Как работает тэц на газе. Принцип работы тэц. Энергетическая политика Финляндии и ТЭЦ

Строительные кампании Москвы, возводящие новостройки Москвы менее всего заботятся об экологической безопасности, квартиры в новостройках Москвы строятся и у ТЭЦ, и возле мусоросжигательных заводов и на свалках радиации. Всего за год московские ТЭЦ выбрасывают в атмосферу более ста тысяч тонн вредных газов- по 11 килограмм на каждого москвича (одиннадцать килограмм газов).

ТЭЦ Москвы- основные загрязняющие предприятия Москвы

Москве окружена тройным кольцом ТЭЦ. Наиболее плотная концентрация тепловых станций- на юге. Посмотреть расположение ТЭЦ и радиусы загрязнения можно на главной странице сайта, на карте- нажав кнопки "ТЭЦ и тепловые станции" и "Показать".

ТЭЦ выбрасывает , наиболее распространенными из которых являются угарный газ, твердые частицы, оксид азота и диоксид серы.

Воздействие ТЭЦ на человека:

• Ароматические углеводороды имеют серьезное канцерогенное воздействие (продукты сгорания газа и мазута).
• Тяжелые металлы накапливаются в органах людей и кроме этого, попадая в почву и воду, проникают с продуктами и водой в организм людей.
• Залповые выбросы- серы, и твердых частиц, так называемых , поражают легкие и бронхи.
• серьезно влияет на нервную систему и сердечно- сосудистую системы, вызывают стресс.
• Каждая ТЭЦ сжигает огромное количество кислорода и производит сотни тысяч тонн золы.

Купить квартиру в Москве в опасном районе- значит смело вычеркнуть пять лет жизни. Количество онкологических заболеваний у людей, живущих у ТЭЦ, в два раза выше обычных уровней. Конечно, существует еще масса факторов, влияющих на выбор района.

Прежде, чем смотреть новостройки в Москве "от застройщика", не лишне посмотреть список ТЭЦ и . Ознакомьтесь так же со по округам с их четким расположением на карте и полным перечнем грязных производств.

Адреса ТЭЦ в Москве

ТЭЦ-8 адрес Остаповский проезд, дом 1. Метро Волгоградский проспект.

1. ТЭЦ-9 адрес Автозаводская, дом 12, корп.1. Метро Автозаводская.
2. ТЭЦ-11 адрес ш. Энтузиастов, дом 32. Метро Авиамоторная.
3. ТЭЦ-12 адрес Бережковская наб., дом 16. Метро Студенческая.
4. ТЭЦ-16 адрес ул. 3-я Хорошевская, дом 14. Метро Полежаевская.
5. ТЭЦ-20 адрес ул. Вавилова, дом 13. Метро Ленинский проспект.
6. ТЭЦ-21 адрес ул. Ижорская, дом 9. Метро Речной Вокзал.
7. ТЭЦ-23 адрес ул. Монтажная, дом 1/4. Метро ул.Подбельского.
8. ТЭЦ-25 адрес ул. Генерала Дорохова, дом 16. Метро Кунцевская.
9. ТЭЦ-26 адрес ул. Востряковский проезд, дом 10. Метро Аннино.
10. ТЭЦ-28 адрес ул. Ижорская, дом 13. Метро Алтуфьево.
11. ТЭЦ-27 адрес Мытищенский район, п.Челобитьево (за МКАД).
12. ТЭЦ-22 адрес г.Дзержинский ул. Энергетиков, дом 5 (за МКАД).

Адреса районных тепловых станций в Москве

1. Бабушкинская-1 Искры ул., д. 17
2. Бабушкинская-2 Искры ул., д. 17б
3. Бирюлево ЛЕБЕДЯНСКАЯ УЛ. д. 3
4. Волхонка-Зил Азовская 28
5. Жулебино ЛЕРМОНТОВСКИЙ ПРОСП. д. 147 с. 1
6. Коломенская Котляковский 1-й пер., д. 5
7. Красная Пресня Магистральная 2-я ул., д. 7а
8. Красный Строитель Дорожная ул., д. 9а
9. Крылатское Осенняя ул., д. 29
10. Кунцево ВЕРЕЙСКАЯ УЛ. д. 35
11. Ленино-Дачное Кавказский бульв., д. 52
12. Матвеевская Очаковское ш., д. 14
13. Митино (РТС-38) Пятницкое ш., д. 19
14. Нагатино Андропова просп., д. 36 корп 2
15. Новомосковская Новомосковская ул., д. 1а
16. Отрадное Сигнальный пр., д. 21
17. Пенягино (РТС-40) Дубравная ул., д. 55
18. Переделкино БОРОВСКОЕ Ш. д. 10
19. Переяславская Переяславская Б. ул., д. 36
20. Перово Кетчерская ул., д. 12
21. Ростокино МИРА ПРОСП. д. 207
22. Рублево ОРШАНСКАЯ УЛ. д. 6 корп. 2
23. Солнцево ЩОРСА УЛ. д. 11 с. 1
24. Строгино Лыковская 2-я ул., д. 67
25. Теплый стан Новоясеневский просп., д. д.8,к.3
26. Тушино-1 (РТС-31) Планерная ул., д. 2
27. Тушино-2 (РТС-32) Фабрициуса ул., д. 37
28. Тушино-3 (РТС-37) Походный пр., д. 2
29. Тушино-4 (РТС-39) СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПР. д. 12
30. Фрезер Фрезер ш., д. 14
31. Химки-Ховрино Беломорская ул., д. 38а
32. Чертаново Днепропетровская ул., д. 12

На основании СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03, ТЭС и районные котельные, как особо опасные поражающие объекты относятся к первому классу опасности:

Основные выбросы ТЭЦ:

Диоксид азота (бурый газ) Используется в качестве окислителя.Оксид азота высокотоксичен. Даже в небольших дозах раздражает дыхательные пути, легкие, бронхи, а в больших концентрациях вызывает отек легких.

Оксид углерода (угарный газ) чрезвычайно опасен- не имеет запаха, вызывает отравление и смерть. Признаки отравления: головокружение и головная боль; шум в ушах, одышка, Марцание в глазах, сердцебиение, покраснение лица, слабость, тошнота, рвота; иногда судороги, потеря сознания, кома.

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.

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.

Однажды, когда мы въезжали в славный город Чебоксары, с восточного направления моя супруга обратила внимание на две огромные башни, стоящие вдоль шоссе. "А что это такое?" — спросила она. Поскольку мне абсолютно не хотелось показать жене свою неосведомленность, я немного покопался в своей памяти и выдал победное: "Это ж градирни, ты что, не знаешь?". Она немного смутилась: "А для чего они нужны?" "Ну что-то там охлаждать, вроде бы". "А чего?". Потом смутился я, потому что совершенно не знал как выкручиваться дальше.

Может быть этот вопрос, так и остался навсегда в памяти без ответа, но чудеса случаются. Через несколько месяцев после этого случая, мне повезло попасть сюда на экскурсию.

Так что же такое ТЭЦ?

Согласно Википедии ТЭЦ — сокращенное от теплоэлектроцентраль — это разновидность тепловой станции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепла, в виде пара или горячей воды.

О том как все устроено, я расскажу ниже, а здесь можно посмотреть парочку упрощенных схем работы станции.

Итак, все начинается с воды. Поскольку вода (и пар, как её производное) на ТЭЦ является основным теплоносителем, перед тем как она попадет в котел, её необходимо предварительно подготовить. Для того, что бы в котлах не образовывалась накипь, на первом этапе, воду необходимо умягчить, а на втором, очистить её от всевозможных примесей и включений.

Происходит все это на территории химического цеха, в котором расположены все эти емкости и сосуды.

Вода перекачивается огромными насосами.

Работа цеха контролируется отсюда.

Вокруг много кнопочек…

Датчиков…

А также совсем непонятных элементов…

Качество воды проверяется в лаборатории. Здесь все по серьезному…

Полученную здесь воду, в дальнейшем мы будем называть "Чистой Водой".

Итак, с водой разобрались, теперь нам нужно топливо. Обычно это газ, мазут или уголь. На Чебоксарской ТЭЦ-2 основным видом топлива является газ, поступающий по магистральному газопроводу Уренгой — Помары — Ужгород. На многих станциях существует пункт подготовки топлива. Здесь природный газ, так же как и вода очищается от механических примесей, сероводорода и углекислого газа.

ТЭЦ — объект стратегический, работающий 24 часа в сутки и 365 дней в году. Поэтому здесь везде, и на всё, есть резерв. Топливо не является исключением. В случае отсутствия природного газа, наша станция может работать на мазуте, который хранится в огромных емкостях, расположенных через дорогу.

Теперь мы получили Чистую воду и подготовленное топливо. Следующий пункт нашего путешествия — котлотурбинный цех.

Состоит он из двух отделений. В первом находятся котлы. Нет, не так. В первом находятся КОТЛЫ. По другому написать, рука не поднимается, каждый, с двенадцатиэтажный дом. Всего на ТЭЦ-2 их пять штук.

Это сердце ТЭЦ, и здесь происходит основное действие. Газ, поступающий в котел, сгорает, выделяя сумасшедшее количество энергии. Сюда же подается "Чистая вода". После нагрева она превращается в пар, точнее в перегретый пар, имеющий температуру на выходе 560 градусов, а давление 140 атмосфер. Мы тоже назовем его "Чистый пар", потому что он образован из подготовленной воды.
Кроме пара, на выходе мы еще имеем выхлоп. На максимальной мощности, все пять котлов потребляют почти 60 кубометров природного газа в секунду! Что бы вывести продукты сгорания нужна недетская "дымовая" труба. И такая тоже имеется.

Трубу видно практически из любого района города, учитывая высоту 250 метров. Подозреваю, что это самое высокое строение в Чебоксарах.

Рядом находится труба чуть поменьше. Снова резерв.

Если ТЭЦ работает на угле, необходима дополнительная очистка выхлопа. Но в нашем случае этого не требуется, так как в качестве топлива используется природный газ.

В втором отделении котлотурбинного цеха находятся установки, вырабатывающие электроэнергию.

В машинном зале Чебоксарской ТЭЦ-2 их установлено четыре штуки, общей мощностью 460 МВт (мегаватт). Именно сюда подается перегретый пар из котельного отделения. Он, под огромным давлением направляется на лопатки турбины, заставляя вращаться тридцатитонный ротор, со скоростью 3000 оборотов в минуту.

Установка состоит из двух частей: собственно сама турбина, и генератор, вырабатывающий электроэнергию.

А вот как выглядит ротор турбины.

Повсюду датчики и манометры.

И турбины, и котлы, в случае аварийной ситуации можно остановить мгновенно. Для этого существуют специальные клапаны, способные перекрыть подачу пара или топлива за какие-то доли секунды.

Интересно, а есть такое понятие как промышленный пейзаж, или промышленной портрет? Здесь есть своя красота.

В помещении стоит страшный шум, и чтобы расслышать соседа приходиться сильно напрягать слух. К тому же очень жарко. Хочется снять каску и раздеться до футболки, но делать этого нельзя. По технике безопасности, одежда с коротким рукавом на ТЭЦ запрещена, слишком много горячих труб.
Основную часть времени цех пустой, люди здесь появляются один раз в два часа, во время обхода. А управление работой оборудования ведется с ГрЩУ (Групповые щиты управления котлами и турбинами).

Вот так выглядит рабочее место дежурного.

Вокруг сотни кнопок.

И десятки датчиков.

Есть механические, есть электронные.

Это у нас экскурсия, а люди работают.

Итого, после котлотурбинного цеха, на выходе мы имеем электроэнергию и частично остывший и потерявший часть давления пар. С электричеством вроде бы попроще. На выходе с разных генераторов напряжение может быть от 10 до 18 кВ (киловольт). С помощью блочных трансформаторов, оно повышается до 110 кВ, а дальше электроэнергию можно передавать на большие расстояния с помощью ЛЭП (линий электропередач).

Оставшийся "Чистый пар" отпускать на сторону невыгодно. Так как он образован из "Чистой воды", производство которой довольно сложный и затратный процесс, его целесообразней охладить и вернуть обратно в котел. Итак по замкнутому кругу. Зато с его помощью, и с помощью теплообменников можно нагреть воду или произвести вторичный пар, которые спокойно продавать сторонним потребителям.

В общем то именно таким образом, мы с вами получаем тепло и электричество в свои дома, имея привычный комфорт и уют.

Ах, да. А для чего же все-таки нужны градирни?

Оказывается все очень просто. Что бы охладить, оставшийся "Чистый пар", перед новой подачей в котел, используются все те же теплообменники. Охлаждается он при помощи технической воды, на ТЭЦ-2 ее берут прямо с Волги. Она не требует какой-то специальной подготовки и также может использоваться повторно. После прохождения теплообменника техническая вода нагревается и уходит на градирни. Там она стекает тонкой пленкой вниз или падает вниз в виде капель и охлаждается за счет встречного потока воздуха, создаваемого вентиляторами.

А в эжекционных градирнях вода распыляется с помощью специальных форсунок. В любом случае основное охлаждение происходит за счет испарения небольшой части воды. С градирен остывшая вода уходит по специальному каналу, после чего, с помощью насосной станции отправляется на повторное использование.
Одним словом, градирни нужны, что бы охлаждать воду, которая охлаждает пар, работающий в системе котел — турбина.

Вся работа ТЭЦ, контролируется из Главного Щита Управления.

Здесь постоянно находится дежурный.

Все события заносятся в журнал.

Меня хлебом не корми, дай сфотографировать кнопочки и датчики…

На этом, почти все. В завершение осталось немного фотографий станции.
Это старая, уже не рабочая труба. Скорее всего скоро ее снесут.

На предприятии очень много агитации.

Здесь гордятся своими сотрудниками.

И их достижениями.

Похоже, что не напрасно…

Осталось добавить, что как в анекдоте — "Я не знаю, кто эти блогеры, но экскурсовод у них директор филиала в Марий Эл и Чувашии ОАО "ТГК-5", КЭС холдинга — Добров С.В."

Вместе с директором станции С.Д. Столяровым.

Без преувеличения — настоящие профессионалы своего дела.

Электрическая станция - энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Тип электрической станции определяется прежде всего видом природной энергии. Наибольшее распространение получили тепловые электрические станции (ТЭС), на которых используется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива (уголь, нефть, газ и др.). 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. .

Основные принципы работы ТЭС (приложение В). Рассмотрим принципы работы ТЭС. Топливо и окислитель, которым обычно служит подогретый воздух, непрерывно поступают в топку котла (1). В качестве топлива используется уголь, торф, газ, горючие сланцы или мазут. Большинство ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. За счёт тепла, образующегося в результате сжигания топлива, вода в паровом котле нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар поступает по паропроводу в паровую турбину (2), предназначенную для превращения тепловой энергии пара в механическую энергию.

Все движущиеся части турбины жёстко связаны с валом и вращаются вместе с ним. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору следующим образом. Пар высокого давления и температуры, имеющий большую внутреннюю энергию, из котла поступает в сопла (каналы) турбины. Струя пара с высокой скоростью, чаще выше звуковой, непрерывно вытекает из сопел и поступает на рабочие лопатки турбины, укрепленные на диске, жёстко связанном с валом. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее говоря, в механическую энергию ротора турбогенератора, так как валы турбины и электрического генератора (3) соединены между собой. В электрическом генераторе механическая энергия преобразуется в электрическую энергию.

После паровой турбины водяной пар, имея уже низкое давление и температуру, поступает в конденсатор (4). Здесь пар с помощью охлаждающей воды, прокачиваемой по расположенным внутри конденсатора трубкам, превращается в воду, которая конденсатным насосом (5) через регенеративные подогреватели (6) подаётся в деаэратор (7).

Деаэратор служит для удаления из воды растворённых в ней газов; одновременно в нём, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара.

Деаэрированная вода питательным насосом (8) через подогреватели (9) подаётся в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях (9), перепускается каскадно в деаэратор, а конденсат греющего пара подогревателей (6) подаётся дренажным насосом (10) в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора (4) .

Наиболее сложной в техническом плане является организация работы ТЭС на угле. Вместе с тем доля таких электростанций в отечественной энергетике высока (~30%) и планируется её увеличение (приложение Г).

Топливо в железнодорожных вагонах (1) поступает к разгрузочным устройствам (2), откуда с помощью ленточных транспортёров (4) направляется на склад (3), со склада топливо подаётся в дробильную установку (5). Имеется возможность подавать топливо в дробильную установку и непосредственно от разгрузочных устройств. Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля (6), а оттуда через питатели - в пылеугольные мельницы (7). Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор (8) и циклон (9) в бункер угольной пыли (10), а оттуда питателями (11) к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором (12) и подаётся в топочную камеру котла (13).

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из неё проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а в воздухоподогревателе - подаваемому в паровой котёл воздуху. Затем в золоуловителях (15) газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу (17) дымососами (16) выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам (33), которые перекачивают их на золоотвалы.

Воздух, необходимый для горения, подаётся в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором (14). Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Перегретый пар от парового котла (13) поступает к турбине (22).

Конденсат из конденсатора турбины (23) подаётся конденсатными насосами (24) через регенеративные подогреватели низкого давления (18) в деаэратор (20), а оттуда питательными насосами (21) через подогреватели высокого давления (19) в экономайзер котла.

Потери пара и конденсата восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подаётся в линию конденсата за конденсатором турбины.

Охлаждающая вода подаётся в конденсатор из приемного колодца (26) водоснабжения циркуляционными насосами (25). Подогретая вода сбрасывается в сбросной колодец (27) того же источника на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой. Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе (28).

В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего посёлка. К сетевым подогревателям (29) этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии (31). Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам (30).

Выработанная электрическая энергия отводится от электрического генератора к внешним потребителям через повышающие электрические трансформаторы.

Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд (32) .

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) -- разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов). Главное отличие ТЭЦ состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки:

· электрическому -- электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет -- электрическая нагрузка).

При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, так как передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна.

На ТЭЦ используют твёрдое, жидкое или газообразное топливо. Вследствие большей близости ТЭЦ к населённым местам на них используют более ценное, меньше загрязняющее атмосферу твёрдыми выбросами топливо -- мазут и газ. Для защиты воздушного бассейна от загрязнения твёрдыми частицами используют золоуловители, для рассеивания в атмосфере твёрдых частиц, окислов серы и азота сооружают дымовые трубы высотой до 200--250 м. ТЭЦ, сооружаемые вблизи потребителей тепла, обычно отстоят от источников водоснабжения на значительном расстоянии. Поэтому на большинстве ТЭЦ применяют оборотную систему водоснабжения с искусственными охладителями -- градирнями. Прямоточное водоснабжение на ТЭЦ встречается редко.

На газотурбинных ТЭЦ в качестве привода электрических генераторов используют газовые турбины. Теплоснабжение потребителей осуществляется за счёт тепла, отбираемого при охлаждении воздуха, сжимаемого компрессорами газотурбинной установки, и тепла газов, отработавших в турбине. В качестве ТЭЦ могут работать также парогазовые электростанции (оснащенные паротурбинными и газотурбинными агрегатами) и атомные электростанции.

ТЭЦ -- основное производственное звено в системе централизованного теплоснабжения (приложение Д, Е) .

На рис. 1 показана принципиальная тепловая схема промышленно-отопительной ТЭЦ, где введены следующие обозначения: ПГ - парогенератор; Г - генератор; К - конденсатор; П1, П2, П3 - подогреватели высокого давления; ПН - питательный насос; ДПВ - деаэратор питательной воды; П4, П5, П6, П7 - подогреватели низкого давления; СМ1, СМ2, СМ3 - смесители; КН - конденсатный насос; ДН - дренажные насосы; СНI, СНII - сетевые насосы первой и второй ступени; НС, ВС - нижний и верхний сетевой подогреватель; ПВК - пиковый водогрейный котел; ТП - тепловой потребитель; ДКВ - деаэратор обратного конденсата и добавочной воды; Р - расширитель продувочной воды; ОП - охладитель продувочной воды.

Массовые расходы на рис. 1 обозначены следующим образом: D 0 - расход свежего пара; D к - пропуск пара в конденсатор; D 1 , D 2 , D 3 , D 4 , D 5 , D 6 , D 7 - расходы греющего пара на подогреватели; D п - расход пара на производственные нужды; D о.к - расход обратного конденсата; D в.с - расход греющего пара на верхнюю ступень сетевого подогревателя; D н.с - расход греющего пара на нижнюю ступень сетевого подогревателя; D д - расход греющего пара на деаэратор питательной воды; D д(в) - расход греющего пара на деаэратор обратного конденсата и добавочной воды; D пг - паропроизводительность парогенератора; D ут - потери от утечек; D пр - расход продувочной воды; Dґ пр - потери с продувочной водой; Dґ п - выпар из расширителя продувочной воды.

Турбоустановка ПТ имеет параметры свежего пара р 0 = 13 МПа, t 0 = 560 °С; давление в конденсаторе турбины составляет р к = 4 кПа. Коэффициент полезного действия парогенератора пг = 0,92; электромеханический к.п.д. турбины эм = 0,98; к.п.д. транспорта определяется потерями от утечек пара. Турбина имеет производственный отбор с давлением р п = 1,2 МПа в количестве D п т/ч (выбирается согласно варианту) и два теплофикационных отбора с номинальным отпуском тепла Q т0 МВт при расчетном режиме, соответствующем температуре наружного воздуха -5°С. Доля обратного конденсата от производственного потребителя составляет о.к % (от расхода отпущенного пара). Температура обратного конденсата t о.к = 70 °С.

Турбина ПТ двухцилиндровая, расход свежего пара на турбину D 0 =850 т/ч. Внутренний относительный к.п.д. цилиндра высокого давления составляет =0,88; внутренний относительный к.п.д. цилиндра низкого давления составляет =0,8. Потери пара и конденсата от утечек в долях от расхода свежего пара составляют ут =1%. Расход продувочной воды в долях от паропроизводительности парогенератора составляет пр =1,5%. Промышленный отбор осуществляется после цилиндра высокого давления (ЦВД), пар на подогрев сетевой воды отбирается из цилиндра низкого давления (ЦНД).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в четырех подогревателях низкого давления, в деаэраторе питательной воды ДКВ с давлением 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления. Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара.

Пар на подогреватели П1 и П2 отбирается отбирается из ЦВД, на подогреватель П3 и деаэратор ДПВ - из регулируемого промышленного отбора за ЦВД, на подогреватели П4 и П5 - из нерегулируемых отборов ЦНД, и на подогреватели П6 и П7 - из регулируемых теплофикационных отборов.

Подогреватели П1 и П2 имеют встроенные охладители дренажа. Энтальпия охлажденного дренажа превышает энтальпию воды на входе в данный подогреватель на величину од = 25 кДж/кг. Недогрев воды до температуры конденсации греющего пара в подогревателях высокого давления (П1, П2, П3) составляет нед = 3 °С, в подогревателях низкого давления (П4, П5, П6, П7) - нед = 5 °С.

Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из П4 дренаж сливается в П5 и затем в П6, откуда дренажным насосом подается в смеситель СМ1 на линии основного конденсата между П5 и П6. Из П7 дренаж сливается в смеситель СМ3 перед конденсатным насосом КН.

Конденсат греющего пара из верхнего и нижнего сетевых подогревателей ВС и НС соответственно подаются дренажными насосами в смесители СМ1 между подогревателями П5 и П6 и СМ2 между подогревателями П6 и П7. Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях. На входе в нижний сетевой подогреватель температура обратной сетевой воды составляет t о.с = 35 °С. Недогрев сетевой воды до температуры конденсации греющего пара в обоих подогревателях составляет нед = 2 °С. Насосы сетевой воды СНI установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы СНII - после сетевых подогревателей, перед пиковыми водогрейными котлами ПВК. Добавочная вода, восполняющая потери пара и конденсата, подогревается сначала в охладителе продувочной воды ОП, затем в деаэраторе ДКВ, где подогревается также обратный конденсат производственного отбора. В охладителе продувки ОП продувочная вода охлаждается до температуры, которая на о.п = 10 °С превышает температуру добавочной воды, нагретой в охладителе продувки. Исходная температура добавочной воды t дв = 20 °С. Деаэратор ДКВ обогревается паром из верхнего теплофикационного отбора, давление в деаэраторе поддерживается равным 0,12 МПа. Общий поток воды из ДКВ перекачивается в смеситель СМ1.Значения давлений пара в отборах турбины приведены в таблице 1. Остальные параметры приведены в таблице 2.