Как работает генератор на тэц. Описание принципиальной тепловой схемы тэц
Что такое и каковы же принципы работы ТЭС? Общее определение таких объектов звучит примерно следующим образом - это энергетические установки, которые занимаются переработкой природной энергии в электрическую. Для этих целей также используется топливо природного происхождения.
Принцип работы ТЭС. Краткое описание
На сегодняшний день наибольшее распространение получили именно На таких объектах сжигается которое выделяет тепловую энергию. Задача ТЭС - использовать эту энергию, чтобы получить электрическую.
Принцип работы ТЭС - это выработка не только но и производство тепловой энергии, которая также поставляется потребителям в виде горячей воды, к примеру. Кроме того, эти объекты энергетики вырабатывают около 76% всей электроэнергии. Такое широкое распространение обусловлено тем, что доступность органического топлива для работы станции довольно велико. Второй причиной стало то, что транспортировка топлива от места его добычи к самой станции - это довольно простая и налаженная операция. Принцип работы ТЭС построен так, что имеется возможность использовать отработавшее тепло рабочего тела для вторичной поставки его потребителю.
Разделение станций по типу
Стоит отметить, что тепловые станции могут делиться на типы в зависимости от того, какой именно они производят. Если принцип работы ТЭС заключается лишь в производстве электрической энергии (то есть тепловая энергия не поставляет потребителю), то ее называют конденсационной (КЭС).
Объекты, предназначенные для производства электрической энергии, для отпуска пара, а также поставки горячей воды потребителю, имеют вместо конденсационных турбин паровые. Также в таких элементах станции имеется промежуточный отбор пара или же устройство противодавления. Главным преимуществом и принципом работы ТЭС (ТЭЦ) такого типа стало то, что отработанный пар также используется в качестве источника тепла и поставляется потребителям. Таким образом, удается сократить потерю тепла и количество охлаждающей воды.
Основные принципы работы ТЭС
Прежде чем перейти к рассмотрению самого принципа работы, необходимо понять, о какой именно станции идет речь. Стандартное устройство таких объектов включает в себя такую систему, как промежуточный перегрев пара. Она необходима потому, что тепловая экономичность схемы с наличием промежуточного перегрева, будет выше, чем в системе, где она отсутствует. Если говорить простыми словами, принцип работы ТЭС, имеющей такую схему, будет гораздо эффективнее при одних и тех же начальных и конечных заданных параметрах, чем без нее. Из всего этого можно сделать вывод, что основа работы станции - это органическое топливо и нагретый воздух.
Схема работы
Принцип работы ТЭС построен следующим образом. Топливный материал, а также окислитель, роль которого чаще всего берет на себя подогретый воздух, непрерывным потоком подаются в топку котла. В роли топлива могут выступать такие вещества, как уголь, нефть, мазут, газ, сланцы, торф. Если говорить о наиболее распространенном топливе на территории Российской Федерации, то это угольная пыль. Далее принцип работы ТЭС строится таким образом, что тепло, которое образуется за счет сжигания топлива, нагревает воду, находящуюся в паровом котле. В результате нагрева происходит преобразование жидкости в насыщенный пар, который по пароотводу поступает в паровую турбину. Основное предназначение этого устройства на станции заключается в том, чтобы преобразовать энергию поступившего пара, в механическую.
Все элементы турбины, способные двигаться, тесно связываются с валом, вследствие чего они вращаются, как единый механизм. Чтобы заставить вращаться вал, в паровой турбине осуществляется передача кинетической энергии пара ротору.
Механическая часть работы станции
Устройство и принцип работы ТЭС в ее механической части связан с работой ротора. Пар, который поступает из турбины, имеет очень высокое давление и температуру. Из-за этого создается высокая внутренняя энергия пара, которая и поступает из котла в сопла турбины. Струи пара, проходя через сопло непрерывным потоком, с высокой скоростью, которая чаще всего даже выше звуковой, воздействуют на рабочие лопатки турбины. Эти элементы жестко закреплены на диске, который, в свою очередь, тесно связан с валом. В этот момент времени происходит преобразование механической энергии пара в механическую энергию турбин ротора. Если говорить точнее о принципе работы ТЭС, то механическое воздействие влияет на ротор турбогенератора. Это из-за того, что вал обычного ротора и генератора тесно связываются между собой. А далее происходит довольно известный, простой и понятный процесс преобразования механической энергии в электрическую в таком устройстве, как генератор.
Движение пара после ротора
После того как водяной пар проходит турбину, его давление и температура значительно опускаются, и он поступает в следующую часть станции - конденсатор. Внутри этого элемента происходит обратное превращение пара в жидкость. Для выполнения этой задачи внутри конденсатора имеется охлаждающая вода, которая поступает туда посредством труб, проходящих внутри стен устройства. После обратного преобразования пара в воду, она откачивается конденсатным насосом и поступает в следующий отсек - деаэратор. Также важно отметить, что откачиваемая вода, проходит сквозь регенеративные подогреватели.
Основная задача деаэратора - это удаление газов из поступающей воды. Одновременно с операцией очистки, осуществляется и подогрев жидкости так же, как и в регенеративных подогревателях. Для этой цели используется тепло пара, которое отбирается из того, что следует в турбину. Основное предназначение операции деаэрации состоит в том, чтобы понизить содержание кислорода и углекислого газа в жидкости до допустимых значений. Это помогает снизить скорость влияние коррозии на тракты, по которым идет поставка воды и пара.
Станции на угле
Наблюдается высокая зависимость принципа работы ТЭС от вида топлива, которое используется. С технологической точки зрения наиболее сложным в реализации веществом является уголь. Несмотря на это, сырье является основным источником питания на таких объектах, число которых примерно 30% от общей доли станций. К тому же планируется увеличивать количество таких объектов. Также стоит отметить, что количество функциональных отсеков, необходимых для работы станции, гораздо больше, чем у других видов.
Как работают ТЭС на угольном топливе
Для того чтобы станция работала непрерывно, по железнодорожным путям постоянно привозят уголь, который разгружается при помощи специальных разгрузочных устройств. Далее имеются такие элементы, как по которым разгруженный уголь подается на склад. Далее топливо поступает в дробильную установку. При необходимости есть возможность миновать процесс поставки угля на склад, и передавать его сразу к дробилкам с разгрузочных устройств. После прохождения этого этапа раздробленное сырье поступает в бункер сырого угля. Следующий шаг - это поставка материала через питатели в пылеугольные мельницы. Далее угольная пыль, используя пневматический способ транспортировки, подается в бункер угольной пыли. Проходя этот путь, вещество минует такие элементы, как сепаратор и циклон, а из бункера уже поступает через питатели непосредственно к горелкам. Воздух, проходящий сквозь циклон, засасывается мельничным вентилятором, после чего подается в топочную камеру котла.
Далее движение газа выглядит примерно следующим образом. Летучее вещество, образовавшееся в камере топочного котла, проходит последовательно такие устройства, как газоходы котельной установки, далее, если используется система промежуточного перегрева пара, газ подается в первичный и вторичный пароперегреватель. В этом отсеке, а также в водяном экономайзере газ отдает свое тепло на разогрев рабочего тела. Далее установлен элемент, называющийся воздухоперегревателем. Здесь тепловая энергия газа используется для подогрева поступающего воздуха. После прохождения всех этих элементов, летучее вещество переходит в золоуловитель, где очищается от золы. После этого дымовые насосы вытягивают газ наружу и выбрасывают его в атмосферу, использую для этого газовую трубу.
ТЭС и АЭС
Довольно часто возникает вопрос о том, что общего между тепловыми и и есть ли сходство в принципах работы ТЭС и АЭС.
Если говорить об их сходстве, то их несколько. Во-первых, обе они построены таким образом, что для своей работы используют природный ресурс, являющийся ископаемым и иссекаемым. Кроме этого, можно отметить, что оба объекта направлены на то, чтобы вырабатывать не только электрическую энергию, но и тепловую. Сходства в принципах работы также заключаются и в том, что ТЭС и АЭС имеют турбины и парогенераторы, участвующие в процессе работы. Далее имеются лишь некоторые отличие. К ним можно отнести то, что, к примеру, стоимость строительства и электроэнергии, полученной от ТЭС гораздо ниже, чем от АЭС. Но, с другой стороны, атомные станции не загрязняют атмосферу до тех пор, пока отходы утилизируются правильным образом и не происходит аварий. В то время как ТЭС из-за своего принципа работы постоянно выбрасывают в атмосферу вредные вещества.
Здесь кроется и главное отличие в работе АЭС и ТЭС. Если в тепловых объектах тепловая энергия от сжигания топлива передается чаще всего воде или преобразуется в пар, то на атомных станциях энергию берут от деления атомов урана. Полученная энергия расходится для нагрева самых разных веществ и вода здесь используется довольно редко. К тому же все вещества находятся в закрытых герметичных контурах.
Теплофикация
На некоторых ТЭС в их схемах может быть предусмотрена такая система, которая занимается теплофикацией самой электростанции, а также прилегающего поселка, если таковой имеется. К сетевым подогревателям этой установки, пар отбирается от турбины, а также имеется специальная линия для отвода конденсата. Вода подводится и отводится по специальной системе трубопровода. Та электрическая энергия, которая будет вырабатываться таким образом, отводится от электрического генератора и передается потребителю, проходя через повышающие трансформаторы.
Основное оборудование
Если говорить об основных элементах, эксплуатирующихся на тепловых электрических станциях, то это котельные, а также турбинные установки в паре с электрическим генератором и конденсатором. Основным отличием основного оборудования от дополнительного стало то, что оно имеет стандартные параметры по своей мощности, производительности, по параметрам пара, а также по напряжению и силе тока и т. д. Также можно отметить, что тип и количество основных элементов выбираются в зависимости от того, какую мощность необходимо получить от одной ТЭС, а также от режима ее эксплуатации. Анимация принципа работы ТЭС может помочь разобраться в этом вопросе более детально.
ISBN 5 - 7046 - 0733 - 0
Дана характеристика оборудования ТЭЦ МЭИ, приведены тепловые схемы, описание конструкций котлов, турбин и вспомогательного оборудования. Изложены основные задачи эксплуатации и тепловых испытаний котла и турбины.
Для студентов специальностей 100100, 100200, 100300, 100500, 100600, изучающих тепловую часть электростанций согласно учебным планам.
ПРЕДИСЛОВИЕ
ТЭЦ МЭИ является электростанцией, построенной специально для учебно-исследовательских целей. В то же время ТЭЦ работает в системе ОАО «Мосэнерго» как обычная теплоэлектроцентраль, отпускающая потребителю тепло- и электроэнергию. Обучение студентов на действующем оборудовании в промышленных условиях имеет большое преимущество по сравнению с использованием модели любой степени сложности. Ежегодно на ТЭЦ МЭИ проходит обучение около 1500 студентов энергетических специальностей. ^
Отвечая требованиям учебного графика, ТЭЦ МЭИ практически непрерывно работает при переменных нагрузках, с частыми пусками и остановами. Помимо трудностей эксплуатационного характера, это приводит к более быстрому износу оборудования и к необходимости
его замены.
Настоящее учебное пособие является третьим дополненным и переработанным изданием. В нем учтен многолетний опыт кафедры тепловых электрических станций по проведению занятий со студентами электроэнергетического факультета. Пособие является одним из немногих изданий, в котором приведена характеристика всего теплотехнического оборудования ТЭЦ МЭИ, основного и вспомогательного. Оно состоит из четырех разделов, включающих общую схему станции, котельное и турбинное отделение, вспомогательные установки.
При подготовке материалов квалифицированную и заинтересованную помощь авторам оказывал весь персонал ТЭЦ, и, в первую очередь, А.М.Пронин, Г.Н.Акарачков, В.И.Юденков, а также сотрудники кафедры тепловых электрических станций Б.В Конакотин и А.И.Михалев. Особую признательность авторы выражают Л.Н.Дубинской, чьими стараниями выполнена основная работа по подготовке издания к печати.
isbn 5 -7046-0733.о © Московский энергетический институт, 2001
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЭЦ МЭИ
ТЭЦ МЭИ является промышленной электростанцией небольшой мощности, предназначенной для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Электроэнергия мощностью 10 МВт передается в энергокольцо ОАО «Мосэнерго», а теплота (67 ГДж/ч) в виде горячей воды поступает в четвертый участок теплосети. Кроме того, ТЭЦ обеспечивает паром, горячей водой и электроэнергией экспериментальные установки ряда кафедр института. На действующем оборудовании ТЭЦ, стендах и моделях кафедр проводятся научно-исследовательские работы по более чем 30 темам одновременно.
Строительство ТЭЦ МЭИ было начато в конце 40-х годов, а первый турбоагрегат пущен в декабре 1950 гУТЭЦ проектировалась на средние параметры пара, что соответствовало уровню энергетики того периода. Большую часть оборудования представляли собой установки, полученные по репарации из ГерманииУВ отборе энергетического оборудования принимали участие профессора и преподаватели института.
В котельном цехе первоначально были установлены барабанный котел фирмы Бабкок-Вилькокс, котел фирмы Ле Монт (барабанный с принудительной циркуляцией) и прямоточный котел отечественного производства. В турбинном отделении первыми установленными агрегатами являлись: турбина фирмы Сименс-Шуккерт (двухвальная, ради-ально-осевая), турбина фирмы Эшер-Висс и экспериментальная установка кафедры ПГТ фирмы Серенсен.
Уже в начале 1952 г. началась замена оборудования на более мощное и современное. В 1956 г. в котельном цехе был пущен новый котел барабанного типа паропроизводительностью 20 т/ч Таганрогского котельного завода. В 1962 г. на месте демонтированного котла Бабкок-Вилькокс установлен двухконтурный парогенератор, имитирующий работу паропроизводящей установки АЭС. В 1975 г. котел Ле Монт заменен новым более мощным котлом барабанного типа на 55 т/ч производства Белгородского котельного завода.
В турбинном цехе в 1963 г. вместо турбины Эшер-Висс установлена турбина П-4-35/5, а в 1973 г. на месте турбины Сименс-Шуккерт смонтирована турбина типа П-6-35/5.
Установка более мощных агрегатов в турбинном и котельном цехах потребовала реконструкции и электрической части станции. В 1973 г. смонтированы два новых силовых трансформатора на 6300 кВ А каждый вместо двух трансформаторов на 3200 и 4000 кВА.
в настоящее время в котельном отделении работают два паровых котла и специальный парогенератор (№3), имитирующий работу парогенератора двухконтурной АЭС с реакторами водо-водяного типа. Ко-
тел № 2- барабанный типа БМ-35 РФ паропроизводительностью 55 т/ч. Котел № 4-барабанный типа ТП-20/39 паропроизводительностью 28 т/ч. Номинальные параметры пара обоих котлов: давление - 4 МПа; температура перегретого пара - 440 С; топливо - природный газ.
В турбинном отделении установлены две однотипные турбины -конденсационные с регулируемым производственным отбором пара давлением 0,5 МПа, используемым для теплофикации. Турбина № 1 типа П-6-35/5 мощностью 6 МВт, турбина № 2 типа П-4-35/5 мощностью 4 МВт.
Общестанционное оборудование ТЭЦ включает питательную установку, состоящую из двух деаэраторов атмосферного типа, питательных насосов и ПВД. Производительность деаэраторов по воде - 75 т/ч; питательных насосов пять, из них четыре-с электроприводом, один-с турбоприводом. Давление нагнетания питательных насосов составляет 5,0-6,2 МПаУ
Сетевая подогревательная установка состоит из двух подогревате-
2 лей вертикального типа с поверхностью нагрева 200 м каждый и двух
сетевых насосов. Расход сетевой воды в зависимости от режима работы составляет 500 м /ч, давление 0,6-0,7 МПа.
Система технического водоснабжения - оборотная, с градирнями. В помещении циркнасосной установлены четыре насоса общей производительностью 3000 м /ч; напор насосов составляет 23-25 м вод. ст.
Охлаждение циркуляционной воды происходит в двух градирнях сум-
з марной производительностью 2500 м /ч.
В настоящее время значительная часть оборудования ТЭЦ, проработавшая более 25 лет, требует замены или модернизации. По заказу ТЭЦ специалистами МЭИ и ОАО «Мосэнерго» разработан план реконструкции, использующий современные решения в области энергетики с применением газотурбинных и парогазовых установок. Одновременно с реконструкцией предполагается создание учебно-тренажерного центра по газотурбинным и парогазовым установкам для обучения студентов и подготовки специалистов - энергетиков. <
1.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ МЭИ
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ представлена на рис. 1.1. Пар, вырабатываемый котлами /, поступает в сборно-распределительную магистраль 2, откуда он направляется в турбины 3. Пройдя последовательно ряд ступеней турбин, пар расширяется, совершая механическую работу. Отработавший пар поступает в конденсаторы 5, где конденсируется благодаря охлаждению циркуляционной водой, проходя-
шей по трубкам конденсаторов. Часть пара отбирается из турбин до конденсаторов и направляется в магистраль отборного пара 4. Отсюда отборный пар поступает на сетевые подогреватели 12, в деаэраторы 9 и в подогреватель высокого давления (ПВД) //.
Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ МЭИ
/-паровые котлы; 2-паровая магистраль; 3-турбины; ^-магистраль отборного пара; J-конденсаторы; 6-конденсатные насосы; 7-охладители эжекторов; 8-ПОДОгреватели низкого давления; 9-деаэраторы; /0-питательные насосы; //-подогреватель высокого давления; /2-сетевые подогреватели; /3-дренаж-пые насосы: /-^-сетевые насосы; /5-тепловой потребитель; /6-циркуляцион-ные насосы; /7-|радирни
Из конденсаторов поток конденсата поступает в насосы б. Под давлением насосов конденсат проходит последовательно охладители
эжекторов 7, подогреватели низкого давления (ПНД) 8 и направляется в деаэраторы 9.
В охладители эжекторов 7 поступает пар из пароструйных эжекторов, которые поддерживают вакуум в конденсаторах, отсасывая проникающий в них воздух. В ПНД 8 поступает пар из нерегулируемых отборов турбин и пар из лабиринтовых уплотнений.
В деаэраторах конденсат нагревается паром регулируемого отбора до кипения при давлении 0,12 МПа (104 °С). При этом происходит удаление из конденсата агрессивных газов, вызывающих коррозию оборудования. Кроме основного потока конденсата и греющего пара в деаэраторы поступает дренаж (конденсат) пара, идущего в сетевые подогреватели 12, обессоленная вода, восполняющая потери от утечек в тепловой схеме, дренаж греющего пара ПВД //. Все эти потоки, смешиваясь в деаэраторах, образуют питательную воду, которая поступает на насосы 10 и далее направляется в линию питания котлов.
В сетевых подогревателях 12 вода городской теплосети подогревается до 75 -120 °С (в зависимости от температуры наружного воздуха). Вода к тепловому потребителю 15 подается сетевыми насосами 14: конденсат греющего пара сетевых подогревателей возвращается в деаэраторы дренажными насосами 13.
Охлаждающая вода в конденсаторы турбин подается циркуляционными насосами 16 после градирен 17. Охлаждение нагретой в конденсаторах воды происходит в градирнях преимущественно за счет испарения части воды. Потери охлаждающей воды восполняются из городского водопровода.
Таким образом, на ТЭЦ можно выделить три замкнутых контура:
По пару и питательной воде (котел - турбина - конденсатор - деаэратор - питательный насос - котел);
По сетевой воде (сетевые насосы - подогреватели - тепловой потребитель - сетевые насосы);
По циркуляционной охлаждающей воде (конденсаторы - градирни - циркуляционные насосы - конденсаторы).
Все три контура связаны между собой через оборудование, трубопроводы и арматуру, образуя принципиальную тепловую схему ТЭЦ.
1.2. Схема электрических соединений ТЭЦ
Схема главных электрических соединений ТЭЦ представлена на рис. 1.2. Генераторы турбины № 1 и № 2 электрическими кабелями соединены со сборными шинами напряжением 6 кВ через силовые
трансформаторы связи типа ТМ-6300 6,3/10,5. Сборные шины связаны с открытым распределительным устройством 10 кВ типа РП-Ю1 , откуда отходят линии, связывающие ТЭЦ МЭИ с системой Мосэнерго.
380В 6|< 8 10 кВ
Рис.1.2. Принципиальнаясхема главныхэлектрических соединений ТЭЦ МЭИ
/-турбогенераторы; 2-трансформаторы связи; 3-трансформаторы собственных нужд; 4-выключатели; 5-разъединители
К каждой сборной шине 6 кВ подключены трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ. Через секции 1 и II они обеспечивают питание двигателей и механизмов собственных нужд ТЭЦ напряжением 380 В. Для питания приборов теплового контроля и автоматики установлены два трансформатора 380/220-127 В (на схеме не показаны). На случай потери напряжения переменного тока цепи управления, сигнализации, релейной защиты и аварийного освещения подключены к аккумуляторной батарее емкостью 360 А-ч и напряжением 220 В.
Генератор турбины №1 мощностью 7500 кВА имеет напряжение статора 6300 В, ток статора 688 А, ток возбуждения 333 А. Генератор турбины №2 мощностью 5000 кВА имеет напряжение статора 6300 В, ток статора 458 А, ток возбуждения 330 А.
Общестанционным оперативным пунктом управления ТЭЦ является главный щит (ГЩУ). На ГЩУ расположены приборы и аппараты,
предназначенные для управления и контроля над работой генераторов, трансформаторов собственных нужд, выключателей, а также приборы предупреждающей и аварийной сигнализации. Со щита производится синхронизация и включение генераторов в сеть. Управление работой всей ТЭЦ с главного щита осуществляет начальник смены станции.
КОТЕЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 2.1. Топливное хозяйство ТЭЦ МЭИ
Первоначально топливное хозяйство ТЭЦ МЭИ было спроектировано для работы на каменном угле. Уголь, поступающий на склады станции Сортировочная по железной дороге, на ТЭЦ предполагалось доставлять автомобильным транспортом. Приход в Москву в июне 1946 г. природного газа из Саратова изменил структуру топливного баланса города, что сделало возможным изменение проекта топливного хозяйства ТЭЦ. Оборудование пылеприготовления даже не было смонтировано, и с первых дней существования ТЭЦ МЭИ работает на газе.
Природный газ, являющийся смесью газов различных месторождений юга и востока России, поступает на ТЭЦ из второго (всего пять) Московского газового кольца по подземному магистральному газопроводу под давлением 100 кПа.
Основной горючий элемент в составе газа - метан СЩ (96-98 %); содержание прочих горючих примесей (Нг, СО, H2S и др.) - незначительно. Химическим балластом топлива являются азот N2 (1,3 %) и диоксид углерода СОг (до 0,6 %). Теплота сгорания Q р н нормального кубического метра газа (при 0 С и давлении 760 мм рт. ст.) составляет 32-36 МДж/нм. Для сжигания одного нм природного газа теоретически требуется 9,5-10,5 нм воздуха. Действительный объем воздуха, подаваемый в топку, несколько выше, поскольку не удается идеально перемешивать газ и воздух. Природный газ легче воздуха. Его плотность при 0 С и атмосферном давлении равна 0,75-0,78 кг/м. Влажность газа составляет в среднем не более 6 г воды на один м.
При работе на газе значительно улучшаются условия эксплуатации и показатели электростанции, но есть и отрицательные стороны: газ ядовит и взрывоопасен. В смеси с воздухом (4-20 % газа) образуется взрывоопасная гремучая смесь. Эти свойства газа требуют соблюдения ряда дополнительных правил безопасной эксплуатации газовых устройств.
Давление газа, поступающего на ТЭЦ из магистрали, может колебаться в зависимости от нагрузки сети. Для обеспечения устойчивого горения и возможности регулировать подачу топлива степенью открытия газовой заслонки необходимо, чтобы давление газа перед котлом поддерживалось постоянным. Регулирование давления газа (поддержание его постоянным с одновременным редуцированием) осуществляется в газорегуляторном пункте (ГРП). Схема газопроводов в пределах ГРП приведена на рис 2.1.
ГРП расположен отдельно от котельного цеха во взрыво- и пожаробезопасном помещении. Под давлением 70-80 кПа газ поступает на ГРП из магистрального подземного газопровода /, пройдя задвижки 2,4 и устройство 3 для отвода конденсата. Содержащиеся в газе пары конденсируются и скапливаются в нижних точках газопровода. В холодных местах конденсат может замерзать и вызывать разрывы трубопровода и арматуры.В ГРП первым по ходу газа установлен механический фильтр 6 для очистки газа от пыли. Степень загрязнения фильтра контролируется дифференциальным манометром 7. Для регистрации давления и расхода газа установлены приборы 9,10,11. Пропускная способность ГРП рассчитана на максимальный расход газа на ТЭЦ -9200 нм 3 /ч.
В соответствии с нормами проектирования имеются две параллельные независимые линии с регуляторами давления газа, соединенные перемычками. В каждой линии установлен предохранительный запорный клапан 13, прекращающий подачу газа на ТЭЦ в двух случаях: если давление газа после регулятора 14 упадет ниже 3 кПа или превысит 22 кПа. Подача газа в котел при низком давлении сопряжена с возможностью затягивания пламени в горелки; чрезмерное повышение давления может вызвать механические повреждения в газопроводах.
Регулятор давления газа 14 механический, типа РДУК-2Н, поддерживает постоянное давление (16-18 кПа) "после себя" независимо от колебаний давления газа в подающей магистрали и от потребления газа ТЭЦ. На перемычке, соединяющей обе линии регулирования, установлены пружинные предохранительные клапаны 16 типа ПСК-50. Они срабатывают только при повышении давления до 20 кПа, сбрасывая газ в атмосферу. Тем самым предотвращается срабатывание клапана /5 и отключение котлов ТЭЦ.
Кроме перечисленных устройств на ГРП установлены показывающие приборы (манометры, термометры и др.). Для ремонта оборудования, проверки приборов и регуляторов предусмотрены байпасные линии.
Рис 2.1. Схема газовых магистралей в пределах газорегуляторного
/-магистральный газопровод; 2-задвижка в колодце; J-устройство для отвода конденсата; 4-входная запорная задвижка; 5-сброснопродувочная линия; б-фильтр; 7-дифференциальный манометр; 8-термометр манометрический; 9-дифференциальный манометр для измерения малых расходов газа; 10-го же. при больших расходах газа; //-манометр регистрирующий; /2-мано-метр технический; /5-предохранительный запорный клапан: /^-регулятор давления; /5-напоромер пружинный; /6-предохранительный сбросной клапан
[ В котельное отделение газ поступает по двум трубопроводам диаметром 200 и 250 мм. На рис.2.2 приведена схема подвода газа к котлу № 2. На другие котлы подвод газа аналогичен]] На общем участке газопровода к котлу установлены: задвижка с электроприводом /, регистрирующий расходомер 2, предохранительный клапан 3 и регулирую-
щая заслонка 4. Предохранительный клапан 3 типа ПКН-200 используется здесь только как исполнительный механизм системы защиты котла: клапан прекращает подачу газа на котел при отключении дымососа, вентилятора, погасании факела, снижении уровня в барабане, повышении давления в топке. Регулирующая газовая заслонка 4 управляется регулятором топлива, который изменяет подачу газа в соответствии с нагрузкой котла.
Рис. 2.2 Схема подвода газа к котлу №2
/-задвижка с электроприводом; 2-расходомер; 5-предохранительный клапан;
/-регулирующая заслонка; J-газовая горелка; 6-задвижка у горелки; 7-проду-
вочный газопровод (свеча); 8-манометр перед горелкой
Непосредственно перед каждой горелкой установлена задвижка б, которой можно регулировать подачу газа или отключить горелку при малых нагрузках. Продувочная линия 7 с выходом в атмосферу, называемая "свечой", позволяет удалять воздух из газопровода при заполнении его газом перед пуском котла. При останове котла через свечу удаляются остатки газа. Выхлоп линии свечи в атмосферу выведен на три метра выше перекрытий котельной.
|Г, Экономичность горения в большой степени зависит от степени перемешивания газа и воздуха. В этом отношении наиболее эффективна подача газа тонкими струями в массу турбулизированного потока воздуха. Основное назначение газовой горелки - организация смесеобразования и создание устойчивого фронта воспламенения смеси у ее
устья./Газ подается по центральному кольцевому каналу горелки и через продольные косые щели поступает в завихренный поток воздуха, подаваемый в горелку тангенциально. Давление газа перед горелками составляет 3,5-5,0 кПа; давление воздуха 5,0-5,9 кПа; скорость газа на выходе из щелей - 100 м/с, максимальная скорость воздуха в амбразуре горелки - 15 м/с.
При нормальной работе котла в топке поддерживается разрежение, что исключает выбивание факела. При аварийном повышении давления предусмотрены взрывные клапаны, установленные в верхней части топки и на горизонтальном газоходе котла. 7
2.2. Паровой котел № 2
Котел № 2 - барабанный, с естественной циркуляцией, марки БМ-35РФ. Производительность котла- 55 т/ч, параметры перегретого пара
4 МПа, 440 °С, расход газа (при калорийности Q р н = 35 МДж/нм) ра-
з вен 4090 нм /ч.
Компоновка котла (рис. 2.3) П - образная. В топочной камере / расположены испарительные поверхности нагрева, в поворотном горизонтальном газоходе - пароперегреватель 4 , в опускном вертикальном газоходе - водяной экономайзер 5 и воздухоподогреватель 6.
Топочная камера представляет собой призму с размерами в плане 4,4x4,14 м и высотой 8,5 м. На передней стороне топки установлены четыре газовые горелки 12, размещенные в два яруса. В центре топочной камеры температура продуктов горения достигает 1500-1700 С, на выходе из топки газы охлаждаются до 1150 С. Теплота топочных газов передается экранным трубам, покрывающим всю внутреннюю поверхность камеры за исключением пода. Экранные трубы, воспринимающие теплоту топлива и передающие ее рабочему телу, одновременно защищают (экранируют) стенки топки от перегрева и разрушения.
Процесс парообразования в котле начинается с водяного экономайзера, куда поступает питательная вода с температурой 104/150 С. Вода нагревается за счет теплоты уходящих газов до 255 С; часть воды (до 13-15 %) превращается в насыщенный пар. Из экономайзера вода поступает в барабан котла и далее - к экранным трубам, образующим вместе с опускными трубами и коллекторами замкнутые контуры циркуляции.
Рис. 2.3. Схема котла № 2
/- топочная камера; 2-циклон; 3-барабан; ^-пароперегреватель; 5-экономай-
зер; <5-воздухоподогреватель;7-дымосос; S-короб уходящих газов;
9-короб холодного воздуха; /0-дутьевой вентилятор;
//-коллекторы экранов; /2-горелки; /5-фестон
Каждый контур циркуляции состоит из обогреваемых подъемных труб, расположенных внутри топки, опускных необогреваемых труб 14, идущих по наружной поверхности котла, и коллекторов - верхнего и нижнего. Нижние коллекторы // представляют собой горизонтально расположенные цилиндрические камеры диаметром 219 х16 мм, верхними коллекторами являются барабан 3 и циклоны 2.
Непрерывное движение рабочей жидкости в контуре циркуляции происходит благодаря движущему напору Д р, образующемуся за счет разности плотности воды у в в необогреваемых трубах и пароводяной смеси /см в обогреваемых:
Ap = hg{y B -y CM), Па, где g = 9,81 м/сек, h - высота контура, м, равная расстоянию от нижнего коллектора до уровня воды в барабане (циклоне). Движущий напор циркуляции невелик (Ар ~ 5 кПа), его необходимо экономно расходовать на преодоление гидравлических сопротивлений контура, поэтому все подъемные трубы имеют относительно большой диаметр -60x3 мм.
При одном проходе рабочей жидкостью контура циркуляции в пар превращается лишь одна двадцатая часть воды (паросодержание смеси х = 0,05). Это означает, что кратность циркуляции котла К „, определяемая как отношение расхода циркулирующей воды G llB к расходу пара из котла D пе, равна 20.
Общий контур циркуляции котла № 2 (рис.2.4) разделен на восемь отдельных контуров, названных по месту расположения подъемных труб в топке: фронтовым, задним и боковыми экранами. Разделение на отдельные контуры вызвано тем, что при неодинаковом обогреве подъемных труб скорость среды в них будет также неодинаковой, что приведет к нарушению циркуляции. Чем контур уже. тем более надежная циркуляция в нем.
Фронтовой экран состоит из 36 подъемных и 4 опускных труб, соединяющих барабан и нижний коллектор. Подъемные трубы фронтового экрана входят в барабан котла.
Задний экран питается водой из барабана по 6 опускным трубам: 48 подъемных труб контура входят в барабан. Трубы экрана, покрывающие заднюю стенку топки, в верхней части топочной камеры разводятся в три ряда, образуя проход для газов (фестон).
Боковые экраны, левый и правый, разделены на три части, образуя основной контур (в середине) и два дополнительных контура по бокам.
Основные боковые экраны замыкаются на два выносных вертикальных циклона 2, расположенных по обеим сторонам барабана. Из
Правые боковые экраны |
циклонов вода по 4 опускным трубам подводится в нижние коллекторы Экранов, из которых выходит по 24 подъемные трубы. На выходе из топки подъемные трубы присоединяются к двум выходным коллекторам, откуда пароводяная смесь направляется к циклонам. В основном боковом экране имеются две трубы рециркуляции диаметром 83x4 мм, соединяющие верхний и нижний коллекторы. Рециркуляция способствует увеличению подачи воды в нижний коллектор и в подъемные трубы, повышая надежность их работы.
Рис. 2.4. Схема контуров циркуляции котла № 2
Дополнительные боковые экраны размещены ближе к углам топки, справа и слева от основного бокового экрана. Оба контура имеют по
одной опускной трубе и по четыре (левый) или по шесть (правый) подъемных труб, включенных в барабан.
Каждый из выносных циклонов представляет собой вертикально стоящий цилиндр диаметром 377x13 мм и высотой 5,085 м. Циклоны соединены по пару и по воде с барабаном котла. В барабане поддерживается уровень воды на 50 мм выше уровня в циклонах, благодаря чему 25-30% воды, подаваемой в барабан, перетекает в циклоны. Пароводяная смесь, поступающая в циклоны из верхних коллекторов основных боковых экранов, подводится тангенциально. В результате центробежного эффекта происходит разделение смеси на паровую и жидкую фазы; вода, смешиваясь с потоком, поступающим из барабана, снова направляется в опускные трубы, а пар подается в паровое пространство барабана котла.
Барабан и циклоны вместе с контурами циркуляции образуют систему двухступенчатого испарения. В первую ступень входят барабан, контуры фронтового, заднего и дополнительных боковых экранов; циклоны и основные боковые экраны образуют вторую ступень испарения. Ступени имеют последовательное питание по воде и параллельное по пару. Двухступенчатое испарение осуществляется следующим образом. Вода, поступающая в котел, содержит небольшое количество примесей, но в процессе испарения концентрация их в циркулирующей воде возрастает. Рост концентрации примесей в воде приводит к увеличению перехода их в пар, а также к отложению примесей на внутренней поверхности труб. Поддержание солесодержания котловой воды на определенном уровне обеспечивается постоянным удалением примесей вместе с частью воды, называемой продувкой. Продувка осуществляется из циклонов и составляет 1-2 % от производительности котла. Чем больше доля продувки, тем выше чистота пара.
При двухступенчатом испарении 25-30 % воды, отводимых из барабана в циклоны, являются большой продувкой для первой ступени испарения. Этим объясняется повышенная чистота образующегося и собираемого в барабане пара (чистый отсек). В выносных циклонах происходит интенсивное испарение воды, поступающей из барабана, концентрация примесей в воде возрастает до уровня, определяемого продувкой в 1-2 % (солевой отсек). Пар, отсепарированный в выносных циклонах, более "загрязнен", чем в барабане, но такого пара образуется всего около 25%; смешение пара солевого и чистого отсеков позволяет получить насыщенный пар высокой чистоты.
Для удаления шлама (твердых частиц, содержащихся в котловой воде) осуществляется ввод фосфатов в барабан и периодическая продувка из нижних коллекторов экранов.
Барабан котла (рис.2.5), представляющий собой цилиндр с внутренним диаметром 1500 мм и толщиной стенки 40 мм, выполнен сварным из стали марки 20К. Барабан является не только верхним коллектором контуров циркуляции, но служит также для разделения пароводяной смеси на воду и пар. Для этого внутри барабана установлены 12 циклонов 9. Пароводяная смесь из экранов поступает в пароприемную камеру 8, откуда направляется в каждый циклон по касательной к его внутренней поверхности. В результате центробежного эффекта вода отжимается к стенке циклона, стекая вниз, а пар поднимается вверх. Здесь пар попадает на дополнительную ступень сепарации в жалюзий-ный сепаратор /. Прохождение пара по узким каналам сепаратора с изменением направления потока приводит к выпадению оставшейся в паре влаги.
За жалюзийным сепаратором установлены два дырчатых щита 2,3, обеспечивающие равномерное поступление пара в пароперегреватель.
ступени пароперегревателя. После первой ступени пар направляется в пароохладитель 2 и далее на вторую ступень пароперегревателя 4. Из выходного коллектора / пар поступает в турбинное отделение.
Движение пара в обеих ступенях по отношению к направлению движения газов смешанное: сначала противоточное. затем прямоточное.
В пароохладителе происходит регулирование температуры пара. Пароохладитель - теплообменник поверхностного типа представляет собой цилиндрическую камеру диаметром 325 мм, внутри которой размещены змеевики труб с охлаждающей водой. Расход воды в трубах изменяется регулятором температуры. Возможное снижение температуры пара достигает 50 °С.
Первая ступень пароперегревателя выполнена из труб диаметром 38x3 мм, вторая- из труб диаметром 42x3 мм. Обе ступени, кроме выходных змеевиков второй ступени, изготовлены из углеродистой стали 20; выходные змеевики - из стали 15ХМ.
|
9-внутрибарабанные циклоны
В пароперегревателе котла (рис.2.6) температура пара повышается с 255 до 445 С, проходя последовательно две ступени. Насыщенный пар из барабана котла поступает в 40 труб и проходит сначала по потолку горизонтального газохода, затем поступает в змеевики первой
Рис. 2.6. Пароперегреватель котла № 2
выходной коллектор; 2- пароохладитель; 3-первая ступень пароперефевате-ля; /-вторая ступень; 5-паровая задвижка
Схема питания котла № 2 приведена на рис. 2.7. Котел № 2 имеет одноступенчатый водяной экономайзер 5, расположенный в конвективной шахте. Вода подводится к нижнему коллектору экономайзера от двух питательных магистралей, откуда она поступает в 70 стальных труб диаметром 32x3 мм. Трубы, расположенные в шахматном порядке, образуют четыре пакета. Движение воды в экономайзере подъемное, скорость потока воды 0,5 м/с. Этой скорости достаточно для того, чтобы сбивать пузырьки газов, выделяющиеся при нагреве воды, и предотвращать локальную коррозию труб.
Для надежного охлаждения труб экономайзера в период растопки, когда расход воды недостаточен, открывается линия рециркуляции 4.
Рис. 2.7. Схема питания котла №2
/ - питательные магистрали ТЭЦ; 2 - пароохладитель; 3 - барабан; 4 - линия рециркуляции; 5 - водяной экономайзер; б - подпорный клапан
За водяным экономайзером следующим по ходу дымовых газов (рис.2.3) расположен воздухоподогреватель. Холодный воздух при температуре около 30 С забирается в верхней части котельного цеха и по всасывающему коробу воздуха 9 подводится к дутьевому вентилятору 10, установленному на нулевой отметке. Затем воздух под давле-
нием, создаваемом вентилятором, проходит через одноступенчатый воздухоподогреватель 6 и при температуре 140 ... 160 °С поступает к
горелкам 12. /
Воздухоподогреватель имеет поверхность 1006 м 2 , образованную 2465 трубами диаметром 40x1,5 мм и длиной 3375 мм. Концы труб закреплены в трубных досках в шахматном порядке. Дымовые газы проходят внутри труб сверху вниз, а воздух омывает межтрубное пространство, делая два хода. Для создания двухходового движения на середине высоты труб установлена горизонтальная перегородка. Температурные расширения труб (около 10 мм) воспринимаются линзовым компенсатором, установленным в верхней части корпуса воздухоподогревателя.
Дутьевой вентилятор производительностью 48500 м 3 /ч развивает напор 2,85 кПа; частота вращения рабочего колеса - 730 об/мин, мощность электродвигателя 90 кВт.
Дымосос имеет следующие характеристики: производительность 102000 м /ч, напор 1,8 кПа; частота вращения рабочего колеса-585 об/мин; мощность электродвигателя 125 кВт.
После воздухоподогревателя продукты сгорания топлива при температуре 138 С поступают в короб уходящих газов 8 и направляются к дымососу 7, расположенному в отдельном помещении на отметке 22,4 м, и далее - в дымовую трубу. Работа дымососа рассчитана на преодоление гидравлического сопротивления газового тракта и поддержание разрежения в топочной камере.
При изменении нагрузки котла производительность вентилятора и дымососа регулируется осевыми направляющими аппаратами, установленными на всасывающих патрубках машин. Направляющий аппарат состоит из поворотных лопаток, оси которых выведены наружу и связаны с приводным кольцом, обеспечивающим одновременный поворот лопаток на одинаковый угол. В результате изменения угла входа потока на рабочее колесо меняется производительность тягодутьевой машины.
Обмуровка котла кирпичная, выполненная в два слоя. Первый слой из шамотного огнеупорного кирпича толщиной 115 мм; второй - теплоизоляционный из диатомитового кирпича различной толщины (от 115 до 250 мм). С внешней стороны обмуровка имеет металлическую обшивку, обеспечивающую снижение присосов воздуха. Между тепловой изоляцией и обшивкой проложен асбестовый лист толщиной 5 мм. емпература обшивки не должна превышать 50 °С. Крепление обмуровки к каркасу котла осуществляется с помощью кронштейнов и приварных плит. Потолок топки - бетонный, двухслойный. Обращенная к
топке часть барабана покрыта огнеупорной массой (такретом). Для компенсации температурных расширений по контуру топки сделан температурный шов с закладкой асбестовым шнуром.
Паровой котел № 4
Котел № 4 марки ТП-20/39, сконструирован и изготовлен для работы на донецком тошем угле. После установки котел был переделан и приспособлен для сжигания газа. В результате реконструкции, включающей повышение производительности горелок и тягодутьевых машин, номинальный расход пара из котла увеличен с 20 до 28 т/ч при параметрах свежего пара 4 МПа и 440 С.
Паровой котел № 4 - однобарабанный, с естественной циркуляцией и П- образной компоновкой (рис.2.8). Основные части котла - топочная камера /, на стенах которой расположены экранные трубы циркуляционных контуров //, пароперегреватель 7, размещенный в горизонтальном газоходе котла, двухступенчатые водяной экономайзер и воздухоподогреватель, установленные в опускном конвективном газоходе.
Конструкция котла сохранила особенности, связанные с проектированием его для работы на угле с малым выходом летучих: топочная камера имеет неэкранированный предтопок 2, часть экранных труб в области ядра факела зафутерована (облицована огнеупорным материалом), что должно было способствовать лучшему воспламенению угольной пыли. В нижней части топка заканчивается холодной воронкой. Отверстие в воронке, служащее для удаления шлака при работе на твердом топливе, сейчас закрыто кирпичным подом.
На фронтальной стороне топочной камеры установлены три горелки: две основные и одна дополнительная над сводом предтопка. Суммарная производительность горелок по газу - 2500 м /ч. Размеры топки в свету по обмуровке 3,25x3,4 м; высота 8,8 м.
Парообразующие поверхности нагрева котла (рис. 2.9) состоят из семи контуров циркуляции: фронтового, заднего, четырех боковых и конвективного пучка. Материал контуров - сталь 20; диаметр обогреваемых экранных труб 84x4 мм, опускных труб - 108x5 мм.
Фронтовой экран состоит из 20 подъемных труб, расположенных на фронтальной стене котла. Экран занимает только часть высоты стены: нижний коллектор контура находится под сводом предтопка над основными горелками. Общая высота контура циркуляции фронтового экрана меньше, чем у других контуров (7,65 м). Из-за небольшой высоты труб и малого изменения плотности среды в подъемных трубах возможны нарушения циркуляции. Надежность циркуляции можно по-
iciiTb за счет дополнительного разделения контура на части. Для это- 0 в нижнем коллекторе фронтового экрана поставлены две глухие пе- осГ ородки, что означает деление контура на три самостоятельных контура. Питание каждой боковой секции происходит по одной из четырех опускных труб; питание центральной секции - по двум трубам.
Рис. 2.8. Схема котла № 4
/-топочная камера; 2-предтопок: 3-барабан; -/-пароохладитель; 5-фестон: 6- конвсктивный пучок: 7-пароперегреватель: S-первая ступень воздухоподогревателя; 9-вторая степень воздухоподогревателя: ///-коллекторы экранов; 11- чкранные трубы контуров циркуляции: /2-первая ступень экономайзера: 13- вторая ступень экономайзера: /-/-дутьевой вентилятор; /5-дымосос
Рис. 2.9. Схема контуров циркуляции котла № 4
Задний экран состоит из 29 подъемных труб, расположенных на задней стене топочной камеры. Питание контура водой осуществляется из барабана по шести опускным трубам. В верхней части топки трубы заднего экрана переходят в трехрядный фестон. Шаг труб в фестоне -225 мм по ходу газов и 300 мм по ширине газохода. Пройдя фестон, трубы заднего экрана входят в барабан под уровень воды. Высота контура циркуляции заднего экрана 13,6 м.
Боковые экраны, левый и правый, состоят из двух частей: основного бокового экрана и дополнительного. Основной боковой экран в два
паза больше дополнительного. Он состоит из 14 подъемных труб, дополнительный - из 7. Высота экранов 12,6 м.
Левый основной боковой экран является единственным контуром циркуляции, замкнутым на солевой отсек барабана. Питание контура производится из солевого отсека по трем опускным трубам; 14 подъемных труб этого экрана также входят в солевой отсек.
Правый основной боковой экран аналогичен левому, но включен в чистый отсек барабана.
Дополнительные боковые экраны кроме нижних входных имеют верхние выходные коллекторы. Питание каждого из экранов, правого и левого, производится из чистого отсека барабана по двум опускным трубам. Образовавшаяся в экранах пароводяная смесь поступает в выходные коллекторы, откуда по трем трубам диаметром 83x4 мм она отводится в барабан котла. При этом происходит "перекидка" пароводяной смеси: из левого бокового экрана смесь отводится в правую часть чистого отсека барабана, а из правого - в левую часть чистого отсека. Этим устраняется возможность повышения концентрации солей в котловой воде в правой части барабана, так как продувка осуществляется из его левой части.
Конвективный пучок находится за фестоном (по ходу газов) и состоит из 27 труб, расположенных в шахматном порядке в три ряда. Питание контура циркуляции конвективного пучка производится из барабана по шести опускным трубам; подъемные трубы входят в чистый отсек барабана. Размещение конвективного пучка в горизонтальном газоходе имеет целью снижение температуры газов перед пароперегревателем (высокая температура на выходе из топочной камеры была необходима для эффективного сжигания донецкого угля).
Котел № 4 имеет двухступенчатую схему испарения, преимущества которой рассмотрены выше при описании котла № 2. В отличие от котла № 2 в котле № 4 вторая ступень испарения осуществляется не в выносных циклонах, а в специально выделенном солевом отсеке барабана котла.
Барабан котла № 4 (рис. 2.10) имеет внутренний диаметр 1496 мм при толщине стенки 52 мм и длине цилиндрической части 5800 мм. Барабан изготовлен из листовой углеродистой стали марки 20К. Опускные и подъемные трубы присоединены к барабану вальцовкой, допускающей вертикальные перемещения труб. Пароводяная смесь из экранных труб и труб конвективного пучка поступает в нижнюю часть барабана под уровень воды.
Барабан разделен перегородкой на две неравные части. Правая, большая часть /, относится к первой ступени испарения и является чистым отсеком. Левая часть барабана б длиной 1062 мм выделена для
второй ступени испарения (солевой отсек). К солевому отсеку присоединены трубы только левого основного бокового экрана. Его относительная паропроизводительность составляет около 20 %. Трубы остальных контуров естественной циркуляции замкнуты на чистый отсек. По водяной стороне отсеки соединены трубой 5 длиной 610 мм с кон-фузорным соплом. Диаметр сопла (159 мм) выбран таким, что при перепаде уровней в отсеках в 50 мм расход воды из чистого отсека в солевой был равен паропроизводительности солевого отсека (20 %) плюс величина непрерывной продувки котла. Допустимые колебания уровня в барабане ± 25 мм исключают обратный переток воды из солевого отсека.
Пар, собирающийся в верхней части солевого отсека, проходит через щель вверху перегородки и поступает в чистый отсек под промывочный лист, где смешивается с паром чистого отсека.
Промывка пара осуществляется следующим образом. Питательная вола после водяного экономайзера поступает в коллектор 3 и распределяется по 13 корытообразным промывочным щитам 4, установленным поперек барабана над уровнем воды. Между корытцами имеются зазоры шириной 40 мм, закрытые сверху отбойными щитками. Питательная вода заполняет корытца, переливаясь через их края в водяной объем барабана. Пар, поступающий под промывочное устройство, проходит через слой питательной воды, где при двукратном изменении направления потока оставляет в воде частицы влаги с растворенными в ней солями, и в результате очищается. После промывки пар осушается в паровом объеме за счет гравитационной сепарации и через дырчатый лист 9, выравнивающий скорость пара, направляется в трубы пароперегревателя.
Общий вид и схема движения пара в пароперегревателе приведены на рис. 2.11. Насыщенный пар из барабана котла при давлении 4,4 МПа и температуре 255 С поступает по 27 трубам в коллектор насыщенного пара 2, в котором размещается регулятор температуры пара. Из коллектора выходят 26 труб диаметром 38x3,5 мм из стали 20, которые сначала проходят по потолку газохода, а затем образуют первую ступень пароперегревателя 5. После первой ступени пар поступает в два промежуточных коллектора 3 - верхний и нижний, где происходит перемена места расположения труб пароперегревателя по ширине газохода. Это осуществляется следующим образом. Трубы левого пакета пароперегревателя первой ступени (13 труб) входят в нижний коллектор, а 13 труб правого пакета - в верхний коллектор. При этом входные трубы расположены на половине длины коллекторов. На вторую ступень пароперегревателя пар из нижнего коллектора направляется по выходным трубам (расположенным на другой половине коллектора) в правую часть газохода, а из верхнего коллектора - в левую. Необходимость такой перекидки вызвана тем, что из-за различных условий теплообмена по ширине газохода температура пара в трубах пароперегревателя может различаться. Так, при малой производительности котла, температурная разверка в трубах пароперегревателя достигает 40 °С.
Вторая ступень пароперегревателя 6, состоящая всего из двух петель, выполнена из труб диаметром 42x3,5 мм, материал - 15ХМ.
Обе ступени имеют смешанное противоточно-прямоточное взаимное движение пара и дымовых газов.
Регулирование температуры перегретого пара происходит в теплообменнике поверхностного типа 2, являющимся одновременно коллектором насыщенного пара. Внутри теплообменника по {/-образным трубкам проходит охлаждающая (питательная) вода. Снаружи трубки
омываются паром. Воздействие на регулирующий клапан подачи воды приводит к изменению степени влажности насыщенного пара и, в конечном итоге, к изменению температуры перегретого пара.
Рис.2.11. Пароперегреватель котла № 4
а-общий вил: б-схема движения пара i /-барабан; 2-пароохладитель; J-промежуточныс коллекторы; /-выходной коллектор: 5-первая ступень пароперегревателя: 6-вторая ступень пароперегревателя: 7-задвижка: 8-предохранительные клапаны
ПереФ етыи па Р собирается в выходном коллекторе 4, откуда он по
лектор " паропровод выполнены из стали I2XM. На коллекторе
пе регревателя и барабане котла установлены предохранительные
апаны 8- При повышении давления пара на 3 % выше номинального
открываются клапаны на выходном коллекторе пароперегревателя. При
дальнейшем повышении давления срабатывают предохранительные
клапаны на барабане. Такая последовательность открытия клапанов не
позволяет оставлять без пара пароперегреватель котла.
Схема питания котла № 4 показана на рис.2.12. Питательная вода подводится к котлу по двум магистралям / диаметром 89x4 мм.
Рис. 2.12. Схема питания котла№ 4
Питательные магистрали ТЭЦ; 2-пароохладитель: 3-<5арабан; V-лииия рециркуляции; 5-первая ступень экономайзера: 6-вторая ступень экономайзера
Температура воды - 150 °С при работающем ПВД и 104 °С - при к люченном. На каждой питательной линии установлена однотипная
арматура: задвижка с электроприводом, регулирующий клапан, обратный клапан, расходомерная диафрагма. Обратные клапаны препятствуют упуску воды из парообразующих поверхностей в случае аварий- } ного прекращения питания котла. Основной поток питательной воды 1 поступает в водяной экономайзер. Часть воды от перемычки, соеди- j няющей обе магистрали, направляется на пароохладитель 2. Пройдя 1 пароохладитель, вода вновь возвращается в линию питания перед вхо- ] дом в экономайзер.
Водяной экономайзер двухступенчатый, кипящего типа. Каждая ступень экономайзера образована 35 змеевиками стальных труб диаметром 32x3 мм, расположенными в газоходе горизонтально в шахматном порядке. Обе ступени являются двухходовыми по воде. Двухходовое выполнение ступеней позволяет увеличить скорость воды до 0,5 м/с и сбивать потоком пузырьки агрессивных газов, выделяющиеся при нагревании воды и скапливающиеся у верхней образующей труб. Для создания двухходовой схемы каждый из четырех коллекторов экономайзера разделен глухой перегородкой пополам.
Из водяного экономайзера кипящая вода направляется по двум трубам 83x4 мм в барабан. Во время пуска котла включается линия рециркуляции 4, связывающая барабан с входом в водяной экономайзер. При этом образуется контур циркуляции "барабан - экономайзер", исключающий испарение воды в экономайзере при отсутствии подпитки котла.
Воздухоподогреватель котла (рис. 2.8) - трубчатый, двухступенчатый. Ступени воздухоподогревателя расположены поочередно со ступенями водяного экономайзера в опускной шахте котла. Такое расположение поверхностей нагрева ("в рассечку") позволяет нагреть воздух до высокой температуры - 250...300 °С, необходимой при сжигании угольной пыли.
Холодный воздух при температуре примерно 30 С забирается из верхней части котельного цеха и под давлением, создаваемым дутьевым вентилятором, направляется в две ступени воздухоподогревателя, а оттуда - к горелкам котла. При двухступенчатом подофеве воздуха вторая ступень воздухоподофевателя размещается в области высоких температур газов, что позволяет увеличить температурный напор на горячем конце воздухоподфевателя. Это в свою очередь дает возможность обеспечить относительно низкую температуру уходящих газов -128°С. Каждая ступень состоит из 1568 стальных труб диаметром 40x1,5 мм, закрепленных концами в массивных трубных досках, перекрывающих сечение газохода. Дымовые газы проходят внутри труб, а нагреваемый воздух омывает трубки снаружи, делая в каждой ступени
духоподогревателя по два хода. Длина труб первой ступени возду- под0 гревателя - 2,5 м, длина труб второй ступени - 3,8 м. ПроДУ кты горения, пройдя топку, горизонтальный и опускной газоходы с расположенными в них конвективными поверхностями, поступают в отводящий короб. По нему газы проходят вертикально вверх вдоль задней стены котельного цеха, затем поступают к дымососу и далее _ в дымовую трубу. Участок газового тракта от топки до дымососа находится под разрежением, создаваемым дымососом. Участок воздушного тракта от дутьевого вентилятора до горелок находится под давлением, создаваемым вентилятором.
Дутьевой вентилятор производительностью 40 000 м /ч создает давление 2,8 кПа, потребляемая мощность 75 кВт, частота вращения рабочего колеса 980 об/мин.
Дымосос имеет следующие характеристики: производительность з 46 000 м /ч; давление 1,5 кПа; мощность 60 кВт; частота вращения -
730 об/мин.
2.4. Теплотехнический контроль и автоматическое регулирование котлов
Каждый котел имеет индивидуальный щит управления, на котором расположены приборы теплотехнического контроля, регуляторы и система аварийной защиты.
На оперативном щите размещены основные приборы, отражающие работу котла. К ним относятся: расход, температура и давление пара, уровень в барабане котла, расход и давление газа. Для показателей, характеризующих экономичность работы котла, и для наиболее ответственных параметров применяются самопишущие регистрирующие приборы.
На щите регуляторов смонтированы собственно регулирующие приборы, а датчики и исполнительные механизмы расположены по месту, вблизи оборудования.
Щит аварийной защиты является самостоятельным (котел № 2) или совместным с оперативным щитом. Здесь расположены приборы защиты и световые табло, надпись на которых высвечивается одновременно с подачей звукового сигнала.
Паровой котел является одним из наиболее сложных объектов регулирования, поэтому он имеет несколько самостоятельных или связанных автоматических систем регулирования. Каждая локальная система регулирования, имеет следующую структуру (рис.2.13). Первичный прибор - датчик (Д) служит для измерения регулируемой величи-
ны и преобразования ее в электрический сигнал с унифицированной шкалой (0-20 мА). В качестве первичных приборов применяются термопары, термометры сопротивления, дифманометры и пр. Сигналы от датчиков поступают на регулятор (Р), где они суммируются, сравниваются с заданным значением, подаваемым от задатчша ручного управления (ЗУ,), усиливаются и в виде выходного сигнала поступают на исполнительный механизм. Исполнительный механизм включает колонку дистанционного управления (КДУ) с сервомотором и пусковым устройством (магнитным пускателем МП). При подаче сигнала замыкаются цепи магнитного пускателя, и сервомотор КДУ начинает перемешать регулирующий клапан (РК) в направлении, которое приводит к восстановлению параметра регулирования. На КДУ устанавливается также потенциометрический датчик указателя положения регулирующего органа (УЦ|. В качестве регулирующих органов применяются задвижки, клапаны, поворотные заслонки, шиберы и т.п.
Регулятор Р связан с КДУ цепью, в которую включен переключатель (ПУ) и ключ управления (КУ). Переключатель имеет два положения - "дистанционное" или "автоматическое" управление. Если он стоит в положении "дистанционное", то ключом КУ с пульта можно управлять регулирующим клапаном. В противном случае управление осуществляется автоматически.
Рис. 2.13. Функциональная схема регулятора
Д-датчики; Р-регулятор: ЗУ~задатчик ручного управления: ПУ-переключа-тель управления: КУ-ключ управления; МП-магнитный пускатель; КДУ-ко-1 лонка дистанционного управления: УП-указатель положения регулирующего! органа; РК-регулирующий клапан
Схема автоматического регулирования котла № 2 приведена на пис 2.14. При работе нескольких котлов на общую магистраль согласование их работы осуществляется корректирующим регулятором (КР)- который поддерживает заданное давление пара в магистрали. Датчиком для КР служит чувствительный манометр (ЧМ).
Рис.2.14. Принципиальная схема регулирования котла № 2
ДМ-дифференциальный манометр: ЧМ-чувствительный манометр: Т-термо-пара; ДТ-дифференциальный тягометр; ДЛ-дифференциатор: КР-корректи-РУЮщий регулятор; РТ-регулятор топлива: РВ-регулятор воздуха; РР-регуля- 1о Р тяги; РП-регулятор питания; РТП-регулятор температуры: РПр-регулятор "" "прерывной продувки; ЗУ-задатчик ручного управления; ПУ-выключатель: РК-регулируюший клапан
Система регулирования котла № 2 включает следующие регуляторы: подачи топлива (тепловой нагрузки)-РТ; подачи воздуха-РВ; разрежения в топке-РР; питания котла-РП; температуры перегретого пара -РТП; непрерывной продувки-РПр.
Регулятор топлива РТ изменяет расход газа в зависимости от паро-производительности котла, поддерживая тем самым постоянное давление пара. Регулятор получает три сигнала: по расходу пара от котла, по скорости изменения давления в барабане и сигнал от корректирующего регулятора КР. С помощью переключателя ПУ можно отключить КР; в этом случае регулятор топлива РТ поддерживает постоянной нагрузку только данного котла. Сигнал по скорости изменения давления в барабане (получаемый с помощью дифференциатора ДЛ) улучшает качество регулирования в переходных режимах, так как он быстрее реагирует на изменение тепловой нагрузки (еще до наступления заметного отклонения давления пара). При изменении нагрузки котла регулятор топлива с помощью исполнительного механизма воздействует на поворотную заслонку на газовой магистрали.
Регулятор подачи воздуха РВ поддерживает заданное соотношение между расходом газа и воздуха для обеспечения оптимального процесса горения. На регулятор поступают два сигнала: по расходу газа и по гидравлическому сопротивлению воздухоподогревателя с воздушной стороны, которое характеризует расход воздуха. Для изменения соотношения между топливом и воздухом служит задатчик ручного управления ЗУ. Исполнительный механизм регулятора воздействует на направляющий аппарат во всасывающем коробе дутьевого вентилятора и тем самым изменяет подачу воздуха.
Регулятор разрежения РР (регулятор тяги) обеспечивает соответствие между подачей воздуха и удалением продуктов сгорания. Основным сигналом такого соответствия служит разрежение в верхней части топки котла (2-3 мм вод. ст.). Помимо основного сигнала от дифференциального тягомера ДТ, измеряющего разрежение в топке, к регулятору подводится дополнительный сигнал от регулятора воздуха РВ, который подается только в момент включения регулятора воздуха. Этим обеспечивается синхронность в работе двух регуляторов. Регулятор разрежения воздействует на направляющий аппарат дымососа.
Автоматическое регулирование питания котла РП должно обеспечивать подачу в барабан питательной воды в соответствии с количеством вырабатываемого насыщенного пара. При этом уровень воды в барабане должен оставаться неизменным или колебаться в допустимых пределах. Регулятор питания РП выполнен трехимпульсным. Он получает сигналы по уровню в барабане котла, по расходу пара и по расходу питательной воды. Датчиком каждого сигнала является дифмано-
дМ. Сигналы датчиков суммируются, усиливаются и передаются >з исполнительный механизм на регулирующий клапан питания. г |ГНвЛ п0 УРО вню в барабане котла всегда действует в сторону, енМ иаюшую отклонение уровня от заданного значения. Действие сигнала по расходу пара направлено на сохранение материального баланса "расход пара - расход воды". Сигнал по расходу питательной воды является стабилизирующим. Он действует на поддержание соотношения "подача воды - расход пара", и при возмущении по расходу воды оказывает действие на регулирующий клапан еще до того, как изменится уровень в барабане. На котле установлены два ре^лятора питания (по числу трубопроводов питательной воды).
Регулятор температуры перегретого пара РТП поддерживает заданную температуру за котлом путем изменения расхода воды на пароохладитель. Он получает два сигнала: основной - по отклонению температуры пара на выходе из пароперегревателя и дополнительный - по скорости изменения температуры пара за пароохладителем. Дополнительный сигнал, поступающий на регулятор от дифференциатора ДЛ. позволяет преодолевать тепловую инерцию пароперегревателя и повышать точность регулирования. Исполнительный механизм РТП воздействует на регулирующий клапан на линии подачи воды к пароохладителю.
Регулятор непрерывной продувки РПр предназначен для поддержания заданного солесодержания котловой воды в выносных циклонах. На регулятор поступают два сигнала: по расходу перегретого пара и по расходу продувочной воды. При изменении нагрузки котла величина продувки изменяется пропорционально расходу пара. Исполнительный механизм регулятора воздействует на регулирующий клапан непрерывной продувки.
При пуске котла автоматика котла отключается, и пусковые операции осуществляются персоналом с пульта управления или по месту.
2.5. Общие сведения по эксплуатации котлов
В зависимости от условий работы ТЭЦ оборудование котельного отделения работает в базовом (номинальном) режиме, при частичной нагрузке, а также в режимах пусков и остановов. Основная задача оперативного персонала - поддержание экономичной работы котла, на-олюдение за правильностью работы систем автоматического регулирования в соответствии с режимной картой. Режимная карта выполняет- Ся в виде графика или таблицы. Она указывает значения параметров и ха рактеристик котла, обеспечивающих его максимальную экономичность при различных нагрузках. Режимная карта составляется по ре-
зультатам специальных испытаний, выполняемых наладочными организациями, и является основным документом, по которому ведется контроль за котлом.
Важнейшими задачами персонала при обслуживании котла являются:
Поддержание заданной паропроизводительности (нагрузки) котла;
Поддержание номинальной температуры и давления перегретого пара;
Равномерное питание котла водой и поддержание нормального уровня в барабане;
Поддержание нормального солесодержания насыщенного пара.
Одним из наиболее ответственных режимов является пуск котла. Различают пуски из холодного и горячего состояния, отличающиеся продолжительностью. Пуск котла из холодного состояния, включающий его прогрев и подъем параметров пара до номинальных значений, занимает примерно 4,0-4,5 ч.
Перед пуском котла необходимо убедиться в исправности поверхностей нагрева, обмуровки, газоходов, произвести внешний осмотр всего котла, трубопроводов, арматуры, проверить исправность вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов.
После выполнения всех указанных операций собирается растопочная схема в соответствии с инструкцией (закрываются продувочные и дренажные вентили коллекторов экранов, открываются дренажи паропровода, воздушники и т. п.).
Основной операцией перед растопкой является заполнение котла водой из питательной магистрали до растопочного уровня в барабане. После заполнения котла проверяют, не снижается ли уровень воды в барабане. Снижение уровня указывает на неплотность в трубной системе, которая должна быть устранена.
Подача газа к горелкам осуществляется поэтапно в зависимости от начальною состояния газопроводной сети. Если общий газопровод ранее был включен для смежных котлов, то необходимо заполнить газом только участок газопровода пускаемого котла. Для удаления из участка газопровода взрывоопасной смеси открывают продувочные свечи и ведут продувку до полного удаления воздуха (по химанализу). Включают дутьевой вентилятор, затем дымосос для вентиляции топки и газоходов в течение 10-15 мин.
Перед розжигом горелок проверяется отсутствие газа в топке с помощью метанометра. При соблюдении норм на отсутствие метана розжиг котла производится следующим образом. На всех горелках закрывают воздушные шиберы, дистанционно включают электрозапальник и,
Н но приоткрывая газовую задвижку перед горелкой, подают газ. Пои)Т0М не °б х °Димо следить, чтобы газ сразу же загорелся, и одно-пеменно открывать шибер подачи воздуха. Постепенно увеличивают подачу газа и воздуха, следя за факелом и не допуская его отрыва от горелки. При устойчивом горении закрывают кран на свече, удаляют запальник. Разрежение вверху топки поддерживают на уровне 3 мм вод ст - Через 10-15 мин зажигают в том же порядке следующую горелку и производят подъем давления пара в котле.
После розжига горелок сразу же открывают линию из пароперегревателя на растопочный сепаратор и открывают вентиль на линии рециркуляции питательной воды.
Процесс повышения давления и температуры в поверхностях нагрева котла ограничивается температурной неравномерностью в барабане, главным образом, перепадом температур между верхней и нижней образующими (не более 40 °С). Продолжительность растопки котла определяется допустимой скоростью повышения температуры металла, которая составляет для барабана 1,5-2.0 С в минуту, а для паропроводов от котла до магистрали 2...3 С в минуту.
Включение котла в общую паровую магистраль разрешается, когда разность давлений в магистрали и за котлом составит не более 0.05-0,1 МПа. а температура пара достигнет 360 С.
При увеличении нагрузки котла сначала изменяют тягу, затем подачу воздуха и потом постепенно прибавляют газ. До нагрузки, составляющей 50 % от номинальной (15-25 т/ч), операции выполняют вручную, затем подключают систему автоматического регулирования.
Похожая информация.
Электрической станцией называется энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Наиболее распространены тепловые электрические станции (ТЭС), использующие тепловую энергию, выделяемую при сжигании органического топлива (твердого, жидкого и газообразного).
На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п.
Высокий технический уровень энергетики может быть обеспечен только при гармоничной структуре генерирующих мощностей: в энергосистеме должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электроэнергию, но имеющие серьезные ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количество которой зависит от потребностей в тепле, и мощные паротурбинные энергоблоки, работающие на тяжелых топливах, и мобильные автономные ГТУ, покрывающие кратковременные пики нагрузки.
1.1 Типы тэс и их особенности.
На рис. 1 представлена классификация тепловых электрических станций на органическом топливе.
Рис.1. Типы тепловых электростанций на органическом топливе.
Рис.2 Принципиальная тепловая схема ТЭС
1 – паровой котёл; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления; 10 – дренажный насос.
Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.
Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.
По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.
Районные электростанции – это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название – ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.
Промышленные электростанции – это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы.
По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.
За конденсационными электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС – тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.
В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива – мазут, используя последний ввиду его высокой стоимости только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь – низкокалорийный уголь или отходы добычи высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб - АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.
По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.
Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину – паровую турбину. ПТУ – основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).
Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) – это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.
Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В настоящее время в России работает четыре новых ПГУ-ТЭЦ (Северо-Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга, Калининградская, ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» и Сочинская), построена также теплофикационная ПГУ на Тюменской ТЭЦ. В 2007 г. введена в эксплуатацию Ивановская ПГУ-КЭС.
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок – энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.
По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических параметров (ССКП).
Критическое давление – это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам вполняется с промежуточным перегревом и по блочной схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 5600С (вплоть до 6200С), использование которых требует новых материалов и новых конструкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень параметров строят в несколько этапов – очередями, параметры которых повышаются с вводом каждой новой очереди.
Современный мир требует огромного количества энергии (электрической и тепловой), которая производится на электростанциях различного типа.
Человек научился добывать энергию из нескольких источников (углеводородное топливо, ядерные ресурсы, падающая вода, ветер и т.д.) Однако и по сей день наиболее востребованными и эффективными остаются тепловые и атомные электростанции, о которых и пойдет речь.
Что такое АЭС?
Атомная электростанция (АЭС) – это объект, на котором для производства энергии используется реакция распада ядерного топлива.
Попытки использования управляемой (то есть контролируемой, прогнозируемой) ядерной реакции для выработки электроэнергии были предприняты советскими и американскими учеными одновременно – в 40-х годах прошлого века. В 50-х годах «мирный атом» стал реальностью, и во многих странах мира стали строить АЭС.
Центральным узлом любой АЭС является ядерная установка, в которой происходит реакция. При распаде радиоактивных веществ происходит выделение огромного количества тепла. Выделяемая тепловая энергия используется для нагрева теплоносителя (как правило, воды), который, в свою очередь, нагревает воду второго контура до перехода ее в пар. Горячий пар вращает турбины, благодаря чему происходит образование электроэнергии.
В мире не утихают споры о целесообразности использования атомной энергии для выработки электричества. Сторонники АЭС говорят об их высокой продуктивности, безопасности реакторов последнего поколения, а также о том, что такие электростанции не загрязняют окружающую среду. Противники утверждают, что АЭС потенциально чрезвычайно опасны, а их эксплуатация и, особенно, утилизация отработанного топлива сопряжены с огромными расходами.
Что такое ТЭС?
Наиболее традиционным и распространенным в мире видом электростанциЙ являются ТЭС. Тепловые электростанции (так расшифровывается данная аббревиатура) вырабатывают электроэнергию за счет сжигания углеводородного топлива – газа, угля, мазута.
Схема работы ТЭС выглядит следующим образом: при сгорании топлива образуется большое количество тепловой энергии, с помощью которой нагревается вода. Вода превращается в перегретый пар, который подается в турбогенератор. Вращаясь, турбины приводят в движение детали электрогенератора, образуется электрическая энергия.
На некоторых ТЭЦ фаза передачи тепла теплоносителю (воде) отсутствует. В них используются газотурбинные установки, в которых турбину вращают газы, полученные непосредственно при сжигании топлива.
Существенным преимуществом ТЭС считается доступность и относительная дешевизна топлива. Однако есть у тепловых станций и недостатки. Это, прежде всего, угроза окружающей среде. При сжигании топлива в атмосферу выбрасывается большое количество вредных веществ. Чтобы сделать ТЭС более безопасными, применяется ряд методов, в том числе: обогащение топлива, установка специальных фильтров, задерживающих вредные соединения, использование рециркуляции дымовых газов и т.п.
Что такое ТЭЦ?
Само название данного объекта напоминает предыдущее, и на самом деле, ТЭЦ, как и тепловые электростанции преобразуют тепловую энергию сжигаемого топлива. Но помимо электроэнергии теплоэлектроцентрали (так расшифровывается ТЭЦ) поставляют потребителям тепло. ТЭЦ особенно актуальны в холодных климатических зонах, где нужно обеспечить жилые дома и производственные здания теплом. Именно поэтому ТЭЦ так много в России, где традиционно используется центральное отопление и водоснабжение городов.
По принципу работы ТЭЦ относятся к конденсационным электростанциям, но в отличие от них, на теплоэлектроцентралях часть выработанной тепловой энергии идет на производство электричества, а другая часть – на нагрев теплоносителя, который и поступает к потребителю.
ТЭЦ более эффективна по сравнению с обычными ТЭС, поскольку позволяет использовать полученную энергию по максимуму. Ведь после вращения электрогенератора пар остается горячим, и эту энергию можно использовать для отопления.
Помимо тепловых, существуют атомные ТЭЦ, которые в перспективе должны сыграть ведущую роль в электро- и теплоснабжении северных городов.
Теплоэлектроцентраль
(ТЭЦ)
Наибольшее распространение ТЭЦ получили в СССР. Первые теплопроводы были проложены от электростанций Ленинграда и Москвы (1924, 1928). С 30-х гг. началось проектирование и строительство ТЭЦ мощностью 100-200 Мвт.
К концу 1940 мощность всех действующих ТЭЦ достигла 2 Гвт,
годовой отпуск тепла - 10 8 Гдж,
а протяжённость тепловых сетей (См. Тепловая сеть) - 650 км.
В середине 70-х гг. суммарная электрическая мощность ТЭЦ составляет около 60 Гвт
(при общей мощности электростанций Теплоэлектроцентраль 220 и тепловых электростанций Теплоэлектроцентраль 180 Гвт
). Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ достигает 330 млрд. квт․ч,
отпуск тепла - 4․10 9 Гдж;
мощность отдельных новых ТЭЦ - 1,5-1,6 Гвт
при часовом отпуске тепла до (1,6-2,0)․10 4 Гдж;
удельная выработка электроэнергии при отпуске 1 Гдж
тепла - 150-160 квт․ч.
Удельный расход условного топлива на производство 1 квт․ч
электроэнергии составляет в среднем 290 г
(тогда как на ГРЭС - 370 г
);
наименьший среднегодовой удельный расход условного топлива на ТЭЦ около 200 г/квт․ч
(на лучших ГРЭС - около 300 г/квт․ч
). Такой пониженный (по сравнению с ГРЭС) удельный расход топлива объясняется комбинированным производством энергии двух видов с использованием тепла отработавшего пара. В СССР ТЭЦ дают экономию до 25 млн. т
условного топлива в год (Теплоэлектроцентраль 11% всего топлива, идущего на производство электроэнергии). ТЭЦ - основное производственное звено в системе централизованного теплоснабжения. Строительство ТЭЦ - одно из основных направлений развития энергетического хозяйства в СССР и др. социалистических странах. В капиталистических странах ТЭЦ имеют ограниченное распространение (в основном промышленные ТЭЦ). Лит.:
Соколов Е. Я., Теплофикация и тепловые сети, М., 1975; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М., 1976. В. Я. Рыжкин.
Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия
.
1969-1978
.
Смотреть что такое "Теплоэлектроцентраль" в других словарях:
- (ТЭЦ), паротурбинная тепловая электростанция, вырабатывающая и отпускающая потребителям одновременно 2 вида энергии: электрическую и тепловую (в виде горячей воды, пара). В России мощность отдельных ТЭЦ достигает 1,5 1,6 ГВт при часовом отпуске… … Современная энциклопедия
- (ТЭЦ теплофикационная электростанция), тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и тепло, отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды … Большой Энциклопедический словарь
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ, и, жен. Тепловая электростанция, вырабатывающая электроэнергию и тепло (горячую воду, пар) (ТЭЦ). Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова. 1949 1992 … Толковый словарь Ожегова Большая политехническая энциклопедия
ТЭЦ 26 (Южная ТЭЦ) в Москве … Википедия