Оборудование электростанций и его назначение

Автоматизация паровых котлов и турбин энергетических установок

Последовательность получения и использования пара и преобразования одних видов энергии в другие можно проследить на примере технологической и тепловых схем электростанций на твердом топливе (Рисунок 13.1 и 13.2).

Для получения перегретого пара в котельной установке сжигается топливо, поступающее на электростанцию. Топливо из вагонов 14 выгружается в разгрузочном сарае 15 с помощью вагоно-опрокидывателей в специальные бункера, под которыми расположены конвейеры 16. Конвейерами топливо через дробильное помещение 12 подается в бункера сырого угля (БСУ) 5 котельного цеха или на резервный склад 13. Перед подачей топлива из БСУ в топку 21 парового котла 9 его предварительно размалывают в мельницах 22 и одновременно подсушивают горячим воздухом. Из полученной в мельницах угольной пыли улавливаются в сепараторе 7 крупные частицы и возвращаются снова в мельницу, а мелкая пыль после отделения в циклонах накапливаются в бункерах 6 угольной пыли, откуда в требуемом количестве дозируется в пылепроводы и далее в топку.

Продукты сгоревшего топлива при прохождении по газоходам котла, в которых расположены поверхности нагрева 10, отдают тепло воде и получаемому из неё пару, проходящим по этим поверхностям нагрева. Продукты сгорания топлива будем называть теплоносителем, а воду и образующийся пар – рабочим телом.

Получаемый в котле пар в зависимости от назначения котельной установки направляется потребителю или в турбину 2 для вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора, обеспечивая таким образом выработку в генераторе электроэнергии, которая затем передается потребителю.

В последних ступенях турбины при охлаждении могут появляться капли влаги, изнашивающие лопатки турбины.

Для уменьшения степени конденсации пара в последних ступенях турбины понижают давление (повышают вакуум), применяя конденсаторы 28, в которых используется вода из естественного источника 24, подаваемая насосами 25, установленными на береговой насосной станции 23.

Полученный конденсат насосами 32 перекачивается далее через обессоливающую установку и подогреватели низкого давления (ПНД) 31 в деаэратор 4, где при температуре, близкой к насыщению, происходит удаление растворенных в воде газов, могущих вызвать внутреннюю коррозию оборудования. Восполнение потерь конденсата (утечки через неплотности в трубопроводах ТЭС или в линиях потребителей ТЭЦ) производится химически очищенной в специальных установках 29 водой, добавляемой в деаэратор. Далее дегазированная и подогретая вода, называемая питательной, снова подается питательными насосами 27 в паровой котел. При этом она дополнительно подогревается в регенеративных подогревателях высокого давления (ПВД) 26.

Подогреватель воды в ПНД, деаэраторе и ПВД (регенеративный подогрев) позволяет повысить КПД теплового цикла электростанции.

На Рисунке 13.2, а представлена упрощенная тепловая схема описанной электростанции с оборудованием тракта рабочего тела. Схема ТЭЦ (Рисунок 13.2, в) отличается от схемы КЭС наличием отводящих паропроводов к промышленным и тепловым потребителям 19 и специальных подогревателей сетевой воды 16, использующих отборы пара из турбины. В контурах сетевой воды установлены насосы 17 и линия подпитки со своими насосами 18, а также пиковые водогрейные котлы 15.

Рисунок 13.1 – Технологическая схема электростанции:1 – генератор; 2 - турбина; 3 – щит управления; 4 - деаэратор; 5 – бункер сырого топлива; 6 – бункер угольной пыли; 7 - сепаратор; 8 - циклон; 9 – паровой котел; 10 – поверхности нагрева котла; 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – резервный склад; 14 – железнодорожные вагоны; 15 – разгрузочный сарай; 16 - конвейеры; 17 - дымососы; 18 – каналы гидрозолоуловителя; 19 - золоуловитель; 20 – дутьевой вентилятор; 21 – топка котла; 22 - мельницы; 23 – береговая насосная станция; 24 - водоем; 25 - насосы; 26 – подогреватели высокого давления; 27 – питательные насосы; 28 - конденсаторы; 29 – установка химической подготовки воды; 30 – трансформаторная подстанция; 31 – подогреватели низкого давления; 32 – конденсатные насосы.

Повышение мощности и параметров (давления, температуры) рабочего тела потребовало применение промежуточного перегрева пара. При высоком и особенно сверхкритическом давлении пара на последних ступенях турбины в случае глубокого снижения температуры перед конденсатором может появится значительное количество влаги. Это ведет к понижению КПД и надежности работы турбины. Во избежание этого производят дополнительный (промежуточный) перегрев пара до температуры близкой или несколько высшей к начальной. Для этого в паровом котле устанавливаются промежуточные пароперегреватели 14, в которые подают пар из цилиндра высокого давления турбины (ЦВД), возвращая его после нагрева в цилиндр низкого давления (ЦНД).

Рисунок 13.2 – Упрощенные тепловые схемы электростанций конденсационных без промежуточного (а) и с промежуточным (б) перегревом пара; теплоэлектроцентрали (в): 1 – паровой котел; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 – преобразователь электроэнергии; 5 - конденсатор; 6 – конденсатный насос; 7 – регенеративные отборы пара; 8 – обессоливающая установка; 9 - ПНД; 10 - деаэратор; 11 – питательный насос; 12 - ПВД; 13 – химическая водоподготовка; 14 – промежуточный пароперегреватель; 15 – пиковый водогрейный котел; 16 – подогреватели сетевой воды (бойлеры); 17 – насос сетевой воды; 18 – насос подпиточной воды; 19 – потребители теплоты.

Дата добавления: 2015-03-29