Общая характеристика устройства работы теплоэлектростанции на примере Усть–Илимской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнэрго"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

электрический энергия турбина котел

1. Вводное занятие. Ознакомление с предприятием

2. Безопасность труда на энергопредприятиях

3. Защита человека от вредных и опасных производственных факторов

3.1 Оградительные средства защиты

3.2 Предохранительные устройства защиты

3.3 Устройства сигнализации

3.4 Знаки безопасности

3.5 Средства коллективной защиты в зависимости от назначения подразделяются

4. Изучение тепловой схемы УИ ТЕЦ

5. Паровые турбины

5.1 Принципиальное устройство

5.2 Основные узлы

5.3 Классификация турбин

5.4 Маркировка турбин по ГОСТу

6. Паровые котлы

6.1 Топочные устройства и принцип работы

6.2 Пароперегреватели, их схема и устройство

6.3 Водный режим паровых котлов

Список использованных источников



1. Вводное занятие. Ознакомление с предприятием

Усть-Илимской ТЭЦ Открытого Акционерного общества (ОАО) "Иркутскэнэрго" расположена в городе Усть-Илимске Иркутской области.

Рассматриваемый район расположен в центральной части Средне-Сибирского плоскогорья. Характер рельефа полого - волнистый. Территория достаточно ровная, с неясно выраженными террасами.

Площадка ТЭЦ распложена на левобережном склоне долины реки М. Яросама, которая является правым притоком р.Ангары, в 2,5 км от берега реки Ангары, в 10 км ниже плотины Усть - Илимской ГЭС.

Площадка ограничена:

1. С востока - территорией гидролизно-дрожевого завода;

2. С юга - предприятиями группы "Илим";

3. С запада - коммуникационным коридором, железнодорожной станцией "Северная" и складом ГСМ, ЛВЖ и мазута предприятий группы "Илим";

4. С севера - поймой реки М. Яросама.

Усть-Илимская ТЭЦ расположена в промзоне города Усть-Илимска Иркутской области. Золоотвал ТЭЦ находится на расстоянии 2,5 км на северо-восток от ТЭЦ, на склоне долины р. Малая Яросама. Золоотвал в составе 2-х секций и бассейна осветленной воды расположен на другом склоне реки, в ее среднем течении, расстоянии 350 - 700м от ее русла.

Потребителями тепловой и электрической энергии, вырабатываемой на Усть-Илимской ТЭЦ, является жилой и промышленный сектор г. Усть-Илимска, основным потребителем которого является предприятия группы "Илим".

В настоящее время на Усть-Илимской ТЭЦ установлено и находится в эксплуатации следующее основное оборудование: 1 турбина ПТ-60-130/13, 2 турбины Р-50-130/13, 1 турбина Т-100/120/130, 1 турбина Т-110/120/130, одна турбина Т-185/220/130/2, 6 котлов типа БКЗ 420-140 ПТ-2 - с жидким шлакоудалением, 1 котел типа БКЗ 420-140 ПТ-9 - с низкотемпературной вихревой топкой ЛПИ и твердым шлакоудалением.

Установленная тепловая мощность составляет 1070 Гкал/час, электрическая мощность -525 МВт.

Расчетным топливом для Усть-Илимской ТЭЦ был принят Ирша-Бородинский уголь Канско-Ачинского месторождения. С сентября 2002 года начато частичное использование Жеронского угля месторождения, расположенного в Иркутской области. Жеронское месторождение каменного угля в составе Вереинского, Жеронского, Южно и Северо-Зелиндинского участков расположено в в юго-восточной части Тугунского басейна, на правом берегу р.Ангары и в административном отношении входит в состав Усть-Илимского района Иркутской области. Исследования угля проводились институтами УралВТИ, ИНУС, ВЫХИН, Центральной лабораторией ПГО "Иркутскгеология".

Очистка дымовых газов от золы происходит в батарейных циклонах марки БЦ-512. Проектная эффективность золоуловителей котлоагрегатов составляет 90,8%, средняя эксплуатационная эффективность ЗУУ к 2003 году составила 87,5%.

На ТЭЦ имеются следующие системы водоснабжения:

1. Техническая;

2. Хозяйственно-питьевая;

3. Производственно-противопожарная;

Техническое водоснабжение организовано по оборотной схеме.

Источником водоснабжения существующей системы противопожарного водоснабжения является оборотная система технического водоснабжения ТЭЦ. Расчетный расход на пожаротушение составляет 161,8 л/с; 584 /ч.

Золоотвал овражного типа и состоит и 2-х секций. Первая секция была построена по проекту СибВНИПИ энергопрома и находилась в эксплуатации с декабря 1978 года по 1993 год. Отметка гребня дамбы 1 секции - 328, 0м, высота дамбы - 11,5м. Вторая секция распложена выше по логу, на расстоянии 700м от ограждающей дамбы 1 секции. Она находилась в эксплуатации с 1993 года по ноябрь 2003 года. После завершения работ по увеличению 1 емкости, была выведена из эксплуатации и законсервирована. Увеличение емкости 1 секции золоотвала было выполнено путем наращивания дамбы на 3м, до метки 331,0м. Расчетная емкость 1 секции золоотвала составляет 1200 тыс., фактическая 1600 тыс.. Расчетный срок эксплуатации был определен равным 10 лет из условия складирования 96,0 тыс.т. золошлаковых остатков, образующихся при сжигании Ирша-Бородинского угля. По ложу и откосам дамбы секции выполнен противофильтрационный экран из полиэтиленовой пленки.



2. Безопасность труда на энергопредприятиях

Общие правила безопасности:

1. На каждом рабочем месте должны быть производственные и должностные инструкции и инструкции по охране труда в объеме, обязательном для данной должности или профессии.

2. До начала работы должно быть проверено выполнение всех требований настоящих Правил, относящихся к предстоящей работе. При несоблюдении этого положения персонал не имеет права приступать к работе независимо от того, кто дал ему указание об ее выполнении.

3. Обходы и осмотры оборудования должны производится только с разрешения дежурного персонала, ведущего режим оборудования.

4. Запрещается находиться без производственной необходимости на площадках агрегатов, вблизи люков, лазов, водоуказательных стекол, а также около запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, находящихся под давлением.

5. Запрещается опираться и становиться на барьеры площадок, ходить по трубопроводам, а также по конструкциям и перекрытиям, не предназначенным для прохода по ним.

6. При пуске, отключении, опрессовке и испытании оборудования и трубопроводов под давлением вблизи них разрешается находиться только персоналу, непосредственно выполняющему эти работы.

При повышении давления при гидравлическом испытании оборудования до пробного запрещается нахождение на нем людей. Осматривать сварные швы испытываемых трубопроводов и оборудования разрешается только после снижения пробного давления до рабочего.

При расшлаковке и обдувке котла, продувке нижних точек, неустойчивых и аварийных режимах персонал должен быть удален в безопасные места.

7. При обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паропроводах, коллекторах, питательных трубопроводах, в корпусах арматуры необходимо срочно вывести работающих с аварийного оборудования, оградить опасную зону и вывесить плакаты или знаки безопасности "Осторожно! Опасная зона".

Вывод людей должен осуществлять начальник смены цеха электростанции или руководитель (производитель) работ в тепловой сети.

8. Запрещаются пуск и кратковременная работа механизмов и устройств при отсутствии или неисправном состоянии ограждающих устройств. Запрещается производить уборку в близи механизмов без предохранительных ограждений или с плохо закрепленными ограждениями.

9. Запрещается чистить, обтирать и смазывать вращающиеся или движущиеся части механизмов, а также перелезать через ограждения или просовывать руки за них для смазки и уборки. Запрещается при обтирке наружной поверхности работающих механизмов наматывать на руку или пальцы обтирочный материал.

10. В качестве обтирочных материалов следует применять хлопчатобумажные или льняные тряпки.

11. Запрещается надевать, снимать и поправлять на ходу приводные ремни, а также подсыпать канифоль и другие материалы под буксующие ремни и ленты конвейеров.

12. Запрещается останавливать вручную вращающиеся и движущиеся механизмы.

13. Перед каждым пусковым устройством (кроме устройств дистанционного управления) электродвигателей напряжением выше 1000 В, а также электродвигателей напряжением до 1000 В, если они установлены в помещениях повышенной опасности или особо опасных, должны находиться диэлектрические коврики, а в сырых помещениях - изолирующие подставки.

14. Запрещается наступать на оборванные, свешивающиеся или лежащие на земле и полу провода, а также на обрывки проволоки, веревки, тросы, соприкасающиеся с этими проводами, или прикасаться к ним.

15. Запрещается эксплуатировать неисправное оборудование, а также оборудование с неисправными или отключенными устройствами аварийного отключения, блокировок, защит и сигнализации.

При отклонении режима работы оборудования от нормального, что может стать причиной несчастного случая, должны быть приняты меры по обеспечению безопасности персонала.

16. Запрещается ремонтировать оборудование без выполнения технических мероприятий, препятствующих его ошибочному включению в работу (пуск двигателя, подача пара или воды и т.п.), самопроизвольному перемещению или движению.

По окончании очистки или ремонта оборудования необходимо удостовериться в том, что в нем не осталось людей и каких-либо посторонних предметов.

17. Капитальные и средние ремонты оборудования должны выполняться по проектам производства работ (ППР) и техническим условиям на ремонт или технологическим картам.

18. При ремонтных работах в зонах с температурой воздуха выше 32 ^_C должны быть предусмотрены передвижные воздушно-душирующие установки.

19. При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажем оборудования и трубопроводов, а также заменой элементов оборудования, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов оборудования и предотвращение падения его демонтируемых частей.

За устойчивостью оставшихся элементов оборудования и трубопроводов необходимо вести непрерывное наблюдение.

20. Совпадение болтовых отверстий при сборке фланцевых соединений должно проверяться с помощью ломиков или оправок.

21. При необходимости нахождения людей вблизи горячих частей оборудования должны быть приняты меры по их защите ожогов и действия высокой температуры (ограждение действующего оборудования, вентиляция, спецодежда и т.п.).

22. Запрещается применять для отмывки и обезжиривания деталей и оборудования керосин, бензин, бензол, ацетон и другие горючие и легковоспламеняющиеся вещества, а также трихлорэтилен, дихлорэтан и другие хлорпроизводные углеводороды.

23. Отогревать замерзшие трубопроводы горючих, взрывоопасных и вредных веществ, а также их арматуру необходимо влажным паром или горячей водой. Применение источника тепла с открытым огнем разрешается только для отогрева арматуры и трубопроводов воды, пара и пульпопроводов, расположенных вне пожароопасных помещений и на открытом воздухе.

24. Места, опасные для прохода или нахождения в них людей, должны ограждаться канатами или переносными щитами с укрепленными на них знаками безопасности .

25. Очистку светильников и замену перегоревших ламп должен производить электротехнический персонал с устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам.

26. При обслуживании оборудования в местах, не имеющих стационарного освещения, должно быть достаточное количество исправных переносных электрических фонарей, которые передаются по смене.

27. Переносные ручные электрические светильники должны питаться от сети напряжением не выше 42 В. В особо неблагоприятных условиях, когда опасность поражения электрическим током усугубляется теснотой, повышенной влажностью, запыленностью, соприкосновением с металлическими заземленными поверхностями, напряжение в сети не должно превышать 12 В.

28. Прежде чем входить в газоопасное помещение, необходимо произвести анализ воздушной среды на содержание газа в нем. Наличие газа должно определяться с помощью газоанализатора взрывозащищенного типа. При обнаружении загазованности помещения входить в него можно только после вентиляции и повторной проверки воздуха в нем на отсутствие газа и достаточность кислорода (не менее 20 % по объему). Если в результате вентиляции удалить газ не удается, то входить и работать в газоопасном помещении допускается только в шланговом противогазе с соблюдением требований п. 2.8 настоящих Правил. Аппаратура включения освещения и электродвигателя вентилятора должна быть вынесена за пределы газоопасного помещения.

29. При проведении газоопасных работ должны соблюдаться следующие правила:

1) в качестве переносного источника света должны использоваться только светильники взрывозащищенного исполнения. Включение и выключение светильников в газоопасных местах, а также использование открытого огня запрещаются;

2) инструмент должен быть из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Допускается применение инструмента из черного металла, при этом его рабочая часть должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой;

3) использование электродрелей и других электрифицированных инструментов, а также приспособлений, дающих искрение, запрещается;

30. Двери газоопасных помещений, не имеющих постоянного обслуживающего персонала, должны быть закрыты на замок. Ключи должны храниться у начальника смены и выдаваться на время работ под расписку лицам, указанным в списке, утвержденном главным инженером предприятия, и по окончании работ ежедневно возвращаться.

31. При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану, удалить в безопасное место людей и по возможности горючие вещества, приступить к тушению огня имеющимися средствами пожаротушения, соблюдая правила техники безопасности, и поставить в известность начальника смены (диспетчера) предприятия, начальника цеха (участка) и охрану предприятия.

32. При опасности возникновения несчастного случая персонал, находящийся вблизи, должен принять меры по его предупреждению (остановить оборудование или соответствующий механизм, снять напряжение, отключить подачу пара или воды, оградить опасную зону и т.п.), а при несчастном случае оказать также доврачебную помощь пострадавшему, сохранив по возможности обстановку на месте происшествия. О случившемся должно быть сообщено старшему дежурному (руководителю работ).



3. Защита человека от вредных и опасных производственных факторов

Основной целью механизации является повышение производительности труда и освобождение человека от выполнения тяжелых, трудоемких и утомительных операций. В зависимости от рода работ и степени оснащения производственных процессов техническими средствами различают частичную и комплексную механизацию, которая создает предпосылки для автоматизации производства.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития производственных процессов, при которой функции управления и контроля за производственными процессами передаются приборам и автоматическим устройствам.

Различают частичную, комплексную и полную автоматизацию.

Комплексная автоматизация базируется на совершенствовании технологии и прогрессивных методах управления с применением надежных унифицированных технических средств. Полная автоматизация предусматривает исключение человека из процесса управления производством и переложения его функций на управляющие машины (ЭВМ).

Под промышленным роботом (ПР) понимают перепрограммируемую автоматическую машину, применяемую в производственном процессе для выполнения двигательных функций, аналогичных функциям человека. Отличительным признаком ПР является наличие манипуляторов.

ПР представляет определенную опасность для обслуживающего персонала. Эта опасность связана с автоматичностью действий ПР, высокой скоростью линейных перемещений исполнительных устройств, большой зоной обслуживания и т.п. Наибольшая опасность травматизма возникает при наладке и регулировки ПР.

Дистанционное наблюдение и управление позволяет избежать необходимости пребывания персонала в непосредственной близости от агрегатов и применяется там, где присутствие человека затруднено, или невозможно, или для его безопасности нужны сложные средства защиты. Дистанционное наблюдение осуществляется визуально либо с помощью телесигнализации.

Для визуального наблюдения используется промышленное телевидение, которое позволяет распространить зрительный контроль на недоступные, труднодоступные и опасные участки производства.

Телесигнализация - передача информации с контрольных пунктов на пункт управления.

3.1 Оградительные средства защиты

Препятствуют попаданию человека в опасную зону или распространению опасных и вредных факторов. Оградительные устройства делятся на три группы: стационарные, передвижные и переносные.

Стационарные ограждения могут быть полными, когда ограждения охватывают все оборудование вместе с опасной зоной, и частичными, когда ограждается только опасная зона.

Передвижными ограждениями закрывается доступ в рабочую зону оборудования при возникновении опасного момента, т.е. при включении оборудования, а при неработающем оборудовании доступ в рабочую зону открыт.

3.2 Предохранительные устройства защиты

Служат для автоматического отключения оборудования при возникновении аварийных режимов.

Блокировочные устройства исключают возможность проникновения человека в опасную зону.

По принципу действия подразделяются на механические, электрические и фотоэлементные.

Механические блокировки выполняют в виде различных рычагов, стопоров или защелок в механизмах, в дверях и дверцах ограждений. Электрическая блокировка применяется в технологических электроустановках и испытательных стендах. Фотоэлементная блокировка применяется в прессовом оборудовании и не позволяет включить пресс при нахождении руки работающего в опасной зоне.

3.3 Устройства сигнализации

Предназначены для сообщения персоналу о возникающих аварийных ситуациях. Сигнализация может быть звуковая, светозвуковая и одоризационная (по запаху).

Для световой сигнализации используют измерительные приборы. Для звуковой - звонки и сирены. При одоризационной сигнализации в газы добавляют ароматические углеводороды, имеющие резкий запах при сравнительно малых концентрациях. В красный цвет окрашиваются извещающие о нарушениях безопасности сигнальные лампочки и внутренние поверхности оградительных устройств (дверей, ниш и т.д.). В желтый цвет окрашивается оборудование, неосторожное обращение с которым представляет опасность для работающих, транспортное и подъемно-транспортное оборудование, элементы грузозахватных приспособлений. Зеленый цвет применяется для сигнальных ламп, дверей, световых табло, запасных или эвакуационных выходов.

3.4 Знаки безопасности

Разделяются на четыре группы: запрещающие, предупреждающие, предписывающие и указательные. Отличительными признаками в них является цвет, форма обозначения или надписи.



3.5 Средства коллективной защиты в зависимости от назначения подразделяются

Средства коллективной защиты в зависимости от назначения подразделяются:

1. Средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест (от повышенного или пониженного барометрического давления и его резкого изменения, повышенной или пониженной влажности воздуха, повышенной или пониженной ионизации воздуха, повышенной или пониженной концентрации кислорода в воздухе, повышенной концентрации вредных аэрозолей в воздухе);

2. Средства нормализации освещения производственных помещений и рабочих мест (пониженной яркости, отсутствия или недостатка естественного света, пониженной видимости, дискомфортной или слепящей блескости, повышенной пульсации светового потока, пониженного индекса цветопередачи);

3. Средства защиты от повышенного уровня ионизирующих излучений включают: оградительные устройства; предупредительные устройства; герметизирующие устройства; защитные покрытия; устройства улавливания и очистки воздуха и жидкостей; средства дезактивации; устройства автоматического контроля; устройства дистанционного управления; средства защиты при транспортировании и временном хранении радиоактивных веществ; знаки безопасности; емкости для радиоактивных отходов;

4. Средства защиты от повышенного уровня инфракрасных излучений включают устройства: оградительные; герметизирующие; теплоизолирующие; вентиляционные; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления; знаки безопасности;

5. Средства защиты от повышенного или пониженного уровня ультрафиолетовых излучений включают устройства: оградительные; для вентиляции воздуха; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления; знаки безопасности;

6. Средства защиты от повышенного уровня электромагнитных излучений включают: оградительные устройства; защитные покрытия; герметизирующие устройства; устройства автоматического контроля и сигнализации; устройства дистанционного управления; знаки безопасности;

7. Средства защиты от повышенной напряженности магнитных и электрических полей включают: оградительные устройства; устройства защитного заземления; изолирующие устройства и покрытия; знаки безопасности;

8. Средства защиты от повышенного уровня лазерного излучения включают: оградительные устройства; предохранительные устройства; устройства автоматического контроля и сигнализации; устройства дистанционного управления; знаки безопасности;

9. Средства защиты от повышенного уровня шума включают устройства: оградительные; звукоизолирующие, звукопоглощающие; глушители шума; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления;

10. Средства защиты от повышенного уровня вибрации включают устройства: оградительные; виброизолирующие, виброгасящие и вибропоглощающие; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления;

11. Средства защиты от повышенного уровня ультразвука;

12. Средства защиты от повышенного уровня инфразвуковых колебаний;

13. Средства защиты от поражения электрическим током;

14. Средства защиты от повышенного уровня статического электричества;

15. Средства защиты от повышенных или пониженных температур поверхностей оборудования, материалов, заготовок;

16. Средства защиты от повышенных или пониженных температур воздуха и температурных перепадов;

17. Средства защиты от воздействия механических факторов (движущихся машин и механизмов; подвижных частей производственного оборудования и инструментов; перемещающихся изделий, заготовок, материалов; нарушения целостности конструкций; обрушивающихся горных пород; сыпучих материалов; падающих с высоты предметов; острых кромок и шероховатостей поверхностей заготовок, инструментов и оборудования; острых углов);

18. Средства защиты от воздействия химических факторов

19. Средства защиты от воздействия биологических факторов;

20. Средства защиты от падения с высоты.



4. Изучение тепловой схемы УИ ТЕЦ

Тепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединяемого линиями трубопроводов в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке. Схема характеризует техническое совершенство и тепловую экономичность данной установки.

Общая тепловая схема источника теплоснабжения получается в итоге объединения многих других частных схем, взаимно влияющих друг на друга: схемы подогрева питательной воды, схемы подготовки воды для питания котельных агрегатов и для подпитки тепловых сетей, схемы отпуска тепла технологическим и бытовым потребителям, схемы отбора и очистки конденсата, возвращаемого от потребителей, схемы использования тепла от продувки котлоагрегатов и от других частей установки.

Для составления и расчета тепловой схемы необходимо иметь исходные данные: назначение данной котельной; теплоноситель; вид топлива; характеристику системы теплоснабжения; величину тепловых нагрузок и параметров теплоносителя; количество или долю возвращаемого конденсата; должна быть известна температура сырой воды, поступающей в котельную, и температура воды, идущей на химводоочистку.

Технологическая схема ТЭС, цепочка технологических процессов от доставки топлива на ТЭС до выдачи электроэнергии отображена на технологической схеме.



Рис. 1. Технологическая схема ТЭС

Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах (четырехосные грузоподъемностью 63 т, шестиосные - 93 т и восьмиосные - 125 т). Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется прогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство - вагоноопрокидыватель (1), в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера (2). Уголь из бункеров подается питателями на транспортер, по которому поступает в узел пересыпки (3); отсюда уголь подается транспортерами либо на угольный склад (4), либо через дробильное отделение (5) в бункера сырого угля котельной (6), в которые может также доставляться с угольного склада.

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС. Размол дробленого угля осуществляется в мельнице (7) с непосредственным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Предварительно подогретый в воздухоподогревателе (8) воздух, нагнетаемый дутьевым вентилятором (9), подается частично в мельницу (первичный воздух) и частично - непосредственно к горелкам (вторичный воздух). Дутьевой вентилятор засасывает воздух через воздухозаборный короб либо из верхней части котельного отделения (летом), либо извне главного корпуса (зимой). Широко распространен калориферный подогрев воздуха паром или горячей водой перед подачей его в воздухоподогреватель.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах (10), в которых он перед сливом разогревается паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому лотку (11) в приемный резервуар (12), из которого перекачивающими насосами (13) подается в основной резервуар (14). Насосом первого подъема (15) мазут прокачивается через подогреватели (16), обогреваемые паром, после которых насосом второго подъема (17) подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт (18) в котельную.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС, отпадают угольный склад, дробильное отделение, система транспортеров, бункера сырого угля и пыли, а также система золоулавливания и золошлакоудаления.

На ТЭС, сжигающих твердое топливо в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла (19) топлива частично вытекает в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уносится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофильтре (20) и собирается в бункерах летучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления (21), из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос (22), транспортирующий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалением находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не смачивается и может использоваться для приготовления строительных материалов.

Дымовые газы после золоуловителя дымососом (23) подаются в дымовую трубу (24). При работе котла под наддувом необходимость установки дымососов отпадает.

Подогретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по паропроводу свежего пара (25) поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины (26а). После ЦВД пар по "холодному" паропроводу промежуточного перегрева (27) возвращается в котел и поступает в промежуточный пароперегреватель (28), в котором перегревается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По "горячей" линии промежуточного перегрева (27а) пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД) (26б), затем - в цилиндр низкого давления (ЦНД) (26в) и из него - в конденсатор турбины (29). Из конденсатосборника конденсатора конденсатные насосы I ступени (30) подают конденсат на фильтры установки очистки конденсата (31), после которой конденсатным насосом второй ступени (32) конденсат прокачивается через группу подогревателей низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор (34). В деаэраторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О₃ и СО₂, что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Деаэрированная питательная вода из аккумуляторного бака деаэратора, питаемого насосом (35), подается через группу подогревателей высокого давления (ПВД) (36) в экономайзер (37). Тем самым замыкается пароводяной тракт, включающий в себя пароводяные тракты котла и турбинной установки.

В последние годы находит применение нейтральный водный режим с дозированием газообразного кислорода во всасывающий коллектор конденсатных насосов II ступени. При этом прекращается дозировка в конденсат или питательную воду гидразина и аммиака, выпары деаэратора закрываются.

Концентрация кислорода в воде 200-400 (мкг/кг) при высоком качестве обессоленного конденсата и отсутствии органических соединений обеспечивает образование пассивирующих окисных пленок в конденсатно-питательном тракте, на поверхностях нагрева ПВД и парового котла. Применение этого метода на новых энергоблоках приведет к. бездеаэраторной схеме.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды. Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы еще система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела и система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки (38). Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины.

Охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционным насосом (40) и затем поступает в башенный охладитель (градирню) (41), где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются системы водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

Электрический генератор (42), вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор (43) идет на сборные шины (44) открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд (45) присоединены также шины собственного расхода (46). Таким образом, собственные нужды энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд - насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от генератора энергоблока. В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор с шин ОРУ.

Надежное электропитание электродвигателей агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков к ТЭС в целом. Нарушения электропитания собственных нужд приводят к отказам и авариям.

Таким образом, описанная технологическая схема ТЭС представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: топливный тракт, система пылеприготовления, пароводяной тракт, газовоздушный тракт, шлакозолоудаление, электрическая часть, система приготовления добавочной воды, система технического водоснабжения.

Тепловая схема УИ ТЭЦ. Химически обессоленная вода поступает с ХВО УИ ТЭЦ в 2 бака ХОВ вместимостью 80 м³ каждый. Насосами ХОВ через подогреватели низкого давления (ПНД-1,2) химически обессоленная вода подается в деаэраторы (ДСА-1,2), нагревается до температуры от 102^_C до 104^_C и поступает на питательные электронасосы (ПЭН-1,2,3,4) для подачи на питательный узел котла агрегата, а затем водяной экономайзер котла (ВЭ). Пройдя двух ступенчатый водяной экономайзер, включенный в рассечку с воздуха подогревателем (ВЗП), поступает в барабан котлоагрегата. Из барабана КМ-75-40 вода расчет естественной циркуляцией распределяется по экраном котла, где происходит ее нагрев.

Котел КМ 75-40 имеет 3 ступени испарения и 16 контуров циркуляции. Из барабана котла полученный в результате испарения насыщенный пар с избыточным давлением 4 МПа (40 кгс/см²) поступает в пароперегреватель 1-ой ступени, с пароперегревателя 1-ой ступени, перегретый пар поступает в пароохладитель, где производится снижение температуры перегретого пара, далее через промежуточные камеры перегретый пар поступает в пароперегреватель 2-ой ступени.

С пароперегревателя 2-ой ступени перегретый пар поступает в паросборную камеру с избыточным давлением 4Мпа (40кгс/см²) и температурой 440^_C и направляется в главный паровой коллектор.

На главном паровом коллекторе пар распределяется на редукционноохладительные устройства (РОУ) и турбогенераторы ТГ-1,2,3,4,5.

Перегретый пар на турбину поступает через стопорные клапаны и регулирующие клапаны парораспределения в проточную часть турбины. Пройдя проточную часть турбины, отработанный пар выходит через ее выхлопной патрубок и используется на производственный нужды.

Пар утечек из паровой камеры переднего концевого уплотнения отводится в турбину. Из первой камеры заднего уплотнения и из второй камеры переднего уплотнения, а также из уплотнений штоков стопорных клапанов и регулирующих клапанов, пар отсасывается струйным подогревателем, который осуществляет подогрев воды, подаваемый на струйный подогреватель.

На выхлопном паропроводе установлено предохранительное устройство, срабатывающие при повышения давления выхлопного пара сверх допустимой величины.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) предназначены для снижения давления и температуры пара из магистрали более высоких параметров.



5. Паровые турбины

5.1 Принципиальное устройство

Турбина, в которой значительная часть потенциальной энергии рабочего тела (напор жидкости, теплоперепад газа или пара) преобразуется в механическую работу в лопаточных каналах рабочего колеса, имеющих конфигурацию реактивного сопла. У современных турбин окружное усилие, вращающее рабочее колесо, создаётся суммарным действием силы, возникающей при изменении направления потока рабочего тела в лопаточных каналах (активный принцип), и реактивного усилия, развиваемого при возрастании скорости рабочего тела в них (реактивный принцип). Отношение количества энергии, преобразованной в рабочих лопатках турбины, ко всему использованному количеству энергии называется степенью реактивности r (при r = 1 турбину называют чисто реактивной, а при r = 0 - чисто активной).

Практически все турбины работают с какой-то степенью реактивности, однако реактивными турбинами обычно принято называть только те турбины, в которых по "реактивному" принципу преобразуется не менее 50% всей потенциальной энергии рабочего тела.



Рис. 2. Схематический разрез небольшой реактивной турбины

(1) кольцевая камера свежего пара; (2) разгрузочный поршень; (3) соединительный паропровод; (4) барабан ротора; (5),(8) рабочие лопатки; (6),(9) направляющие лопатки; (7) корпус.

Многоступенчатая турбина газовая или паровая турбина, в которой расширение пара или газа от начального, до конечного давления, и преобразование его тепловой энергии в механическую работу осуществляется не в одной, а в ряде последовательно расположенных ступеней. Каждая ступень в принципе представляет собой элементарную турбину и состоит из неподвижного соплового аппарата и подвижных рабочих лопаток.

В сопловом аппарате происходит расширение пара или газа, на рабочих лопатках -- преобразование кинетической энергии потока рабочего тела в работу вращения ротора турбины. Поскольку в каждой ступени используется только часть располагаемого перепада давления и тепла, скорости пара или газа в ней умеренные. Это позволяет получить хороший кпд при относительно невысокой частоте вращения ротора, что необходимо для непосредственного соединения турбины с приводимыми машинами (электрическими генераторами, компрессорами).

Перспективны комбинированные парогазотурбинные установки (ПГУ). В ПГУ топливо и воздух подводятся под давлением в камеру сгорания; продукты сгорания и нагретый воздух поступают в газовую турбину. После первых ступеней газовой турбины продукты сгорания отводятся в промежуточную камеру сгорания, в которой сжигается часть топлива за счёт избыточного кислорода, имеющегося в газах. Из промежуточной камеры сгорания продукты сгорания поступают в последующие ступени турбины, где происходят их дальнейшее расширение и охлаждение.

Тепло отработавших газов может быть использовано для подогрева воды или выработки пара низкого давления в парогенераторе. Воздух в камеру сгорания подаётся компрессором, размещенным на одном валу с турбиной. Технология отличается простотой, малым количеством вспомогательного оборудования и трубопроводов. Комбинированная ПГУ в нормальном режиме работает по паротурбинному циклу, а для покрытия нагрузок в часы "пик" в энергосистеме переключается на парогазовый цикл. При этом удаётся получать высокие начальные температуры рабочего тела и сравнительно низкие температуры отвода тепла, что и определяет повышенный кпд у ПГУ при некотором снижении капитальных затрат.

Рис. 3. Двухкорпусная паровая турбина

(1) корпус высокого давления; (2) лабиринтовое уплотнение; (3) колесо Кертиса; (4) ротор высокого давления; (5) соединительная муфта; (6) ротор низкого давления; (7) корпус низкого давления.

Конденсационная паровая турбина, в которой рабочий цикл заканчивается конденсацией пара. Одним из главных преимуществ этого типа по сравнению с любым другим двигателем является возможность получения в одной установке большой мощности до 1200 МВт. На всех крупных тепловых и атомных электростанциях для привода электрических генераторов применяются конденсационные турбины; кроме того, они применяются в качестве главных двигателей на кораблях, а также для привода доменных воздуходувок и т. д.

Мощные конденсационные турбины выполняются, как правило, многоцилиндровыми с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды (до 8--9 отборов пара для подогрева). Конденсационные турбины мощностью свыше 100 МВт обычно бывают с однократным промежуточным перегревом пара.

В СССР первая конденсационная турбина была построена на Ленинградском металлическом заводе в 1924. Это была турбина мощностью 2 МВт, работавшая на паре с начальным давлением 11кгс/см2 и температурой 300°С; в 1970 там же была изготовлена одновальная конденсационная турбина мощностью 800 МВт с начальным давлением пара 240 кгс/см2 и температурой 540°С. Создаётся 1973 одновальная конденсационная турбина мощностью 1200 МВт, с промежуточным перегревом пара, не имеющая аналогов в мировом турбостроении.

На атомных электростанциях применяются главным образом конденсационные турбины насыщенного пара. У этих турбин расход пара примерно на 60--65% больше, чем у конденсационных турбин с перегревом пара равной мощности. Чтобы пропустить увеличенные расходы пара через последние ступени, необходимо увеличивать длину лопаток этих ступеней, что может быть достигнуто лишь при снижении частоты вращения конденсационной турбины. Поэтому конденсационные турбины мощностью 500 МВт и более выполняются, как правило, не на 3000 об/мин, а на 1500 об/мин. Харьковский турбинный завод выпускает турбину насыщенного пара мощностью 220 и 500 МВт на 3000 об/мин и разрабатывает серию К. т. мощностью 500 и 1000 МВт на 1500 об/мин.

Разновидностью конденсационных турбин являются турбины с регулируемыми отборами пара для отопительных целей и для производственных нужд. Такие турбины, используемые для совместного производства электроэнергии и тепла, называют теплофикационными и устанавливают на теплоэлектроцентралях. В 1971 Уральским турбомоторным заводом изготовлена первая в мире теплофикационная турбина с промежуточным перегревом пара мощностью 250 МВт, рассчитанная на отпуск тепла в количестве 394 МВт (340 Гкал/ч).

5.2 Основные узлы

Турбина состоит из двух основных узлов:

1. Вращающаяся часть -- ротор.

2. Неподвижная часть -- корпус (статор).

Перед каждым диском с рабочими лопатками укреплен сопловой аппарат, состоящий из нескольких неподвижных сопел, закрепленных в корпусе.

Основным условием работы турбины является наличие разности давлений - перед сопловым аппаратом и за рабочими лопатками.

Сопла, совместно с рабочими лопатками, образуют проточную часть турбины. В проточной части происходит двойное преобразование энергии рабочего вещества:

1. В соплах потенциальная энергия пара или газа превращается в кинетическую; на выходе из сопел скорость потока составляет сотни метров в секунду;

2. На рабочих лопатках кинетическая энергия потока непосредственно превращается в механическую работу вращения вала турбины; скорость вращения, как правило, составляет тысячи оборотов в минуту.

Число ступеней при проектировании многоступенчатой турбины выбирают с учётом заданных параметров рабочего тела, кпд и габаритных размеров турбины. С увеличением числа ступеней, улучшается экономичность, т. к. тепловые потери предыдущей ступени используются в последующей, но растут размеры, масса и стоимость турбины. При небольшом до (10--15) числе ступеней их размещают в одном корпусе (цилиндре), при большем до (30--40) -- в двух или трёх корпусах. Практически все турбины, кроме маленьких вспомогательных, строят многоступенчатыми.

Рис. 4. Схематический продольный разрез активной турбины с тремя ступенями давления

(1) кольцевая камера свежего пара; (2) сопла первой ступени; (3) рабочие лопатки первой ступени; (4) сопла второй ступени; (5) рабочие лопатки второй ступени; (6) сопла третьей ступени; (7) рабочие лопатки третьей ступени.

5.3 Классификация турбин

Турбогенераторы предназначены для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы при непосредственном соединении с паровыми или газовыми турбинами. Турбогенераторы устанавливаются на тепловых и атомных электростанциях.

В зависимости от мощности турбогенераторы подразделяются на три основные группы: мощностью 2,5-32 МВт, 60-320 МВт и свыше 500 МВт. По частоте вращения различают турбогенераторы четырех-полюсные (на частоту вращения 1500 и 1800 об/мин) и двухполюсные (на частоту вращения 3000 и 3600 об/мин) соответственно на частоты сети 50 и 60 Гц.

По виду приводной турбины турбогенераторы классифицируются на генераторы, приводимые во вращение паровой турбиной, и генераторы с приводом от газовой турбины.

По системе охлаждения турбогенераторы подразделяются на машины с воздушным, с косвенным водородным, непосредственным водородным и жидкостным охлаждением.

По применяемой системе возбуждения турбогенераторы классифицируются на машины со статической системой самовозбуждения, независимой тиристорной системой возбуждения и бесщеточным возбуждением.

1. Турбины конденсационные без отборов пара. В этих турбинах всё количество подводимого свежего пара, пройдя турбину и расширившись в ней до давления, меньшего, чем атмосферное (обычно 0,0035-0,005 МПа), направляется в конденсатор, где тепло отработавшего пара отдается охлаждающей воде и полезно не используется

2. Турбины конденсационные с нерегулируемыми отборами. Нерегулируемые отборы пара, называемые также регенеративными, предназначены для подогрева питательной воды, поступающей затем в парогенераторы. Количество регенеративных отборов зависит от начальных параметров пара в турбоустановке и составляет от 5 до 8. Свое название (нерегулируемые) они получили от того, что давление пара в них не остается постоянным, а изменяется самопроизвольно, в зависимости от расхода пара на турбоагрегат.

3. Турбины с регулируемыми отборами. Регулируемыми называются отборы, в которых давление отбираемого пара на всех режимах работы турбоагрегата автоматически поддерживается постоянным или же регулируется в заданных пределах с тем, чтобы потребитель получал пар определенного качества. Существует два вида тепловых потребителей: промышленные, где требуется пар с давлением до 1,3-1,5 МПа (производственный отбор) и отопительные, с потребным давлением 0,05- 0,25 МПа (теплофикационный отбор). Если требуется пар как производственного, так и отопительного назначения, то в одной турбине могут быть осуществлены два регулируемых отбора: промышленный и теплофикационный

4. Турбины с регулируемыми и нерегулируемыми отборами. В таких турбинах предусмотрены как регенеративные, так и регулируемые. Отборы как правило, из камеры регулируемого отбора часть пара направляется на подогрев питательной воды, а остальное количество (по потребности) -- тепловым потребителям.

5. Турбины с промежуточным подводом пара (турбины двух давлений). В этих турбинах в промежуточную ступень подводится пар, имеющий достаточный потенциал (давление), отработавший где-либо в технологических процессах, т.е., пар с производства, который по каким-то причинам не может быть рационально использован на самом производстве

6. Турбины мятого пара. Эти турбины применяются для использования пара низкого давления, отходящего с производства после технологических процессов, который по каким-либо причинам не может быть использован для отопительных или технологических нужд. Давление такого пара обычно несколько выше атмосферного, и он направляется в специальную конденсационную турбину, называемую турбиной мятого пара.

7. Турбины с ухудшенным вакуумом. Турбины с ухудшенным вакуумом имеют давление на выхлопе ниже атмосферного, но в 15-20 раз выше, чем обычные конденсационные, т.е., 0,05-0,09 МПа. Отработавший пар, соответственно, имеет значительную температуру -- до 90 °С. Вместо конденсатора здесь ставится бойлер, через который прокачивается сетевая вода, используемая далее для отопительных, бытовых или агрономических целей.

8. Турбины с противодавлением. У этих турбин отсутствует конденсатор. Отработавший пар, имеющий давление выше атмосферного, поступает в специальный сборный коллектор, откуда направляется к тепловым потребителям, отопительным или производственным.

9. Предвключенные турбины. Предвключенными называются турбины с противодавлением, отработавший пар которых направляется далее в обычные конденсационные турбины для глубокого расширения. В таком варианте предусматриваются два электрогенератора т.е., турбоагрегат является единым по паровому потоку, но с раздельной выработкой электроэнергии.

5.4 Маркировка турбин по ГОСТу

На первом месте - буквы, обозначающие тип турбины: те же, что и при старых обозначениях: К, П, Т, ПТ и Р. Далее идет цифра - мощность в МВт.

Для турбин с промышленным или теплофикационным отбором эта цифра может быть двойной - через дробь. Меньшая цифра соответствует мощности при полностью открытом отборе, а большая - при закрытом отборе.

Следующая цифра соответствует давлению свежего пара перед турбиной в кгс/см² или же в МПа.

Далее, для конденсационных турбин и турбин с теплофикационным отбором - через тире - номер модели, а для конденсационных турбин с промышленным отбором пара или же турбин с противодавлением - через дробь - давление в промышленном отборе или же противодавление.

Для сверхмощных турбин атомных электростанций последняя цифра (через дробь) обозначает число оборотов ротора в минуту - 3000 или 1500.



6. Паровые котлы

6.1 Топочные устройства и принцип работы

Паровой котел представляет собой устройство с топкой, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара давлением выше атмосферного, используемого вне устройства, а водогрейный котел - такое же устройство, но предназначенное для нагревания воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне устройства.

В каждом топочном устройстве происходит одновременно три процесса: горение топлива, теплоотдача излучением и улавливание некоторой части золы (при сжигании твердого топлива). Топочное устройство должно обеспечивать высокую производительность котла, экономичность, хорошее смещение топлива с воздухом, достаточную степень механизации при автоматизации топочного процесса, устойчивую работу.

Надежность работы котла во многом зависит от конструкции и работы топочных устройств. В зависимости от виду сжигаемого топлива и расположения относительно котла топочные устройства имеют различную конструкцию.

Топки классифицируются:

1. По способу расположения их относительно котла - на внутренние, внешние (нижние) и выносные;

2. По способу сжигания топлива - на слоевые (для твердого топлива), где топливо горит в слое на колосниковой решетке; камерные (для газообразного, жидкого, пылеобразного твердого топлива), где топливо горит во взвешенном состоянии; шахтные (для торфа и дров);

3. По способу удаления шлака камерные топки для пылевидного топлива - на топки с твердым и жидким шлакоудалением;

4. По способу загрузки топлива и организации обслуживания - на ручные; полумеханические и механические.

Топочные камеры по способу расположения горелок подразделяются на камеры с фронтальным, встречным и угловым расположением.

Топочные экраны прямоточных котлов образуют радиационную поверхность нагрева, которая в котлах большой номинальной паропроизводительности разбивается на нижнюю радиационную часть (НРЧ), среднюю радиационную часть (СРЧ) и верхнюю радиационную часть (ВРЧ). В первых отечественных конструкциях прямоточных котлов (в основном докритического давления) применялась горизонтальная навивка экранов топочной камеры, предложенная профессором Л. К. Рамзиным. Обычно компоновка экранов предусматривала горизонтальное расположение труб, расположенных на фронтовой и задней стенах.

В котлах Рамзина трубная система в пределах НРЧ и ВРЧ не имеет промежуточных коллекторов. В современных прямоточных котлах сверхкритического давления применяются различные схемы экранирования топок. Эти схемы предусматривают применение как горизонтальных, так и вертикальных одноходовых и многоходовых трубных пакетов.

6.2 Пароперегреватели, их схема и устройство

Пароперегреватель представляет собой систему стальных цельнотянутых труб, изогнутых в виде змеевиков и присоединенных к двум или более коллекторам. Расположение пароперегревателя в газоходе котла может быть горизонтальным или вертикальным.

Пароперегреватель является одним из основных и наиболее ответственных элементов котлоагрегата, так как из всех поверхностей нагрева котельной установки, поверхность нагрева пароперегревателя находятся в самых тяжелых температурных условиях. Применяют пароперегреватели - конвективные, полурадиационные и радиационные. В котельных агрегатах низкого и среднего давления используют конвективные пароперегреватели. В зависимости от направления движений газов и пара, различают три основные схемы включения пароперегревателя в газовый поток: