Файл: ВосточноСибирский государственный университет технологий и управления.pdf

Киришская ГРЭС природный газ
Конаковская ГРЭС природный газ
Ириклинская ГРЭС природный газ
Ставропольская ГРЭС природный газ
Берѐзовская ГРЭС бурый уголь
Новочеркасская ГРЭС каменный уголь, природный газ
Заинская ГРЭС природный газ Характеристика производственных процессов Производственные процессы во всех отраслях экономики нуждаются в энергии и топливе. Энергоснабжение потребителей должно быть максимально надѐжным, бесперебойным. Это вызвано тем, что не только перебои в снабжении, но даже снижение подаваемой электрической мощности влекут за собой значительный экономический ущерба зачастую вызывают аварии технологического оборудования, создают угрозу жизни и здоровью людей, наносят ущерб интересам государственной безопасности и обороны страны. Описание технологического процесса Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В ТЭС электроэнергия вырабатывается генераторами электрического тока. Генераторы используют механическую работу двигателей. Системы охлаждения двигателей и выхлопные газы отдают тепловую энергию в виде горячей воды или технического пара. На рисунке 2 представлена схема ТЭС на твѐрдом топливе.

1 - электрический генератор 2 - турбина 3 - щит управления 4 - деаэратор; 5 - бункер сырого топлива 6 - бункер угольной пыли 7 - сепаратор 8 - циклон 9 - паровой котел 10 - поверхности нагрева котла 11 - дымовая труба 12 - дробильное помещение 13 - резервный склад 14 - жд. вагоны 15 - разгрузочный бункер 16 - конвейеры 17 - дымососы 18 - каналы гидрозолоудаления 19 - золоуловитель 20 - дутьевой вентилятор 21 - топка котла 22 - мельница 23 - береговая насосная станция 24 - водоем 25 - насосы 26 - регенеративный подогреватель высокого давления 27 - питательные насосы 28 - регенеративный подогреватель низкого давления 29 - конденсатные насосы 30 - конденсаторы 31 - установка химической очистки воды 32 - трансформаторы электроэнергии. Рисунок 2 Схема ТЭС на твердом топливе Кроме основного оборудования, в комплекс электростанции входит многочисленное вспомогательное оборудование, а именно механизированные склады твердого топлива, мазутное и газовое хозяйство, оборудование шлакозолоудаления, устройства для подготовки добавочной воды и технического водоснабжения, маслохозяйство и др. Под схемой понимают последовательный путь топлива, воды, пара и электрического тока на паротурбинной электростанции, выдающей внешним потребителям электрическую и тепловую электроэнергию. С места добычи твердое топливо доставляется на электростанцию по железной дороге в специальных саморазгружающихся вагонах 2. Вагон поступает в закрытое разгрузочное устройство 1 с вагоноопрокидывателей, где топливо высыпается в находящийся под вагоноопрокидывателем приемный бункер, из которого попадает на ленточный транспортер 6. В зимнее время вагоны со смерзшимся углем предварительно подают для размораживания в размораживающее устройство. Транспортером уголь подается на склад угля 3 обслуживаемый мостовым грейферным краном 4) или через дробильную установку 5 в бункера

сырого угля 7, установленные перед фронтом котельных агрегатов. В эти бункера уголь может быть подан также со склада 3. Для учета расхода топлива, поступающего в котельное отделение электростанции, на тракте топлива до бункеров котельной устанавливают весы для взвешивания этого топлива. Из бункеров сырого угля 7 топливо поступает в систему пылеприготовления: питатели сырого угля 8, а затем углеразмольные мельницы 9, из которых угольная пыль пневматически транспортируется через мельничный сепаратор 10, пылевой циклон 11 и пылевые шнеки 13 в пылеугольный бункер 12. Из, бункера 12 пыль питателями 14 подается к горелкам 17 топочной камеры. Весь пневматический транспорт пыли от мельницы до топки осуществляется мельничным вентилятором 15. Воздух, необходимый для горения топлива, забирается дутьевым вентилятором 22 из верхней зоны котельной или снаружи, затем подается в воздухоподогреватель 21, откуда после подогрева нагнетается частично в мельницу 9 для подсушки и транспортировки топлива в топку котельного агрегата (первичный воздух) и непосредственно к пылеугольным горелкам 17 (вторичный воздух. Растопка пылеугольных котельных агрегатов производится на газе или мазуте. Природный газ поступает из магистрального пункта в газорегулировочный пункта оттуда в котельную. Мазут доставляется на электростанцию в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается острым паром. После разогрева мазут сливается по межрельсовому также обогреваемому) лотку в приемный резервуар малой емкости, оттуда перекачивающим насосом подаѐтся в основной расходный резервуар. При растопке котельного агрегата мазут прокачивается насосом первого подъема через паровые подогреватели, после которых уже насосами второго подъема подается к мазутным форсункам, В топке 18 и газоходах котельного агрегата 16 тепло газов, образующихся от сгорания топлива, передается последовательно воде (подаваемой в котельный агрегат питательными насосами 38) в водяном экономайзере 20, насыщенному и перегретому пару в топочных экранах и пароперегревателе 19 и воздуху, необходимому для горения топлива, в воздухоподогревателе

чего проходят металлоуловитель, шлакодробилку и поступают в багерный насос, которым перекачиваются в виде золошлаковой пульпы по золопроводам на золоотвал. На паротурбинных электростанциях, сжигающих жидкое (мазут) и газообразное природный газ) топливо, топливное хозяйство значительно проще, чем на пылеугольных электростанциях, и, кроме того, отсутствует необходимость в золоулавливании и шлакозолоудалении. Свежий перегретый пар после пароперегревателя 19 по паропроводу 28 направляется в ЦВД (цилиндр высокого давления) паровой турбины 31. После ЦВД пар со сниженным давлением и температурой по трубопроводу 29 поступает в промежуточный перегреватель котельного агрегата расположенный между перегревателем свежего пара 19 и водяным экономайзером 20 и перегревается в нем снова до начальной температуры свежего пара. По трубопроводу 30 п промежуточного перегрева поступает в ЦСД (цилиндр среднего давления, а оттуда по верхним перепускным трубам в ЦНД (цилиндр низкого давления) и из них в конденсаторы турбины 33. Из конденсаторов конденсат насосами 34 направляется на фильтры установки очистки конденсата, а затем в группу вертикальных регенеративных подогревателей низкого давления 35 и оттуда в деаэратор 36. Из питательного блока деаэратора 37 вода, освобожденная от растворенных в ней газов - кислорода и углекислоты питательными насосами 55 прокачивается через регенеративные подогреватели высокого давления 39 и по трубопроводами подается в водяной экономайзер котельного агрегата 20. Здесь замыкается пароводяной тракт паротурбинной электростанции. При работе электростанции в пароводяном тракте происходят потери питательной воды, которые восполняются установкой приготовления и подачи добавочной воды. Химическая очистка сырой воды производится в ионообменных фильтрах химводоочистки 46, откуда вода поступает в бак обессоленной воды, забирается насосом и подается в конденсатор турбины. Для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины служит система технического водоснабжения. Охлаждающая вода подается через очистные сетки циркуляционными насосами 43 по напорным трубопроводам 44, из источника водоснабжения (в данном примере - береговой насосной станции) 41 и возвращается по сливным трубопроводам 45. Электрический генератор
32 приводится во вращение паровой турбиной и вырабатывает переменный электрический ток, который поступает на повышающие электротрансформаторы, а оттуда на сборные шины открытого распределительного устройства электростанции. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединено также распределительное устройство собственных нужд.

На рисунке 3 представлен состав основного оборудования теплоэлектроцентраль станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.
1 - Топливное хозяйство 2 - Подготовка топлива 3 - котел 4 - промежуточный пароперегреватель; 5 - часть высокого давления паровой турбины (ЧВД или ЦВД); 6 - часть низкого давления паровой турбины (ЧНД или ЦНД); 7 - электрический генератор 9 - трансформатор собственных нужд 10 - трансформатор связи 11 - главное распределительное устройство 12 - конденсатор 13 - конденсатный насос циркуляционный насос 15 - источник водоснабжения (например, река 16 - подогреватель низкого давления (ПНД); 17 - водоподготовительная установка (ВПУ); 18 - потребитель тепловой энергии 19 - насос обратного конденсата 20 - деаэратор; 21 - питательный насос 22 - подогреватель высокого давления (ПВД); 23 - шлакозолоудаление; 24 - золоотвал; 25 - дымосос 26 - дымовая труба 27 - дутьевой вентилятор (ДВ); 28 - золоуловитель. Рисунок 3 Схема состава основного оборудования ТЭС и взаимосвязь ее систем А сейчас рассмотрим паровой котел в технологической схеме производства пара. Паротурбинная установка состоит из трех основных агрегатов парового котла, паровой турбины и электрогенератора который представлен на рисунке 4. Тепловую эффективность работы паротурбинной установки можно оценить, если построить термодинамический цикл преобразования энергии - цикл Ренкина представлен на рисунке 5. В цикле на насыщенном паре средний уровень температуры подвода теплоты довольно низкий и КПД цикла не превышает 30
%.

1 - паровой котел, 2 - поровая турбина, 3 - электрогенератор, 4 - конденсатор, 5 - регенеративный подогреватель воды, ПН - питательный насос, КН - конденсатный насос, ПП-
Промежуточный пароперегреватель. a) - без промежуточного перегрева пара б) - с промежуточным перегревом пара. Рисунок 4 Принципиальная тепловая схема паротурбинной энергоустановки a) - на насыщенном паре б) - с перегревом пара в) - с двукратным перегревом пара. Рисунок 5 Циклы паротурбинной установки в Т, диаграмме Значительно выгоднее цикл с перегревом пара состоящий из двух циклов цикла получения насыщенного пара и дополнительного цикла его перегрева. При этом средний температурный уровень подвода теплоты во втором цикле значительно выше, чем в первом, его тепловая эффективность больше, поэтому такой цикл в целом имеет более высокий КПД до 40
%. На современных ТЭС мощностью 100 МВт и выше применяется в основном однократный промежуточный перегрев пара. В отдельных установках большой мощности применяется двойной промежуточный перегрев пара, который дополнительно увеличивает КПД турбинной установки. При переходе на сверхкритическое давление пара тепловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу (КПД 42 %). Технологическая схема котельной Водяной пар соответствующего давления и температуры (или горячую воду заданной температуры) получают в котельной установке, представляющей собой совокупность устройств и механизмов для сжигания топлива и получения пара. Котельная установка состоит из одного

или нескольких рабочих и резервных котельных агрегатов и вспомогательного оборудования, размещаемого в пределах котельного цеха или вне его. На рисунке 6 представлено общее представление о рабочем процессе котельной работающей на жидком или газообразном топливе дает схема котельной с основными и вспомогательными устройствами. Рисунок 6 Технологическая схема котельной Жидкое или газообразное топливо по топливопроводам котельной 1 и котельного агрегата 2 подается в мазутные форсунки или газовые горелки 4 и по мере выхода из них сгорает в виде факела в топочной камере. Стены топочной камеры покрыты трубами 5, называемыми топочными экранами. В результате непрерывного горения топлива в топочной камере образуются нагретые до высокой температуры газообразные продукты сгорания. Продукты сгорания снаружи омывают экранные трубы и излучением (радиацией) и частично конвективным путем передают теплоту воде и пароводяной смеси, циркулирующим внутри этих труб. Продукты сгорания, охлажденные в топке до температуры 1000-1200 С, непрерывно двигаясь по газоходам котельной, омывают вначале разреженный пучок кипятильных труб 7, затем трубы пароперегревателя 9, экономайзера 12 и воздухоподогревателя 14, охлаждаются до температуры Си дымососом 16 через дымовую трубу 17 удаляются в атмосферу. Движение воздуха и продуктов сгорания по газоходам котельного агрегата обеспечивается тягодутьевой установкой (вентилятор 15, дымосос 16 и дымовая труба 17).

Питательная вода (конденсат и добавочная предварительно подготовленная вода) после подогрева питательным насосом подается в коллектор 13 водяного экономайзера 12. В экономайзере вода нагревается до температуры, близкой к температуре кипения при давлении в барабане котла, а иногда частично испаряется в экономайзерах кипящего типа и направляется в барабан 8 котла, к которому присоединены трубы топочных экранов 5 и фестона 7. Из этих труб в барабан котла поступает образовавшаяся пароводяная смесь. В барабане происходит отделение сепарация) пара отводы. Насыщенный пар затем направляется в сборный коллектор 11 и пароперегреватель 9, где он перегревается до заданной температуры. Перегретый пар из змеевиков пароперегревателя поступает в сборный коллектор 10. Отсюда он через главный запорный вентиль по паропроводу котельного агрегата 18 направляется в главный паропровод
19 котельной к потребителям. Отделившаяся от пара в барабане котла вода смешивается с питательной водой, по необогреваемым опускным трубам подводится к коллекторам 6 экранов и из них поступает в подъемные экранные трубы 5 и фестон 7, где частично испаряется, образуя пароводяную смесь. Полученная пароводяная смесь снова поступает в барабан котла. Последний элемент котельного агрегата походу газообразных продуктов сгорания - воздухоподогреватель 14. Воздух в него подается дутьевым вентилятором 15, и после подогрева до заданной температуры по воздухопроводу 3 направляется в топку. Автоматизация котельной Управление рабочим процессом котельных агрегатов, нормальная и бесперебойная их эксплуатация обеспечиваются необходимыми контрольно-измерительными приборами, аппаратурой и средствами автоматики. Необходимость в тех или иных вспомогательных устройствах и их элементах зависит от назначения котельной установки, вида топлива и способа его сжигания. Основными параметрами котлов являются
- паропроизводительность
- давление и температура питательной воды
- КПД. Используемая автоматика должна отвечать характеру работы технологического оборудования котельных. С помощью автоматики в котельной обычно решаются следующие задачи регулирование в определенных пределах заранее заданных значений величин, характеризующих технологический процесс управление работой установки защита оборудования котельной от повреждений из-за нарушения процессов блокировка, обеспечивающая автоматическое включение и выключение оборудования с определенной последовательностью, обусловленной технологическим процессом.