Турбинный цех. Оборудование турбинного цеха. Режимная карта турбинного цеха

1. Компоновка оборудования турбинного цеха. Схемы включения. Оперативно-техническая связь между реакторным и турбинным цехами.

2. Система регулирования и защиты паровой турбины.

3. Эксплуатация турбины и оборудования турбинного цеха. Должностные инструкции. Особенности пусков и остановов турбины.

4. Организация ремонтов. Контроль за металлом тепломеханического оборудования

Химцех

1. Водоснабжение АЭС. Качество исходной воды.

2. Водный режим контуров. Нормы качества воды и пара.

3. Химконтроль за качеством воды и пара.

Цех автоматизации и теплового контроля

1. Организация теплового и технологического контроля и автоматика в цехе.

2. Схемы и работа автоматики питания парогенераторов, регулирования

параметров пара.

3. Принцип регулирования мощности блока.

4. Блочный щит управления.

5. Регулирование частоты вращения турбогенератора.

Электроцех

1. Оборудование эл. цеха.

2. Электрическое оборудование в цехах. Аварийные режимыприповреждении в тепловой и электрической частях станции. Поведение механизмов собственных нужд при коротких замыканиях во внешней сети и в сети собственных нужд.

3. График работы и нагрузки станции. Ликвидация аварийна станции.

Производственно-технический отдел

1. Структура и схема управления АЭС.

2. Структура ПТО. Функции ПТО. Связь с цехами.

3. Система технологического учета и отчетности станции. Систематизация, обработка первичной документации по эксплуатации основного оборудования и всей станции.

4. Технико-экономические показатели станции. Статьи технико-экономических показателей. Определение себестоимости электроэнергии.

5. Пути снижения себестоимости тепла, электроэнергии и обессоленной воды.

Индивидуальные задания

В период практики каждый студент выполняет индивидуальное задание по теме дипломного проекта.

Индивидуальное задание выполняется в порядке проработки специальной части дипломного проекта, а так же по вопросам экономики, стандартизации, охране труда, радиационной безопасности. Рекомендуются разработки вопросов реального характера, интересующих предприятие, проведение работ научно-исследовательского характера, расчетных работ и т.п. Темы заданий студент получает от руководителя дипломного проекта и консультантов до начала практики. Проработка индивидуального задания в определенной мере определяет подготовленность студента к самостоятельной инженерной работе.

В ведении цеха находятся следующие здания сооружения и территория: глав -ный корпус турбинного цеха; здание береговой насосной с гидротехническими сооружениями; здание маслохозяйства; градирня; здание (колодец) переклю -чательного пункта циркуляционных водопроводов; здание хлораторной; сети технологического водоснабжения; здание аккумуляторной насосной подпитки теплосети; аккумуляторные баки № 1,2; строительные конструкции эстакады трубопроводов от здания главного корпуса турбинного цеха до дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО; строительные конструкции эстакад трубопроводов выводов А, В, С теплосети и паропровода на ХБК до помещений узлов учета; сети отопления производственных зданий цеха; пьезо -метрические скважины №№ 8, 9, 10, 15, 18, 22, 24, 27, 28; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети.

В машинном зале:

Главные паропроводы высокого давления;

Турбины №№ 1,2,4 мощностью 25 МВт, турбина № 3 мощностью 46 МВт;

Турбина № 5 мощностью 60 МВт;

Бойлерная установка с основными бойлерами №№ 1а, 2а, 2б, 3а, 3б, 4а, 4б, 5а, 5б и пиковыми бойлерами 1п, 2п, 3п, 4п, 5п;

Растопочная РОУ 90/1,2-2,5 ата;

Редукционно-охладительные установки: РОУ 90/1,2-2,5 ата № 1 и БРОУ 90/8- - 13 ата №№ 2, 3, РОУ 8-13 /1,2-2,5 ата № 3, 4;

Деаэраторы 1, 2 ата №№ 1, 2, 3, 4 подпитки т/сети;

Деаэраторы 1, 2 ата №№ 1, 2 подпитки котлов;

Деаэраторы 6 ата №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7;

Трубопроводы низкого давления;

Трубопроводы питательной воды до стены котельного цеха;

Питательные электронасосы №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8;

Насосы сырой воды подпитки котлов №№ 1, 2;

Насосы сырой воды подпитки т. сети на ХОВ №№ 1, 2, 3, 4, 5;

Насосы технической воды №№ 1, 2 на охлаждение подшипников;

Пожарный насос установки автоматического пожаротушения кабельных каналов;

Насосы п/тс №№ 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10; ЦЭН №№ 7, 8 турбины № 5;

Конденсатные насосы бойлеров №№ 1-10;

Сетевые насосы №№1-8;

Сливные насосы систем регенерации турбин № № 1, 2, 3а, 3б, 4, 5а, 5б;

Насосы перекачки деаэрированной воды №№ 1, 2, 4 из деаэраторов п/к №№ 1, 2 в деаэраторы 6 ата;

Конденсатные насосы турбин №№ 1а, 1б, 2а, 2б, 4а, 4б, 5а, 5б;

Пусковые масляные насосы ТГ 1, 2, 3, 4, 5;

Масляные электронасосы системы смазки турбин 1-5;

Масляные насосы уплотнений генераторов №№ 1-5;

Подогреватели типа БО-200: ХОВп/тс №№ 1, 3, 4, 6, сырой воды БСВ №№ 1, 2;

Противопожарный водопровод;

Трубопровод питьевой воды с отключающей арматурой;

Трубопроводы водяного отопления с отключающей арматурой;

Установка для амминирования питательной воды;

На территории станции:

Градирня;

Напорные: левый, правый и № 3 цирк. водоводы;

Сливные левый, правый цирк. водоводы;

Сифонные колодцы № 1, 2, 3;

Переключательный колодец с задвижками;

Колодец опорожнения;

Шандорные колодцы;

На береговой насосной и хлораторной:

Циркуляционные насосы №№ 1, 2, 3, 4;

Дренажные насосы для опорожнения чистого и грязного отсеков;

Вакуумные насосы №№ 1, 2;

Вращающие сетки №№ 1-4;

Приемные устройства береговой насосной №№ 1, 2;

Переключательный колодец;

Оборудование хлораторной установки;

Трубопровод водяного отопления;

Трубопроводы питьевой воды.

Б) организация наладочных и исследовательских работ в цехе
с целью дальнейшего совершенство­вания работы оборудования;

В) разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций, а также контроль за их выполнением; контроль за выполнением «Правил технической эксплуатации электри­ческих станций и сетей»; реализация эксплуатационных и противоаварий - ных циркуляров главного техниче­ского управления по эксплуатации энергосистем Министерства и кон­троль за их выполнением;

Г) организация рационализатор­ской работы в цехе и внедрение ра­ционализаторских предложений;

Д) проведение цеховых противо­аварийных и противопожарных тре­нировок;

Е) организация ремонтных работ в цехе, если ремонтный персонал на­ходится в распоряжении цеха; кон­троль за объемом, качеством и сро­ками ремонтных работ, если эти ра­боты проводятся ремонтным цехом или посторонними организациями; контроль за качеством монтажа, если в цехе проводятся монтажные работы или работы по реконструк­ции основного оборудования, выпол­няемые силами монтажных органи­заций;

Ж) контроль за техническим снабжением цеха инструментом, ма­териалами, спецодеждой, спецпита­нием и т. д.;

З) подготовка, аттестация и рас­становка кадров эксплуатационного, а также ремонтного персонала, если (последний подчинен администрации цеха;

И) ведение технической докумен­тации и отчетности, комплектация смен, составление графиков работы сменного персонала, составление графика отпусков.

Задачами дежурного (оператив­ного) персонала являются:

А) обеспечение безаварийной, безопасной и экономичной эксплуа­тации основного и вспомогательного оборудования цеха;

Б) выполнение графика электри­ческой и тепловой нагрузки с обес­печением заданных параметров от­пускаемой тепловой и электрической энергии;

В обязанности ремонтного персо­нала входят:

А) качественное выполнение ре­монта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;

Б) соблюдение всех правил тех­ники безопасности и противопожар­ной техники при проведении ремонт­ных работ.

Административно - технический персонал цеха включает в себя на­чальника цеха с его заместителями, инженеров по эксплуатации и ре­монту, а также младший техниче­ский персонал управления цеха. В установках неблочного типа де­журный (сменный) персонал, воз­главляемый начальником смены, со­стоит из машинистов турбин и их помощников, машинистов питатель­ных насосов, машинистов циркуля­ционных насосов, дежурного персо­нала по деаэраторам и теплофика­ционному оборудованию. Все маши­нисты турбин находятся в подчине­нии начальника смены и старшего машиниста, должность которого устанавливается при наличии боль­шого количества турбоагрегатов. При обслуживании каждой турбины своим машинистом и его помощни­ком последний находится в непо­средственном подчинении машини­ста турбины. При расширенной зоне обслуживания в конденсационном помещении помощники машиниста могут быть подчинены непосредст­венно старшему машинисту.

Сменный персонал комплектует­ся в смены из расчета круглосуточ­ной эксплуатации оборудования с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска и болезни.

С внедрением блочных установок был пересмотрен ряд положений, касающихся структуры администра­тивного и оперативного управления блочными агрегатами. Признано це­
лесообразным объединить оператив­ное управление котлом и турбиной на одном блочном щите управления, поскольку в условиях блочной ком - іпоновки основного оборудования блок «котел - турбина» представля­ет собой единый технологический объект с единым управлением и взаимосвязанный с системой регули­рования, автоматизации и защиты. В связи с этим старая цеховая систе­ма с отдельными котельным и турбин­ным цехами для этих станций приз­нана нецелесообразной. На блочных электростанциях эти два цеха объе­динены в один котлотурбинный цех, что позволяет более оперативно ру­ководить работой как вахтенного, так и ремонтного персонала.

На электростанциях с разнотип­ными блоками, а также с однотип­ными, но с числом энергоблоков свыше восьми допускается создание двух котлотурбинных цехов. Это от­носится главным образом к станциям со сверхкритичеокими параметрами пара.

На смешанных электростанци­ях, имеющих блочное и неблочное , при наличии более двух блоков создается котлотурбин­ный цех блочной части независимо от цеховой структуры неблочной ча­сти станции. В этом случае, как правило, создается отдельный котлотурбинный цех и неблочной части.

Организация объединенных кот­лотурбинных цехов на блочных электростанциях позволила значи­тельно уменьшить количество обслу­живающего персонала за счет со­кращения ряда должностей и более гибкого маневрирования персоналом внутри цеха.

Поскольку от правильной расста­новки кадров в значительной мере зависит экономичная и безаварий­ная работа современного мощного энергетического оборудования, эти вопросы тщательно разрабатыва­лись головными проектными органи­зациями.

Типовые схемы административ­ного и оперативного управления кот­лотурбинным цехом приводятся на рис. 1-1 и 1-2. Схема оперативного управления дана применительно к станции мощностью 2400 МВт с блоками 300 МВт, работающей на твердом топливе. При работе на га­зе количество обслуживающего пер­сонала, естественно, сокращается. При этом исключается должность машиниста-обходчика по гидрозоло­удалению, расширяется зона обслу­живания старшего машиниста КТЦ (8 блоков) и дежурного слесаря (4 блока) и вводится дополнительно должность машиниста-обходчика по котлам с расширенной зоной обслу­живания (4 блока). Разработаны также структуры смен для станций с блоками 150 и 200 МВт.

На электростанциях с блоками 200 и 300 МВт для обслуживания пусковой котельной предусмотрена одна вакансия машиниста котель­ной, которая с вводом пятого блока упраздняется. Вакансия машиниста береговой насосной не предусматри­вается нормативами. При располо­жении береговой насосной вне тер­ритории ГРЭС іможет быть установ­лено одно рабочее место машиниста береговой насосной станции.

Нормативы исходят из освоенной и надежной работы блочных уста­новок. На пусконаладочный период численность оперативного персонала может быть увеличена для первого блока вдвое, для второго - на 50%, для третьего и каждого последую-

Рис. 1-2 Схема оперативного управления котлотурбинным цехом с блоками 300 МВт (блоки 1-4).

Щего - на 4G% от нормативной чи­сленности на один энергоблок.

Численность персонала котлотур - бинного цеха установлена по опыту эксплуатации передовых электро­станций с блочным оборудованием. Развитие автоматизации и дистан­ционного управления, а также при­менение вычислительной техники позволят произвесги дальнейшее со­кращение эксплуатационного персо­нала без снижения надежности ра­боты энергетического оборудования.

1.1Общая информация НИ ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ является основным источником тепла системы централизованного теплоснабжения Иркутска и участвует в покрытии электрических нагрузок энергосистемы Сибири. Теплоэлектроцентраль запроектирована для сжигания бурых углей Восточной Сибири.

В период строительства и расширения на станции было установлено несколько головных образцов энергетического оборудования:

Котёл БКЗ-500-140-1 ст.№5, является головным из серии барабанных котлов, на котором отрабатывались технические решения по созданию котлов мощных электростанций Сибири для сжигания бурых углей, введён в эксплуатацию в 1985 году;

Котёл БКЗ-820-140-1 ст.№8, самый крупный и единственный в России барабанный котёл с кольцевой топкой для сжигания бурых углей, введён в промышленную эксплуатацию в 2003 году;

Паровая турбина Т-175/210-130 ст.№3, первая из серии мощных теплофикационных агрегатов разработанных энергомашиностроителями страны, введена в эксплуатацию в 1979 году.

В настоящее время на электростанции установлено 8 энергетических котлоагрегатов, суммарной производительностью 4000 т/ч и 5 теплофикационных турбоагрегатов.

Установленная электрическая мощность - 655 МВт.

Установленная тепловая мощность - 1850,4 Гкал/ч.

Станция имеет перспективы расширения и увеличения электрической и тепловой мощности.

На электростанции работает (среднесписочная численность на 01.06.2008) – 509 человек

1.2 История Ново-Иркутская ТЭЦ

Ново-Иркутская ТЭЦ

История Ново-Иркутской ТЭЦ начинается с утверждения советом Министров СССР 25 июня 1968 года проектного задания на строительство Ново-Иркутской ТЭЦ мощностью 520 МВт. Строительство Ново - Иркутской ТЭЦ началось в 1969 году по проекту Сибирского отделения ВНИПИЭнергопрома.

Биография строительства:

1975 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №1 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №1 типа ПТ-60-130/13;

1976 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №2 типа БКЗ-420-140-3 и турбоагрегат ст. №2 типа ПТ-60-130/13;

1979 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №3 типа БКЗ-420-140-6 и турбоагрегат ст. №3 типа Т-175/210-130;

1980 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №4 типа БКЗ-420-140-6;

1985 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №5 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №4 типа Т-175/210-130;

1986 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №6 типа БКЗ-500-140-1;

1987 год - введён в эксплуатацию котлоагрегат ст. №7 типа БКЗ-500-140-1 и турбоагрегат ст. №5 типа Т-185/220-130;

2003 год – введён в промышленную эксплуатацию котлоагрегат ст. №8 с кольцевой топкой БКЗ-820-140-1.

С 20 апреля 2005 года в соответствии с решением Совета директоров ОАО «Иркутскэнерго» и на основании приказа Генерального директора ОАО «Иркутскэнерго» изменена структура Ново-Иркутской ТЭЦ путём укрупнения её за счёт объединения с филиалами Иркутские тепловые сети и ТЭЦ-5.

1.3 Структура предприятия НИ ТЭЦ

Работу Ново-Иркутской контролируют шесть цехов, а именно:

· Цех топливоподачи

· Котельный цех

· Турбинный цех

· Цех химической водоподготовки

· Цех автоматики

· Электроцех

Цех топливоподачи

Цех топливоподачи - это комплекс технологически связанных устройств, механизмов, сооружений, служащих для подготовки и подачи топлива в котельную.

Процесс начинается с пребывания вагонов с топливом, которые подаются в разгрузочное устройство, оборудованное вагоноопрокидывателями(ВРС-125).

Вагоноопрокидыватель – специальное сооружение для механизированной разгрузки вагонов с насыпными и навалочными грузами. На НИ ТЭЦ используется стационарный роторный вагоноопрокидыватель. В нем разгрузка осуществляется при повороте вагона вокруг его продольной оси на 180 .Время, за которое осуществляется разгрузка одного вагона, составляет 5 минут.

Вагоноопрокидывателями топливо выгружается в приемные подземные бункера.

Из разгрузочного устройства уголь поступает в узел пересыпки (сооружение, предназначенное для пересыпки топлива с одного конвейера на другой), откуда его можно направить или на склад, или в дробильный корпус. В дробильном корпусе устанавливаются молотковые дробилки, измельчающие уголь до кусков размеров 15–25 мм.

Молотковая дробилка состоит из одного ротора, который представляет собой вал с насаженными на него дисками. На некотором расстоянии от центра дисков равномерно по окружности пропущено несколько осей и на них между дисками свободно подвешены молотки – основные рабочие элементы дробилки. В корпусе находятся отбойная плита, отбойный брус и две колосниковые решетки. Топливо подается в дробилку сверху через загрузочную горловину.

Перед дробилками устанавливаются грохоты, с помощью которых уголь, не требующий измельчения, пропускается мимо дробилок.

При движении по конвейеру к дробильному корпусу топливо освобождается от случайных металлических предметов. Металл улавливается с помощью подвесных и шкивных электромагнитов (сепараторов-металлоуловителей).

Из дробильного корпуса уголь подается конвейером в главное здание на горизонтальный конвейер и с него ссыпается в бункера паровых котлов.

Бункера – это ёмкости для кратковременного хранения топлива, сглаживающие неравномерность его поступления и расходования. По производственному назначению бункера подразделяются на следующие типы: приемные бункера разгрузочных устройств и склада, бункера котельной. Запас топлива в бункерах котельной позволяет периодически устанавливать механизмы топливоподачи для ревизии, очистки и ремонта.

Склады топлива служат для создания запаса топлива на случай прекращения его доставки. Склад выполняет также роль буферной емкости, позволяющей сглаживать неравномерность доставки топлива. Склад, организуемый для планового и долговременного хранения топлива в целях обеспечения электростанции топливом при длительных задержках в его доставке, называется резервным складом. Склад, организуемый для систематического выравнивания расхождения в количество прибывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункера котельной, называется расходным.

Котельный цех

Котельный цехсостоит из котла и вспомогательного оборудования. Устройства, предназначенные для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяемой при сжигании топлива, или теплоты, проводимой от посторонних источников, называются котельными агрегатами.

В состав котла входят: топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.

К вспомогательному оборудованию относят: тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, устройства топливоприготовления и топливоподачи, оборудование шлако- и золоудаления, трубопроводы воды, пара и топлива, дымовая труба.

Комплекс устройств, включающих в себя котельный агрегат и вспомогательное оборудование, называют котельной установкой.

На Ново-Иркутской ТЭЦ установлено 8 однобарабанных котлов с естественной циркуляцией. Котлы БКЗ-420-140 (№№1–4) и котлы БКЗ-500-140 (№№5–7) имеют П-образную компоновку, котел БКЗ-820-140 (№ 8) – Т-образную. Также его особенность состоит в том, что он имеет кольцевую топку. Этот котел меньше котлов БКЗ-420 и БКЗ-500, но пара производит за час больше. Требует меньше затрат при строительстве, более экологичен, температура горения топлива в нем на 100–200 градусов ниже, чем в обычных. На данный момент котел БКЗ-820, изготовленный АО СибЭнергоМаш, не только самый крупный, но и пока единственный в России барабанный котел с кольцевой топкой для сжигания бурых углей.

Для приготовления угольной пыли №№ 1–7 оборудованы четырьмя системами пылеприготовления с прямым вдуванием в топку. Система пылеприготовления включает в себя бункер сырого угля, питатель сырого угля, молотковую мельницу – для котлов №№ 1–4; мельницу вентилятор – для котлов №№ 5–8, кроме этого на котельных агрегатах №№ 1, 2 установлен вентилятор горячего дутья.

Барабанный котельный агрегат состоит из топочной камеры газоходов, барабана, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), воздухоподогревателя, соединительных трубопроводов и воздуховодов. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, включают в себя: водяной экономайзер, испарительные элементы, оборудованные в основном экранами топки и фестоном, и пароперегреватель. Испарительный поверхности подключены к барабану и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. В барабане происходит разделение воды и пара, кроме того, большой запас воды в нем повышает надежность работы котла.

Нижнюю трапециевидную часть топки котельного агрегата называют холодной воронкой – в ней охлаждается выпадающий из факела частично спекшийся зольный остаток, который в виде шлака проваливается в специальное приемной устройство. Газоход, в котором расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, называют конвективным, в нем теплота передается по воде и воздуху в основном конвекцией. Поверхности нагрева, встроенный в этот газоход и называемые хвостовыми, позволяют снизить температуру продуктов сгорания от 500 – 700 0 С после пароперегревателя почти до 100 0 С, т.е. полнее использовать теплоту сжигаемого топлива.

Топка и газоходы защищены от наружных теплопотерь обмуровкой – слоем огнеупорных и изоляционных материалов. С наружной стороны обмуровки стенки котла имеют газоплотную обшивку стальным листом в целях предотвращения присосов в топку избыточного воздуха и выбивания наружу запыленных горячих продуктов сгорания, содержащих токсичные компоненты.

В котельных агрегатах есть система золоулавливающих установок, электрофильтров для очищения дымовых газов.

На Ново-Иркутской ТЭЦ очистка дымовых газов осуществляется:

– на котлах №№ 1, 2 – шестью золоулавливающими установками МВ УО ОРГРЭС с трубами Вентури;

– на котлах №№ 3–6 – электрофильтрами по два на каждых котел;

– на котлах №№ 7, 8 – электрофильтрами, состоящими из 2-х корпусов.

Котельные агрегаты БКЗ-420 оборудованы мокрыми золоулавливающими установками (МЗУ). МЗУ состоит из мокрых золоуловителей с трубами Вентури.

Золоулавливающие установки предназначены для санитарной очистки дымовых газов пылеугольных котлов от золы с эффективностью 96–97,5 %. Золоулавливающие установки котла скомплектованы из шести ЗУ типа МВ, включенными параллельно по ходу дымовых газов и объединенных общей системой орошения, строительными конструкциями и контрольно-измерительными приборами.

Золоулавливающая установка представляет собой сочетание основных элементов трубы Вентури и центробежных скрубберов, последовательно соединенных по ходу очищаемых дымовых газов.

Газы с котлов №№ 1–4 подаются на дымовую трубу высотой 180 м и внутренним диаметром на выходе газа 6 м.

Также немаловажной остается система золошлакоудаления. Шлаки из-под котлов и зола из-под золоуловителей поступают в систему золошлакоудаления, состоящую из внутристанционного (до насосных станций) и внешнего (после насосных станций) золошлакоудаления.

Применяют гидравлический способ. Смесь золошлаковых материалов с водой называют золошлаковой пульпой, насосы для подачи золовой пульпы – шламовыми, а для подачи шлаковой (шлакозоловой) пульпы – багерными. Помещение для этих насосов называют багерной насосной.

Основные операции в системах гидрозолошлакоудаления: удаление шлака из-под котлов и его дробление; удаление золы из-под золоуловителей; перемещение золошлакового материала в пределах котельного отделения по каналам до багерной насосной с помощью струй воды, подаваемой на установленных в каналах побудительных сопл; перекачка золошлаковой пульпы багерными насосами по напорным пульпопроводам до золоотвала; намыв золошлакового материала в золоотвал; осветление воды в отстойном пруду; перекачка осветленной воды на ТЭЦ для повторного использования.

Описание основных составляющих котла:

Топка – элемент котельной установки, в котором происходит сгорание топлива; образование дымовых газов, передающих свое тепло воде, находящейся в подъемных трубах. При этом возникает процесс кипения с образованием пароводяной смеси. Котлы БКЗ-420, БКЗ-500 и БКЗ-800 имеют камерные топки: бурый уголь доводят до угольной пыли и при помощи воздуха вдувают в большую топочную камеру, где он горит налету в виде факела.

Пароперегреватель – предназначен для повышения температуры пара, поступающего из испарительной системы котла. Радиационно-конвективный, пароперегреватель состоит из радиационного и конвективного пароперегревателей. Радиационные пароперегреватели при высоких параметрах пара размещают в топочной камере. Конвективные пароперегреватели располагаются в начале конвективной шахты.

Пароохладители – регулирующие устройства, поддерживающие температуру пара на постоянном уровне.

Водяные экономайзеры – предназначены для подогрева питательной воды перед её поступлением в испарительную часть котлоагрегата за счет использования теплоты уходящих газов.

Тягодутьевые устройства. Для удаления из топки газообразных продуктов сгорания и обеспечения их прохождения через всю систему поверхностей нагрева котельного агрегата должна быть создана тяга. На НИ ТЭЦ используют схему с искусственной тягой, создаваемой дымососом, и принудительной подачи воздуха в топку дутьевым вентилятором. Дымовая труба ставится для вывода дымовых газов в более высокие слои атмосферы.

Дымосос – предназначен для создания разряжения в топке, организации движения дымовых газов по газоходам котла.

Дутьевой насос – подача воздуха в воздухоперегреватель.

Высота дымовых труб: 180м и 250м.

Турбинный цех

Назначение цеха – выработка электроэнергии, получаемой при расширении пара высокого давления в проточной части паровой турбины, а также отпуск тепла для теплоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. На НИ ТЭЦ электроэнергия вырабатывается электрогенераторами, приводимыми во вращение паровыми турбинами типа Т и ПТ. Всего на НИ ТЭЦ 5 паровых турбин.

Турбины типа Т являются теплофикационными с отопительным отбором пара. Турбины типа ПТ являются теплофикационными с производственным и отопительным отборами пара.

Первое числовое обозначение в виде дроби определяет мощности: над чертой – номинальная мощность, МВт, под чертой – максимальная мощность, МВт. Если первое числовое обозначение состоит из одного числа, то оно определяет номинальную мощность.

Второе числовое обозначение для турбины Т означает давление свежего пара, . Для турбин ПТ оно состоит из 2-х чисел: над чертой – давление свежего пара, под чертой – давление производственного отбора. Пример, ПТ-60-130/13 – теплофикационная турбина с производственным отбором пара номинальной мощностью 60 МВт, начальное давление пара 130 , давление отбираемого пара 13 .

Номинальная мощность турбин типов Т и ПТ – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при номинальных значения основных параметров.

Максимальная мощность теплофикационных турбин – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина должна длительно развивать при определенных соотношениях расходов отбираемого пара и давлений в отборах и противодавлений при номинальных значениях других основных параметров.

Химический цех

В качестве исходной воды для электростанций используется вода из водозабора иркутской ГЭС.

Добавочная вода, подаваемая в пароводяной цикл электростанций, должна быть освобождена от указанных примесей, оказывающих вредное влияние на внутрикотловые физико-химические процессы, качество вырабатываемого парогенераторами пара, состояние проточных частей паровых турбин и теплообменников.

Химический цех занимается очисткой исходной воды, для снижения износа оборудования.

В ведении цеха находятся:

· Оборудование химводоочистки

· Хозяйство химических реагентов

· Баковое хозяйство

· Блочная обессоливающая установка

· Оборудование и приборы химической Лаборатории и экспресс-лаборатории

· Оборудование по очистке и нейтрализации обмывочных, сбросных и сточных вод.

Назначение цеха – обеспечение качества технической воды, исходной воды, забираемой из водостоков, для подготовки растворов и использования их в системе очистки котлов и поверхностей нагрева, для обеспечения очистки сточных вод от взвешенных веществ и качества очистки стоков на выпусках в открытые водяные объекты.

5.Цех автоматики

Цех автоматики – осуществляет автоматический контроль и регистрацию параметров работы основного оборудования. Раньше на НИ ТЭЦ основными приборами контроля являлись потенциометры (с помощью диаграммной бумаги), но сейчас на теплоэлектроцентрали автоматизировано (оцифровано) регулирование всех основных параметров энергетического оборудования основных и вспомогательных технологических процессов и защита оборудования при аварийном отключении. Предусмотрены предупредительная и аварийная сигнализации при нарушении нормальной работы оборудования и хода технологических процессов.

6.Электрический цех

Назначение цеха - обеспечение электроснабжения основных и вспомогательных цехов и распределение электроэнергии между потребителями.

Основная деятельность цеха:

– Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов мощностью до 1200 МВт;

– Модернизация, реконструкция и ремонт турбогенераторов с полной или частичной перемоткой обмоток статора и ротора;

– Модернизация и ремонт с полной заменой обмоток статора и ротора гидрогенераторов;

– Тепловые и электрические испытания турбо и гидрогенераторов, синхронных компенсаторов, крупных электрических машин, а также сердечников трансформаторов всех мощностей и напряжений;

– Ремонт масляных и сухих трансформаторов всех типов

– Ремонт электролизерновых установок;

– Ремонт и поставка аккумуляторов кислотных в стационарном исполнении отечественного и импортного производства всех типов напряжением от 12 до 220В;

– Изготовление гильз роторного паза;

– Изготовление сегментов подбандажной изоляции;

– Изготовление токоведущих болтов со стеклянной изоляцией роторов турбогенераторов;

– Изготовление эжекторных клиньев статора;

– Изготовление новых и переизолировка старых контактных колец;

– Изготовление новых и перезаливка старых вкладышей масляных уплотнителей всех типов;

– Изготовление обмоток для сухих и масляных трансформаторов до 80000 кВА и напряжением до 110 кВ включительно;

– Изготовление обмоток ВН для сварочных трансформаторов;

– Изготовление комплектов ярмовой и уравнительной изоляции трансформаторов.

Цех принимает и временно хранит поступающие и отработанные люминесцентные лампы (трубчатые - типа ЛБ и для наружного освещения - типа ДРЛ).

Для водородного охлаждения генераторов в некоторых цехах устанавливают электролизеры.

Периодически цех проводит работы по проверке изоляции кабелей (подземных и наружных), их замене и ремонту.

Образование отходов в цехе обусловлено применением трансформаторных масел, аккумуляторов (с электролитами), люминесцентных ламп и повреждением кабелей. Основными отходами являются: отработанное трансформаторное масло, отработанные аккумуляторы и электролиты, обрезки кабеля, отработанные люминесцентные лампы, отработанные щелочные растворы из электролизеров.

Основной структурной единицей цеха является трансформаторная станция. На подстанции НИ ТЭЦ установлены линейные трансформаторы типа ТД, ТДЦ, ТМП, ТМ и др., а также масляные выключатели марок ВМТ, МГ, ВМП и др. Для заливки трансформаторов и выключателей используют масло марки ГК с присадкой ионола (2,6-дитретичный бутил).

Координация работы энергоблоков и управление оборудованием подстанции и линией электропередачи осуществляются с главного щита управления.

Список использованной литературы

1. Веников В.А., Путятин Е.В. «Введение в специальность»
2. Рыжкин В.Я. « Тепловые электрические станции»
3. Журнал «Ново-Ирктская ТЭЦ».1998г.
4. Интернет ресурс: www.irkutskenergo.ru

Первый энергоблок БелАЭС хотят запустить в 2019 году, второй — годом позже. TUT.BY побывал в залах, где находятся реактор и турбины.

Белорусская атомная электростанция, что возводится под Островцом в Гродненской области, будет состоять из двух независимых энергетических блоков.

Один энергоблок — это здание реактора, машинный зал и здания вспомогательных систем. К концу 2019 года электроэнергию с энергоблока № 1 уже хотят подать в сеть.

Энергоблок № 2 планируют запустить годом позже, в 2020-м. Журналистов пускают внутрь второго энергоблока, который готов меньше.

Попасть внутрь энергоблока можно на высоте в 26 метров. На строительном сленге — на «отметке плюс 26».

Татьяна Ильейть — лифтер, она возит сюда грузы и людей, «наверное, раз сто в день». За минуту успевает рассказать, что сама — местная жительница, из деревни под Островцом. Раньше работала на картонной фабрике, но вот уже три года — на БелАЭС.

На 26-метровой отметке, перед входом в здание реактора, транспортный портал. По нему в энергоблок подается оборудование больших размеров: реактор, парогенераторы. Сейчас весь крупногабарит уже здесь, наверху.

— Потом мы сюда будем подавать свежее топливо и отсюда же отводить отработанное, — рассказывает начальник реакторного цеха БелАЭС Александр Канюка .

— Почему нужно подавать все это именно на такой высоте?

— А это наиболее короткий путь до центрального зала, где выполняются основные транспортно-технологические операции.

В центральном реакторном зале — вентиляционные установки, системы безопасности, емкости с системами аварийного охлаждения, накрытые брезентом будущие бассейны для выдержки отработанного топлива.

Ниже уровня, на котором мы находимся, — корпус реактора. Его привезли с российского Ижорского завода.

Начальник реакторного цеха Александр Канюка перечисляет системы безопасности, которые расположены в защитной оболочке.

На первом энергоблоке — корпус реактора, привезенный из Волгодонска. Тот уже готов, сейчас проверяют системы его безопасности, он ждет контрольной сборки.

Когда в энергоблоки привезут ядерное топливо, многое изменится. Это будет зона контролируемого доступа с повышенным радиационным фоном.

— Здесь останутся только штатные приспособления. Будет нержавеющая облицовка — чтобы можно было надежно выполнить дезактивацию и поддерживать в норме радиоактивный фон, — рассказывает Александр Канюка. — Вход по специальному наряду. Везде развесят датчики контроля радиоактивности. Можно будет смотреть, как долго здесь можно находиться персоналу, чтобы дозовые нагрузки были в норме.

Еще одно важное место на атомной станции — турбинный цех. На отметку «плюс 16» турбинного цеха первого энергоблока поднимаемся по лестнице.

Турбоустановка первого энергоблока смонтирована примерно на 90%.

— На турбину будет подаваться пар из реакторного отделения. Пар приводит в движение ротор турбины. А ротор турбины соединен с ротором генератора. Именно на турбинной установке будет вырабатываться электроэнергия, — объясняет начальник смены турбинного цеха БелАЭС Евгений Абашев .

В этом, машинном, зале повышенного радиационного фона не будет.

— Здесь — второй контур. Тот пар, который пойдет из пароустановки на турбину, не будет соприкасаться с теплоносителями первого контура, которые циркулируют в реакторной установке, — добавляет начальник турбинного цеха.

Замминистра энергетики Михаил Михадюк уверен, что в 2019 году первый энергоблок БелАЭС начнут эксплуатировать.

Сейчас на станции работают над внутренним аварийным планом.

— В нем пропишут, как в нештатной ситуации должен действовать персонал, — говорит Михаил Михадюк.

Недавно, 23 марта, правительство утвердило внешний аварийный план . Он прописывает реакцию на радиационное загрязнение в случае запроектной аварии на БелАЭС. Впрочем, тут такое развитие событий считают почти нереальным.

Материал подготовлен в рамках пресс-тура, организованного Министерством энергетики Республики Беларусь и группой компаний «АСЭ».