Устройство тепловой электрической станции. Смотреть что такое "Теплоэлектростанция" в других словарях Описание тэц

1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

1. Топливное хозяйство;
2. подготовка топлива;
3. промежуточный пароперегреватель;
4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
6. электрический генератор;
7. трансформатор собственных нужд;
8. трансформатор связи;
9. главное распределительное устройство;
10. конденсатный насос;
11. циркуляционный насос;
12. источник водоснабжения (например, река);
13. (ПНД);
14. водоподготовительная установка (ВПУ);
15. потребитель тепловой энергии;
16. насос обратного конденсата;
17. деаэратор;
18. питательный насос;
19. (ПВД);
20. шлакозолоудаление;
21. золоотвал;
22. дымосос (ДС);
23. дымовая труба;
24. дутьевой вентилятов (ДВ);
25. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

• топливное хозяйство и система подготовки топлива;
• котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
• турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
• установка водоподготовки и конденсатоочистки;
• система технического водоснабжения;
• система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
• электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Теплоэлектроцентраль

Простейшие схемы теплоэлектроцентралей с различными турбинами и различными схемами отпуска пара
а - турбина с противодавлением и отбором пара, отпуск тепла - по открытой схеме;
б - конденсационная турбина с отбором пара, отпуск тепла - по открытой и закрытой схемам;
ПК - паровой котёл ;
ПП - пароперегреватель ;
ПТ - паровая турбина ;
Г - электрический генератор ;
К - конденсатор ;
П - регулируемый производственный отбор пара на технологические нужды промышленности;
Т - регулируемый теплофикационный отбор на отопление;
ТП - тепловой потребитель;
ОТ - отопительная нагрузка;
КН и ПН - конденсатный и питательный насосы;
ПВД и ПНД - подогреватели высокого и низкого давления;
Д - деаэратор ;
ПБ - бак питательной воды;
СП - сетевой подогреватель;
СН - сетевой насос.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция , вырабатывающая не только электрическую энергию , но и тепло , отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды. Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей, вращающих электрические генераторы , является отличительной особенностью ТЭЦ и носит название теплофикация . Комбинированное производство энергии двух видов способствует более экономному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях (в СССР - ГРЭС) и тепловой энергии на местных котельных установках. Замена местных котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, централизованной системой теплоснабжения способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению санитарного состояния населённых мест.

Описание

Исходный источник энергии на ТЭЦ - органическое топливо (на паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо ядерное топливо (на атомных ТЭЦ). Преимущественное распространение имеют паротурбинные ТЭЦ на органическом топливе, являющиеся наряду с конденсационными электростанциями основным видом тепловых паротурбинных электростанций (ТПЭС). Различают ТЭЦ промышленного типа - для снабжения теплом промышленных предприятий, и отопительного типа - для отопления жилых и общественных зданий, а также для снабжения их горячей водой . Тепло от промышленных ТЭЦ передаётся на расстояние до нескольких км (преимущественно в виде тепла пара), от отопительных - на расстояние до 20-30 км (в виде тепла горячей воды).

• Угольная ТЭЦ в Англии

Теплофикационные турбины

Основное оборудование паротурбинных ТЭЦ - турбоагрегаты, преобразующие энергию рабочего вещества (пара) в электрическую энергию , и котлоагрегаты, вырабатывающие пар для турбин . В состав турбоагрегата входят паровая турбина и синхронный генератор . Паровые турбины, используемые на ТЭЦ, называются теплофикационными турбинами (ТТ). Среди них различают ТТ: с противодавлением, обычно равным 0,7-1,5 Мн/м 2 (устанавливаются на ТЭЦ, снабжающих паром промышленные предприятия); с конденсацией и отборами пара под давлением 0,7- 1,5 Мн/м 2 (для промышленных потребителей) и 0,05-0,25 Мн/м 2 (для коммунально-бытовых потребителей); с конденсацией и отбором пара (отопительным) под давлением 0,05-0,25 Мн/м2.

Отработавшее тепло ТТ с противодавлением можно использовать полностью. Однако электрическая мощность , развиваемая такими турбинами , зависит непосредственно от величины тепловой нагрузки, и при отсутствии последней (как это, например, бывает в летнее время на отопительных ТЭЦ) они не вырабатывают электрической мощности . Поэтому ТТ с противодавлением применяют лишь при наличии достаточно равномерной тепловой нагрузки, обеспеченной на всё время действия ТЭЦ (то есть преимущественно на промышленных ТЭЦ).

У ТТ с конденсацией и отбором пара для снабжения теплом потребителей используется лишь пар отборов, а тепло конденсационного потока пара отдаётся в конденсаторе охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь тепла такие ТТ большую часть времени должны работать по «тепловому» графику, то есть с минимальным «вентиляционным» пропуском пара в конденсатор . ТТ с конденсацией и отбором пара получили на ТЭЦ преимущественное распространение как универсальные по возможным режимам работы. Их использование позволяет регулировать тепловую и электрическую нагрузки практически независимо; в частном случае, при пониженных тепловых нагрузках или при их отсутствии, ТЭЦ может работать по «электрическому» графику, с необходимой, полной или почти полной электрической мощностью .

Мощность теплофикационных турбоагрегатов

Электрическую мощность теплофикационных турбоагрегатов (в отличие от конденсационных) выбирают предпочтительно не по заданной шкале мощностей, а по количеству расходуемого ими свежего пара . Так, турбоагрегаты Р-100 с противодавлением, ПТ-135 с промышленными и отопительными отборами и Т-175 с отопительным отбором имеют одинаковый расход свежего пара (около 750 т/ч), но различную электрическую мощность (соответственно 100, 135 и 175 Мвт). Котлоагрегаты, вырабатывающие пар для таких турбин, имеют одинаковую производительность (около 800 т/ч). Такая унификация позволяет использовать на одной ТЭЦ турбоагрегаты различных типов с одинаковым тепловым оборудованием котлов и турбин. В СССР унифицировались также котлоагрегаты, используемые для работы на ТПЭС различного назначения. Так, котлоагрегаты производительностью по пару 1000 т/ч используют для снабжения паром как конденсационных турбин на 300 Мвт, так и самых крупных в мире ТТ на 250 Мвт.

Давление свежего пара на ТЭЦ принято в СССР равным ~ 13-14 Мн/м 2 (преимущественно) и ~ 24-25 Мн/м 2 (на наиболее крупных теплофикационных энергоблоках - мощностью 250 Мвт). На ТЭЦ с давлением пара 13-14 Мн/м 2 , в отличие от ГРЭС, отсутствует промежуточный перегрев пара, так как на таких ТЭЦ он не даёт столь существенных технических и экономических преимуществ, как на ГРЭС. Энергоблоки мощностью 250 Мвт на ТЭЦ с отопительной нагрузкой выполняют с промежуточным перегревом пара.

Тепловая нагрузка на отопительных ТЭЦ неравномерна в течение года. В целях снижения затрат на основное энергетическое оборудование часть тепла (40-50%) в периоды повышенной нагрузки подаётся потребителям от пиковых водогрейных котлов . Доля тепла, отпускаемого основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет величину коэффициента теплофикации ТЭЦ (обычно равного 0,5-0,6). Подобным же образом можно покрывать пики тепловой (паровой) промышленной нагрузки (около 10-20% от максимальной) пиковыми паровыми

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.

Основным типом электростанций в России являютсятепловые(ТЭС). Эти установки вырабатывают примерно 67% электроэнергии России. На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей.

Тепловые электростанции используют широко распространенные топливные ресурсы, относительно свободно размещаются и способны вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний. Их строительство ведется быстро и связано с меньшими затратами труда и материальных средств. Но у ТЭС есть существенные недостатки. Они используют невозобновимые ресурсы, обладают низким КПД (30-35%), оказывают крайне негативное влияние на экологическую обстановку. ТЭС всего мира ежегодно выбрасывают в атмосферу 200-250 млн. т золы и около 60 млн. т сернистого ангидрида 6 , а также поглощают огромное количество кислорода. Установлено, что уголь в микродозах почти всегда содержит U 238 , Th 232 и радиоактивный изотоп углерода. Большинство ТЭС России не оснащены эффективными системами очистки уходящих газов от оксидов серы и азота. Хотя установки, работающие на природном газе экологически существенно чище угольных, сланцевых и мазутных, вред природе наносит прокладка газопроводов (особенно в северных районах).

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции – это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название – ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). ТЭЦпредставляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и теплоты. Их КПД доходит до 70% против 30-35% на КЭС. ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет 15-20 км. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн. кВт.

Промышленные электростанции – это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

2. По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.

Тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, называют конденсационными электростанциями (КЭС) . Ядерное горючее используют атомные электростанций (АЭС). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.

Первостепенную роль среди тепловых установок играют конденсационные электростанции (КЭС). Они тяготеют и к источникам топлива, и к потребителям, и поэтому очень широко распространены. Чем крупнее КЭС, тем дальше она может передавать электроэнергию, т.е. по мере увеличения мощности возрастает влияние топливно-энергетического фактора.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Ориентация на топливные базы происходит при наличии ресурсов дешевого и нетранспортабельного топлива (бурые угли Канско-Ачинского бассейна) или в случае использования электростанциями торфа, сланцев и мазута (такие КЭС обычно связаны с центрами нефтепереработки). Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива – мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь – низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб – АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.

3. По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину – паровую турбину. ПТУ – основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В России имеется только одна работающая ПГУ-ТЭЦ (ПГУ-450Т) мощностью 450 МВт. На Невинномысской ГРЭС работает энергоблок ПГУ-170 мощностью 170 МВт, а на Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга – энергоблок ПГУ- 300 мощностью 300 МВт.

4. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок – энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

5. По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление – это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов – очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди.

Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органическом топливе (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Тепловой баланс газомазутной и

пылеугольной (цифры в скобках) ТЭС

Топливо подается в котел и для его сжигания сюда же подается окислитель – воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы. В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг топлива требуется 10– 15 кг воздуха и, таким образом, воздух – это тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки которого в зону горения необходимо иметь мощные высокопроизводительные нагнетатели. В результате химической реакции сгорания, при которой углерод С топлива превращается в оксиды СО 2 и СО, водород Н 2 – в пары воды Н 2 О, сера S – в оксиды SO 2 и SO 3 и т.д., образуются продукты сгорания топлива – смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, вырабатываемой ТЭС.

Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энергию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до температуры 130– 160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляет 5– 15 %.

Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде, обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот пар направляется в паровую турбину. На выходе из турбины с помощью аппарата, который называется конденсатором, поддерживается глубокий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3– 8 кПа (напомним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразуется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором электрогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар) функционирования ТЭС.

Для работы конденсатора, который не только обеспечивает низкое давление за турбиной, но и заставляет пар конденсироваться (превращаться в воду), требуется большое количество холодной воды. Это – третий вид «сырья», поставляемый на ТЭС, и для функционирования ТЭС он не менее важен, чем топливо. Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся природных источников воды (река, море), либо строят искусственные источники (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители и др.).

Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты конденсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепловое загрязнение окружающей среды.

Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в густом виде в железнодорожных цистернах), либо в виде электроэнергии (например, на привод электродвигателей насосов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами.

Для нормальной работы ТЭС, кроме «сырья» (топливо, охлаждающая вода, воздух) требуется масса других материалов: масло для работы систем смазки, регулирования и защиты турбин, реагенты (смолы) для очистки рабочего тела, многочисленные ремонтные материалы.

Наконец, мощные ТЭС обслуживаются большим количеством персонала, который обеспечивает текущую эксплуатацию, техническое обслуживание оборудования, анализ технико-экономических показателей, снабжение, управление и т.д. Ориентировочно можно считать, что на 1 МВт установленной мощности требуется 1 персона и, следовательно, персонал мощной ТЭС составляет несколько тысяч человек. Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:

· энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идет процесс горения – химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540°С и давлением 13– 24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину;

· турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;

· конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень существенно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовавшейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;

· питательный насос для подачи питательной воды в котел и создания высокого давления перед турбиной.

Таким образом, в ПТУ над рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электрическую энергию.

Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе, представлен на рис. 3.2.

Основными элементами рассматриваемой электростанции (рис.3.2) являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устройства (электрогенератор, трансформатор и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.

Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспределительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких атмосфер и он подается к горелкам 2 , расположенным в поде котла (такие горелки называются подовыми).

Рис. 3.2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе

Собственно котел представляет собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть называется топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. На рис. 3.2 показан так называемый вращающийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами, а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы воздух. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилятором рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла подается в его топку – камеру, в которой происходит горение топлива. При горении образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.

Стены топки облицованы экранами 19 – трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Пространство за топкой котла достаточно густо заполнено трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымовыми газами, постепенно остывающими при движении к дымовой трубе 26.

Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элементов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Полученный на выходе из конвективного пароперегревателя пар высоких параметров покидает котел и поступает по паропроводу к паровой турбине.

Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин – цилиндров.

К первому цилиндру – цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подводится прямо из котла, и поэтому он имеет высокие параметры (для турбин СКД – 23,5 МПа, 540 °С, т.е. 240 ат/540 °С). На выходе из ЦВД давление пара составляет 3–3,5 МПа (30–35 ат), а температура – 300–340 °С. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа его деталей в последнем цилиндре. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2–0,3 МПа (2–3 ат) пар поступает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.

Таким образом, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.

И котел, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем лишь ничтожные примеси других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в энергоблоке 1200 МВт за 1 с испаряется, проходит через турбину и конденсируется более 1 т. воды). Поэтому нормальная работа энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты.

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 – теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни).

Градирня – это железобетонная пустотелая вытяжная башня (рис. 3.3) высотой до 150 м и выходным диаметром 40– 70 м, которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через воздухо-направляющие щиты.

Внутри градирни на высоте 10–20 м устанавливают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5–2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10, и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в конденсатор 12 (рис.3.2).

Рис. 3.3. Устройство градирни с естественной тягой

Рис. 3.4. Внешний вид башенной градирни

Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация – удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводимым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД).

Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД – это основной и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расширился в турбине от входа до трубопровода отбора, выработал определенную мощность, а поступив в регенеративный подогреватель, передал свое тепло конденсации питательной воде (а не охлаждающей!), повысив ее температуру и тем самым сэкономив расход топлива в котле. Температура питательной воды котла за ПВД, т.е. перед поступлением в котел, составляет в зависимости от начальных параметров 240–280°С. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата.

ТЭЦ — тепловая электростанция, которая производит не только электроэнергию, но и дает тепло в наши дома зимой. На примере Красноярской ТЭЦ посмотрим как работает почти любая теплоэлектростанция.

В Красноярске есть 3 теплоэлектроцентрали, суммарная электрическая мощность которых всего 1146 МВт (для сравнения, одна только наша Новосибирская ТЭЦ 5 имеет мощность 1200 МВт), но примечательна была для меня именно Красноярская ТЭЦ-3 тем, что станция новая - ещё не прошло и года, как первый и пока единственный энергоблок был аттестован Системным оператором и введён в промышленную эксплуатацию. Поэтому мне удалось поснимать ещё не запылившуюся, красивую станцию и узнать много нового для себя о ТЭЦ.

В этом посте, помимо технической информации о КрасТЭЦ-3, я хочу раскрыть сам принцип работы почти любой теплоэлектроцентрали.

1. Три дымовые трубы, высота самой высокой из них 275 м, вторая по высоте - 180м

Сама аббревиатура ТЭЦ подразумевает собой, что станция вырабатывает не только электричество, но и тепло (горячая вода, отопление), причем, выработка тепла возможно даже более приоритетна в нашей известной суровыми зимами стране.

2. Установленная электрическая мощность Красноярской ТЭЦ-3 208 МВт, а установленная тепловая мощность 631,5 Гкал/ч

Упрощенно принцип работы ТЭЦ можно описать следующим образом:

Всё начинается с топлива. В роли топлива на разных электростанциях могут выступать уголь, газ, торф, горючие сланцы. В нашем случае это бурый уголь марки Б2 с Бородинского разреза, расположенного в 162 км от станции. Уголь привозят по железной дороге. Часть его складируется, другая часть идёт по конвеерам в энергоблок, где сам уголь сначала измельчается до пыли и потом подаётся в камеру сгорания - паровой котёл.

Паровой котёл - это агрегат для получения пара с давлением выше атмосферного из непрерывно поступающей в него питательной воды. Происходит это засчет теплоты, выделяющейся при сгорании топлива. Сам котёл выглядит довольно внушительно. На КрасТЭЦ-3 высота котла 78 метров (26-этажный дом), а весит он более 7000 тонн.

6. Паровой котёл марки Еп-670, произведенный в Таганроге. Производительность котла 670 тонн пара в час

Я позаимствовал с сайта energoworld.ru упрощённую схему парового котла электростанции, чтобы вам было понятно его устройтсво

1 — топочная камера (топка); 2 — горизонтальный газоход; 3 — конвективная шахта; 4 — топочные экраны; 5 — потолочные экраны; 6 — спускные трубы; 7 — барабан; 8 — радиационно-конвективный пароперегреватель; 9 — конвективный пароперегреватель; 10 — водяной экономайзер; 11 — воздухоподогреватель; 12 — дутьевой вентилятор; 13 — нижние коллекторы экранов; 14 — шлаковый комод; 15 — холодная коронка; 16 — горелки. На схеме не показаны золоуловитель и дымосос.

7. Вид сверху

10. Отчётливо виден барабан котла. Барабан представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд, имеющий водяной и паровой объемы, которые разделяются поверхностью, называемой зеркалом испарения.

Благодаря большой паропроизводительности котёл имеет развитые поверхности нагрева, как испарительные, так и пароперегревательные. Топка у него призматическая, четырёхугольная с естественной циркуляцией.

Пара слов о принципе работы котла:

В барабан, проходя экономайзер, попадает питательная вода, по спускным трубам спускается в нижние коллекторы экранов из труб, по этим трубам вода поднимается вверх и, соответственно, нагревается, так как внутри топки горит факел. Вода превращается в паро-водяную смесь, часть её попадает в выносные циклоны и другая часть обратно барабан. И там, и там происходит разделение этой смеси на воду и пар. Пар уходит в пароперегреватели, а вода повторяет свой путь.

11. Остывшие дымовые газы (примерно 130 градусов), выходят из топки в электрофильтры. В электрофильтрах происходит очистка газов от золы, зола удаляется на золоотвал, а очищенные дымовые газы уходят в атмосферу. Эффективная степень очистки дымовых газов составляет 99,7%.
На фотографии те самые электрофильтры.

Проходя через пароперегреватели пар нагревается до температуры 545 градусов и поступает в турбину, где под его давлением вращается ротор турбогенератора и, соответственно, вырабатывается электроэнергия. Следует отметить, что в конденсационных электростанциях (ГРЭС) система обращения воды полностью замкнута. Весь пар, проходя сквозь турбину, охлаждается и конденсируется. Снова превратившись в жидкое состояние, вода используется заново. А в турбинах ТЭЦ не весь пар попадает в конденсатор. Осуществляются отборы пара - производственные (использование горячего пара на каких-либо производствах) и теплофикационные (сеть горячего водоснабжения). Это делает ТЭЦ экономически более выгодной, но у неё есть свои минусы. Недостатком теплоэлектроцентралей является то, что они должны быть построены недалеко от конечного потребителя. Прокладка теплотрасс стоит огромных денег.

12. На Красноярской ТЭЦ-3 используется прямоточная система технического водоснабжения, это позволяет отказаться от использование градирен. То есть воду для охлаждения конденсатора и использования в котле берут прямо из Енисея, но перед этим она проходит очистку и обессоливание. После использования вода возвращается по каналу обратно в Енисей, проходя систему рассеивающего выпуска (перемешивание нагретой воды с холодной, дабы снизить тепловое загрязнение реки)

14. Турбогенератор

Я надеюсь, мне удалось внятно описать принцип работы ТЭЦ. Теперь немного о самой КрасТЭЦ-3.

Строительство станции началось ещё в далёком 1981 году, но, как у нас в России бывает, из-за развалов СССР и кризисов построить ТЭЦ вовремя не получилось. С 1992 г до 2012 г станция работала как котельная - нагревала воду, но электричество вырабатывать научилась только 1-го марта прошлого года.

Красноярская ТЭЦ-3 принадлежит Енисейской ТГК-13. На ТЭЦ работает около 560 человек. В настоящее время Красноярская ТЭЦ-3 обеспечивает теплоснабжение промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора Советского района г. Красноярска - в частности, микрорайоны «Северный», «Взлётка», «Покровский» и «Иннокентьевский».

17.

19. ЦПУ

20. Ещё на КрасТЭЦ-3 функционируют 4 водогрейных котла

21. Глазок в топке

23. А это фото снято с крыши энергоблока. Большая труба имеет высоту 180м, та что поменьше - труба пусковой котельной.

24. Трансформаторы

25. В качестве распределительного устройства на КрасТЭЦ-3 используется закрытое распределительное устройство с элегазовой изоляцией (ЗРУЭ) на 220 кВ.

26. Внутри здания

28. Общий вид распределительного устройства

29. На этом всё. Спасибо за внимание