Топливо

1 – подъемный газоход; 2 – опускные трубы; 3 – испарительные поверхности нагрева; 4, 5 – водяной экономайзер 1 и 2 ступень соответственно; 6, 7 – воздухоподогреватель 1 и 2 ступень соответственно; 8 – фестон; 9, 10 – пароперегреватель 1 и 2 ступень соответственно; 11 – барабан-сепаратор; 12 – нижние коллекторы испарительных поверхностей; 13 – горелки.

2.2.2. Организация движения воды и пароводяной смеси в котле

В зависимости от организации движения воды и пароводяной смеси по испарительной системе котлы бывают с естественной и принудительной циркуляцией. Принципиальные схемы движения воды в котлах представлены на рисунок 2.5. В котлах с естественной циркуляцией движение воды и пароводяной смеси осуществляется по замкнутому контуру; барабан-сепаратор 3 - опускные трубы 2 - коллектор 4 - подъёмные трубы 1 - барабан-сепаратор 3. Естественная циркуляция происходит за счет разности плотности воды в опускных трубах и пароводяной смеси в подъемных трубах. При этом за один ход воды по циркуляционному контуру она только частично превращается в пар. Отношение массы воды, циркулирующей в системе за единицу времени, к массе образующегося пара за то же время называется кратностью циркуляции. Для котлов с естественной циркуляцией она равна 15 – 100.

Котельные агрегаты с многократной принудительной циркуляцией имеют специальный насос 6, обеспечивающий циркуляцию воды и пароводяной смеси в испарительной системе котла. Кратность циркуляции такой схемы движения воды составляет 6 – 10. Кроме этого, существуют прямоточные котельные агрегаты, имеющие кратность циркуляции рав­ную 1, которые оборудованы параллельно соединёнными трубами, составляющими поверхности нагрева котла.

За счёт энергии питательного насоса 9 вода последовательно проходит трубы водяного экономайзера 7, испарительных поверхностей нагрева 5 и пароперегревателя 8. В этих котлах к качеству питательной воды предъявляются более высокие требования, чем в других типах котлов, так как удаление солей из воды в котле затруднительно. Естественная и принудительная циркуляция имеют ряд достоинств и недостатков.

Достоинства естественной циркуляции:

• отсутствуют затраты электроэнергии на движение воды и пароводяной смеси по испарительным поверхностям;

• происходит автоматическое регулирование температуры стенки трубы при парообразовании.

Недостатки естественной циркуляции:

• обязательное наличие барабана-сепаратора;

• необходимость увеличивать размеры котлов и создавать в трубах испарительной части минимум местных сопротивлений.

Достоинства принудительной циркуляции:

• меньшее значение кратности циркуляции;

• нет ограничения по местным гидравлическим сопротивлениям, котлы можно выполнять более компактными.

Недостатки принудительной циркуляции:

• дополнительные затраты электроэнергии при движении воды и пароводяной смеси по испарительным поверхностям нагрева;

• отсутствует автоматическое регулирование температуры стенки трубы при парообразовании.

2.2.3. Тепловой баланс и КПД котельного агрегата

Тепловой баланс котельного агрегата составляют на 1 кг твёрдого или жидкого топлива или на 1 м³ газообразно­го топлива.

Приходная часть теплового баланса в практических условиях эксплуатации состоит из низшей рабочей теплоты сгорания топлива:

Q_ПРИХ = , кДж/м³,

Расходная часть теплового баланса содержит теплоту выработанного пара и различные потери теплоты в котельном агрегате:

Q_РАСХ = Q_{ПОЛ (1)} + Q_{УХ (2)} + Q_{ХН (3)} + Q_{МН (4)} + Q_{НО (5)} + Q_{Ф.ШЛ (6)}, кДж/м³,

где Q_{ПОЛ (1)} – полезная теплота, затраченная на выработку пара; Q_УХ (2) – потери теплоты с уходящими газами, составляют 5 – 12 % при температуре уходящих газов 120 – 180 °С; Q_{ХН (3)} – потери теплоты от химической неполноты сгорания, 0 – 2 %; их снижение возможно при повышении температуры горения и улучшения перемешивания компонентов горения; Q_{МН (4)} – потери теплоты от механической неполноты сгорания (в виде кусочков углерода): 2 – 3 % (при хорошей организации процесса) и 9 – 10% (при сжигании твердого топлива и плохой организации про­цесса сжигания); Q_{Н.О (5)} – потери теплоты от наружного охлаждения (через стенки котла) – 1 – 2 %; Q_{Ф.ШЛ (6)} – потери теплоты с физическим теплом шлаков, для топок с жидким шлакоудалением 1 – 2 %, с сухим шлакоудалением 0,2 – 0,3 %.

Эффективность работы котельного агрегата оценивается по значению коэффициента полезного действия (КПД), который представляет собой отношение количества теплоты, пошедшей на выработку пара и его перегрев, к количеству теплоты, подведенной в котельный агрегат с топливом. Из теплового баланса имеем

,

С учетом производительности котельной установки и расхода топлива КПД определяется из соотношения:

,

где D – паропроизводительность котла, кг/с; i_ПП , i_ПВ – соответственно, энтальпия перегретого пара и энтальпия питательной воды, кДж/кг; В – расход топлива, м³/ч; - низшая теплота сгорания топлива, кДж/м³.

Энтальпия перегретого пара находится по is-диаграмме водяного пара по заданным давлению и температуре перегретого пара.

Энтальпия питательной воды вычисляется по формуле:

где с_пв – теплоемкость питательной воды, кДж/(кгград).

Расчет КПД котельного агрегата с учетом производительности (по прямому балансу) считается определением по непосредственному измерению часовой выработки пара и расхода топлива. КПД можно определить и по обратному балансу, если известны тепловые потери:

 = q₁ = 100 – (q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆)

В работе необходимо определить КПД парового котла по прямому балансу и по обратному для различных видов топлива (см. данные для расчета в табл. 2.3).

Таблица 2.3 – Исходные данные для расчетной части лабораторной работы.

Вид топлива	Теплота сгорания топлива, , МДж/кг (МДж/м3)	Расход топлива, В, т/ч (м3/ч)	Паропроизводительность котла, D, т/ч	Давление пара, Рпп, МПа	Температура пара, tпп, оС	Температура питательной воды, tпв, оС
Природный газ	33,8	4500	50	2,7	470	103
Донецкий уголь	22,0	33	200	6,4	375	102
Мазут	38,6	4,6	50	3,9	290	101

2.2.4. Выводы

Лабораторная работа № 2.3

СХЕМА РАБОТЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ПДТЭС

Электрической станцией называется промышленное предприятие, вырабатывающие электрическую и тепловую энергии.

Различают 3 основные категории электростанций использующих энергию топлива:

• ГРЭС ( Государственная районная электростанция );

• МЕЦ (Местная электростанция );

• ТЕЦ (Теплоэлектроцентраль ).

Основным названием ГРЭС является выработка электроэнергии. Характерными особенностями ГРЭС являются большая мощность и расположение в районе добычи топлива. Первичными двигателями на ГРЭС служат конденсационные турбины.

К МЭЦ относятся городские, коммунальные, фабрично-заводские и сельские (колхозные) электростанции, которые предназначены для снабжения электрической, а иногда и тепловой энергией. Первичный двигатель на МЕЦ – паровая машина, двигатель внутреннего сгорания или паровая турбина небольшой мощности.

Задачей ТЭЦ является производство как электрической, так и тепловой энергии для централизованного снабжения горячей водой и паром потребителей, таким образом, ТЭЦ должна располагаться в районе крупных потребителей тепла (города, промышленные предприятия). Первичный двигатель на ТЭЦ – теплофикационная турбина.

2.3.1. Технологический процесс производства электроэнергии на тепловых электростанциях.

Тепловые электростанции с паротурбинными установками имеют наиболее сложную и разветвленную сеть трубопроводов различного назначения. Паротурбинная электростанция состоит из 3-х основных установок: котельной, турбиной и электрической. Основным технологическим оборудованием этих установок является:

• котельные агрегаты (парогенераторы), которые служат для выработки пара, путем передачи выделившейся при сгорании топлива теплоты воде;

• паровые турбины, в которых тепловая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбин;

• электрогенераторы, где механическая энергия преобразуется в электрическую.

К аждая установка, помимо основного оборудования, имеет вспомогательные устройства. Принципиальная схема тепловой электростанции показана на рисунок 2.6.

Рисунок 2.6. - Принципиальная схема тепловой электростанции:

1 – паровой котел; 2 – пароперегреватель; 3- паровая турбина; 4 – электрогенератор; 5 – конденсатор; 6 – бак с питательной водой; 7 – поверхностный теплообменник; 8 – питательный насос; 9 – циркуляционный вопрос.

В топках котельных агрегатов исходными носителями энергии являются газ, торф и уголь. Котельная установка оборудована шахтными мельницами для размола угля превращение его в угольную пыль; вентиляторами, которые засасывают холодный воздух через воздухоподогреватель, откуда он отходит в топку; дымососами, чтобы отсасывать дымовые газы и усиливать тягу, которая нужна для интенсивного горения топлива; другим вспомогательным оборудованием.

Топливо по ленточным транспортерам поступает со склада в бункер и направляется в мельницу через питатели сырого угля. В мельнице во время размола угольная пыль просушивается горячим воздухом из воздухонагревателя. Аэропыль под давлением, создаваемым вентилятором, движется вверх по шахте и через амбразуру вдувается в топочную камеру. Шахта также является сепаратором пыли: в ней крупные частицы угля падают в низ в мельницу, где дополнительно измельчается. В топочной камере пылеобразное топливо сгорает во взвешенном состоянии с температурой 1600 ^оС и выше.

Вода под давлением, которое создает питательный насос, поступает во входной коллектор экономайзера, пройдя по его змеевикам, получает тепло от дымовых газов. Эта вода через выходной коллектор поступает в перепускные трубы, а из них потом в барабан котла.

Многократная циркуляция воды возможна только в паровых котлах барабанного типа, так как барабан располагает запасом воды, который больше количества образовавшегося пара. Многие электростанции оборудованы на котельной не барабанными, а прямоточными котлами.

В прямоточных котлах циркуляционного контура нет: вода под давлением прямым потоком проходит через все поверхности нагрева только один раз и, нагреваясь, превращается в пар.

Пар из верхней части барабана котла поступает в пароперегреватель, где перегревается и с заданной температурой поступает в турбину. Отработавший пар с низкими температурой и давлением поступает в конденсатор, где проходит между трубками, отдавая тепло воде, которая циркуляционными насосами подается в трубы из источника водоснабжения. Конденсат из нижней части конденсатосборника постоянно откачивается конденсатными насосами и подается в подогреватели, из которых поступает в деаэратор, потом с помощью питательных насосов, в экономайзер и далее движется по котлу. В современных паротурбинных установках осуществляют многоступенчатый подогрев воды в некоторых подогревателях, присоединенных к промежуточным ступеням турбины с давлением пара от 1,2 до 13 – 30 кгс/см² (регенеративный подогрев), в этом случае значительно увеличивается КПД паротурбинной установки.

Отдавшие основную часть тепла дымовые газы отсасываются из котельного агрегата, проходит газоочистку и через дымовую трубу выходят в атмосферу. Взвешенные частицы золы и несгоревшее топливо остаются на золоуловителе, откуда их удаляют на золоотвал.

2.3.2 Общая характеристика ПДТЭС

Приднепровская ТЭС сооружена недалеко от г. Днепропетровска. Строительство основных ее объектов начато в 1953г. и закончено в 1967г. Электростанция входит в систему «Днепроэнерго» и связана с объединенной энергетической системой юга страны.

Проектная мощность ПДТЭС – 2400 МВт. На не блочной ее части были смонтированы турбины (четыре – ВК-100-90 и две – ВК-100) и 12 котлов (десять типа ТП-230 и два типа ТП-70). С 1983 г. не блочная часть списана и демонтирована. В 1963 г. на станции был установлен блок мощностью 300 МВт, работающий на закритических параметрах пара: 240 кгс/см² и 540-565 ⁰С. В настоящее время мощность ПДТЭС – 900 МВт.

На станции работают: два блока по 300 МВт (13 и 14 блоки), 11 блок в реконструкции, 12 блок законсервирован; 9 и 10 блоки по 150 МВт, 7 блок в капитальном ремонте.

ПДТЭС – электростанция конденсаторного типа. Основное топливо коксующий уголь марки АШ и природный газ; растопочное топливо – газ и мазут.

КТЦ №1 и КТЦ №2 сооружены с совмещенной бункеро-деаэраторной этажеркой (пролет 15 м), расположенные между машинным залом (пролет 45 м) и котельной (пролет 31 м). Каркас здания КТЦ №1 – металлический, стены из бетонных панелей; перекрытия сборные, крупнопанельные. Главный корпус КТЦ №2 выложен из сборного железобетона, термы и подкрановые балки из металла.

КТЦ №1 и КТЦ №2 электростанции запроектированы на блочной системе: котел – турбина – генератор – трансформатор. Каждый блок имеет свою водопитательную установку. Водопитательная установка КТЦ №1 состоит из двух деаэраторов производительностью 400 т/ч, двух питательных электронасосов ПЭ-380-180 производительностью 320 м³/ч и одного насоса П7-580-185. В состав водопитательной установки КТЦ №2 входят два деаэратора производительностью 500 т/ч, три бункерных электронасоса, один рабочий питательный турбонасос ОСПТ-1150 производительностью 1130 м³/ч и один пускорезервный электронасос ПЭ-600-300 производительностью 600 м³/ч при давлении 300 кгс/см².

Система пылеприготовления КТЦ №1 и КТЦ №2 – индивидуальная с промежуточными бункерами. На каждый котел устанавливают шаровые мельницы. Для котлов производительностью 230 т/ч – две мельницы производительностью 16 т/ч. Для котлов производительностью 430 т/ч – две по 32 т/ч. Для котлов производительностью 500 т/ч - две по 50 т/ч. На котлах с производительностью 950 т/ч установлены 3 шаровые мельницы производительностью 50 т/ч.

Все вспомогательное оборудование котлов и турбин смонтировано на нулевой отметке, за исключением питательных труб и электронасосов КТЦ №2, которые размещены на специальных фундаментах на отметке 4,5 м. Деаэраторы первых очередей электростанции установлены на отметке 18 м КТЦ №1 и КТЦ №2 – 21 м. Сепараторы и циклон пылеприготовительных установок расположены на крыше бункерного отделения и обслуживаются козловым краном грузоподъемностью 10 т.

Дымососы и дутьевые вентиляторы КТЦ №1 и КТЦ №2 установлены на открытом воздухе.

Для 20 котлов имеющихся на электростанции, сооружено 7 дымовых труб: 4 высотой по 100м, одна 120 м, две по 180 м.

В машинном зале первых трех печей установлены два мостовых крана грузоподъемностью 125/30 т. В котельной I, II и III очередей – два мостовых крана грузоподъемностью 50/100 т и 25 т, а под котлом IV и V очередей (КТЦ №1 и КТЦ №2) – мостовые краны грузоподъемностью 10 т.

Маслохозяйство. Масло хранится на открытом воздухе в баках (два вместительностью по 47 т и шесть по 70 т – для изоляционного масла; восемь по 70 т – для турбинного масла).

Мазутное хозяйство. Разгрузочная эстокада рассчитана на одновременный слив 8 цистерн по 50 т. Вместительность емкости для отделенных из мазута примесей 180 м³ и 7-ми мазутных блоков по 2000 м³.

Система технического водоснабжения. Источник прямоточного водоснабжения ТЭС- река Днепр. Сооружены три береговые насосные станции, напорные трубопроводы, открытые и закрытые сбросные каналы.

В насосной №1 установлено 5 параллельных насосов 40-ПРВ-80x2 производительностью 19800 м³/ч, в насосной № 2 – 8 таких же насосов, а в насосной №3 – 6 циркуляционных насосов ОП-2-145 производительностью 32000 м³/ч.

В 1978 г. на тепловой сбросовой воде после конденсаторов турбин построено крупное рыбное хозяйство.

Система золоулавливания и золошлакоудаления. Система золоулавливания одноступенчатая. На блоках по 150 МВт установлены мокрые скрубберы, часть которых оборудована трубами Вентури. На котлах КТЦ №2 сооружены четырехпольные электрофильтры ПТД-4-50, модифицированные по типу «УТ».

Система золошлакоудаления гидравлическая, раздельная. Шлак удаляют багерными золошлаковыми насосами и расположенными в котельной.

Золошлакоудаление на сооружениях КТЦ №2 производится по двухступенчатой схеме багерными насосами 12Гр-18т производительностью 700 м³/ч при напоре 38 м. вод. ст.

Золошлак из котельной транспортируется на багерную насосную второго подъема, где установлено 8 багерных насосов 12Гр-8т-2 (последовательно по 2 в группе), производительностью по 100 м³/ч, которые откачивают золошлак на золоотвал вместимостью 17,7 млн.м³.

Управление и автоматика. Для каждых двух блоков КТЦ №1 и КТЦ №2 предусмотрено по одному блочному щиту управления работой основного и вспомогательного оборудования, на которых установлены контрольно-измерительные приборы, необходимые для пуска и остановки блоков. Имеется общий щит КИП и автоматики на всю станцию.

Химводоочистка. Химводоочистка производительностью 260 т/ч находится в отдельном здании и выполнена по схеме двухступенчатого Na – катионирования с одновременной коагуляцией в осветлителях. Здесь имеется также установка глубокого обессоливания воды производительностью 150 т/ч.

Топливное хозяйство. Угольный склад расположен на открытом воздухе и рассчитан на 20 суточных запасов топлива. Хозяйство имеет 2 крана-перегружателя производительностью по 100 т/ч, 2 вагоноопрокидователя производительностью 800 т/ч, систему транспортеров, расположенных в подземных галереях и эстакадах, 2 размораживающих устройства, рассчитанных на одновременную установку 20 и 32 вагонов, производительностью по 10т.

Топливное хозяйство ТЭС служит для разгрузки и хранения, внутренней транспортировки и приготовления к сжиганию поступающего на электростанцию топлива. В ТТЦ занято всего 20% персонала станции. Основной тип подъемно-разгрузочных устройств для подачи топлива – ленточные конвейеры.

Для взвешивания топлива, поступающего в котельное отделение, а также на склад, на конвейерах устанавливаются ленточные весы. Из бункеров топливо направляется в дробилки (барабанные мельницы), где оно измельчается до размеров не более 25мм. Перед подачей топлива в мельницу, оно механизировано очищается от металла, щепы и мусора. Для этого на транспортерах устанавливают магнитные сепараторы.

Уголь подается на склад, сбрасывается с конвейеров грейферным краном-перегружателем, перемещается по территории склада. Для перемещения и укладки топлива (угля) используют бульдозер.

Все механизмы топливо подачи управляются дистанционно с центрального щита управления топливоподачи или автоматически, что обеспечивает надежную работу блокировок, защит и сигнализации для бесперебойной, надежной и безопасной работы топливоподачи (остановки конвейера при пробуксовке лент, точек, неправильном выборе схемы при остановке одного из механизмов). На территории электростанции организован запас топлива на складе. Емкость склада принята равной 20-ти суточному расходу. Срок хранения угля марки АШ до 2 – 3 лет.