Проект тепловой части ТЭЦ – мощностью 400 МВт, расположенной в г. Петрозаводске

Размещено на http://www.allbest.ru/

Правительство российской федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

национальный исследовательский университет

высшая школа экономики

Санкт-Петербург

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по специальности 140101 «Тепловые электрические станции»

Тема

«Проект тепловой части ТЭЦ - мощностью 400 МВт,

расположенной в г.Петрозаводск

2011г.

Аннотация

Энергетика всегда была в центре внимания государства, развивалась опережающими темпами и получала масштабные инвестиции. Этому способствовали стратегические государственные решения о развитие отрасли, начиная от знаменитого плана ГОЭРЛО до создания крупнейшей энергетической системы. При этом были созданы передовая энергетическая наука и техника, мощное энергетическое машиностроение, завоеваны самые передовые позиции в мире:

- первые в мире парогазовые установки на сверх и суперкритеские параметры;

- линии электропередач на сверхвысокие напряжения;

- электрогенераторы рекордной гигаватной мощности;

- первые атомные станции… (из доклада В.Е. Фартова и О.Н. Фарворского).

Основа страны - энергетика, фундамент не только развития и размещения, но самого существования общества- в последние годы неумолимо разрушалась. Совершенно естественный вопрос: “ Что будет завтра? ”- не через тридцать или пятьдесят лет, а именно завтра!

В 2003 году создана программа развития и размещения энергетических мощностей на 15-20 лет вперед. Главным приоритетом в развитие электроэнергетике страны, основой надежного и безопасного энергоснабжения потребителей как были так и будут крупные электростанции и прежде всего ТЭС на органическом топливе.

Необходимость обеспечения гарантированного, надежного и безопасного энергоснабжения потребителей , требует интенсивного развития энергосетевого комплекса страны. Ежегодно наша страна теряет до 5% роста валового продукта, т.е. в стране сдерживается развитие производства.

По консервативным оценкам Минэкономразвития России в 2010г. суммарное потребление электроэнергии в стране составит 1045 млрд. кВт/ч а максимум электрической нагрузки 160Гвт.

До конца 2010г. предусматривается ввод 21,8 Гвт новых генерирующих мощностей при выводе из эксплуатации 4.2 Гвт устаревших. Учитывается прогноз строительства электростанций крупными промышленными предприятиями и независимыми инвесторами. Дополнительно помечен ввод 1 Гвт мощности на АЭС. Вводы мощностей на тепловых электростанциях составит 13,4 Гвт , на гидростанциях 4,4 Гвт, на блочных станциях (тоже тепловых) - 3 Гвт. На станциях работающих на газе будут сооружаться преимущественно 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 преимущественно теплофикационные ПГУ и ГТУ единичной мощностью 160 Мвт. Предлагается установить 10-15 таких ГТУ. Намечено строительство нескольких блоков ГТУ мощностью 110 Мвт (головная ПТУ мощностью 325Мвт с двумя ГТЭ-110 строится и будет пущена в 2010г.) и 65 Мвт (проект ЛМЗ).

Техническое совершенствование угольных электростанций предусматривает разработку и сооружение паровых энергоблоков на угле мощностью 225, 330-350 и 600-800 Мвт. В целях увеличения экономичности повышаются параметры пара:

Давление до 27-30 Мпа, температуры до 580-620 °С. Длительность проектирования и изготовления оборудования энергоблоков нового поколения ввод их в эксплуатацию после 2010 года.

В 2005г. на тепловых и гидравлических электростанциях введено около 2 Гвт энергетических мощностей, в том числе 1 Гвт на объектах нового строительства. Пущен и начел работать первый парогазовый энергоблок мощностью 450 Мвт на Калининградской ТЭЦ-2, четвертый гидроагрегат Геурейской ГЭС мощностью 330 Мвт, первый 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 новых мощностей на ГЭС- 49 Мвт, на ТЭС (перевооружение) - 165 Мвт, новое строительство на ТЭС - 1359 Мвт.

В прошлом году должно быть введено новых энергетических мощностей на ГЭС - 679 Мвт, на техническом перевооружении существующих ТЭС получено 264 Мвт, на вновь строящихся ТЭС - 1516 Мвт

В стране есть инженеры и технические организации, которые способны решить огромные задачи развития и технического обновления энергетики, а мы являемся поколением, которое продолжит начатое ими дело, доведет его до успешного завершения и вложит свой вклад в дальнейшее развитие этого направления.

Проектируемая ТЭЦ располагается в городе Петрозаводск и предназначена для улучшения ситуации с тепло - и электроснабжением Северо-Запада России, для повышения устойчивости работы энергосистемы Северо-Запада, особенно в период осеннее - зимних максимумов нагрузки.

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 максимальный расход пара на все турбины

= 2350 т/ч.

- собственные нужды, = 0,02

- запас, = 0,03

т/ч

Типоразмер котла по ГОСТу 3619-76Е-420-140, в количестве пяти штук

Количество котлов принимается с резервом по выработке пара.

Резерв должен быть таким , чтобы при выходе из строя одного из котлов, оставшиеся в работе обеспечивали максимальный отпуск пара на производство, нагрузка на отопление и ГВС может быть уменьшена до 70% от расчетной, электрическая нагрузка может быть уменьшена на величину мощности одного турбоагрегата.

Параметры 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 производится по величине пиковой теплофикационной нагрузки.

, ГДж/ч (1.2)

- расчетная тепловая нагрузка, =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 тремя газомазутными горелками с ротационными форсунками типа РГМГ-30, и может быть использован для работы как в основном, так и в пиковом режиме. Выполнение бескаркасное.

2 Составление и описание принципиальной тепловой схемы: её расчет на заданный режим

2.1 Описание тепловой схемы

ТЭЦ установлена в городе Петрозаводск. Основное топливо - уголь (Воркутинский). На ТЭЦ имеется технологическая нагрузка виде пара. Dп= 420 т/ч, а также тепловая нагрузка Qгвс= 2700 ГДж/ч, из которых Qот=2000ГДж/ч , а Qгвс=700ГДж/ч.

В соответствии с данными нагрузками на ТЭЦ установлены пять турбин типа ПТ-80/100-130/13. Начальные параметры пара Р0=12,75 Мпа, t0=565.

ТЭЦ выполнена с поперечными связями. На станции установлены шесть котлов типа Е-420-140ГМ, производительность Д=420т/ч.

Регенеративная установка состоит из четырех ПНД и трех ПВД, в которых производится нагрев рабочего тела до tп.в.= 249. Пар после котлоагрегата подается в турбину, в ЦВД (совместный с ЧСД ), а затем идет в ЦНД. После прохождения проточной части турбины пар поступает в конденсатор, где конденсируется. После конденсатора основной конденсат прокачивается конденсатным насосом через ПНД в деаэратор 0,59 Мпа.

В основном деаэраторе основной конденсат деаэрируется, до нагреваясь до температуры питательной воды 159 .

После деаэратора питательным насосом перекачивается через систему ПВД в котел. Нагрев в ПВД до 249 . Слив дренажей из регенеративных подогревателей высокого давления каскадный заводом в деаэратор, а в системе ПНД смешанный, с последующим заводом в линию основного конденсата.

На ТЭЦ имеется технологическая нагрузка. Подача пара на производство осуществляется с третьего отбора, Рп=1,27МПа, Двозвр=360т/ч, процент-30%.

Сетевая установка состоит из двух ступеней сетевых подогревателей, пар к которым подается из пятого и шестого регенеративных отборов турбины.

Температурный график 150/70 .

Система технического водоснабжения оборотная, 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 Основные параметры турбины

Начальные параметры 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 начального давления до давления пара в третьем 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 ищем по формулам:

; ;

Значение по отсекам:

КДж/кг

КДж/кг

КДж/кг

2.4 Повышение 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

Рисунок 2.1 Расчетная схема СПУ

Расход воды на горячее водоснабжение

(2.2)

Qгвс - расчетная тепловая нагрузка (задано).

tобр - температура обратной воды 0С.

tисх - температура исходной воды 0С.

т/ч

Расход воды на подпитку.

Dпод=; т/ч (2.3)

- обьем воды теплосети.

; м3 (2.4)

Qp - расчетная тепловая нагрузка. 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 тепловая нагрузка на отопление, ГДж/кг.

т/ч

т/ч

расчетная теплофикационная нагрузка

С - удельная теплоёмкость

отпускаемая температура

температура обратной сетевой воды

Температура за СП1

(2.7)

Расход воды через СП1

Уравнение теплового 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 теплового баланса первого сетевого подогревателя

; (2.10)

энтальпия нижнего теплофикационного отбора турбины

2.6 расчет сепарационной установки

Рисунок 2.2 Расчетная схема СУ

При расчете принимаем двухступенчатую схему сепарации. При этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических потерь 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 целесообразно завести пар из 1 ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП- 0,7 МПа.

Количество пара, отсепарированного в РНП и потеря продувочной воды определяются из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

(2.13)

Где - энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, КДж/кг

-коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98

Дпр=Дпр-Дс1=4,2-1,8=2,4т/ч

Вторая 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 канализацию.

(2.15)

2.7 Расчет ПВД

Рисунок 2.3 Расчетная схема ПВД

Расчет ПВД-7

(2.16)

Расчет ПВД-6

(2.17)

Расчет ПВД-5

2.8 Расчет основного деаэратора

Рисунок 2.4 Расчетная схема деаэратора

(2.18)

Уравнение теплового баланса

(2.19)

2.9 расчет ПНД

Рисунок 2.5 Расчетная схема ПНД

Тепловой расчет ПНД 4

(2.20)

Уравнение теплового баланса ПНД - 4

(2.21)

(2.22)

Уравнение теплового баланса ПНД - 3

Количество деаэрированной воды на подпитку котлов после вакуумного деаэратора

(2.23)

Уравнение теплового 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

Четвертого отбора

Пятого 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 тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

В комплектное оборудование, поставляемое вместе с турбиной ПТ-80/100-130/13 поставляются:

- регенеративные подогреватели высокого 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 максимальному ее расходу. Суммарный запас питательной воды в баках должен обеспечивать работу в течение для блочных 3,5 мин. Для не блочных 7 мин. К основному деаэратору предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросе нагрузки и деаэрации воды при пусках.

Максимальный расход пара питательной воды:

; т/ч (3.1)

- продувка

- собственные нужды

-максимальный расход пара на турбину

; т/ч

 (3.2)

- минимальная полезная вместимость бак деаэратора

- запас

- объем

Принимаю БДП-100-1-3 и ДП-500М2

3.3 Расчет и выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального 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 запаса

- 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 значительной высоте.

,м (3.5)

- коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления, =1,1(принимается);

- давление в деаэраторе, =0,59МПа;

- давление в конденсаторе, =0,0035Мпа

- геометрическая высота подъема конденсата;

102-переводной коэффициент

- сумма потерь напора трубопровода и ПНД;

,м (3.6)

- гидравлические сопротивления ПНД;

- гидравлические сопротивления труб и арматуры;

- гидравлические сопротивления охлаждения 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 трех штук, два рабочих и один резервный.

3.4 Расчет и выбор питательных насосов

В соответствие с НТП питательные насосы выбираются на схемах с поперечными связями. Питательные насосы выбираются: суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой чтобы в случае остановок любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную паропроизводительность всех установленных котлов. Резервный насос хранится на складе. Типоразмер питательного насоса определяется по подаче и давлению.

,м3/ч (3.7)

- доля расхода пара на продувку, = 0,02.

в - доля расхода пара на собственные нужды, в=0,03.

- максимальный расход пара на турбину, = 470 т/ч.

- удельный объем, =1,1 м3/ч.

м3/ч

Давление питательного насоса:

;МПа (3.8)

- давлении в стороне нагнетания питательного насоса.

- давление на всасывающем 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)

- запас 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

3.5 Расчет и выбор сетевых насосов

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 необходимого кавитационного запаса на всосе насоса второй ступени.

; т/ч (3.14)

т/ч

В связи с расчетами выбирается 2 рабочих и 1 резервный насосы типа СЭ 5000-160

3.6 Расчет и выбор конденсатных сетевых насосов

Конденсатные сетевые насосы при двухступенчатом подогреве выбирается с резервным насосом I ступени подогрева. При установке двух рабочих насосов на каждой ступени подогрева устанавливается один резервный насос на 1 ступени подогрева. Напор выбирается по условию закачки конденсата в линию основного конденсата.

В соответствии с полученными расчетами, выбирается по подаче и напору:

D=120 т/ч;

Н=220 м

Выбираем насос Ксв200-220.

3.7 Расчет и выбор оборудования подпитки котлов

Деаэратор

В соответствие НТП на ТЭЦ с большими добавками воды в качестве первой ступени деаэрации применяются вакуумные деаэраторы, деаэрации подлежат:

1. Обессоленная вода для восполнения потерь в цикле

2. Вода из дренажных баков куда направляются все потоки имеющие открытый слив.

3. Слив конденсата от привода системы регулирования охлаждения электродвигателей, и приводы арматуры БРОУ и РОУ.

Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды поступающих в деаэратор.

Дп= 600т/ч

Потери конденсата на производстве 30%

Внутристанционные потери конденсата б=2% от Дк.

Продувка котлов 1%

Производительность котлов:

Дк= 6* 420=2520 т/ч

Расход обессоленной воды:

т/ч (3.15)

бск - доля сброса продувочной воды в канализацию, бск= 0,0051

в - процент потерь на производстве, в=0,3

бпот - 0,02

т/ч

Сумма потоков поступающих в деаэратор подпитки

т/ч

В соответствие с полученными расчетами по литературе 1 выбираем два ДВ-400

Подача рабочих насосов первой и второй ступени подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отборы и напор насосов выбирается условиями закачки в линию основного конденсата.

Д=120т/ч

Нксн= 220 м

Выбираем насос Ксв200-220

Типоразмер Ксв200-220

Подача, V 200

Напор, Н 220

Допустимый кавитационный запас 2,5

Частота вращения 1500

Мощность, N 164

КПД, % 73

4. Схема технического водоснабжения. Определение потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов

Согласно заданию станция располагается в городе Петрозаводск. Система водоснабжения оборотная с градирнями Геллера.

На станции применяем традиционный конденсатор поверхностного типа.

Сухое охлаждение обеспечивает решение проблем недостатка воды и экологического ущерба. Такая система выбрасывает только теплый и чистый 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) техническая вода по циркводоводам (4) подается в конденсатор (3), где она нагревается , 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)

- максимальный 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 дополнительные сбросы тепла в конденсатор.

Расход охлаждающей воды на подшипники вращающихся механизмов:

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 должна обеспечивать по нормам нагрузку блока не менее 60%. Отсюда:

(3.17)

На основе приведенных расчетов принимаем к установке два циркуляционных насоса типа: 05-29,5

Характеристика насоса

Подача, V 1100

Напор, м вод.ст. 7

Допустимый кавитационный запас 5

Частота вращения 1450

Мощность, N 28,5

КПД, % 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.).

Рисунок 4.1 Схема технического водоснабжения

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

Технические характеристики 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 характеристики топлива:

Бассейн : Печерский, Воркутинский

Состав рабочей массы топлива

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 характеристики:

Wп=0,25% кг/МДж; Ап=1,29%кг/МДж

Выход летучих:Vг=33%

Обьемы воздуха и продуктов 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 - твердое.

Принимается температура горячего воздуха tчв=400

Тип воздухонагревателя - ТВП.

Принимается температура воздуха на входе в воздухонагреватель t/вп=30

Температура уходящих газов =140

Расход топлива :

; м3/ч (5.1)

Qка - тепло, полезно используемое 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

- потери тепла с физическим теплом шлака, = 1%

- потери тепла в окружающую среду, = 0,5%

- потери тепла с механическим недожогом, = 2%

- потери тепла с химическим недожогом, =0%

- потери тепла с уходящими газами ,%

;% (5.3)

- коэффициент избытка 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 холодного воздуха, КДж/кг

Н0хв=; КДж/кг (5.7)

- температура холодного воздуха,0С

Н0ов2000С=1537 КДж/кг (см. выше)

Н0хв= КДж/кг

%

; кг/ч

Расход резервного топлива:

; кг/ч (5.8)

Qpp=Qpн=40000 КДж/кг

Qpн - теплота сгорания резервного топлива

- КПД котла брутто работающего на резервном топливе, =91%

кг/ч

6. Выбор системы топливного хозяйства на основном топливе и ее описание. Выбор резервного топлива

6.1 Расчет и выбор складов топлива

Станция расположена на расстоянии более 100 км от месторождения, значит на складе необходимо иметь 30 суточный запас топлива.

Объем склада:

м3 (6.1)

n=6 - количество энергетических котлов.

t=30 суток.

м3

Принимаем на станции склад топлива кольцевой с поворотным штабелеукладчиком и роторным перегружателем, схема которого приведена на рисунке.

Используемое на станции топливо устойчиво к окислению и самовозгоранию (самовозгорается в редких случаях). Предельный срок хранения при вместимости штабеля более 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 топлива в котельное отделение:

Т.к. мощность станции Nтэс=400МВт, то топливо подача выполняется с одним самостоятельным вводом топлива в главный корпус со стороны постоянного торца. Подача топлива производится по эстакаде с углом наклона не более 180 по двум ленточным транспортерам.

Производительность одного ленточного транспортера:

т/ч

Принимаем к установке транспортерную ленту прорезиненную, морозостойкую.Шириной:1400мм.

Скорость движения ленты - 2,25м/с.

Т.к. расход топлива на всю станцию составляет Втэснат = 381,1 т/ч то принимаем к установке один вагоноопрокидыватель, боковой.

Выбор системы пылеприготовления.

Коэффициент размолотоспособности топлива Кло=1,5

Приведенная влажность топлива Wп меньше 8%. На основании приведенных данных принимаю к установке шаровые барабанные мельницы и индивидуальные системы пылеприготовления с промбункером пыли.

При индивидуальной схеме СПП устанавливаем не менее двух ШБМ на один котел. Количество мельниц - 12 штук.

Схема пылеприготовления приведена на рисунке.

Производительность одной мельницы должна быть не менее:

т/ч (6.4)

1,35 - коэффициент запаса

т/ч

Принимаем к установке шаровые барабанные мельницы : Ш-32А (ШБМ - 340/650)

Характеристика мельницы:

Производительность, т/ч 32

Диаметр барабана, мм 3400

Частота вращения, об/мин 17,2

Предельная масса загружаемых шаров, т 56

Мощность электродвигателя, КВт 1000

Выбор резервного и растопочного топлива.

Резервным и растопочным топливом на станции принимаю мазут марки М-100.

На станциях паропроизводительностью менее 4000т/ч устанавливаются мазутохранилище резервного и растопочного топлива 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 топлива

9. Раздающий транспортер

10.Бункер сырого топлива для котлов

Рисунок 6.1 Принципиальная схема топливного хозяйства ТЭЦ

7. Расчет и выбор главных трубопроводов ТЭС

К главным паропроводам ТЭС относятся паропроводы свежего пара и паропроводы промперегрева. Для изготовления трубопроводов применяют углеродистые или легированные стали перлитного класса , которые обладают достаточной прочностью при длительном воздействии высоких температур , ( углеродистые до 4500С, легированные до 5850С), легко подвергаются механической обработке и хорошо свариваются. Возможно применение и аутентитных сталей, но они во много раз дороже перлитных , трудно обрабатываются поэтому мало освоены в эксплуатационных условиях.

Главные паропроводы изготавливаются из бесшовных высококачественных стальных труб по особым техническим условиям. Стандартные трубы характеризуются величиной рабочего и условного давления, а также условного прохода. Условный проход - это величина внутреннего диаметра трубопровода. Рабочее давление - это наивысшее давление , при котором допускается работа трубопровода и его деталей при рабочей температуре среды. Понятие условного давления в основном связано с унификацией деталей и изделий ,предназначенных для различных условий работы. При температуре до 2000С рабочее давление равно условному , при более высоких температурах рабочее давление в зависимости от материала снижается по сравнению с условным давлением .

При проектировании трубопроводов производят гидравлический (определение диаметра трубопровода или его пропускной способности), механический (определение толщины стенки трубы, расчет самокомпенсации) или тепловой (определение тепловых потерь, выбор материала и толщины изоляции) расчеты.

Проходное сечение Fтр и его внутренний диаметр dв определяется по формулам:

Fтр= м2,

мм,

D - часовой расход, кг/ч

- удельный объем среды ,м3/ч

С - скорость движения среды, м/с

Fтр= м2,

, (7.1)

Экономически наивыгоднейшая величина диаметра трубопроводов,

Определяется минимумом расчетных затрат. Величина диаметра влияет на толщину стенки, расход металла и изоляции , а также потерю давления и расход энергии.

Выбираю паропровод подачи острого пара из котла в главный паропровод ТЭС диаметром dHXS= 325 22 мм (dу=250мм), массой 1кг.погонного метра 175,7 кг/м

Сталь марки 12Х1МФ.

насос теплофикационный котел турбина

8. Выбор диаметров, типоразмеров и материала трубопроводов питательной воды

Материал , применяемый для питательных трубопроводов станции - сталь 15 ГС, (16ГС), сталь 20.

Потери давления в питательных трубопроводах можно принять равной 1% напора питательного насоса.

Расход питательной воды определяется по формуле:

,т/ч (8.1)

,т/ ч или 112,5кг/с,

Подача воды к парогенераторам осуществляется по одной или двум ниткам, принимаю однониточную схему подачи питательной воды в систему регенеративного подогрева высокого давления.

Внутренний диаметр трубопровода питательной воды определяется по формуле:

(8.2)

Дпв - расход питательной воды, кг/с.

= 0,00107 - удельный объем питательной воды при температуре. 125,60С.

С = 3м/с - скорость воды в питательном трубопроводе.

=1 - число ниток питательного трубопровода.

м или 225 мм.

Схема питательных трубопроводов принята однониточной на всем участке от питательных насосов в пределах ПВД и после них.

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.

9. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы

9.1 Выбор тягодутьевых установок

Выбрать надо дымососы и вентиляторы, выбирается количество машин и типоразмеры. Согласно НТП на котлах производительностью менее или равной 500т/ч надо устанавливать один дымосос и один вентилятор. Для выбора типоразмера машины , надо рассчитывать Qр,м3/ч - расчетная подача и Hпрр, мм.вод.ст. - расчетный приведенный напор машины.

, м3/ч (9.1)

- коэффициент запаса, - 1,1

- расход дымовых газов или расход воздуха перед машиной, м3/ч

- барометрическое давление в том городе где проектируется электростанция, = 750 мм.в.ст.

Z - количество машин, Z = 5 шт.

Расчет V для дымососа (дымовые газы)

,м3/ч (9.2)

Вр - расчетный расход топлива

,кг/ч (9.3)

В и q4 - смотри выше.

- присосы в котле, =0,5

V0 - теоретический объем воздуха, м3/м3(кг)

Vух - температура уходящих газов (смотри выше)

Vг.ух - объем дымовых газов перед дымососом, м3/м3(кг)

Vг.ух = V0г+ 1,0161

- смотри выше

V0= V0H2O+V0N2+V0RO2, м3/м3(кг) (9.4)

V0H2O,V0N2,V0RO2 по таблице П.4.2.

V0= 1,04+4,57+0,56=6,17, м3/м3(кг)

Vг.ух = 6,17+ 1,0161

,кг/ч

,м3/ч

, м3/ч

Расчет V для вентилятора (воздуха)

м3/ч (9.5)

- смотри выше

- коэффициент избытка воздуха в топке, = 1,2

= 0,05

- присосы в СПП, =0,04

- присосы в ВП, =0,06

= 300С

, м3/ч

, м3/ч

Расчет Нпрр:

Нпрр= КрНр

Кр- коэффициент приведения расчетного давления машины к условия при которых на заводе построена рабочая характеристика машины.

(9.6)

= 0,132 кг/м3 - воздух

- дымовые газы

- по справочнику

- плотность воздуха (если выбирают вентилятор) или плотность дымовых газов ( если выбирают дымосос).

(9.7)

V0h2o , V0г - смотри выше.

Т - абсолютная температура воздуха или дымовых газов перед машиной из меряется в К (кельвинах)

- воздух

 - дымовые газы

, - смотри выше.

Тзав - абсолютная температура воздуха при которой снята характеристика на заводе.

- воздух

- дымовые газы

Нр - расчетный напор машины

- коэффициент запаса,

= 1,2 - дымосос,

= 1,5 - вентилятор,

- полный перепад давлений на воздушном или газовом тракте, мм.в.ст.

= 230-280 - дымосос

= 250-300 - вентилятор

Вентилятор:

Нпрр= 1375= 375 мм.в.см.

Дымосос:

Нпрр= 1,1276= 303,6 мм.в.см.

На каждый котел принимаю к установке один вентилятор ВДН-28-II-у одна штука и один дымосос: ДОД-43 одна штука

9.2 Расчет дымовой трубы:

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 объема дымовых газов и от концентрации сернистого газа и оксидов азота в дымовых газах. Высота должна быть такой чтобы концентрация токсичных 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 токсичных веществ для SO2 и Nox, F=1

m - коэффициент зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья труб,m - 0,85

Vсек - секундный объем дымовых газов.

,м3/ч (9.10)

Vд - смотри выше.

nк - количество котлов подключенных к одной трубе.

- разность между температурой уходящих газов из котлов газов и средней температурой самого жаркого месяца.

- температура самого жаркого месяца, смотри т/б 10.1

n - коэффициент зависящий от параметра

(9.11)

h - предварительно принятая ориентировочная высота трубы (по согласованию с руководителем)

МSO2 - выброс сернистого газа из трубы, мг/с

(9.12)

SP - содержание серы в топливе

Всек - секундный расход топлива,

,кг/с

В - расход угля

nк - количество котлов на одну турбину

- доля сернистого газа которая остается в газаходе по т/б 7.5

- доля 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 одного котла в т/ч

Qрн - теплота сгорания топлива, МДж/кг

q4 - смотри выше

- коэффициент зависящий от конструкции горелок

,м3/ч

n=1

,кг/с

, мг/с

, м

Принимаю трубу высотой 150 метров. Такая низкая труба из-за низкого содержания серы.

Диаметр устья

, м , м

Vсек - смотри выше

W - сотри выше

Диаметр округляю до ближайшего целого числа.

10. Выбор схемы и оборудования золоулавливания и золошлакоудаления и ее описание

Для улавливания золы из уходящих газов предусматривают выбор и установку на каждый паровой котел четырех электрофильтров типа УГЗ - 4215, КПД золоуловителя 99,5%.

Краткая характеристика электрофильтров.

Электрофильтр современной типовой конструкции типа УТ и УГЗ.

Запыленные газы после газораспределительной решетки поступают в коридоры, образованные вертикально широкополосными осадителями электродом С-образной формы, к которой подведен выпрямленный ток высокого напряжения.

В электрическом поле происходит ионизация дымовых газов, и частички золы получаю отрицательный заряд.

Под действием электрических сил частички осождаются на осадительном электроде. Далее с помощью ударного механизма происходит встряхивание электродов, и частички под действием тяжести попадают в бункер.

Степень осождения определяется двумя факторами - скорость дрейфа частиц золы к осадительному электроду и удельной поверхности осаждения. Увеличением удельной поверхности осаждения можно получить высокую степень улавливания, однако это связано с большим расходом металла и увеличением объема фильтра.

Одним из эффективных путей повышения улавливания золы с неблагоприятными электрическими свойствами является использование влажностного кондиционирования. При добавлении влаги происходит понижение температуры газов повышается рабочее напряжение на коронирующих электродов благодаря увеличению диэлектрической проницаемости дымовых газов, что увеличивает скорость дрейфа.

Степень улавливания золы в электрофильтре зависит от скорости пылегазового потока. Она не должна превышать 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 использованием части золы на строительство, которая в пояснительной записке представлена на рисунке.

Из - под котлов шлак удаляется механизированным способом, пройдя в дробилку попадая в шлаковые каналы (9),по которой он транспортируется к насосной станции (7) самотеком или с помощью струи воды , выходящей из побудительных сопл (13). Из-под сухих золоуловителей зола собирается пневмосистемой в промежуточный бункер, откуда она может быть выдана потребителю, при его отсутствие подана смывным аппаратом (11) в золовые каналы (17), а по ним в багерную насосную (8).

В каналы непосредственно 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 возвращается насосами на электростанцию для повторного использования.

При наличие потребителей золы из промежуточных бункеров пневмосистемой транспортируется в склад сухой золы. Гидрозолоудаление при этом является резервной системой. Для непрерывного механизированного шлакоудаления котельные заводы комплектно с котлами поставляют роторные, шлаковые и скребковые транспортеры. Размер кусков шлака после роторных транспортеров не превышает 60 мм.

Применение золоотвалов экономически нецелесообразно, по этому предполагаю использование золы и шлака для производства шлакоблоков или шлакобетона на подсобном производстве ТЭС это позволит получить некую прибыль и избавится от уплаты налога за землю, которая была бы занята шлакозолоотвалом уменьшить расходы на обслуживание и ремонт соответствующего оборудования, транспортные расходы и расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.

11. Схема подготовки добавочной воды на ТЭС

На проектируемой электростанции применяется двухступенчатая схема химического обессоливания.

Сырая вода подогревается до температуры 300С и поступает в осветитель, где освобождается от каллоидных частиц. Осветленная вода сливается в «бак-накопитель». Из бака вода направляется в механический фильтр, где из неё удаляются грубодисперсные примеси. Далее вода направляется на фильтры химической очистки; первым в схеме стоит водород - катионный фильтр, в нем задерживаются ионы кальция, магния, натрия и заменяются на ионы водорода. Обработанная вода умягчается и снижает свое солесодержание. Затем вода поступает в слабоосновной анионитный фильтр; в нем анионы серной и соляной кислоты задерживаются, а ион OH- (гидроксильный ион) уходит в воду. Далее декарбонизатор, в котором из воды удаляется растворенный в ней CO2. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры второй ступени. Водород - катионный фильтр второй ступени улавливает те ионы Са, Mg, Na, которые проскочили через первую ступень. Анионитный фильтр второй ступени является сильноосновным фильтром, в нем улавливаются анионы слабых кислот, в основном кремниевом, т.е. происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает в подпитку регенеративного цикла.

Требования к качеству питательной воды:

- общая жесткость 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. Перечень средств автоматизации проектируемой ТЭЦ и технологических защит и блокировок в систем пылеприготовления с бункером пыли

На тепловой электрической станции предусматривается автоматизированная система управления (АСУ). Технологическими процессами обеспечивающая выполнения функций контроля, сигнализации, вычисления, дистанционного управления, автоматического регулирования управления и защиты технологических объектов а также оперативную связь, объем принимается в соответствие с руководящими указаниями. Для станции с поперечными связями основными постами управления являются:

- главный щит управления (ГЩУ)

- групповой щит управления (ГрЩУ)

- щит управления вспомогательных цехов

С главного щита управления производится управление генераторами и элементами главной схемы соединений, включая питающие элементы собственных нужд 3-10 кВ (объем управления указан в п.8.38 «Электротехнической части»), управление циркуляционной насосной и другими объектами, предусмотренными ПТЭ, а также аварийное отключение мазутных насосов. При наличие на ТЭЦ ГрШУ, управление циркуляционными насосами может выполнятся с Грщу.

На ГЩУ предусматривается информация о работе основных агрегатов и сигнализация о неисправности не обслуживаемых постоянным персоналом участков электростанции.

Для управления четырьмя агрегатами, как правило, сооружается один групповой щит на проектируемой станции пять турбин следовательно два щита. Групповые щиты управления котлами и турбинами располагаются в одном изолированном помещении по возможности центрально к обслуживаемым агрегатам. Из этого помещения, как правило, осуществляется также управление питательными насосами, деаэраторами и РОУ.

Электростанция с поперечными связями оснащаются приборами автоматического химконтроля водного режима, устанавливаемм в двух смежных помещениях с организованными стоками и вентиляцией - одно для устройств подготовки пробы, другое - для автоматических приборов химконтроля. Устройства подготовки пробы и приборы химконтроля группы котлов и турбин располагаются в общих помещениях между котельными и турбогенераторным отделениями. На Грщу выводится сигнал нарушения водного режима.

Допускается применение для дистанционного управления аппаратуры пониженного напряжения (24-60В).

Управление общестанционным оборудованием, находящимся вне главного 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 или непосредственно по месту соответствующих механизмов.

Во всех случаях , за исключением топливоподачи и химводоочистки, контроль и управление выполняются, исходя из отсутствия на этих участках постоянного дежурного персонала, вследствие чего при появлении неисправности в работе оборудования на центральный (главный) щит управления подается общий для каждого участка сигнала осуществляется в помещении соответствующего участка.

В тракте топливо подачи автоматизируются управление механизмами и процесс загрузки бункеров топливом. Дистанционное управление механизмами выполняется с центрально щита топливоподачи, располагаемого в изолированном помещении с доступным для аппаратуры уровнем вибрации и запыленности.

В химводоочистке предусматривается автоматизация технологических процессов, производительности ХВО, режимов регенерации , восстановление фильтров и процесса нейтрализации сточных вод.

В мазутохозяйстве осуществляется автоматизация технологического процесса. Дистанционное управление механизмами выполняется со щита мазутонасосной.

Помещение центрального (главного), блочного и группового щитов управления, а также помещения для средств вычислительной техники выполняются со звукоизоляцией и кондиционированием воздуха. Из помещений щита предусматривается два выхода.

Перекрытие щитового помещения должно иметь гидроизоляцию.

Высота центральной части помещения (ЦЩУ, БЩУ, ЩУ и Грщу) в которой располагается оперативный контур, принимается 4м.

Интерьер щита выполняется по специальному проекту.

В случае установки реле или иной аппаратуры системы управления вне БЩУ в обособленных изолированных помещениях - последние выполняются вентилируемыми.

В инженерно вспомогательном корпусе предусматривается помещение для измерительных лабораторий и ремонта приборов общей площадью до 400м2

Принято, что система пылеприготовления с прямым вдуванием состоит из следующего оборудования: бункера сырого топлива, питателя сырого топлива, одной мельницы, индивидуального вентилятора сушильно-вентилирующего агента, установленного перед или за мельницей, сепаратора пыли, пыледелителя, пылеконцентратора, пылегазовоздухопроводов со встроенными клапанами (шиберами), систем смазки и пожаротушения.

Система пылеприготовления с промежуточным бункером дополнительно оснащена циклоном с мигалками и сетками в течке пыли под ним, коробами первичного и/или сбросного воздуха, смесителями пыли, встроенными в основные пылепроводы. К одному промежуточному бункеру с питателями пыли подключается одна или несколько мельниц с относящимися к ним бункерами и питателями сырого топлива, сепараторами, циклонами и индивидуальными вентиляторами.

Защиты в системе пылеприготовления с бункером пыли.

Защиты, действующие на останов системы пылеприготовления:

Повышение до II предела температуры пылегазовоздушной смеси за сепаратором для всех топлив, кроме АШ.

Повышение давления в системе пылеприготовления, оборудованной взрывными предохранительными клапанами.

Забивание течки пыли под циклоном (выполняется по требованию Заказчика).

Повышение вибрации мельницы (выполняется по согласованию между заводом и Заказчиком).

Уменьшение протока масла через любой подшипник мельницы или ее электродвигателя, имеющий принудительную жидкую смазку.

Отключение MB.

При аварийном останове котла.

При аварийной разгрузке котла.

Защиты, выполняющие локальные операции:

Повышение до I предела температуры пылегазовоздушной смеси за сепаратором для всех топлив, кроме АШ.

Прекращение выхода сырого топлива из бункера.

Понижение уровня сырого топлива в бункере систем пылеприготовления с сушкой топлива дымовыми газами и питателями сырого топлива в газоплотном корпусе.

Перегрузка мельницы.

Забивание пылепровода к основной горелке.

Блокировки системы пылеприготовления с бункером пыли

Запрещается включение электродвигателя мельницы:

Без подачи пара в мельницу (определяется конкретными условиями эксплуатации систем пылеприготовления на взрывоопасных топливах).

Запрещается включение электродвигателя мельницы при закрытой арматуре на трубопроводе подачи пара в мельницу.

Без подачи воды в мельницу (выполняется только для молотковых мельниц при размоле в них всех топлив, кроме углей тощих, экибастузского и кузнецкого марок ОС и 2СС).

Запрещается включение электродвигателя мельницы при закрытой арматуре на трубопроводах подачи воды в размольную камеру мельницы или в центробежный сепаратор пыли.

Без подачи в мельницу сушильно-вентилирующего агента.

Запрещается включение электродвигателя мельницы при наличии любого из указанных условий:

- отключен электродвигатель мельничного вентилятора;

- закрыт клапан в пылегазовоздухопроводе перед MB;

- закрыты плотные клапаны в тракте сушильно-вентилирующего агента перед мельницей или 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 смеси за шаровой барабанной мельницей (за сепаратором молотковой мельницы).

При работе вспомогательного привода мельницы.

Блокировка выполняется для шаровой барабанной мельницы.

Запрещается включение электродвигателя при уменьшении протока масла через любой его подшипник или любой подшипник мельницы. Расход масла на каждый подшипник контролируется одним датчиком-реле протока, задействованным также в технологической защите по п.2.5.1.5.

Запрещается включение электродвигателя одноступенчатого питателя сырого топлива при отключенном электродвигателе мельницы.

Запрещается включение электродвигателя транспортера двухступенчатого питателя сырого топлива при отключенном электродвигателе мельницы.

При недостаточном расходе масла на каждый подшипник. Блокировка выполняется для мельниц и их электродвигателей с принудительной жидкой смазкой подшипников.

Запрещается включение электродвигателя дозатора двухступенчатого питателя сырого топлива при отключенном электродвигателе транспортера.

Запрещается открытие плотных клапанов в тракте сушильно-вентилирующего агента перед дымососом горячих дымовых газов при открытом атмосферном клапане между ними.

13. Мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной профилактике по турбинному отделению