Ответы ТЭОП

1
1.Основы технико-экономического анализа в энергетике.
1.1. Особенности оценки инвестиционных проектов в энергетике.
Реализация инвестиционных проектов определяется технологическими особенностями этих объектов и системной спецификой их работы в энергетической отрасли.
1.2.Комплексный подход к оценке эффективности инвестиционных проектов в энергетике.
Он включает в себя проектный анализ, который состоит из следующих разделов:
-технический анализ
-коммерческий анализ
-финансовый анализ
-организационный анализ
-экологический анализ
-социальный анализ
Задача технического анализа заключается в определении технической осуществимости проекта и его целесообразности. Он предполагает рассмотрение альтернативных вариантов. Финансовый анализ включает анализ инвестиционных затрат, анализ финансовой рентабельности, анализ возмещения затрат. Экологический анализ заключается в определении потенциального ущерба при реализации проекта и рассмотрение мероприятий, направленных на снижение этих последствий. Организационный анализ рассматривает рекомендации по административной, правовой и политической обстановке во время осуществления этого проекта. Социальный анализ-это определение приемлемости данного проекта для населения, проживающего в районе его реализации. Здесь рассматривается общественное мнение при осуществлении проекта, воздействие проекта на уровень занятости. Анализируются ресурсные потенциалы возможности региона, степень социальной нестабильности, банковское обслуживание и прочая инфраструктура региона при реализации проекта
1.3.Критерии финансовой эффективности инвестиционного проекта.
Анализ инвестиционной эффективности осуществляется с помощью 4 критериев:
1)13 QUOTE 1415
13 QUOTE 1415 , 13 QUOTE 1415
2)ИД=13 QUOTE 1415
3)ВНД: 13 QUOTE 1415
4)СО- определяется графически.
1. Интегральный эффект (ЧДД) равен разности между стоимостью потока будущих доходов R и стоимостью потока будущих затрат З на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта. Эинт - интегральный эффект или чистый дисконтированный доход, Кд - дисконтированные капиталовложения, Т - время окончания жизни проекта, Т' – время окончания строительства.
2. ИД – индекс доходности – отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений (руб/руб).
3. ВНД – норма дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна дисконтированным капиталовложениям.
Расчет интегрального эффекта дает ответ на вопрос, является ли эффективным проект при заданной нарме дисконта Е. ВНД сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на капитал. Если Евн
·Е, то проект эффективен и его реализация оправдана.
4. СО - срок окупаемости – временной интеграл от начала осуществления проекта, за пределами которого интегральный эффект становится положительным, т.е. первоначальное значение и текущие затраты покрываются доходами от реализации проекта.
1.4.Анализ чувствительности проекта.
Является обязательным пря финансово-экономическом анализе проекта и отражает влияние на эффективность проекта факторов, способных оказать на него наиболее ощутимое влияние:
- тарифы на электрическую и тепловую энергию
- стоимость топлива
- изменение капиталовложений
- продолжительность строительства
- уровень инфляции
1.5.Капиталовложения в энергетические объекты
Общие капиталовложения в строительство электростанций определяется:

а - коэффициент увеличения капиталовложений в поставку оборудования,
·К – капиталовложения в поставку оборудования для установки, Кбл – отношение капиталовложений, связанных с вводом энергетических блоков, к стоимости поставки для них оборудования, n – число блоков.
Капиталовложения в конденсационную турбину.

Кмт – материальная составляющая капиталовложений, учитывает массу цилиндров, узлов обще турбинного назначения, параметры острого пара.
Зn - заработная плата рабочих, занятых на изготовлении турбины.
Ккос – косвенные расходы, возможные при изготовлении турбины.
Куд – коэффициент удорожания.
Стоимость котельного агрегата

Косн – стоимость топки, испарительных поверхностей, экономайзера, барабана, пароперегревателей=
·ЦF, Ц – стоимость удельной поверхности, F-площадь поверхности.
13 QUOTE 1415,13 QUOTE 1415,13 QUOTE 1415, 13 QUOTE 1415, Ктр- стоимость трубопроводов, Ккип – стоимость контрольно измерительных приборов, Карм – стоимость арматуры.
13 QUOTE 1415,13 QUOTE 1415– стоимость монтажа, 13 QUOTE 1415– стоимость обмуровки и фундамента, 13 QUOTE 1415 - дополнительные расходы
13 QUOTE 1415– стоимость каркаса, С – удельный вес.
Капиталовложения в основное оборудование ТЭС

Косн включает в себя стоимость дымовых труб, электротехническую часть, хим. водоочистку, трубы за пределами котельного цеха, тяго-дутьевые установки, Определяется долей от Кктд
13 QUOTE 1415
Капиталовложения во вспомогательное оборудование.
Вспомогательное оборудование – это регенеративные подогреватели, деаэраторы, конденсаторы, насосы и т.д.
Капиталовложения в ГТУ

а - коэффициенты, N – номинальная мощность установки, t – температура газов перед турбиной, G – расход воздуха в компрессоре,
·к – степень повышения давления в компрессоре. а0 =4,386*10^(-6), а1 = -0.872, а2 = 3.287, а3 = 1.701, а4 = -0.146
Капиталовложения в разветвленную тепловую сеть
13 QUOTE 1415, a, b – коэффициенты, зависящие от способа монтажа сетей, М – коэффициент, зависящий от местных условий. В практике технико-экономических расчетов, когда искомый параметр вызывает изменение капиталовложений. В этом случае пользуются аппроксимационной зависимостью:

Ко – капиталовложения в базовый вариант, Кх – в измененный, Хо – параметр в базовом варианте, Хх – в измененном варианте, m – показатель степени, который зависит от типа исследуемого элемента.
Основы оптимизации энергетических установок
Оптимизация – это определение наилучших решений в соответствующих условиях. Задача оптимизации – достижение высоких технико-экономических показателей , обеспечивающих максимум суммарного эффекта, минимум затрат.
Различают следующие виды оптимизации:
- термодинамическая – достижение минимума расхода теплоты топлива на единицу выработанной электроэнергии.
- техникоэкономическая – обеспечиваем максимум системного эффекта, минимум затрат.
Объекты оптимизации:
- параметры рабочего тела,
- температурные напоры в поверхностях нагрева,
- размеры поверхностей нагрева,
- скорость рабочего тела,
- гидравлические сопротивления,
- соотношения между расходами рабочих тел,
При оптимизации паротурбинных блоков определяют:
- оптимальные значения начальных параметров, параметров в промперегреве, в конденсаторе, число ступеней подогрева питательной воды, Главная особенность параметров бинарных ПГУ – жесткая взаимосвязь газовой и паровой частей.
В практике оптимизации распространение получили аналитичекие методы, основанные на установлении зависимости критериев оптимума от исходных параметров. Это дает возможность выявить наиболее существенные фарторы. В качестве критериев оптимизации используются: внутренный относительный кпд установки, коэффициент термической эффективности, минимум затрат, максимум эффекта. Оптимальные значения:


Лекция №2
2.Перспективные технологии в энергетике.
ПГУ
1)с впрыском пара










При впрыске пара в камеру сгорания повышается объем рабочего тела, что позволяет получить дополнительную электрическую мощность газовой турбины. Недостаток – повышение выбросов оксидов азота и образование азотной кислоты на выхлопе ГТУ, что приводит к необходимости применять более прочный материал лопаток.
2)утилизационные (бинарные).
В каждом контуре есть экономайзер, испаритель, пароперегреватель. Переход к 2- и 3-контурным установкам обусловлен тем, что теплота уходящих газов после газовой турбины с избытком перекрывает теплоту, необходимую для нагрева питательной воды в котле-утилизаторе. Поэтому для улучшения теплосъема применяют многоконтурные установки. Увеличение числа контуров более 3 не целесообразно, т.к. выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений.
3х-контурные ПГУ делаются обычно с промперегревом пара. Конструкции газовой турбины и паровой турбины в составе бинарных ПГУ делают одновальными. В таком виде ПГУ более компактна, но менее маневренна.



3)реконструкция существующих ПГУ по парогазовому варианту.
КПД =45-46%. Ограничение – скорость по поверхностям нагрева и ухудшение процесса горения твердого топлива




4)с использованием турбинного экономайзера.
Байпасируются подогреватели высокого и низкого давления. Здесь весь нагрев осуществляется в котельном агрегате.





5)с газоводяными подогревателями
В таких схемах происходит увеличение располагаемого теплоперепада в турбине за счет вытеснения регенеративных отборов. Недостатком является то, что необходимо модернизировать паровую турбину, т.к. при этом увеличивается объем рабочего тела, следовательно, увеличивается мощность паровой турбины на 30-50%. Соответственно меняется цнд, конденсатор и генератор.



6)энергоблоки на суперсверхкретических параметрах
Ро=30МПа, to=580/580-650/650°С




параметры

to/tпп
580/580
580/600
600/600


·,%
44,94
45,11
45,33

Лопаточный аппарат этих турбоагрегатов изготовляется с содержанием хрома до 12%, дополнительно легируется ниобием и вольфрамом. Содержание молибдена и углерода снижается в 2 раза.
7)котлы с циркулирующим кипящим слоем.


топ

воздух
Традиционно в пылеугольных котлах используется факельный метод сжигания, при котором в топку подается смесь воздуха и пыли. Более эффективно использовать котлы с циркулирующим кипящим слоем. Предварительно разогретое топливо подается на колосниковые решетки, снизу в определенном соотношении подается воздух. Первоначально обеспечивается эффективное сжигание топлива, располагаемого на решетке – слоевое сжигание топлива. Потом повышают подачу горячего воздуха, толщина слоя увеличивается, и сгоревшие продукты сгорания идут в конвективную шахту, несгоревшие – оседают в циклоне и направляются на повторное сжигание.
8)с газификацией твердого топлива.
Использование технологий газификации твердого топлива в сочетании с традиционными парогазовыми технологиями усложняет состав оборудования на станции, превращая его в энерготехническое предприятие. Кроме традиционных продуктов (тепло и электроэнергия) такое предприятие может выдавать побочные продукты (синтезгаз, метанол, печное топливо)
1 1-подготовка угля, 2-
2 3 газификация, 3-охлаждение
1 4 газа с выделением
5 конденсата, 4-очистка от
механических примесей, 5-
получение очищенного газа
(сероочистка)

К-У
Уголь проходит следующие стадии: дробление, сушка, размол, затем попадает в реактор, где происходит его газификация. Затем мелкодисперсная пыль попадает в циклон и отправляется обратно в реактор. Очищенные продукты газификации проходят адсорбцию (пиролиз) и десорбцию, разделение на тяжелые и легкие смолы регулируется в теплообменниках (основа для угольных брикетов). Очищенный газ поступает в систему сероочистки и в камеру сгорания парогазовой установки.
Мощность современных зарубежных парогазовых установок до 500МВт, КПД=43-45%
Лекция №3
3.Состав проектной документации для проектирования ТЭС.
Процесс создания ТЭС состоит из следующих периодов:
-проектный
-строительно-монтажный
-освоение проектной мощности
Длительность каждого периода определяет длительность создания ТЭС.
Проектному периоду предшествует предпроектный:
-изучение вариантов площадок для ТЭС
-проведение топографических снимков, геодезических изысканий, оценки водоисточников.
Особое значение уделяется земельному вопросу. Ее стоимость может оказать решающее значение при выборе площадки для ТЭС.
На основе проделанной работы составляется обосновывающий материал, на основании которого принимается решение о начале проектирования.
Сроки проведения предпроектных мероприятий для КЭС 4000 МВт(8х500)
Этап
Номенклатура работ
Время выполнения

Подготовка к проектированию
Подготовка решений о проектировании в органах исполнительной власти, открытие финансирования
2-3 мес

Подготовка обосновывающего материала
Подготовка материалов для выбора площадок, согласование с заинтересованными предпринимателями, проведение полевых инженерных работ
12 мес

Экспертиза обосновывающего материала
Рассмотрение, экспертиза и утверждение обосновывающего материала
4 мес

Задание на проект
Разработка и утверждение задания на проектирование, оформление договора на разработку проекта
4 мес

Итого
22-23 мес

Проектный период
Начинается с утверждения задания на проектирование и проведение проектных и изыскательских работ. Разработка проектной документации включает в себя:
1)разработка технического проекта. Он включает проект организации строительства (ПОС) и сводный сметно-финансовый расчет.
2)разработка рабочих чертежей.
Технический проект должен включать в себя пояснительную записку с чертежами описанием исходных данных, сведения об источнике топливоснабжения, решения по генеральному плану, компоновочные решения по главному корпусу и другим объектам. К пояснительной записке прилагаются чертежи генерального и ситуационного планов, планы и разрезы главного корпуса, основные решения для трасс всех сетей. Особое внимание уделяется заглавному листу проекта и заглавным листам всех основных узлов. На них указываются все чертежи, относящиеся к данному узлу, и перечень нормативно – технической документации, которая использовалась при разработке данного узла (СНиП, СН, ППБ, ПТБ). Строительные решения приводятся в виде кратких описаний. Для уменьшения объема выпускаемой проектно-сметной документации в записку не включаются расчеты на прочность конструкций зданий, трубопроводов, оборудования. Они хранятся в проектной организации. Сводный сметно-финансовый расчет включает в себя:
Подготовка территории строительства
Основные объемы строительства
Объекты подсобного и обслуживающего назначения
Объекты энергетического хозяйства
Объекты транспортного хозяйства
Озеленение и благоустройство территории
Временные здания и сооружения
Содержание дирекции строящейся станции и технический надзор.
Период создания ТЭС занимает значительное время и зависит от типа станции и ее мощности. Угольные ТЭС при оборотном водоснабжении включает следующие этапы:
-первая очередь 2000 МВт – 24 мес.
-вторая очередь 2000 МВт – 18 мес.
При понижении мощности до 970 МВт – 11 мес.
Экспертиза проекта.
При строительстве новой ТЭС экспертизу проекта, включающая проектные чертежи, проводит независимая проектная организация. Выбор ее осуществляется на основе тендера. Ответственность за принятые проектные решения вместе с генеральными проектировщиками несут и независимые эксперты. Ответственность вплоть до уголовной.
При расширении существующей ТЭС экспертизу чертежей выполняет персонал существующей станции. Каждый цех ТЭС проводит экспертизу своей группы чертежей с учетом следующих факторов:
-соблюдение правил ПТЭ, ППБ, ПТБ, и т.д.
-выполнение правил промышленной санитарии
-обеспечение экологических требований
-правил безопасной эксплуатации и оснащения цехов грузоподъемными механизмами.
По результатам проверки рабочих чертежей каждым цехом электростанции, главный инженер станции принимает решение о выдаче чертежей в производство.
4.Генеральный и ситуационный планы
Основные сооружения ТЭС в зависимости от местных условий, особенностей технологического процесса размещаются в отдельных зонах. На территории промышленной площадки ТЭС находится следующее:
-главный корпус с дымовыми трубами
-цех топливоподачи
-склады топлива
-открытые распределительные устройства с линиями электропередач
-цех водоподготовки
-мастерские
-площадка для хранения вспомогательного оборудования и материалов
-градирни
-подъездные пути
-административный корпус
-столовая
Взаимное расположение объектов ТЭС в пределах основной площадки – генеральный план станции. Расположение объектов ТЭС по отношению к близлежащим населенным пунктам, дорогам и источникам водоснабжения – ситуационный план станции.


·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
1-главный корпус, 2-ОРУ, 3-строительная база, 4-река, 5-автодорога, 6-железная дорога, 7-жилой массив, 8-береговая насосная
13 5 12 4
9
8
1 2 11
7 3
6 10
1-объединенный административный корпус и котельный цех, 2-турбинный цех, 3-ОРУ, 4-дымовые трубы, 5-цех водоподготовки, 6-градирни, 7-мазутоочистка, 8-проходная, 9-мазутохранилище, 10-шламоотвал, 11-площадка расширения строительства, 12-ГРП, 13-открытый склад и площадка для хранения материала и оборудования.
Основные требования к генеральному плану:
Размеры территории должны удовлетворять минимальным разрывам между зданиями и сооружениями. При разработке генерального плана надо учитывать возможность расширения ТЭС. Место расположения ОРУ надо согласовать с розой ветров и возможностью попадания воды на ЛЭП. Склады топлива целесообразно размещать вне основной площадки ТЭС. Емкость мазутохранилища для станции, у которой мазут – основное топливо – 15-тисуточный запас. Баки запасов мазута сооружаются с емкостью 30-50 тыс.т. необходимо предусматривать наличие размораживающих устройств при подаче твердого и жидкого топлива. Под строительство ТЭС отводится большое количество земель. Для ТЭС 1000 МВт-250га, для КЭС 4000МВт-5500га.
Лекция №4
4.1.Компоновка генерального плана КЭС
Основное требование – приближение главного корпуса к источнику водоснабжения и снижение нулевой отметки главного корпуса для сокращения длины циркуляционных водопроводов, следовательно, снижение электроэнергии на техническое водоснабжение.
Объединенный вспомогательный корпус (ОВК) и прочие производственные здания располагаются со стороны постоянного торца для сокращения длины инженерно – технических коммуникаций.
Существует 3 варианта размещения ОРУ на КЭС.
1 1

·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
· 6
1–склад топлива (угольный)
4 2–объединенный вспомогательный корпус
3-главный корпус
4-мазутомасляное хозяйство
2 3 5-насосная станция
6-ОРУ
5 7-водохранилище

7
1 вариант: ОРУ расположены между главным корпусом и водохранилищем. Данная компоновка целесообразна для электростанций, имеющих незначительные уклоны. Здесь удаление главного корпуса от водохранилища не приводит к значительному повышению электроэнергии на циркуляционное водоснабжение, при наличии водоподводящего канала между главным корпусом и ОРУ.
2 вариант: ОРУ размещаются со стороны постоянного торца главного корпуса. Здесь расстояние от водохранилища до водохранилища может быть сокращено до 60 м. такая компоновка целесообразна, если рельеф имеет значительный уклон к водохранилищу. В этом случае увеличиваются расходы на перемычки между главным корпусом и ОРУ, но снижаются затраты на циркуляционные трубопроводы и эксплуатационные затраты на перекачку циркуляционной воды.
3 вариант: ОРУ размещены за угольным складом. Такой вариант целесообразен, если имеется сильно выраженный непостоянный рельеф местности и главный корпус лучше размещать ближе к водохранилищу. В этом варианте удлиняются связи между щитом управления главного корпуса и ОРУ, следовательно, удорожание и неудобство обслуживания ОРУ.
4.2.Компоновка генерального плана ТЭЦ.
Как правило, ТЭЦ размещаются вблизи промышленного предприятия, или части города для решения вопроса теплоснабжения. Здесь основной задачей является наиболее экономичное размещение ЛЭП и тепловых сетей. При решении вопроса застройки площадки ТЭЦ необходимо предусматривать максимальное кооперирование с близлежащими предприятиями по железнодорожному транспорту, автодорогам, питьевому водоснабжению, очистным сооружениям.
17 13
16

·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
· 6


9
1-главный корпус, 2-дымовые трубы, 3-пиковая котельная, 4-ГРП, 5-трансформаторы, 6-ОРУ, 7-циркуляционная насосная, 8-флотаторы, 9-градирни, 10-склад хим.реагентов, 11-цех ХВО, 12-открытый склад, 13-закрытый склад, 14-проходная, 15-стоянка автомобилей, 16-пожарное депо, 17-мазутное хозяйство.
4.3.Компоновка генерального плана парогазовой ТЭС
7 8



6 3 2 1 6




4 5

1-корпус газотурбинных установок, 2-котел-утилизатор, 3-корпус паровых турбин, 4-цех водоподготовки, 5-здание блока-щита управления, 6-ОРУ, 7-здание насосной, 8-мастерские и склады.
4.4.Компоновки главных корпусов ТЭС
При проектировании главного корпуса учитываются следующие требования:
1)обеспечение минимальных площадей застройки и строительного объема зданий
2)модульная разбивка высот этажей, шагов пролетов, с целью унификации конструкций
3)установка тяжелого оборудования на 1-м этаже
4)группировка всей коммуникаций, позволяющая пропускать их через специальный проем
5)соблюдение приемлемого температурного режима для персонала главного корпуса и соблюдение правил пожарной безопасности
6)предусмотреть возможность расширения главного корпуса
4.5.Компоновка пылеугольных ТЭС

МЗ ДО КО БО МЗ ДО БО КО







а) б)

МЗ ДО и БО КО МЗ ДО КО ЦПЗ






в) г)

а) с раздельным бункерным и деаэраторным отделениями,
б) со сдвоенным бункерно-деаэраторным отделением,
в) с совмещенным бункерно-деаэраторным отделением,
г) с центральным пылезаводом (более дорогой).
4.6.Компоновка вспомогательных объектов ТЭС
Дымовые трубы сооружаются на электростанциях следующих высот:
80м, 100м, 120м, 150м, 180м, 200м, 250м, 320м
150,0 250,0





0,00
-40,0

а)толщина стенок: - вверху 160-200мм
- внизу 800-1000мм
Для защиты стенок труды от температурного и химического воздействия изнутри трубы футеруются кислоупорным кирпичом. Внутренняя часть трубы заполняется теплоизолирующим материалом или вентилируется.
б)многоствольная труба выше 200 м. В них устанавливается лифт, площадки для осмотра. Пространство между трубами вентилируется. Изнутри трубы покрываются металлом, не подвергающимся коррозии.











Лекция №5
5.Основы организации строительства ТЭС
5.1.Общие вопросы
В условиях рыночной экономики организация строительства новой ТЭС может использовать отдельные методы отечественного энергостроительства. Эти методы рассматриваются в данном разделе.
Для организации строительства крупной ТЭС составляется проект организации строительства (ПОС). строительство ТЭС представляет собой комплекс взаимосвязанных строительных работ, поставки оборудования, его монтажа и наладки. Для общего контроля и оценки хода работ необходимо применять сетевые модели.








Здесь Тстр – срок строительства до ввода в эксплуатацию, Тподг – подготовительный период организации строительства ТЭС (6-12 мес), Тгк – срок ввода главного корпуса с первым энергоблоком (главный период), n – число энергоблоков,
· – шаг энергоблока,b – время освоения последнего энергоблока.
За 3 года до начала строительства утверждается технико-экономическое обоснование, за 2 – выбор площадки.
В условиях рыночной экономики генеральная подрядная организация выбирается на условиях конкурса. Заказчик строительства к моменту начала подготовительных работ должен обеспечить:
-отвод земли (покупка)
-снос сооружений, находящихся на площадке
-географические показатели мест присоединения автодорог, железных дорог, водоисточников,
-предоставить данные инженерных изысканий по качеству грунтов, залеганию грунтовых вод,
-выдать необходимые рабочие чертежи.
5.2.Организация дирекции строящейся ТЭС
Функции дирекции:
-выполнение по договору проектной документации в специализированной организации
-открытие финансирования проектирования и строительства на основе сметно-финансового расчета (СФР)
-своевременная выдача рабочей документации генеральному подрядчику
-осуществление технического надзора за строительными и монтажными работами
5.3.Создание базы строительства ТЭС
В состав базы строительства ТЭС обычно входят:
-автомобильные и железные дороги
-система временного электро- и теплоснабжения
-хозяйственно-питьевое водоснабжение
-создание комплекса административных и бытовых помещений
-создание комплекса складов и площадок открытого хранения строительных конструкций, оборудования, материала,
-создание комплекса мастерских по монтажу тепломеханического оборудования, электрической части, кип и автоматики, теплоизоляции, обмуровки,

ж/д 1-производство сборки оборудования
2-мастерские
3-склады





Строительная база (10-70га)
5.4.Основные вопросы технического надзора при создании ТЭС
Технический надзор осуществляют специалисты дирекции строящейся ТЭС или действующей электростанции. Основные нормативные документы для проведения надзора:
Рабочие чертежи, особенно заглавный лист
Непосредственно нормативные документы (СНиП, СН, )
Заводские документы на оборудование и специальные указания
Проверка по документам состояния опорных поверхностей, фундамента.
Лекция №6
6.Монтаж тепломеханического оборудования ТЭС
6.1.Организация и технология монтажных работ
Монтажная организация выбирается по условиям конкурса и заключает договор с генеральным заказчиком. Монтажные работы организуются на объекте после проверки ряда необходимых условий:
-выдана документация на монтажные работы
-подготовлены площадки для проведения укрупненной сборки и складирования оборудования
-обеспечено наличие электроснабжения, подачи сжатого воздуха и составляющих для газовой сварки (ацетилен, кислород)
-обеспечена температура больше 5 °С в закрытых помещениях в зимний период
-обеспечены санитарно-бытовые условия для монтажников и требования ПТБ и ППБ
-графики поставки оборудования с заводов.
Алгоритм создания энергообъекта


1-монтажная деталь (не более 0,1т)
2-монтажный узел (0,1-2,0т)
3-монтажный блок (10-50т)
4-готовый объект (более 50т)
Заводы-изготовители отправляют оборудование по техническим условиям в основе своей на уровне 2 или 3. Таким образом, в процессе укрупнительной сборки создаются условия для экономии рабочей силы и повышения качества монтажных работ, особенно сварки.
6.1.2.Грузоподъемные механизмы и средства малой механизации.

3 2
4
1
1-подкранная балка с брус-рельсом, 2-мост крана, 3-грузовая тележка, 4-кабина крановщика.
3 2
4


1 1
1-наземные рельсовые пути, 2-мост крана, 3- грузовая тележка, 4- кабина машиниста
котел полукозловой кран

в/п

Достаточно широко при монтаже используются башенные строительные краны. Один из основных элементов грузоподъемных работ при монтаже – лебедки с полиспастами и различными блочками.
В качестве транспортных средств при монтаже используется в первую очередь железнодорожные и автотранспортные платформы.
6.1.3.Сварочные работы при монтаже.
Служба сварки создается из следующих участков:
-участок сварки (мастер, сварщики различной квалификации)
-участок термической обработки и подогрева сварных стыков (мастер, слесари-термисты)
-участок контроля качества сварочных работ (мастер, дефектоскописты, )
6.1.4.Объемы и сроки монтажных работ.
Монтаж котельного агрегата характеризуется необходимостью переработки значительного количества (по весу) металла:
Теплопроизводительность, т/ч масса, т срок монтажа, мес.
2500 10000 14
1000 5000 10
400 1000 6
Монтаж турбин – это самая сложная и квалифицированная профессия на ТЭС. Бригадир монтажников-турбинистов – ведущий специалист.
Примерные сроки монтажа:
Мощность, МВт срок монтажа, мес.
800 12,8
300 7,0
100 5,0
50 4,0
Общая численность монтажников - турбинистов
100МВт 210 рабочих + 11
200МВт 300 рабочих + 15
300МВт 370 рабочих + 19
Котлы, турбины и генераторы монтируются на ТЭС под техническим руководством шеф - инженера заводов-изготовителей.
Документация при монтаже оборудования:
-монтажный журнал – ведет прораб – руководитель работ, технический надзор, имеет право делать замечания, вплоть до останова работ при грубых нарушениях
-формуляр сборки агрегата, выдается заводом-изготовителем
-журнал шеф-инженера завода
-акты приемки отдельных узлов.
Лекция №7
6.2.Монтаж паровых котлов.
6.2.1.Общие вопросы монтажа паровых котлов.
Монтаж паровых котлов осуществляется по следующим составляющим котельного отделения ТЭС:
Котлоагрегат
Пылеприготовление
Тягодутьевая установка (дымосос, дымовентилятор, воздухоподогреватель)
Система газоочистки при сжигании твердого топлива
Система золошлакоудаления
Обмуровка и тепловая изоляция.
На этих участках организуются специальные бригады под руководством подрядов или мастеров. Главный организующий документ монтажа парового котла – график работ (линейный или сетевой).
Монтаж паровых котлов с точки зрения конструкции главного корпуса может осуществляться в полностью закрытом котельном отделении или при открытой крыше и частичном заполнении стен. Во втором варианте появляется возможность использования современных мощных грузоподъемных механизмов. В закрытых помещениях монтаж паровых котлов может проводиться только при наличии 1 или 2 мостовых кранов. В некоторых случаях на время монтажа монтируются мостовые краны большой грузоподъемности.
6.2.2.Монтаж каркаса паровых котлов.
Вес каркаса парового котла составляет 25-35% от общего веса котла.
4

2
3


1
1-колонна (основной несущий элемент), 2-ферма (сложная сварная конструкция), 3-стойки (распределяют нагрузку), 4-потолочные балки (хребтовые балки).

Колонна изготавливается из швеллеров, соединенных накладками из листа и т.д. Ферма несет значительную нагрузку, изготавливается из швеллеров и уголков. Материал элементов котла – сталь ст.3. нагрев элементов более 100-150°С недопустим.
Элементы каркаса монтажная организация принимает от заказчика строительства по упаковочным ведомостям и рабочим чертежам. Не допускается применение уголков и швеллеров без проверки металла.
Каркас укрупняется на открытых сборочных площадках в соответствии с проектом производства работ.
4 5
3
1 2

1-сборная площадка с твердым покрытием, 2-бетонные переносные тумбы, 3-элементы каркаса, 4-гак козлового крана, 5-кондуктор (направляющие).
Для обеспечения соосности линейных деталей при укрупнительной сборке применяется гидроуровень и струна. Готовый каркас котла сдается под монтаж собственно котла с участием заказчика и шефа-инженена завода.
6.2.3. Монтаж поверхностей нагрева.
Трубная часть котла составляет около 40% общего веса котла. Основной сортамент труб поверхностей нагрева котлов составляет:
-трубы для экономайзеров, конвективных и радиационных пароперегревателей с наружным диаметром 28, 32 и 38 мм из сталей аустенитного класса
-трубы для экранов, диаметр 60 мм из стали ст.20 (до 450°С)
-трубы водоопускные из барабанов котлов к нижним коллекторам, диаметр 133 и 159 мм.
-труды для сборки трубчатого воздухоподогревателя, диаметр 50 мм.
Элементы трубных систем укрепляются на открытой сборочной площадке подобно схеме сборки каркаса. Элементы трубной системы проверяются продувкой воздухом и шаром до и после сборки блоков. Соосность обеспечивается применением гидроуровней, струн, Подготовленные к отправке блоки помечаются краской в каждой трубе, подтверждают чистоту и глушат специальными колпачками или пробками. Для недостаточно жестких блоков применяются монтажные рамы и кассеты для перевозки и установки в проектном положении.
2 3
1




1-ж/д платформа, 2-монтажный блок, 3-турникет, обеспечивающий подвижность груза.
Подъем монтажного блока и установка в проектное положение в условиях монтируемого котла, является наиболее сложной операцией. При наличии мостового крана необходима вторая лебедка с полиспастом грузоподъемности на уровне веса блока, а также дополнительная лебедка для оттяжки при переходе блока в вертикальное положение. Для сложных конструкций блоков применяется система подвески в трех точках с использованием роликов, что позволяет более плавно переводить блок из горизонтального положения в вертикальное.
Лекция №8
6.2.4.Особенности монтажа поверхностей нагрева газоплотных котлов.
При сборке панелей котлов из заводских блоков необходимо обеспечить заданную ширину общей стенки топки котла. При наличии высоких зазоров соединение соседних мембран проводится либо по варианту А, с применением медной полосы, или по варианту Б, с приваркой с внутренней стороны полосы из стали ХМФ, а зазор со стороны топки заполняется раствором из порошка карборунда (огнестойкий при 1500°С)
На колонне каркаса краской наносится ось нижних коллекторов экранов котла. Эта отметка соответствует только положению коллектора экрана, незаполненного водой.
6.2.5.Монтаж барабанов котлов.
Барабаны современных котлов с параметрами 100 атм. и выше изготавливаются путем вальцовки обечаек или полуобечаек из листовой стали марок 22К и 16ГНМА. Днище барабана изготавливается штамповкой из того же листа. Толщина стенки барабанов котлов составляет 60-115 мм. Для котлов производительностью 400-500т/ч барабан по длине составляет 28м, внутренний диаметр 1600мм, стенка барабана 115мм, общий вес барабана более 100т.
Барабан, полученный с завода, разгружается на шпальную выкладку так, чтобы места опирания соответствовали проектным опорам барабана. Это обеспечит доступ для осмотра сварных стыков и др. при подготовке к монтажу барабана на открытой площадке производится:
-расконсервация от смазки и т.д.
-вскрытие люков и разборка сепарации с ее маркировкой и отправкой на склад. Разборка сепарации необходима для инспекторского осмотра и проведения кислотной промывки
-проводятся измерения габаритов, расстояний между штуцерами и т.д.
-ведется первоначальная проверка заводской сварки, состояния «очков» для будущих штуцеров. Эксплуатационную проверки у этот период можно провести только с учетом.
-погрузка барабана котла, перевозка в котельное отделение и подъем барабана – самая сложная операция по монтажу. Перевозка в котельное отделение осуществляется только по железной дороге с использованием нескольких платформ, турникетов и т.д. Подъем барабана обычно осуществляется мостовым краном и лебедкой с полиспастом. Обычно мостовой кран обеспечивает 50%-ную грузоподъемность.
После установки барабана делается проверка его положения по отношению к проекту. Допуски и отклонения не должны превышать 5-10мм.
Лекция №9
6.4.Монтаж паровых турбин.
6.4.1.Общие вопросы организации и технологии монтажа паровых турбин.
Основные условия начала монтажных работ в машинном зале являются:
Зависимость строительных работ по главному корпусу и обеспечение положительных температур на уровне конденсатора
Готовность мостового крана
Наличие временных сетей электроснабжения, освещения, сжатого воздуха, кислорода, ацетилена,
Наличие в полном объеме документации на монтаж турбин и вспомогательного оборудования
Наличие на складе заказчика в полном объеме необходимого оборудования или графика поставки его на площадку ТЭС
Наличие договора у заказчика с турбинным заводом на осуществление монтажа
Наличие бытовых помещений, средств пожаротушения и т.д.
Организуются бригады (участки) для монтажа:
Монтаж турбины генератора
Монтаж маслосистемы турбины
Монтаж вращающегося вспомогательного оборудования
Монтаж подогревателей, деаэраторов,
Монтаж трубопроводов
Монтаж системы технического водоснабжения
Общее руководство монтажей возглавляет прораб
Паровые турбины в России и на Украине выпускают заводы:
ЛМЗ - ленинградский металлический
ХТГЗ – харьковский турбо - генераторный
УТМЗ – уральский турбо - моторный
КТЗ – калужский турбинный
Все паровые турбины, выпускаемые этими заводами, проходят на заводе контрольную сборку и обкатку на специальном стенде паром среднего давления до уровня холостого хода.


1
2 8
3 7
4 5 6

Ось турбины при монтаже обозначается струной из проволоки 0,4-0,5мм, натянутой подвеской грузов 15-20кг.
Для измерения уклонов используют высокоточный прибор – геологоразведка.
Результат контрольной сборки на заводе – изготовителе заносят в формуляр турбины. Минимальный входной зазор в регулирующей ступени всех турбин 0,9-1,0мм
6.4.2.Фундамент паровых турбин.








Р-ригель, Б-балка, С-стойки.


Б Р С




Элементы современных фундаментов кроме опорной плиты изготавливаются на заводах стройиндустрии. Сборка фундамента ведется с применением приборов для определения вертикальности и горизонтальности, выпускная арматура присоединяется к опорной плите путем сварки по специальной технологии. В проектах подобных фундаментов частота собственных колебаний всех элементов находится значительно выше частоты вынужденных колебаний работающего агрегата (50, 25, 100 Гц).
6.4.3.Монтаж конденсаторов.
Конденсаторы турбин до 100 МВт поставляются с собранным корпусом без латунных трубок, при большей мощности – по частям и проводится укрупнительная сборка в маш. зале, непосредственно на фундаменте турбины.

конденсатор
фундамент


Латунные трубки конденсаторов Л68, обычно с диаметром 22х24, заводом поставляются в упаковке и хранятся при положительной температуре в закрытых помещениях. Попадание влаги на трубы и нахождение их при отрицательных температурах приводит к массовому трещинообразованию. Трубки обязательно проверяются на отсутствие трещин аммиачной пробой (пары).
Для проведения вальцовочных работ «очки» трубных досок зачищаются электрической машинкой с круговым вращением. После установки трубок развальцовка должна делаться менее 6 часов после набора трубок. Вальцовка ведется механическим вальцовщиком, основные элементы которого – конусные ролики.
Гидроиспытание собранного конденсатора осуществляется наливом воды в паровое пространство конденсатора. Но при этом необходимо зафиксировать пружинные опоры. После проверки плотности трубок и мест развальцовки в трубных досках, трубные доски со стороны циркуляционной воды очищаются пескоструйными устройствами с покрытием специальной мастикой (с добавлением резиновой пыли), покрывается вручную кистями 2 раза для дополнительного уплотнения мест выхода труб и понижения вероятности коррозии.
ТД выхлопной патрубок
сварка
Т конденсатор
мастика





Лекция №10
6.4.4.Современные методы монтажа паровых турбин.







Установка цилиндров турбины с «взвешиванием» на динамометрах с поправкой к формуляру на ±0,5т с контролем уклона, позволяет при монтаже существенно приблизиться к образцу, приведенному в формуляре заводской сборки.
ОС
ЦИ ЦИ Д



ОС - оптическая система, ЦИ – центроискатель.
Оптическая система при монтаже используется в следующих целях:
Выверка положения цилиндра турбины к проектной оси по расточкам уплотнений.
Выверка и установка на линию оси цилиндра диафрагм
Проверка уклонов взамен уровнемера геологоразведка или дополнительно
6.4.5.Монтаж фундаментных плит турбин
фп
пп
об
зп
ф
домкрат
фп – фундаментная плита, зд – закладная деталь, об – опорный брус, пп – постоянная прокладка, ф – фундамент.
При шабровке по контрольной плите или поверхности достаточное прилегание достигается на квадрате 25х25мм появлением 1-2 пятна. После пригонки всех плоскостей прилегания шабровкой, проверяются пластинчатым щупом 0,05мм и места соприкосновения фиксируются сваркой. Фп – фундаментная плита
Б - бонка
Вк – встречные клинья

П - прокладка

фундамент
Монтаж фундаментных плит на встречных клиньях, пригнанных на заводе, позволяет избежать значительного объема ручных работ слесарей.
6.4.6.Технологический алгоритм монтажа турбин.
Технологическая последовательность монтажа паровых турбин:
Приемка фундамента по габаритам, качеству бетона, качеству подливки закладных деталей и т.д.
Проверка и пригонка (шабровка) контактных поверхностей фундаментных плит и стоек подшипников.
Установка по данным формуляров фундаментных плит цилиндров турбин с применением под фундаментными плитами клиновых домкратов. На турбину малой мощности - установочные болты.
Полная предварительная сборка турбины для обеспечения полной нагрузки на динамометры.
Центровка проточной части цилиндров и роторов для окончательной сборки турбины.
Установка фундаментных плит на постоянные прокладки или встречные клинья.
Подливка фундаментных плит бетоном с мелкой фракцией щебня (10-15мм) на 2/3 высоты фундаментной плиты, закрепление анкерных (фундаментных) болтов, плит.
Присоединение и приварка конденсатора и выхлопных патрубков. Сварка проверяется керосиновой пробой (с одной стороны смачивается керосином, с другой стороны смазывается побелкой).
Завершение монтажа подшипников и систем регулирования.
Нанесение тепловой изоляции при прогретой турбине.
Лекция №11
6.4.7.Монтаж турбогенераторов.
3 7 5

2


1 4 6
1 – задняя стойка подшипников в турбине с подшипником генератора, 2 – подшипник генератора (передний), 3 – статор генератора, 4 – фундаментная плита статора генератора, 5 – стойка заднего подшипника статора генератора, 6 – фундаментная плита заднего подшипника генератора, 7 –ротор генератора.
Монтаж турбогенераторов осуществляется персоналом монтажной организации, монтирующей турбину под руководством шеф-инженера генераторного завода и шеф-инженера турбинного завода.
Основной алгоритм монтажа генератора:
- статор генератора временно устанавливается на фундаментные плиты, вывешенные на домкратах.
- первоначально ось статора выставляется по струне или с использованием оптического устройства.







- заводка ротора в статор с применением специальных такелажных средств и установка его в собственные подшипники (2 и 5)
- центровка ротора генератора по полумуфте к ротору турбины
- фиксация фундаментной плиты к задней стойке генератора (6) (плита устанавливается на постоянные прокладки или встречные клинья)
- окончательная установка статора с обеспечением равномерного воздушного зазора между железом статора и ротора
- окончательная установка фундаментных плит статора генератора
- подливка фундаментных плит генератора (статор и подшипник №5)
- проверка коленчатости полумуфт турбины и генератора (несовпадение отверстий до 0,1мм)
- фиксация полумуфт с нанесением метки совпадения полумуфт и последующая райберовка отверстий, подгонка имеющихся заготовок шпилек крепления (пальцев) под единое отверстие. Способ установки пальцев определяется соотношением отверстий, меньше на несколько сотых мм.
- перед установкой пальцев в полумуфты после их обработки на токарном станке, последние осматриваются с применением лупы на чистоту обработки и на отсутствие острых углов у выхода резьбы. Имеющиеся дефекты зачищаются бархатным напильником.
- омоноличивание фундаментных плит статора и подшипника №5
6.4.8.Монтаж вращающихся механизмов ТЭС вспомогательного назначения.
5 6 1 – фундамент, 2 – фундаментная рама,
7 4 3 и 4 – анкерные колодцы и болты
2 5 – механизм, 6 – электрический двигатель,
8 9 1 7 – фундаментный болт, 8 – прокладки под
3 фундаментной рамой,
9 – прокладки под механизмом и эл. двигателем.
Алгоритм:
Приемка фундамента по размерам, качеству бетона, правильности расположения анкерных колодцев (по диагонали)
Вынесение на фундамент оси механизма и отметки установки фундаментной рамы
Изготовление по чертежам фундаментной рамы и ее установка на фундамент с прокладками (не более 3), установка анкерных болтов. Временная фиксация рамы, установленной по оси и по уровню
Осмотр полученного механизма электродвигателя, расточка полумуфты электродвигателя под нужный размер
Установка на фундаментную раму механизма электродвигателя строго по оси, центровка механизма электродвигателя по полумуфтам, при изменении высоты установки двигателя или механизма, более 3 прокладок не допускается
Подливка анкерных колодцев и фундаментной рамы на 2/3 высоты рамы. Минимальное время выстаивания при положительной температуре 7-8 дней, при подогреве паром или электродами от сварочного трансформатора 2-3 дня
Опробование электродвигателя с проверкой правильности направления вращения
Сварка полумуфт, опробование механизмов, проверка рабочих параметров, проверка вибрации
Лекция №12
Монтаж маслосистемы турбин.
Монтаж маслосистем турбины осуществляется бригадирами, располагающими высококвалифицированными специалистами.
Алгоритм монтажа масляного хозяйства:
Установка на проектные места маслобака и маслоохладителей с проверкой фундамента и металлоконструкций.
Контрольная сборка заводских блоков маслопровода и изготовление элементов маслосистемы из труб диаметром 100мм и меньше.
Проведение гидроиспытания давлением 1,25 от рабочего.
Оформление документов и инструментальная проверка качества сварных стыков. При сборке фланцевых соединений должен использоваться крепеж, поставленный заводом-изготовителем. При необходимости новые шпильки производить из стали марки Ст5, не ниже.
Разборка маслосистемы с внутренней очисткой всех труб ершами и пескоструйными аппаратами.
Консервация внутренней поверхности распыленным горячим турбинным маслом с последующей заглушкой блоков.
Пригонка контактных поверхностей фланцевых соединений плоского типа и типа шип-паз.




1 2


1 – воронковые фланцы типа «шип-паз», 2 – верхний воронковый плоский фланец, нижний плоский фланец.
1 – применяются на маслосистеме регулирования (20 атм), 2 –на маслосистеме смазки.
Пригонка путем шабровки по плитам контактных поверхностей. Для пригонки контактных поверхностей (зеркала) фланца типа «паз» изготавливается из чугуна блин – притир, который подгоняется по контрольной плите. Точность шабровки при пригонке контактов фланцев должна достигать одного пятна на 1 см2. В дальнейшем эти фланцы собираются только на сверхплотный электрокартон толщиной 0,5-1,5 мм с применением бакилитового лака. Технология сборки и обтяжки фланцев указывается турбинным заводом.
Окончательная сборка и установка блоков в окончательные положения со сборкой фланцев.
Монтаж вспомогательного оборудования машинного зала.
1.Сосуды и теплообменники.
Алгоритм монтажа:
-приемка фундаментов или оснований металлоконструкций,
-приемка сосуда-теплообменника от заказчика с необходимым паспортом завода-изготовителя,
-установка в проектное положение с использованием средств и приборов для проверки вертикальности-горизонтальности,
-вскрытие сосуда в случае необходимости его осмотра Ростехнадзором,
-гидравлическое испытание давлением 1,25 от рабочего или в соответствии с правилами Ростехнадзора.
На вновь монтируемой станции деаэраторный бак подается с помощью крана. На действующих станциях приходится разрезать бак на отдельные части.
2.Монтаж трубопроводов.
Трубопроводы машинного зала по условиям монтажа можно подразделить на:
-паропроводы высокого давления, поставляются готовыми блоками со специализированных заводов в комплекте с подвесками. Россыпью поставляется только система дренажей и трубы, и арматура для байпасов.
-питательные трубопроводы высокого давления, поставляются специализированными заводами.
-трубопроводы отборного пара, противодавления (10-16 атм). Поставляются специализированными заводами частичного изготовленными пространственными блоками.
-трубопроводы сетевой воды конденсата, хов, технической воды. В основном изготавливаются при монтаже.
уклон




Фундаменты или опорные конструкции под трубопровод принимаются от строительной организации с проверкой в плане и по высоте. Проектом трубопровода предусматриваются постоянные уклоны, и это следует учитывать при приемке фундамента и т.д.
Компенсирующие устройства на трубопроводах с температурой выше 50°С выполняются в основном за счет П-образных компенсаторов или естественных поворотов трубопровода. При проектировании компенсация трубопроводов считается по специальной программе.

хр – холодная растяжка




Трубопроводы с температурой среды до 100°С монтируются с применением линзовых компенсаторов.





линзовый компенсатор сальник

Системы дренажей паропроводов и трубопроводов горячей воды (пв) монтируются по проектной схеме. Размещение труб определяет техническая администрация. Все дренажи поступают в расширитель дренажей с последующим использованием выпаров тепловой схемы, а конденсат направляется в дренажный бак.
Лекция №13
6.4.9.Пуско-остановочные работы на смонтированном оборудовании ТЭС и ввод энергоустановок в работу.
Персонал на вновь вводимую электростанцию набирается заблаговременно за 3-6 месяцев до пуска. Обучение персонала ведется на ТЭС с подобным оборудованием. Так же персонал сдает первичный экзамен. Но окончательный экзамен с присвоением права обслуживания установок проводится комиссией данной ТЭС.
Завершающим этапом монтажа оборудования является пуско-наладочные работы:
-разработка программ различных видов опробования и испытаний, а также программы комплексного опробования оборудования.
-организация пуско-наладочных работ под руководством главного инженера ТЭС, начальников цехов ТЭС и оперативного персонала. Для проведения специальных видов пуско-наладочных работ привлекаются пуско-наладочные организации.
-проведение пуско-наладочных работ в электрической части, ТАИ, хим.водоподготовки, очистных сооружениях, насосной добавочной воды.
-начало пусковых работ на котле (растопка на паровую плотность, проведение щелочения и кислотной очистки).
-индивидуальное опробование вспомогательного оборудования котельного и турбинного отделений.
-водная промывка трубопроводов котельного и турбинного отделений.
-паровая продувка паропроводов и пароперепускных труб к турбине (поочередно).
-пуск турбины с прогревом на малых оборотах и проведением напыления тепловой изоляции.
-создание рабочей комиссии под руководством главного инженера ТЭС для проверки готовности комплекса к комплексному опробованию с составлением акта. До решения о возможности комплексного опробования необходимо четко определить отсутствие принципиальных недостатков к оборудованию, строительным работам, монтажу.
-комплексное опробование по специальной программе важно провести так, чтобы за 3 суток были опробованы максимально все элементы ТЭС: топливоподача, котло-турбинное оборудование, хим.водоподготовка, очистные сооружения, система технического водоснабжения.
потоки
промывки








сброс сетка пэн питательный трубопровод
1 этап промывки с подачей в бак и очисткой его, 2 этап – промывка питательных трубопроводов питательных насосов.
Продувка паропроводов осуществляется паром от котла через главный паропровод турбины.

аск
гпз
сито вск

Продувка проводится сначала до ГПЗ, затем при снятом паровом сите ВСК. Вторым этапом продувается каждая пароперепускная труба.
Паровые котлы с параметрами 100атм и выше после монтажа подвергабтся обязательному щелочению и кислотной промывке. Проведение щелочения водным раствором щелочи (KOH, NaOH) крепостью 3-4% позволяет разрыхлить отложения окислов железа. После щелочения сразу же проводится кислотная промывка котла 5%-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты (HCI) при температуре не ниже 70С. Промывка проводится циркуляционным методом со стремлением получить максимально возможные скорости циркуляции.


2
1



1 – бак моющего раствора, 2 – промывочный насос
Результат кислотной промывки контролируется лабораторией.
Окончанием кислотной промывки является длительная водная промывка до нейтральной реакции. После водной отмывки проводится пассивация поверхностей котла для создания защитной пленки водным раствором гидрозингидрата. Он используется для окончательного подавления кислорода вводом его в питательную воду после ДВД перед питательным насосом.
После завершения кислотной промывки нижние коллектора котлов осматриваются и очищаются. После окончания кислотной промывки собирается сепарация. На крупных энергоблоках химическая промывка проводится по всему циклу: деаэратор – питательный трубопровод – турбоагрегат – деаэратор.
Комплексное опробование проводится персоналом ТЭС под руководством главного инженера.
После опробования обычно проводится останов с устранением выявленных дефектов.
Для достижения проектных показателей необходим определенный период работы по усовершенствованию эксплуатации, а также числа часов использования. В практике советской энергетики на освоение новых энергоблоков отводилось 12-24 месяца.
6.9.10.пуско-остановочные операции на турбинном оборудовании.
Пуск конденсационных турбин из холодного состояния.
Основой для проведения пуска турбины является производственная инструкция, учитывающая требования инструкции завода-изготовителя, а так же типовой график пуска в наглядной форме. При пуске турбины после монтажа и капитального ремонта разрабатывается специальная программа. Пуск подобного рода осуществляется только под руководством начальника цеха. Алгоритм подготовки к пуску:
-пуск и проверка подачи турбинного масла на смазку подшипников всего агрегата и на уплотнения генератора с водородным охлаждением.
-проверка механического состояния турбоагрегата, включающая в себя проверку механического состояния вращающихся узлов, прослушивание и фиксация амперной нагрузки валопровода.
-сборка схемы дренирования конденсата греющего пара из цилиндра и паропроводов отборов, а также пароперепускных труб. Весь этот комплекс дренажей направляется через коллектор в конденсатор.
-прогрев главного паропровода со скоростью 2-3С/мин, паропроводов подачи пара на уплотнения и на эжектор.
-пуск циркуляционной воды на конденсатор.
Проверка при работающем маслонасосе регулирования (20 атм) исправности работы АСК и РК, а также их закрытие при нажатии на кнопку автомата безопасности (отключение машины). Одновременно проверяется по контрольным точкам правильность работы системы регулирования.
-проверка совместно с персоналом цеха ТАИ работы приборного парка, сигнализации и технологических защит.
-проверка состояния ротора высокого давления на искривления по специальному предмету. Допустимо 0,03-0,05 мм.
Алгоритм пуска турбины:
Набор вакуума,
Толчок ротора обычно байпасом ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах до уровня оборотов 500-600 для турбин 3000об/мин.
Проверка мех. состояния на малых оборотах прослушивание уплотнений, подшипников, масляных уплотнений подшипников. Проверка боя ротора.
Прогрев машины на уровне 500-600 оборотов практически нецелесообразен, т.к. мал расход пара. В это время целесообразно проверить прогрев дренажей на конденсатор.
Подъем оборотов до уровня 1,5-2,0 тыс.об/мин. Исходя из критических скоростей ротора (резонансы). Обычно критическая скорость проходит через замедления с привышением их на 200-300 об/мин.
На втором этапе оборотов кроме контроля мех. Состояния начинается контроль прогрева цилиндров, расширения цилиндров вдоль оси и соблюдение допустимых температурных перепадов на уровне 35-50С(верх-низ цилиндра высокого давления, фланец-шпилька, и т.д.)
В зависимости от температурного состояния включается обогрев фланцев и шпилек.
Подъем оборотов до уровня холостого хода (3000об/мин) с проверкой правильности вступления в работу регулятора скорости (2920-2950 об/мин).
Расход пара на холостом ходу машин 50-100МВт составляет 20-30т/ч.
Выполняется необходимая проверка работы турбины регулированием на холостом ходу, проверяется работа дренажей и других систем турбины.
Проверка работы автомата безопасности турбины разгоном ротора до предельного уровня + 10-12% номинальных оборотов.
При проверке из плоскости вращения агрегата удаляется вест персонал, разгон ведет технический руководитель цеха, его страхует опытный машинист, который находится на байпасе при необходимости аварийной безопасности (АБ) могут быть сработаны подачей масла под них.
При отсутствии серьезных замечаний разрешается синхронизация генератора и включение его в сеть.
При длительной работе конденсатор турбины на холостом ходе за счет роста вентиляционных потерь выхлопной патрубок турбины чрезмерно нагревается.
После включения генератора в сеть набор нагрузки осуществляется по графику прогрева турбины (постепенно).
Основой для контроля прогрева турбины является температуры цилиндров и перепады в них, но одним из важнейших элементов является контроль за расширением цилиндров вдоль оси, которое для турбин 50-100МВт составляет по ЦВД 20-25 мм.










При опасениях заедания продольных шпонок проводится проверка прилегания стульев турбины к фундаментной плите.
При уровне температур цилиндров 300-500С пуск следует считать пуском из горячего состояния.
Пуск из горячего состояния выполняется при соблюдении следующих условий:
1.наличие греющего пара на уровне на меньше 50С.
2.гарантированное удаление из греющего пара примесей конденсата при прогреве.
3.при высоких температурах цилиндра препятствий для ускоренного пуска и набора нагрузки нет.
При остановах турбоагрегата контроль механического состояния определяется следующими факторами:
Время выбега (18-20 мин для 50-100МВт).
Прослушивание машин на выбеге.
Амперная нагрузка валопровода.
При аварийных остановах, связанных с механическими повреждениями или недостатком смазки подшипников, стремление уменьшить время выбега приводит к срыву вакуума до 0, засчет увеличения вентиляционных потерь врмя выбега снижается примерно на 30%.
Одна из самых тяжелых аварий на турбоагрегате – разуплотнение маслосистемы высокого давления с последующем загоранием масла при попадании на горячие поверхности турбины (температура вспышки турбинного масла 180С). При подобном пожаре аварийный останов турбоагрегата проводится не только со срывом вакуума, но и с прекращением подачи масла вообще.








13PAGE 15


13PAGE 142615




ТЭС

Топлив-ное хозяйст-во

1

2

3

4

3

2

1

РВД

РСД

РНД

РГ

Отборы турбины

Конденсатор

Генератор

ЦВД

ЦСД

ЦНД



15

Приложенные файлы

  • doc 26677520
    Размер файла: 860 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий