; N = 500 КВт);

5. Инерционный сепаратор пыли;

6. Пылепроводы

Подача организованного воздуха в горелочные устройства обеспечивается двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-18-ПУ (n=740/980^об/_мин;

N =85/200 КВт;)

V =88х10³/117х10³ м³/ч ;Hp =202/358 ^кгс/_м²). В настоящее время вентиляторы эксплуатируются на первой скорости из-за разукомплектованности электросхемы второй скорости.

Газы из котла удаляются двумя дымососами типа ДН-26 (n=740^об/_мин; N =630 КВт; V =196х10³ м³/ч при t =100 °С; H_p = 390^кгс/_м²).

Очистка уходящих газов от золовых частиц производится в четырёх мокрых золоуловителях типа МВ-УО ОРГРЭС 2700 с четырьмя предвключёнными трубами Внутри. Индивидуальная схема пылеприготовления для котлоагрегатов 7-14 на рисунке 2.2.1

Сепарационные устройства.

Для обеспечения требуемого качества пара на котле применена схема двухступенчатого испарения. Первую ступень испарения (чистый отсек) составляют барабан с фронтовыми, задними и боковыми (крайние блоки) экранами. Средние блоки боковых экранов совместно с выносными циклонами составляют вторую ступень испарения (соленый отсек).

Двухступенчатая схема испарения обеспечивает получение пара нужного качества при продувке соленого отсека не более 3%.

Выносные циклоны расположены блоками (по два циклона в каждом блоке) на потолке котла с левой и правой стороны его.

Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляет собой сочетание внутрибарабанных циклонов, барботажной промывки пара и жалюзийных сепараторов.

Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются выносные циклоны. Подвод пароводяной смеси в циклон выполнен тангенциально по отношению к внутренней образующей циклона.

Для обеспечения нормального солевого режима в котле предусмотрены:

-линия снижения кратности солесодержания;

-линия выравнивания солесодержания воды в правой и левой частях второй ступени испарения;

-линии непрерывной продувки циклонов и периодической продувки нижних камер экранов.

Таблица 2.2.2

Наименование 1 величины	Станционныйномеркотлоагрегата
	7-8	9-13	14
Типмельницы-вентилятора	MB 1600/600/980	MB 2100/800/740	МВ 2120/600/740
Расчетная (проектная) производительность при R90 = 55 %, т/ч	16	25	25
Вентиляционная производительность при температуре 140 °С, м3/час	50000	90000	80000
Диаметр ротора, мм	1600	2100	2120
Ширина рабочих лопаток, мм	500	800	600
Высота лопаток, мм	250	250	250
(Количество сдвоенных лопаток, шт	10	12	12
(Давление, развиваемое на номинальной производительности при температуре 140 °С, Па (кгс/м2)	1765 (180)	1765 (180)	1765 (180)
Допустимая температура сушильного агента на входе в патрубок мельницы не более, °С	500	500	500
Допустимая температура сушильного агента за сепаратором мельницы не 5олее, °С	140	140	180
Тип электродвигателя	ДАЗО 12-59-8	ДАЗО 14-59-8 (к/а Ст.№ 9) ДАЗО 13-70- 8МУ1	АК 313-42- 8УХЛ4
Установленная мощность электродвигателя, кВт	320	500	500
Частота вращения ротора, об/мин	740	740	740
Номинальный ток, А	37,5	62 (к/а Ст.№9) 75,5	49,5
Напряжение, В	5000	6000	5000

Смазка роликоподшипников картерная (мельницы к/а Ст.№ 8-13) и циркуляционно-картерная (к/а Ст.№ 14).

Для привода мельниц-вентиляторов используются специальные асинхронные электродвигатели.

2.3 Топка, горелки

Топка представляет собой первый восходящий газоход, во втором горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель, в третьем нисходящем газоходе расположен водяной экономайзер (ВЭК) и воздухоподогреватель (ВЗП),установленные в «рассечку».

Топочная камера открытого типа, призматической формы, полностью экранирована трубами.В верхней части топки трубы заднего экрана образуют аэродинамический выступ, который предназначен для улучшения аэродинамики газового потока на выходе из топки и для частичного затенения поверхности второй ступени пароперегревателя. Фронтовой и задний экраны в нижней части образуют скаты «холодной» воронки.

Пароотводящие трубы заднего экрана проходят внутри газохода котла и служат подвесками заднего экрана. Остальные блоки подвешены за верхние камеры с помощью подвесок к потолочной раме. При нагревании топочная камера свободно расширяется вниз.

Горелочные устройства

На отметке +8,55 экранные трубы по углам топки разведены для прохода горелок. Горелки направлены тангенциально к воображаемой окружности в центре топки.

На котлах ст. 1-7 установлены вихревые газовые горелки (по 6 штук).

Котлы ст. 9,10,11,14 оборудованы плоскофакельными горелками(таблица 2.2.3)

Котлы ст. 12,13 с пылеконцентраторами, оборудованы восемью угловыми прямоточными пылеугольными горелками, расположенными в два яруса. По углам топочной камеры выше основных горелок установлено по четыре сбросных горелки, (таблица 2.2.3)

2.4 Система золоулавливания

Золоуловители МВ-мокрого типа

На котлах ст№8-14 установлены Золоуловители МВ-мокрого типа. Золоуловители МВ-мокрого типа, предназначены для очистки от золы уходящих дымовых газов при сжигании твердого топлива.

Технические данные золоуловителя МВ-2700:

Производительность по газу, м³/ч - 320 х 10³460 х 10³

Диаметр СЦ ( в свету), мм - 2700

Диаметр горловины ТВ (в свету) мм - 850

Температура газа перед

золоуловителем не ниже °С - 135

Гидравлическое сопротивление

золоуловителя, Па (кг/м²) - 14001600 (140160)

Расход воды на орошение установки, м³/ч - 4256

Давление воды перед гравийными

фильтрами МПа (кгс/см²) - 0,600,70 (67)

Давление воды перед форсунками

ТВ, МПа (кгс/см²) - 0,4 (4)

Давление воды перед соплами

орошения, МПа (кгс/см²) - 0,0120,015 (0,120,15)

Скорость дымовых газов в горловине

трубы, м/с - 55 70

Установленный ресурс до

кап.ремонта не менее, ч - 24000

Установленный срок службы не менее - 10 лет

Степень очистки, % - 96 97,5

Запыленные дымовые газы поступают в трубу Вентури, в конфузоре которой они орошаются водой и достигают скорости 50-70 м/с.

В качестве орошающей воды используется морская вода, поступающая из турбинного цеха после конденсаторов, или осветленная вода с золоотвала. В связи с тем, что плотность воды значительно выше плотности газа, капли воды приобретают в конфузоре и горловине трубы Вентури меньшие скорости, вследствие чего происходит фильтрация запыленного газового потока через движущийся водяной фильтр. На каплях происходит осаждение золовых частиц (коагуляция).

Скоагулированная и крупнофракционнаязоловая пыль выделяется в центробежном скруббере (СЦ) за счет улиточного ввода газов, вызывающего их закручивание в СЦ и инерционное осаждение на смоченной внутренней поверхности.

Уловленные золовые частицы смываются с внутренней поверхности СЦ орошающей водой через гидрозатвор в канал ГЗУ.

Золоуловитель типа MB представляет собой сочетание: трубы Вентури-1; центробежного скруббера-2, последовательно соединенных по ходу дымовых газов. Корпус золоуловителя из стального листа. Внутренняя поверхность покрыта противокоррозионной защитой. Подводящий и отводящий газоходы теплоизолированы. Трубы Вентури служат для коагуляции золовых частиц крупного сечения и состоит из трех основных элементов:

1 - Конфузора.

2-Горловины.

3 - Диффузора.

Центробежный скруббер предназначен для выделения из потока дымовых газов частиц золы, скоагулированных в трубе Вентури, а также крупнофракционных частиц золы.

Центробежный скруббер выполнен с тангенциальным вводом газов и пленочным орошением внутренней поверхности цилиндра. Для орошения в верхней части цилиндра установлен коллектор с тангенциальными соплами орошения. С целью предупреждения брызгоуноса из каплеуловителя он оборудован лотком, расположенным над входным патрубком и козырьком, установленным над соплами орошения.

Нижняя часть каплеуловителя заканчивается конусом с гидрозатвором. Переход служит для обеспечения плавного ввода газов в прямоугольный входной патрубок из круглой трубы Вентури.

Гидрозатвор служит для непрерывного удаления из каплеуловителя образующейся в ней пульпы, а также для обеспечения при этом воздушной плотности каплеуловителя центробежного скруббера.

2.5 Тягодутьевая установка

Двумя дутьевыми вентиляторами (ВД-18-II) с приводом от двухскоростного электродвигателя оборудованы.к/а №№ 1-7. Для отсоса дымовых газов на котле установлены два дымососа Д-21,5х2. Регулирование производительности каждого дымососа осуществляется направляющим аппаратом шиберного типа.

Дымосос ДН-26, установлен на к/а №№ 9-14.

Дымосос одностороннего всасывания ДН-26 состоит из ходовой части, улитки, направляющего аппарата, рабочего колеса, (крыльчатка).Крыльчатка дымососа диаметром 2600 мм состоит из основного диска, одного конуса, 16 лопаток,

Ходовая часть состоит из вала; литого корпуса, подшипников (радиально упорного сдвоенного шарикоподшипника и двух роликоподшипников).

На котлах №№ 9-14, согласно режимным картам дутьевые вентиляторы(ВДН-18ПУ) при паровой производительности 100-210 тонн в час работают на I скорости, так как их производительность обеспечивает подачу необходимого количества воздуха.

Дутьевой вентилятор состоит из улитки, рабочего колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

Улитка выполнена из листовой стали и имеет оребрения из швеллера для жесткости.

Рабочее колесо представляет сварную конструкцию состоящую из ступицы и крыльчатки с профилированными, крыловидными, загнутыми назад лопатками.

Вспомогательное оборудование котельного цеха

Таблица 2.5.1

№ п/п	Наименование оборудования, основные технические характеристики и тип	Размер ность	1-я очередь	2-яочередь
1	Мельница-вентилятор MB 2100/800/740 Размольная производительность, при R90=55 % Вентиляционная производительность, при t =140°С Диаметр ротора Ширина рабочих лопаток Частота вращения ротора Количество лопаток Электродвигатель: ДАЗО 4-14-59 ДАЗО 12-55-6 Мощность Напряжение Частота вращения	шт. т/ч м3/ч мм мм об/мин шт. кВт в об/мин	- - - - - - - - - -	4 25 90000 2100 800 740 12 500 6000 740
2.2	Питатель сырого угля Производительность Электродвигатель: ПБ-62У2 Мощность Напряжение Частота вращения Пределы регулирования частоты вращения Редукторы: РЦД - 350; передаточное число 16,04 ЦТ - 1450, передаточное число 202,09	шт. т/ч кВт в об/мин шт. шт.	- - - - - - - - -	4 25 4,0 220 1500 1-5 4 4
3.1	Дутьевой вентилятор ВДН-18 ПУ ВДН-1811 Производительность, Скорость вращения, Полное давление при температуре 6 /20°С Электродвигатель: ДАЗО-12-42-8М У ДАЗО-12-42-6/8 Мощность Число оборотов Номинальный ток, А 177	шт. тыс.м3/ч об/мин кгс/м кВт об/мин А	- 2 170/130 980/750 390/230 - 2 200/85 980/740 378/177	2 - 125/92 980/750 360/200 2 85 750 177
3.2	Дымосос ДН - 26 Д21,5хУ Производительность Рабочая частота вращения Полное давление при температуре газов 100°С Электродвигатель: ДАЗО 216-54-8-У I A3-13-62-10А Мощность Число оборотов Номинальный ток	шт. м3/ч об/мин кгс/м2 кВт об/мин А	- 2 241000 580 300 - 2 500 580 62	2 - 267000 740 447 2 630 740 75,5
4	Шнековое шлакоудялепие Диаметр шнека Электродии/ атель: А( )-2-5 1-6УЗ Мощность Числооборотов Напряжение	шт. мм кВт об/мин В	- - - - -	2 500 5,5 980 380

На котлах ст.№ 1-6 были установлены МВ 1600/600/980, на ст.№ 9-13 установлены МВ-2100/800/740 и на котле ст.№14 установлена МВ-2120/600/740.

В таблице 2.5.1 представлены данные по вспомогательному оборудованию котельного цеха ВТЭЦ-2.



3. Анализ работ по совершенствованию сжигания Павловского угля на ВТЭЦ-2

3.1 Применение колосниковый «дожигательных» решеток

При сжигании низкосортных бурых углей Дальнего Востока, которые отличаются высокой влажностью, низким коэффициентом размолоспособности и высокой абразивностью золового остатка размольные элементы в проектном исполнении служили 500 600 часов. В настоящее время моторесурс мельниц составляет 1300 1500 час.

Одним из технических решений по увеличению межремонтной компании мельниц-вентиляторов является установка в холодной воронке котлов дожигательных решеток.

Моноблочные цепные решетки обратного хода предназначены для дожигания сепарирующих крупных частиц угля при работе мельниц-вентиляторов в бессепаратном режиме. Дожигательная решетка спроектирована на базе блочной ленточной цепной решетки, серийно выпускаемой на Кусинском машиностроительном заводе для слоевых котлов.

Ширина колосникового полотна решетки 500мм., расстояние между валами 3000 мм активная площадь зеркала горения 1,2 м2# Под решетку подается холодный воздух с темп.50°С. Для предупреждения шлакования камера горения экранированная. Дожигательная решетка типа РДМ-1,1/3,0 Кусинского машиностроительного завода устанавливаются в количестве 2 штук в холодной воронке котлов ст.1-8. Для ликвидации провала в пространстве между полотнами между полотнами решеток выполнена экранная разведка.