Теплоелектроцентраль принцип роботи. Чим відрізняється тец від гресу? Мазутний, вугільний чи газовий котел

Кілька тижнів тому у всіх кранах Новодвінська зникла гаряча вода - тут не потрібно шукати якихось підступів недругів, просто в Нововодвінськ прийшли гідравлічні випробування, процедура, необхідна для підготовки міської енергетики та комунальних комунікацій до нового опалювального сезону. Без гарячої води якось одразу відчув себе сільським мешканцем - каструльки з окропом на плиті - помитися-поголитися, - миття посуду в холодній воді тощо.

Водночас у голові постало питання: а як все-таки "робиться" гаряча вода, і як вона потрапляє в крани в наших квартирах?

Звичайно, вся міська енергетика "запитана" на Архангельський ЦПК, точніше на ТЕС-1, куди я і попрямував, щоб дізнатися, звідки береться гаряча вода та тепло в наших квартирах. Допомогти в моєму пошуку погодився головний енергетик Архангельського ЦПК Андрій Борисович Зубок, який відповів на багато моїх питань.

Ось, до речі, робочий стіл – головного енергетика Архангельського ЦПК – монітор, куди виводяться найрізноманітніші дані, багатоканальний телефон, який неодноразово дзвонив у ході нашої бесіди, стос документів...

Андрій Борисович розповів мені, як "теоретично" працює ТЕС-1, головна енергетична установка комбінату та міста. Сама абревіатура ТЕС - тепло-електро станція - має на увазі, що станція виробляє не тільки електрику, а й тепло (гаряча вода, опалення), причому вироблення тепла можливо навіть більш пріоритетне в нашому холодному кліматі.

Схема роботи ТЕС-1:


Будь-яка тепло-електростанція починається з головного щита управління, куди стікається вся інформація про процеси, що відбуваються в котлах, роботу турбін і т.д.

Тут на численних індикаторах та циферблатах видно роботу турбін, генераторів і котлів. Звідси керують виробничим процесом станції. А цей процес дуже складний = щоб розібратися у всьому, потрібно не мало вчитися.

Ну а поряд – знаходиться серце ТЕС-1 – парові котли. Їх на ТЕС-1 вісім. Це величезні споруди, висота яких сягає 32 метри. Саме в них і відбувається головний процес перетворення енергії, завдяки якому з'являється і електрика, і гаряча вода в наших будинках - вироблення пари.

Але в все починається з палива. У ролі палива різних електростанціях можуть виступати вугілля, газ, торф. На ТЕС-1 основне паливо - це вугілля, яке везуть сюди з Воркути залізниці.

Частина його складується, інша частина йде конвеєрами на станцію, де саме вугілля спочатку подрібнюється до пилу і потім подається по спеціальних "пилопроводів" втопку парового казана . Для розпалювання котла використовують мазут, а потім зі збільшенням тиску і температури переводять його на вугільний пил.

Паровий котел - це агрегат для отримання пари високого тискуз безперервно надходить у нього поживної води. Відбувається це за рахунок теплоти, що виділяється при згорянні палива. Сам казан виглядає досить переконливо. Важить ця споруда понад 1000 тонн! Продуктивність котла - 200 тонн пари на годину.

Зовні котел нагадує сплетіння труб, гвинтів та якихось механізмів. Поруч із котлом жарко, адже пара на виході з котла має температуру 540 градусів.

Є на ТЕС-1 та інший котел – сучасний, встановлений кілька років тому котел Metso із ґратами Hybex. Управління цим енергоагрегатом виведено окремий пульт.

Агрегат працює за інноваційною технологією - спалювання палива в бульбашковому киплячому шарі (Hybex). Для одержання пари тут спалюють крев'яне паливо (270 тис. тонн на рік) та осад стічних вод (80 тис. тонн на рік), його привозять сюди з очисних споруд.

Сучасний котел - це теж величезна споруда, висота якої понад 30 метрів.

Іл і крадіжкове паливо потрапляють у котел цими транспортерами.

А звідси вже після підготовки паливна суміш потрапляє безпосередньо в топку котла.

У будівлі нового казана на ТЕС-1 є ліфт. Ось тільки поверхів у звичному для звичайного городянина вигляді тут немає – євисота позначки обслуговування- Ось і ліфт рухається від позначки до позначки.

На станції працює понад 700 людей. Роботи вистачає всім - обладнання потребує обслуговуваннята постійного контролю за ним з боку персоналу. Умови роботи на станції непрості - високі температури, вологість, шум, вугільний пил.

А тут робітники готують майданчик під будівництво нового котла – його зведення розпочнеться вже наступного року.

Тут готується вода для казана. В автоматичному режимі воду пом'якшують для того, щоб знизити негативний вплив на котел і лопатки турбіни (вже в той час, коли вода перетвориться на пару).

А це турбінна зала - сюди приходить пара з котлів, тут вона крутить потужні турбіни (загалом їх п'ять).

Вигляд з боку:

У цьому залі пара працює: проходячи через пароперегрівачі, пара нагрівається до температури 545 градусів і надходить у турбіну, де під її тиском обертається ротор турбогенератора і, відповідно, виробляється електроенергія.

Безліч манометрів.

А ось вона - турбіна, де і працює пара і "крутить" генератор. Це турбіна №7 і, відповідно, генератор №7.

Восьмий генератор та восьма турбіна. Потужності генераторів різні, але в сумі вони здатні видавати близько 180 МВт електроенергії - цієї електрики вистачає і на потреби самої станції (а це близько 16%), і на потреби виробництв Архангельського ЦПК, і на забезпечення "сторонніх споживачів" (у місто йде близько 5% виробленої енергії).

Переплетення труб заворожує.

Гаряча вода для опалення (мережева) утворюється шляхом нагрівання води парою в теплообмінниках (бойлерах). У мережу вона закачується такими насосами - їх на ТЕС-1 вісім. Вода "для опалення", до речі, спеціально готується та очищається і на виході зі станції відповідає вимогам, що висуваються до питну воду. Теоретично цю воду можна пити, але таки пити її не рекомендується через наявність великої кількостіпродуктів корозіїу трубах теплових мереж.

А в цих вежах - ділянці хімічного цеху ТЕС-1,- готується вода, яку додають у теплосистему, адже частина гарячої води витрачається – її необхідно поповнювати.

Далі нагріта вода (теплоносій) йде трубопроводами різного перерізу, адже ТЕС-1 опалює не тільки місто, а й виробничі приміщення комбінату.

А електрика "виходить" зі станції черезчерез розподільні електричні пристрої та трансформатори та передається в енергосистему комбінату та міста.

Звичайно, на станції є труба - та сама "фабрика хмар". На ТЕС-1 таких труб три. Найвища – понад 180 метрів. Як виявилося труба - це дійсно пустотіла конструкція, куди сходяться газоходи від різних казанів.Перед потраплянням у трубу димових газів проходять систему очищення від золи. На новому казані це відбувається в електрофільтрі.Ефективний рівень очищення димових газів становить 99.7%.На вугільних котлах очищення проводиться водою, - ця система менш ефективна, але все одно більшість «викидів» уловлюється.

Сьогодні на ТЕС-1 повним ходом тривають ремонти: і якщо будівлю можна відремонтувати у будь-який час...

То робити капітальний ремонт котлів або турбін можна тільки влітку в період знижених навантажень. До речі, саме для цього і проводять гідравлічні випробування. Програмне підвищення навантаження на системи теплопостачання необхідне, по-перше, для перевірки надійності комунальних комунікацій, а, по-друге, енергетики мають можливість "злити" теплоносій із системи та замінити, наприклад, ділянку труби. Ремонт енергетичного обладнання - дорогий захід, що вимагає особливої ​​кваліфікації та допуску від спеціалістів.

За межами комбінату гаряча вода (вона теплоносій) тече по трубах - три "виходи" в місто забезпечують безперебійну роботу опалювальної системи міста. Система замкнута, вода у ній постійно циркулює. У найхолоднішу пору року температура води на виході зі станції становить 110 градусів Цельсія, повертається теплоносій, остигнувши на 20-30 градусів. Влітку температуру води знижують – нормативно на виході зі станції вона становить 65 градусів за Цельсієм.

До речі, відключають гарячу воду та опалення не на ТЕС, а безпосередньо в будинках – цим займаються керуючі компанії. ТЕС "відключає" воду лише одного разу - після гідравлічних випробувань, щоб зробити ремонт. Після ремонтів енергетики поступово заповнюють систему водою – у місті є спеціальні механізми для спуску повітря із системи – зовсім як у батареях у звичайному житловому будинку.

Кінцевий пункт гарячої води - цей кран у будь-якій з міських квартир, ось тільки зараз води в ньому немає - гідравлічні випробування.

Ось так непросто "робиться" те, без чого важко уявити життя сучасного городянина – гаряча вода.

Перша виробляє і теплову, і електричну енергію, а друга тільки електроенергію. В обох випадках йдеться про теплові електростанції, відмінності між якими суттєві, але не принципові - в ЄЕС Росії є ТЕЦ, що працюють у конденсаційному режимі, та ГРЕС, «розжаловані» в теплоцентралі.

Будь-яка електростанція є комплексом з устаткування, з допомогою якого організується перетворення енергії певного джерела (зазвичай, природного) в електричну і теплову енергію. У гідроенергетиці таким джерелом виступає вода, в атомній - уран, а на теплових електростанціях (ТЕС) застосовується велика різноманітність елементів (від газу, вугілля та нафтопродуктів до біопалива, торфу та геотермальних свердловин). У Росії близько 70% електрогенерації забезпечують саме ТЕС.

Як розхожі позначення ТЕС використовується дві абревіатури - ДРЕС і ТЕЦ. Для обивателів вони часто малозрозумілі, причому першу ще й плутають із ГЕС, при тому що це взагалі різні видигенерації. Гідроелектростанція працює за рахунок водяного потоку, а її греблі для цього перегороджують річки (але є винятки), а ГРЕС - за рахунок пари, хоча і така станція може мати власне водосховище. Однак ТЕС, яким також, як і ГЕС, життєво необхідна вода, здатні ефективно функціонувати і далеко від річок і водойм - у такому разі на них зазвичай будують градирні, один із наймонументальніших і найпомітніших (після димових труб) технічних елементів у тепловій енергетиці. Особливо взимку.

Головне – електрика

Позначення «ДРЕС» - пережиток радянського індустріального мегапроекту, початковому етапіякого, у межах плану ГОЕЛРО, вирішувалося завдання ліквідації дефіциту, передусім, електричної енергії. Розшифровується воно просто – «державна районна електрична станція». Районами СРСР називали територіальні об'єднання (промисловості з населенням), у яких можна було організувати єдине енергопостачання. І в вузлових географічних точках, зазвичай поблизу великих родовищ сировини, яку можна було використовувати як паливо, і ставили ГРЕС. Втім, газ на такі станції можна подавати і трубопроводами, а вугілля, мазут та інші види палива завозити залізницею. А на Березовську ДРЕС компанії «Юніпро» у красноярському Шариповому вугіллі взагалі приходить 14-кілометровим конвеєром.

У сучасному розумінні ДРЕС – це конденсаційна електростанція (КЕС), порівняно з ТЕЦ, дуже потужна. Адже головне завдання такої станції - вироблення електроенергії, причому в базовому режимі(тобто рівномірно протягом дня, місяця чи року).

Тому ДРЕС, як правило, розташовані далеко від великих міст - завдяки лініям електропередач такі об'єкти генерації працюють на всю енергосистему. І навіть на експорт - як, наприклад, Гусиноозерська ДРЕС у Бурятії, яка з моменту свого запуску у 1976 році забезпечує левову часткупоставок до Монголії. І роль «гарячого резерву», яка виконує для цієї країни.

Цікаво, що далеко не всі станції, які мають у своїй назві абревіатуру «ДРЕС», є конденсаційними; деякі з них давно працюють як теплоелектроцентралі. Наприклад, Кемеровська ДРЕС «Сибірської компанії, що генерує» (СГК). «Спочатку, у 1930-ті роки, вона виробляла лише електроенергію. Тим більше, що енергодефіцит тоді був великий. Але коли навколо станції виросло місто Кемерово, на перший план вийшло інше питання – як опалювати житлові квартали? Тоді станцію перепрофілювали на класичну теплоелектроцентраль, залишивши лише історичну назву - ГРЕС. Для того, щоб працівник із гордістю міг сказати: «Я працюю на ДРЕС!». Споживання вугілля на електрику та тепло на станції йде сьогодні у пропорції 50 на 50», - пояснює «Кисень.ЛАЙФ» СГК Олексій Кутирьов.

У той же час на інших ДРЕС, що входять до СГК – наприклад, на Томь-Усинській (1345,4 МВт) та Біловській (1260 МВт) у Кузбасі, а також на Назарівській (1308 МВт) у Красноярському краї – 97% спалюваного вугілля йде на генерацію електрики. І лише 3% - на вироблення тепла. І така ж картина, за рідкісними винятками - практично на будь-якій іншій ГРЕС.

Олексій Кутирьов

Начальник управління експлуатації ТЕС Кузбаської філії

Найбільшою в Росії ДРЕС та третьою у світі тепловою станцією є Сургутська ДРЕС-2 (входить до «Юніпро») - її потужність 5657,1 МВт (потужніше в нашій країні - лише дві ГЕС, Саяно-Шушенська та Красноярська). За досить пристойного КВВМ понад 64,5% ця станція виробила в 2017 році майже 32 млрд кВт*годин електричної енергії. Ця ГРЕС працює на попутному нафтовому та природному газі. Найбільшою ж за потужністю ДРЕС у країні, що працює на твердому паливі (вугілля), є Рефтинська - вона розташована за 100 км від Єкатеринбурга. 3,8 ГВт електричної потужності дозволяють виробляти обсяги, що покривають 40% потреби всієї Свердловській області. Як основне паливо на станції використовується екібастузьке кам'яне вугілля.

У пріоритеті – тепло

Теплоенергоцентралі (ТЕЦ) це ще один тип ТЕС, але це не конденсаційна, а теплофікаційна станція.ТЕЦ, головним чином, виробляють тепло - у вигляді технологічної пари та гарячої води (у тому числі для гарячого водопостачання та опалення житлових та промислових об'єктів). Тому ТЕЦ є ключовим елементом у централізованих системах теплопостачання у містах, за рівнем проникнення яких Росія одна із світових лідерів. Середні та малі ТЕЦ є також незамінними супутниками великих промислових підприємств. Ключова риса ТЕЦ - когенерація: одночасне виробництво тепла та електрики. Це і ефективніше, і вигідніше вироблення, наприклад, тільки електроенергії (як на ДРЕС) або лише тепла (як на котелень). Тому в СРСР свого часу і зробили ставку на повсюдний розвиток теплофікації.

Принципова відмінність ТЕЦ від ДРЕС, при тому що все це котлотурбінні та паротурбінні електростанції - різні типитурбін. На теплоелектроцентралях ставлять теплофікаційні турбіни марки "Т", відмінність яких від конденсаційних турбін типу "К" (які працюють на ГРЕС) - наявність регульованих відборів пари. Надалі він прямує, наприклад, до підігрівачів мережної води, звідки вона йде в батареї квартир або крани з гарячою водою. Найбільшого поширення нашій країні історично отримали турбіни Т-100, звані «сотки» . Але працюють на ТЕЦ та протитискові турбіни типу «Р», які виробляють технологічну пару (у них немає конденсатора і пар, після того, як виробив електроенергію в проточній частині, йде безпосередньо промисловому споживачеві). Бувають і турбіни типу «ПТ», які можуть працювати і промисловість, і теплофікацію.

У турбінах типу «К» процес розширення пари в проточній частині закінчується його кондесацією (що дозволяє отримувати на одній установці більшу потужність – до 1,6 ГВт і більше).

Олексій Кутирьов

Начальник управління експлуатації ТЕС Кузбаської філії

«Для ТЕЦ електроенергія, на відміну від ГРЕС – продукт побічний, такі станції в СРСР та в Росії працюють, перш за все, для підігріву теплоносія – і виробляють тепло, яке потім йде до житлових будинків чи промислових підприємств у вигляді пари. А скільки виходить у результаті електроенергія – не так уже й важливо. Важливо – видати потрібні гігакалорії, щоб споживачам, переважно – населенню, було комфортно»

У опалювальний сезон ТЕЦ працюють за так званим «тепловим графіком» - підтримують температуру мережної води в магістралі в залежності від температури зовнішнього повітря. У цьому режимі ТЕЦ можуть нести й базове навантаження електроенергії, демонструючи, до речі, дуже високі коефіцієнти використання встановленої потужності (КИУМ). За електричним графіком ТЕЦ зазвичай працюють у теплі місяці року, коли відбори на теплофікацію з турбін відключаються. ДРЕС же працюють виключно за електричним графіком.

Неважко здогадатися, що ТЕЦ у Росії набагато більше ДРЕС - і всі вони, як правило, сильно розрізняються за потужністю. Варіантів їхньої роботи також безліч. Деякі ТЕЦ, наприклад, працюють як ГРЕС – така, наприклад, ТЕЦ-10 компанії «Іркутськенерго». Інші функціонують у тісній спайці з промисловими підприємствами - і тому не знижують свою потужність навіть у літній період. Наприклад, Казанська ТЕЦ-3 ТГК-16 забезпечує парою гігант хіміндустрії - «Казаньоргсинтез» (обидві компанії входять до Групи ТАІФ). А Ново-Кемеровська ТЕЦ СГК генерує пару потреб КАТ «Азот». Деякі станції забезпечують теплом та гарячою водою переважно населення – наприклад, усі чотири ТЕЦ у Новосибірську з 1990-х практично припинили виробництво технологічної пари.

Трапляється, що теплоелектроцентралі взагалі не виробляють електричної енергії – хоча таких зараз і меншість. Пов'язано це про те, що на відміну гігакалорій, вартість яких жорстко регулюються державою, кіловати у Росії є ринковим товаром. У цих умовах навіть ті ТЕЦ, що раніше не працювали на оптовий ринок електроенергії та потужності, постаралися на нього вийти. У структурі СГК, наприклад, такий шлях пройшла Красноярська ТЕЦ-3, яка до березня 2012 року виробляла лише теплову енергію. Але з 1 березня того року на ній ввели до ладу перший вугільний енергоблок у Росії на 208 МВт, збудований у рамках ДПМ. З того часу ця станція взагалі стала зразково-показовою в СГК з енергоефективності та екологічності.

Найбільші ТЕЦ у Росії працюють на газі та знаходяться під крилом «Мосенерго». Найпотужнішою, ймовірно, можна вважати ТЕЦ-26, розташовану в московському районі Бірюлеве Західне - принаймні за показником електричної потужності 1841 МВт вона випереджає всі інші ТЕЦ країни. Ця електростанція забезпечує централізоване теплопостачання промислових підприємств, громадських та житлових будівель з населенням понад 2 млн осіб у районах Чертанове, Ясенево, Бірюльово та Мар'їно. Теплова потужність цієї ТЕЦ хоч і висока (4214 Гкал/год), але не є рекордною. У ТЕЦ-21 того ж «Мосенерго» потужність по теплу вища – 4918 Гкал/год, хоча по електроенергії вона трохи поступається «колегі» (1,76 ГВт).

Підготовлено порталом "Кисень.ЛАЙФ" 24 жовтня 2012

Електрична енергія давно увійшла до нашого життя. Ще грецький філософ Фалес у 7 столітті до нашої ери виявив, що бурштин, потертий вовну починає притягувати предмети. Але довгий час цього факту ніхто не звертав увагу. Лише 1600 року вперше з'явився термін «Електрика», а 1650 року Отто фон Герике створив електростатичну машину як насадженого на металевий стрижень сірчаної кулі, яка дозволила спостерігати як ефект притягання, а й ефект відштовхування. Це була перша найпростіша електростатична машина.

Пройшло багато років з того часу, але навіть сьогодні, у світі, заповненому терабайтами інформації, коли можна самому дізнатися про все, що тебе цікавить, для багатьох залишається загадкою, як виробляється електрика, як її доставляють до нас до будинку, офісу, на підприємство.

У кілька частин розглянемо ці процеси.

Частина І. Генерація електричної енергії.

Звідки береться електрична енергія? З'являється ця енергія з інших видів енергії – теплової, механічної, ядерної, хімічної та багатьох інших. У промислових масштабах електричну енергію одержують на електростанціях. Розглянемо лише найпоширеніші види електростанцій.

1) Теплові електростанції. Сьогодні можна об'єднати одним терміном – ДРЕС (Державна Районна Електростанція). Звичайно, сьогодні цей термін втратив первісний зміст, але він не пішов у вічність, а лишився з нами.

Теплові електростанції поділяються на кілька підтипів:

а)Конденсаційна електростанція (КЕС) - теплова електростанція, що виробляє лише електричну енергію, своєю назвою цей тип електростанцій завдячує особливостям принципу роботи.

Принцип роботи: У котел за допомогою насосів подається повітря та паливо (газоподібне, рідке або тверде). Виходить паливо-повітряна суміш, яка горить у топці казана, виділяючи величезну кількість теплоти. Вода проходить по трубній системі, яка розташовується всередині котла. Теплота, що виділяється, передається цій воді, при цьому її температура підвищується і доводиться до кипіння. Пар, який був отриманий в котлі, знову йде в котел для перегрівання його вище температури кипіння води (при цьому тиску), потім по паропроводах він надходить на парову турбіну, в якій пара виконує роботу. При цьому він розширюється, зменшується його температура та тиск. Таким чином, потенційна енергія пари передається турбіні, а отже, перетворюється на кінетичну. Турбіна ж у свою чергу рухає ротор трифазного генератора змінного струму, який знаходиться на одному валу з турбіною і виробляє енергію.

Розглянемо деякі елементи КЕС ближче.

Парова турбіна.

Потік водяної пари надходить через напрямні апарати на криволінійні лопатки, закріплені по колу ротора, і, впливаючи на них, ротор приводить у обертання. Між лопатками, як бачите, є проміжки. Вони є тому, що цей ротор вийнятий із корпусу. У корпус теж вбудовані ряди лопаток, але вони нерухомі і служать для створення потрібного кута падіння пари на лопатки, що рухаються.

Конденсаційні парові турбіни служать перетворення максимально можливої ​​частини теплоти пари в механічну роботу. Вони працюють з випуском (вихлопом) пари, що відпрацювала, в конденсатор, в якому підтримується вакуум.

Турбіна та генератор, які знаходяться на одному валу, називаються турбогенератором. Трифазний генератор змінного струму (синхронна машина).

Він складається з:

Що підвищує напругу до стандартного значення (35-110-220-330-500-750 кВ). При цьому струм значно зменшується (наприклад, при збільшенні напруги в 2 рази струм зменшується в 4 рази), що дозволяє передавати потужність на великі відстані. Слід зазначити, що коли ми говоримо про клас напруги, то маємо на увазі лінійну (міжфазну) напругу.

Активну потужність, яку виробляє генератор, регулюють зміною кількістю енергоносія, змінюється при цьому струм в обмотці ротора. Для збільшення активної потужності потрібно збільшити подачу пари на турбіну, при цьому струм в обмотці ротора зросте. Не слід забувати, що синхронний генератор, а це означає, що його частота завжди дорівнює частоті струму в енергосистемі, і зміна параметрів енергоносія не вплине на частоту його обертання.

Крім того, генератор виробляє реактивну потужність. Її можна використовувати для регулювання напруги, що видається, в невеликих межах (тобто це не основний засіб регулювання напруги в енергосистемі). Працює це в такий спосіб. При збудженні обмотки ротора, тобто. при підвищенні напруги на роторі понад номіналу, «надлишок» реактивної потужності видається в енергосистему, а коли обмотку ротора не збуджують, то реактивна потужність споживається генератором.

Таким чином, у змінному струмі ми говоримо про повну потужність (вимірюється у вольт-амперах – ВА), яка дорівнює кореню квадратному від суми активної (вимірюється у ватах – Вт) та реактивної (вимірюється у вольт-амперах реактивних – ВАР) потужностях.

Вода у водосховищі служить для відведення тепла від конденсатора. Однак, часто для цих цілей використовують бризкальні басейни.

чи градирні. Градирні бувають баштовими.

або вентиляторними Рис.9

Градирні влаштовані майже так само як і, з тією лише відмінністю, що вода стікає по радіаторах, передає їм тепло, а вже вони охолоджуються повітрям, що нагнітається. При цьому частина води випаровується та виноситься в атмосферу.
ККД такої електростанції не перевищує 30%.

Б) Газотурбінна електростанція.

На газотурбінної електростанції турбогенератор наводиться в рух не пором, а безпосередньо газами, що отримуються при згорянні палива. При цьому можна використовувати тільки природний газ, інакше турбіна швидко вийде зі стоячи через забруднення продуктами горіння. ККД на максимальному навантаженні 25-33%

Набагато більший ККД (до 60%) можна отримати, поєднуючи паровий та газовий цикли. Такі установки називають парогазовими. У них замість звичайного котла встановлено котел-утилізатор, який не має власних пальників. Теплоту він одержує від вихлопу газової турбіни. В даний час ПГУ найактивніше впроваджуються в наше життя, але поки що в Росії їх небагато.

в) Теплоелектроцентралі (дуже давно стали невід'ємною частиною великих міст).Рис.11

ТЕЦ конструктивно влаштовано як конденсаційну електростанцію (КЕС). Особливість електростанції такого типу полягає в тому, що вона може виробляти одночасно теплову, так і електричну енергію. Залежно від виду парової турбіни, існують різні способи відбору пари, які дозволяють забирати з неї пари з різними параметрами. При цьому частина пари або повністю вся пара (залежить від типу турбіни) надходить до мережного підігрівача, віддає йому теплоту і конденсується там. Теплофікаційні турбіни дозволяють регулювати кількість пари для теплових або промислових потреб, що дозволяє ТЕЦ працювати в кількох режимах навантаження.

тепловому - вироблення електричної енергії повністю залежить від вироблення пари для промислових чи теплофікаційних потреб.

електричному - електричне навантаження незалежне від теплового. Крім того, ТЕЦ можуть працювати і повністю конденсаційному режимі. Це може знадобитися, наприклад, при різкому дефіциті активної потужності влітку. Такий режим невигідним для ТЕЦ, т.к. значно знижується ККД.

Одночасне виробництво електричної енергії та тепла (когенерація) – вигідний процес, при якому ККД станції суттєво підвищується. Приміром, розрахунковий ККД КЕС становить максимум 30%, а ТЕЦ – близько 80%. Плюс до всього, когенерація дозволяє зменшити неодружені теплові викиди, що позитивно позначається на екології місцевості, в якій розташована ТЕЦ (порівняно з тим, якби тут була КЕС аналогічної потужності).

Розглянемо докладніше парову турбіну.

До теплофікаційних парових турбін відносяться турбіни з:

Протитиском;

Регульований відбір пари;

Відбором та протитиском.

Турбіни з протитиском працюють із вихлопом пари не в конденсатор, як у КЕС, а в мережевий підігрівач, тобто вся пара, що пішла через турбіну, йде на теплофікаційні потреби. Конструкція таких турбін має істотний недолік: графік електричного навантаження повністю залежить від графіка теплового навантаження, тобто такі апарати не можуть брати участі в оперативному регулюванні частоти струму в енергосистемі.

У турбінах, що мають регульований відбір пари, відбувається його відбір у потрібній кількості в проміжних щаблях, при цьому вибирають такі щаблі для відбору пари, які підходять у даному випадку. Такий тип турбіни має незалежність від теплового навантаження і регулювання активної потужності, що видається, можна регулювати у великих межах, ніж у ТЕЦ з протитиском.

Турбіни з відбором та протитиском поєднують у собі функції перших двох видів турбін.

Теплофікаційні турбіни ТЕЦ не завжди не здатні за короткий проміжок часу змінити теплове навантаження. Для покриття піків навантаження, а іноді і для збільшення електричної потужності шляхом переведення турбін в конденсаційний режим, на ТЕЦ встановлюють водогрійні пікові котли.

2) Атомні електростанції.

У Росії на теперішній моментІснує 3 види реакторних установок. Загальний принципїх роботи приблизно схожий на роботу КЕС (у минулі часи АЕС називали ДРЕС). Принципова відмінність у тому, що теплову енергію отримують над котлах на органічному паливі, а ядерних реакторах.

Розглянемо два найпоширеніших типів реакторів у Росії.

1) Реактор РБМК.

Відмінна риса цього реактора полягає в тому, що пар для обертання турбіни отримують безпосередньо в активній зоні реактора.

Активна зона РБМК. Рис.13

складається з вертикальних графітових колон, в яких знаходяться поздовжні отвори, з вставленими туди трубами з цирконієвого сплаву та нержавіючої сталі. Графіт виконує роль уповільнювача нейтронів. Усі канали поділяються на паливні та канали СУЗ (система управління та захисту). Вони мають різні контури охолодження. У паливні канали вставляють касету (ТВС – тепловиділяючу збірку) зі стрижнями (ТВЕЛ – тепловиділяючий елемент), усередині яких знаходяться уранові таблетки в герметичній оболонці. Зрозуміло, що саме від них одержують теплову енергію, яка передається безперервно циркулюючому знизу вгору теплоносію під великим тиском – звичайній, але дуже добре очищеній від домішок воді.

Вода, проходячи паливними каналами, частково випаровується, пароводяна суміш надходить від усіх окремих паливних каналів в 2 барабан-сепаратора, де відбувається відділення (сепарація) пари від води. Вода знову йде в реактор за допомогою циркуляційних насосів (всього з 4 на петлю), а пара паропроводами йде на 2 турбіни. Потім пара конденсується в конденсаторі, перетворюється на воду, яка знову йде реактор.

Тепловою потужністю реактора керують тільки за допомогою стрижнів-поглиначів нейтронів з бору, які переміщуються в каналах СУЗ. Вода, що охолоджує ці канали, йде зверху вниз.

Як ви могли помітити, я ще ніколи не сказав про корпус реактора. Справа в тому, що фактично РБМК немає корпусу. Активна зона про яку я вам зараз розповідав поміщена в бетонну шахту, зверху вона закрита кришкою вагою 2000 тонн.

На наведеному малюнку видно верхній біологічний захист реактора. Але не варто очікувати, що піднявши один із блоків, можна буде побачити жовто-зелене жерло активної зони, ні. Сама кришка розташовується значно нижче, а над нею, у просторі до верхнього біологічного захисту залишається проміжок для комунікацій каналів та повністю витягнутих стрижнів поглиначів.

Між графітовими колонами залишають простір теплового розширення графіту. У цьому просторі циркулює суміш газів азоту та гелію. За її складом судять про герметичність паливних каналів. Активна зона РБМК розрахована на розрив трохи більше 5 каналів, якщо розгерметизується більше – відбудеться відрив кришки реактора і розкриття інших каналів. Такий розвиток подій спричинить повторення Чорнобильської трагедії (тут я маю на увазі не саму техногенну катастрофу, а її наслідки).

Розглянемо плюси РБМК:

— Завдяки поканальному регулюванню теплової потужності є можливість змінювати паливні зборки, не зупиняючи реактор. Щодня, як правило, змінюють кілька збірок.

- Низький тиск у КМПЦ (контур багаторазової примусової циркуляції), що сприяє більш м'якому перебігу аварій, пов'язаних з його розгерметизацією.

-Відсутність складного у виготовленні корпусу реактора.

Розглянемо мінуси РБМК:

—Під час експлуатації були виявлені численні прорахунки в геометрії активної зони, усунути які на енергоблоках 1-го та 2-го поколінь (Ленінград, Курськ, Чорнобиль, Смоленськ), що діють, повністю неможливо. Енергоблоки РБМК 3-го покоління (він один – на 3 енергоблоці Смоленської АЕС) позбавлений цих недоліків.

-Реактор одноконтурний. Тобто турбіни обертає пару, отриману безпосередньо в реакторі. А це означає, що містить радіоактивні компоненти. При розгерметизації турбіни (а таке було на Чорнобильській АЕС у 1993 році) її ремонт буде дуже ускладнений, а можливо, і неможливий.

-Термін служби реактора визначається терміном служби графіту (30-40 років). Потім настає його деградація, що виявляється у його набуханні. Цей процес викликає серйозні побоювання на найстарішому енергоблоці РБМК Ленінград-1, побудованому в 1973 році (йому вже 39 років). Найімовірніший вихід із ситуації – заглушення n-нного кількості каналів зменшення теплового розширення графіту.

-Графітовий сповільнювач є пальним матеріалом.

— Зважаючи на величезну кількість запірної арматури, реактор складений в управлінні.

— На 1 та 2 поколіннях існує нестійкість при роботі на малих потужностях.

Загалом можна сказати, що РБМК – добрий реактор для свого часу. Наразі прийнято рішення не будувати енергоблоки із цим типом реакторів.

2) Реактор ВВЕР.

На зміну РБМК нині приходить ВВЕР. Він має значні плюси в порівнянні з РБМК.

Активна зона повністю знаходиться в дуже міцному корпусі, який виготовляють на заводі і привозять залізничним, а потім і автомобільним транспортом на енергоблок, що будується, в повністю готовому вигляді. Уповільнювачем є чиста вода під тиском. Реактор складається з 2 контурів: вода першого контуру під великим тиском охолоджує паливні зборки, передаючи тепло 2 контуру за допомогою парогенератора (виконує функцію теплообмінника між 2 ізольованими контурами). У ньому вода другого контуру кипить, перетворюється на пару і йде турбіну. У першому контурі вода не кипить, оскільки вона перебуває під величезним тиском. Відпрацьована пара конденсується в конденсаторі і знову йде парогенератор. Двоконтурна схема має значні плюси в порівнянні з одноконтурною:

Пара, що йде на турбіну не радіоактивна.

Потужністю реактора можна керувати не тільки стрижнями-поглиначами, а й розчином борної кислоти, що робить реактор стійкішим.

Елементи першого контуру розташовуються дуже близько один від одного, тому їх можна помістити у загальну захисну оболонку. При розривах у першому контурі радіоактивні елементи потраплять у гермооболонку і не вийдуть у навколишнє середовище. Крім того, гермооболонка захищає реактор від зовнішнього впливу (наприклад від падіння невеликого літака або вибуху за периметром станції).

Реактор не складний під управлінням.

Є також і мінуси:

-На відміну від РБМК, паливо не можна змінювати при працюючому реакторі, т.к. воно перебуває у загальному корпусі, а чи не в окремих каналах, як і РБМК. Час перезавантаження палива зазвичай збігається з часом поточного ремонту, що зменшує вплив цього фактора на КИУМ (коефіцієнт встановленої потужності).

— Перший контур перебуває під великим тиском, що потенційно може спричинити більший масштаб аварії при розгерметизації, ніж РБМК.

— Корпус реактора дуже складно перевезти із заводу-виробника на будмайданчик АЕС.

Що ж, роботу теплових електростанцій ми розглянули, тепер розглянемо роботу

Принцип роботи ГЕС є досить простим. Ланцюг гідротехнічних споруд забезпечує необхідний напір води, що надходить на лопаті гідротурбіни, що приводить в дію генератори, що виробляють електроенергію.

Необхідний напір води утворюється за допомогою будівництва греблі, і як наслідок концентрації річки у певному місці, або деривацією – природним струмом води. У деяких випадках для отримання необхідного напору води використовують разом і греблю, і деривацію. ГЕС володіють дуже високою маневреністю вироблюваної потужності, а також малою вартістю електроенергії, що виробляється. Ця особливість ГЕС привела до створення іншого типу електростанції – ГАЕС. Такі станції здатні акумулювати електроенергію, що виробляється, і пускати її в хід в моменти пікових навантажень. Принцип роботи таких електростанцій наступний: у певні періоди (зазвичай уночі), гідроагрегати ГАЕС працюють як насоси, споживаючи електричну енергію з енергосистеми, та закачують воду у спеціально обладнані верхні басейни. Коли виникає потреба (у піки навантаження), вода з них надходить у напірний трубопровід і приводить у дію турбіни. ГАЕС виконують виключно важливу функцію в енергосистемі (регулювання частоти), але вони не набувають широкого поширення в нашій країні, т.к. у результаті споживають більше потужності, ніж видають. Тобто станція такого типу є збитковою для власника. Наприклад, на Загірській ГАЕС потужність гідрогенераторів у генераторному режимі 1200 МВт, а насосному – 1320 МВт. Однак такий тип станції найкраще підходить для швидкого збільшення або зменшення вироблюваної потужності, тому їх вигідно споруджувати близько, наприклад, АЕС, оскільки останні працюють у базовому режимі.

Ми з вами розглянули, як саме виробляється електрична енергія. Настав час поставити собі серйозне питання: «А який тип станцій найкраще відповідає всім сучасним вимогамза надійністю, екологічністю, а крім цього, ще й відрізнятиметься малою вартістю енергії?» Кожен відповість на це запитання по-різному. Наведу свій список «найкращих із найкращих».

1) ТЕЦ на природному газі. ККД таких станцій дуже високий, висока і вартість палива, але природний газ – один із найчистіших видів палива, а це дуже важливо для екології міста, в межах яких зазвичай і розташовуються ТЕЦ.

2) ГЕС та ГАЕС. Переваги над тепловими станціями очевидні, оскільки цей тип станції не забруднює атмосферу і виробляє найдешевшу енергію, яка плюс до всього є відновлюваним ресурсом.

3) ПГУ на природному газі. Найвищий ККД серед теплових станцій, а також мала кількість споживаного палива, дозволить частково вирішити проблему теплового забруднення біосфери та обмежених запасів викопного палива.

4) АЕС. У нормальному режимі роботи АЕС викидає у довкілля у 3-5 разів менше радіоактивних речовин, ніж теплова станція тієї ж потужності, тому часткове заміщення теплових електростанцій атомними цілком виправдане.

5) ДРЕС. В даний час на таких станціях як паливо використовують природний газ. Це абсолютно безглуздо, оскільки з тим самим успіхів у топках ДРЕС можна утилізувати попутний нафтовий газ (ПНГ) чи спалювати вугілля, запаси якого величезні, проти запасами газу.

На цьому завершую першу частину статті.

Матеріал підготував:
студент групи ЕС-11б ПЗГУ Агібалов Сергій.

Матеріали статті містять креслення принципової схемитеплової електростанції з паровими котлами та турбінами, схема включає ренеративну систему, система мережної води та технічного водопостачання.

Умовні позначення

• БА ГВП (баки-акумулятори ГВП) – для згладжування нерівномірності витрати підживлювальної води.
• БГВС (ПГВС) (бойлер, підігрівач гарячого водопостачання) – для підігріву підживлювальної (освітленої) води.
• БЗК (бак запасу конденсату) – для запасу знесоленої води та згладжування нерівномірності у споживанні знесоленої води.
• БНТ (бак нижніх точок) – бак для організованого збору протікання знесоленої води в турбінному відділенні КТЦ.
• БО (бойлерна установка) – група ПРО.
• Водоводяні теплообмінники – для підігріву освітленої води.
• Г – генератор
• Дренажний бак для збору дренажів обладнання ТЕЦ.
• Дренажний насос – для перекачування води із дренажних баків у схему ТЕЦ.
• ЗПН (зимовий підживлювальний насос) – для подачі води для підживлення в зворотні магістралі тепломережі.
• К – котел
• КН (конденсатний насос) – для відкачування конденсату із теплообмінних апаратів.
• Конденсатор – для конденсації обробленої у турбіні пари.
• ЛПН (літній підживлювальний насос) - для подачі підживлювальної води під час роботи за однотрубною схемою тепломережі (літній період).
• НБЗК (насос БЗК) – для перекачування знесоленої води у схему ТЕЦ.
• НБНТ (насос баків нижніх точок) – для перекачування води із БНТ у схему ТЕЦ.
• НОВ ГВП – для перекачування води після мехфільтрів ХЦ у схему ТО КТЦ).
• НППВ (насос перекачування поживної води) – для повернення конденсату з I черги в деаератори II оч.
• НСВ ГВП (насос сирої води ГВП) - для подачі циркуляційної води в схему підготовки підживлювальної води.
• ПРО (основний бойлер) – для підігріву мережної води на першій черзі.
• ПВД (підігрівач високого тиску) – для підігріву поживної води парою нерегульованих відборів турбіни.
• ПВК (піковий водогрійний котел) для підігріву мережної води
• Перекачувальний насос – для перекачування знесоленої води з деаераторів 1,2 ата I черги в деаератори 6 ата.
• ПНД (підігрівач низького тиску) – для підігріву основного конденсату парою нерегульованих відборів турбіни.
• ПОВ (підігрівач обезсоленої води) – для підігріву знесоленої води.
• Підпірний насос – для подачі мережної води через ЗПГ на всмоктування СН II черги.
• ПСВ (підігрівач сирої води) – для підігріву сирої води, що подається на знесолювальну установку ХЦ.
• ПЕН (поживний електронасос) – призначений для забезпечення котлів живильною водою.
• РД (регулятор тиску) – підтримки заданого значення тиску.
• РОУ (редукційна охолоджувальна установка) – для зниження параметрів пари за тиском та температурою.
• Зливний насос – для перекачування конденсату пари, що гріє, з ПНД в лінію основного конденсату турбіни.
• СН (мережевий насос) – для подачі мережної води до міста.
• СПГ (мережевий підігрівач горизонтальний) – для підігріву мережної води на II черзі.
• ТГ – турбогенератор
• Ежектор – для видалення газів, що не конденсуються, з теплообмінних апаратів.

Котлоагрегати

На ТЕЦ встановлено 6 котлів, що відрізняються конструктивно, за продуктивністю, температурою та тиском пари.

Всі барабанні котли з природною циркуляцією, П-подібного компонування (К-1,2 двобарабанні), працюють на 2-х видах палива: газ - мазут. Кількість пальників: К-1,2 – 4 газові пальники + 4 мазутні форсунки; К-3 – 2 газові пальники + 2 мазутні форсунки; К-4,5,6 - 8 газових пальників + 8 мазутних форсунок. На котлах 1 черги є скляний регенеративний повітропідігрівач. Для підтримки горіння на котлах встановлено по 2 дутьові вентилятори (ДВ), димові гази видаляються димососами (Д). Для зменшення відпрацьованих газів вмісту NO Х, а також режиму горіння при роботі на мазуті, на котлах встановлені димососи рециркуляції димових газів (ВГД, ДРГ).

Схема підготовки підживлювальної води ГВП

З метою збільшення теплової потужності ТЕЦ та для використання тепла конденсаторів ТГ – 1,2 працюючих за тепловим графіком (з закритими діафрагмами, включеними бойлерами) на підігрів води, що йде на всмокт НСВ ГВС № 1,2,3.4 2 оч, використовується наступна схема.

Циркуляційна вода надходить у конденсатори ТГ – 1,2 підключених послідовно, де відбувається її нагрівання до 10-15°С. /III) прямує в трубопровід Ду 700 мм (змонтований вздовж машзалу -на I оч. по ряду «Д», на II оч. по ряду «А») і через засувку Ду 600 мм (№ 1342) потрапляє на всмокт НСВ ГВП - 1,2,3,4 і далі через вбудовані пучки конденсаторів ТГ - 3,4, де відбувається її подальше нагрівання (максимально до 40 ° С) на механічні фільтри ХЦ.

(Visited 35 469 times, 9 visits today)

ISBN 5-7046-0733-0

Дано характеристику обладнання ТЕЦ МЕІ, наведено теплові схеми, опис конструкцій котлів, турбін та допоміжного обладнання. Викладено основні завдання експлуатації та теплових випробувань котла та турбіни.

Для студентів спеціальностей 100100, 100200, 100300, 100500, 100600, які вивчають теплову частину електростанцій згідно з навчальними планами.

ПЕРЕДМОВА

ТЕЦ МЕІ є електростанцією, побудованою спеціально для навчально-дослідних цілей. Водночас ТЕЦ працює у системі ВАТ «Мосенерго» як звичайна теплоелектроцентраль, яка відпускає споживачеві тепло- та електроенергію. Навчання студентів на діючому устаткуванні у промислових умовах має велику перевагу порівняно з використанням моделі будь-якого ступеня складності. Щорічно на ТЕЦ МЕІ відбувається навчання близько 1500 студентів енергетичних спеціальностей. ^

Відповідаючи вимогам навчального графіка, ТЕЦ МЕІ практично безперервно працює при змінних навантаженнях, з частими пусками та зупинками. Крім труднощів експлуатаційного характеру, це призводить до швидшого зносу обладнання та до необхідності

його заміни.

Справжнє навчальний посібникє третім доповненим та переробленим виданням. У ньому враховано багаторічний досвід кафедри теплових електричних станцій із проведення занять зі студентами електроенергетичного факультету. Посібник є одним із небагатьох видань, в якому наведено характеристику всього теплотехнічного обладнання ТЕЦ МЕІ, основного та допоміжного. Воно складається з чотирьох розділів, що включають загальну схему станції, котельне та турбінне відділення, допоміжні установки.

При підготовці матеріалів кваліфіковану та зацікавлену допомогу авторам надавав весь персонал ТЕЦ, і насамперед А.М.Пронін, Г.М.Акарачков, В.І.Юденков, а також співробітники кафедри теплових електричних станцій Б.В Конакотін та А . І. Міхалев. Особливу вдячність автори висловлюють Л.М.Дубинською, чиїми стараннями виконано основну роботу з підготовки видання до друку.

isbn 5 -7046-0733.о © Московський енергетичний інститут, 2001

ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ТЕЦ МЕІ

ТЕЦ МЕІ є промисловою електростанцією невеликої потужності, призначеної для комбінованого вироблення електричної та теплової енергії. Електроенергія потужністю 10 МВт передається в енергокільце ВАТ «Мосенерго», а теплота (67 ГДж/год) у вигляді гарячої води надходить до четвертої ділянки тепломережі. Крім того, ТЕЦ забезпечує пором, гарячою водою та електроенергією експериментальні установки низки кафедр інституту. На діючому обладнанні ТЕЦ, стендах та моделях кафедр проводяться науково-дослідні роботи з більш ніж 30 тем одночасно.

Будівництво ТЕЦ МЕІ було розпочато наприкінці 40-х років, а перший турбоагрегат пущений у грудні 1950 р. УТЕЦ проектувалася на середні параметри пари, що відповідало рівню енергетики того періоду. Більшу частину обладнання являли собою установки, отримані за репарацією з Німеччини У відборі енергетичного обладнання брали участь професори та викладачі інституту.

У котельному цеху спочатку було встановлено барабанний котел фірми Бабкок-Вількокс, котел фірми Ле Монт (барабанний з примусовою циркуляцією) та прямоточний котел вітчизняного виробництва. У турбінному відділенні першими встановленими агрегатами були: турбіна фірми Сіменс-Шуккерт (двохвальна, радиально-осьова), турбіна фірми Ешер-Віс та експериментальна установка кафедри ПГТ фірми Серенсен.

Вже на початку 1952 р. почалася заміна обладнання більш потужне і сучасне. У 1956 р. у котельному цеху було пущено новий котел барабанного типу паропродуктивністю 20 т/год Таганрозького котельного заводу. У 1962 р. на місці демонтованого котла Бабкок-Вількокс встановлений двоконтурний парогенератор, що імітує роботу паропровідної установки АЕС. У 1975 р. котел Ле Монт замінено новим потужнішим котлом барабанного типу на 55 т/год виробництва Білгородського котельного заводу.

У турбінному цеху 1963 р. замість турбіни Ешер-Віс встановлена ​​турбіна П-4-35/5, а 1973 р. на місці турбіни Сіменс-Шуккерт змонтована турбіна типу П-6-35/5.

Установка потужніших агрегатів у турбінному і котельному цехах зажадала реконструкції та електричної частини станції. У 1973 р. змонтовано два нових силових трансформатора на 6300 кВА кожен замість двох трансформаторів на 3200 і 4000 кВА.

тел № 2- барабанний типу БМ-35 РФ паропродуктивністю 55 т/год. Котел № 4-барабанний типу ТП-20/39 паропродуктивністю 28 т/год. Номінальні параметри обох котлів: тиск - 4 МПа; температура перегрітої пари – 440 С; паливо – природний газ.

У турбінному відділенні встановлені дві однотипні турбіни -конденсаційні з регульованим виробничим відбором пари тиском 0,5 МПа, що використовується для теплофікації. Турбіна №1 типу П-6-35/5 потужністю 6 МВт, турбіна №2 типу П-4-35/5 потужністю 4 МВт.

Загальностанційне обладнання ТЕЦ включає живильну установку, що складається з двох деаераторів атмосферного типу, живильних насосів та ПВД. Продуктивність деаераторів по воді – 75 т/год; поживних насосів п'ять, з них чотири-з електроприводом, один з турбоприводом. Тиск нагнітання живильних насосів становить 5,0-6,2 МПаУ

Мережева підігрівальна установка складається з двох підігріватих.

2 лей вертикального типу з поверхнею нагріву 200 м кожний та двох

мережевих насосів. Витрата мережної води в залежності від режиму роботи складає 500 м/год, тиск 06-07 МПа.

Система технічного водопостачання – оборотна, з градирнями. У приміщенні циркнасосної встановлені чотири насоси загальною продуктивністю 3000 м/год; напір насосів становить 23-25 ​​м вод. ст.

Охолодження циркуляційної води відбувається у двох градирнях сум-

змарною продуктивністю 2500 м/год.

В даний час значна частина обладнання ТЕЦ, яка пропрацювала понад 25 років, потребує заміни чи модернізації. На замовлення ТЕЦ спеціалістами МЕІ та ВАТ «Мосенерго» розроблено план реконструкції, який використовує сучасні рішення в галузі енергетики із застосуванням газотурбінних та парогазових установок. Одночасно з реконструкцією передбачається створення навчально-тренажерного центру з газотурбінних та парогазових установок для навчання студентів та підготовки фахівців – енергетиків.<

1.1. Принципова теплова схема ТЕЦ МЕІ

Принципова тепловаСхема ТЕЦ представлена ​​на рис. 1.1. Пар, що виробляється котлами /, надходить у збірно-розподільчу магістраль 2, звідки він прямує в турбіни 3. Пройшовши послідовно ряд щаблів турбін, пара розширюється, роблячи механічну роботу. Відпрацьована пара надходить у конденсатори 5, де конденсується завдяки охолодженню циркуляційною водою, проходячи-

шей по трубках конденсаторів. Частина пари відбирається з турбін до конденсаторів і прямує в магістраль добірної пари 4.Звідси добірна пара надходить на мережні підігрівачі 12, у деаератори 9 і підігрівач високого тиску (ПВД) //.

Мал. 1.1. Принципова теплова схема ТЕЦ МЕІ

/-парові котли; 2-парова магістраль; 3-турбіни; ^-магістраль добірної пари; J-конденсатори; 6-конденсатні насоси; 7-охолоджувачі ежекторів; 8-ПІДІгрівачі низького тиску; 9-деаератори; /0-живильні насоси; //-підігрівач високого тиску; /2-мережні підігрівачі; /3-дренаж-пі насоси: /-^-мережеві насоси; /5-тепловий споживач; /6-циркуляційні насоси; /7-|радирні

З конденсаторів потік конденсату надходить у насоси б.Під тиском насосів конденсат проходить послідовно охолоджувачі

ежекторів 7, підігрівачі низького тиску (ПНД) 8 і прямує в деаератори 9.

У охолоджувачі ежекторів 7 надходить пара з пароструминних ежекторів, які підтримують вакуум в конденсаторах, відсмоктуючи проникає в них повітря. У ПНД 8 надходить пара з нерегульованих відборів турбін та пара з лабіринтових ущільнень.

У деаераторах конденсат нагрівається парою відбору до кипіння при тиску 0,12 МПа (104 °С). При цьому відбувається видалення з конденсату агресивних газів, що спричиняють корозію обладнання. Крім основного потоку конденсату і пари, що гріє, в деаератори надходить дренаж (конденсат) пари, що йде в мережеві підігрівачі 12, знесолена вода, що заповнює втрати від витоків в тепловій схемі, дренаж пари ПВД, що гріє //. Всі ці потоки, змішуючись у деаераторах, утворюють живильну воду,яка надходить на насоси 10 і далі прямує до лінії живлення котлів.

У мережних підігрівачах 12 вода міської тепломережі підігрівається до 75 -120 ° С (залежно від температури зовнішнього повітря). Вода до теплового споживача 15 подається мережевими насосами 14: конденсат пари, що гріє, мережевих підігрівачів повертається в деаератори дренажними насосами 13.

Охолодна вода в конденсатори турбін подається циркуляційними насосами 16 після градирень 17. Охолодження нагрітої в конденсаторах води відбувається у градирнях переважно з допомогою випаровування частини води. Втрати води, що охолоджує, поповнюються з міського водопроводу.

Таким чином, на ТЕЦ можна виділити три замкнуті контури:

По парі та поживній воді (котел – турбіна – конденсатор – деаератор – поживний насос – котел);

По мережній воді (мережеві насоси – підігрівачі – тепловий споживач – мережеві насоси);

По циркуляційній охолодній воді (конденсатори – градирні – циркуляційні насоси – конденсатори).

Усі три контури пов'язані між собою через обладнання, трубопроводи та арматуру, утворюючи принципову теплову схему ТЕЦ.

1.2. Схема електричних з'єднань ТЕЦ

Схема головних електричнихз'єднань ТЕЦ представлено на рис. 1.2. Генератори турбіни № 1 та № 2 електричними кабелями з'єднані зі збірними шинами напругою 6 кВ через силові

трансформатори зв'язкутипу ТМ-6300 6,3/10,5. Збірні шини пов'язані з відкритим розподільним пристроєм 10 кВ типу РП-Ю1, звідки відходять лінії, що зв'язують ТЕЦ МЕІ із системою Мосенерго.

380В 6 |< 8 10 кВ

Рис.1.2. Принципова схема головних електричних з'єднань ТЕЦ МЕІ

/-турбогенератори; 2-трансформатори зв'язку; 3-трансформатори власних потреб; 4-вимикачі; 5-роз'єднувачі

До кожної збірної шини 6 кВ підключено трансформатори власних потреб 6/0,4 кВ. Через секції 1 і II вони забезпечують живлення двигунів і механізмів власних потреб ТЕЦ напругою 380 В. Для живлення приладів теплового контролю та автоматики встановлені два трансформатори 380/220-127 (на схемі не показані). На випадок втрати напруги змінного струму ланцюги управління, сигналізації, релейного захисту та аварійного освітлення підключені до акумуляторної батареї ємністю 360 А-год та напругою 220 В.

Генератор турбіни №1 потужністю 7500 кВА має напругу статора 6300 В, струм статора 688 А, струм збудження 333 А. Генератор турбіни №2 потужністю 5000 кВА має напругу статора 6300, струм статора 458 А, струм збудження 3.

Загальностанційним оперативним пунктом управління ТЕЦ є головний щит (ГЩУ). На ГЩУ розташовані прилади та апарати,

призначені для управління та контролю над роботою генераторів, трансформаторів власних потреб, вимикачів, а також прилади запобіжної та аварійної сигналізації. З щита проводиться синхронізація та включення генераторів у мережу. Управління роботою всієї ТЕЦ із головного щита здійснює начальник зміни станції.

КОТЕЛЬНЕ ВІДДІЛЕННЯ 2.1. Паливне господарство ТЕЦ МЕІ

Спочатку паливне господарство ТЕЦ МЕІ було спроектовано до роботи на кам'яному куті. Вугілля, що надходить на склади станції Сортувальна залізницею, на ТЕЦ передбачалося доставляти автомобільним транспортом. Прихід до Москви у червні 1946 р. природного газу з Саратова змінив структуру паливного балансу міста, що уможливило зміну проекту паливного господарства ТЕЦ. Устаткування пилоприготування навіть не було змонтоване, і з перших днів існування ТЕЦ МЕІ працює на газі.

Природний газ, що є сумішшю газів різних родовищ півдня і сходу Росії, надходить на ТЕЦ з другого (всього п'ять) Московського газового кільця підземним магістральним газопроводом під тиском 100 кПа.

Основний горючий елемент у складі газу – метан СЩ(96-98%); вміст інших горючих домішок (Нг, СО, H2S та ін.) – незначно. Хімічним баластом палива є азот N2 (1,3%) та діоксид вуглецю СОг(До 0,6%). Теплота спалювання Qр н нормального кубічного метра газу (при 0 С та тиску 760 мм рт. ст.) становить 32-36 МДж/нм. Для спалювання одного нм газу теоретично потрібно 9,5-10,5 нм повітря. Справжній об'єм повітря, що подається в топку, дещо вищий, оскільки не вдається ідеально перемішувати газ та повітря. Природний газ легший за повітря. Його щільність при 0 С та атмосферному тиску дорівнює 0,75-0,78 кг/м. Вологість газу становить середньому трохи більше 6 р води однією м.

При роботі на газі значно покращуються умови експлуатації та показники електростанції, але є й негативні сторони: газ отруйний та вибухонебезпечний. У суміші з повітрям (4-20% газу) утворюється вибухонебезпечна гримуча суміш. Ці властивості газу вимагають дотримання ряду додаткових правил безпечної експлуатації газових пристроїв.

Тиск газу, що надходить на ТЕЦ із магістралі, може коливатися залежно від навантаження мережі. Для забезпечення стійкого горіння та можливості регулювати подачу палива ступенем відкриття газової заслінки необхідно, щоб тиск газу перед котлом підтримувався постійним.Регулювання тиску газу (підтримка його постійним з одночасним редукуванням) здійснюється у газорегуляторному пункті (ГРП). Схему газопроводів у межах ГРП наведено на рис 2.1.

ГРП розташований окремо від котельного цеху у вибухо- та пожежобезпечному приміщенні. Під тиском 70-80 кПа газ надходить на ГРП із магістрального підземного газопроводу /, пройшовши засувки 2,4 та пристрій 3 для відведення конденсату. Пари, що містяться в газі, конденсуються і накопичуються в нижніх точках газопроводу. У холодних місцях конденсат може замерзати та викликати розриви трубопроводу та арматури. У ГРП першим по ходу газу встановлений механічний фільтр 6 для очищення газу від пилу. Ступінь забруднення фільтра контролюється диференціальним манометром 7. Для реєстрації тиску та витрати газу встановлені прилади 9,10,11. Пропускна здатність ГРП розрахована на максимальну витрату газу на ТЕЦ -9200 нм3/год.

Відповідно до норм проектування є дві паралельні незалежні лінії з регуляторами тиску газу, з'єднані перемичками. У кожній лінії встановлений запобіжний запобіжний клапан 13, що припиняє подачу газу на ТЕЦ у двох випадках: якщо тиск газу після регулятора 14 впаденижче 3 кПа або перевищить 22 кПа. Подача газу в котел при низькому тиску пов'язана з можливістю затягування полум'я в пальники; надмірне підвищення тиску може спричинити механічні пошкодження у газопроводах.

Регулятор тиску газу 14 механічний, типу РДУК-2Н, підтримує постійний тиск (16-18 кПа) "після себе" незалежно від коливань тиску газу в магістралі, що подає, і від споживання газу ТЕЦ. На перемичці, що з'єднує обидві лінії регулювання, встановлені пружинні запобіжні клапани 16 типу ПСК-50 Вони спрацьовують тільки за підвищеннітиск до 20 кПа, скидаючи газ в атмосферу. Тим самим запобігається спрацьовування клапана /5 та відключення котлів ТЕЦ.

Крім перерахованих пристроїв на ГРП встановлені прилади, що показують (манометри, термометри та ін.). Для ремонту обладнання, перевірки приладів та регуляторів передбачені байпасні лінії.

Рис. 2.1. Схема газових магістралей у межах газорегуляторного

/-магістральний газопровід; 2-засувка у колодязі; J-пристрій для відведення конденсату; 4-вхідна запірна засувка; 5-скиднопродувна лінія; б-фільтр; 7-диференціальний манометр; 8-термометр манометричний; 9-диференціальний манометр для виміру малих витрат газу; 10-гож. при високих витратах газу; //-манометр реєструючий; /2-мано-метр технічний; /5-запобіжний запірний клапан: /^-регулятор тиску; /5-напоромір пружинний; /6-запобіжний скидний клапан

[ У котельне відділення газ надходить двома трубопроводами діаметром 200 і 250 мм. На рис.2.2 наведено схему підведення газу до котла № 2. На інші котли підведення газу аналогічне]] На загальній ділянці газопроводу до котла встановлено: засувка з електроприводом /, реєструючий витратомір 2, запобіжний клапан 3 і регулюю-

заслінка 4. Запобіжний клапан 3 типу ПКН-200 використовується тут лише як виконавчий механізм системи захисту котла:клапан припиняє подачу газу на котел при відключенні димососа, вентилятора, згасанні факела, зниженні рівня в барабані, підвищенні тиску в топці. Регулююча газова заслінка 4 управляється регулятором палива,який змінює подачу газу відповідно до навантаження котла.

Мал. 2.2 Схема підведення газу до котла №2

/-засувка з електроприводом; 2-витратомір; 5-запобіжний клапан;

/-Регулююча заслінка; J-газовий пальник; 6-засувка біля пальника; 7-проду-

очний газопровід (свічка); 8-манометр перед пальником

Безпосередньо перед кожним пальником встановлена ​​засувка б,можна регулювати подачу газу або відключити пальник при малих навантаженнях. Продувна лінія 7 з виходом в атмосферу, звана свічкою, дозволяє видаляти повітря з газопроводу при заповненні його газом перед пуском котла. При зупинці котла через свічку видаляються залишки газу. Вихлоп лінії свічки в атмосферу виведений на три метри вище за перекриття котельні.

|Г, Економічність горіння великою мірою залежить від ступеня перемішування газу та повітря. У цьому відношенні найбільш ефективна подача газу тонкими струменями масу турбулізованого потоку повітря. Основне призначення газового пальника - організація сумішоутворення та створення стійкого фронту займання суміші у неї

гирла./Газ подається по центральному кільцевому каналу пальника і через поздовжні косі щілини надходить у завихрений потік повітря, що подається в пальник тангенціально. Тиск газу перед пальниками становить 3,5-5,0 кПа; тиск повітря 5,0-5,9 кПа; швидкість газу на виході зі щілин – 100 м/с, максимальна швидкість повітря в амбразурі пальника – 15 м/с.

При нормальній роботі котла в топці підтримується розрідження, що унеможливлює вибивання факела. При аварійному підвищенні тиску передбачені вибухові клапани, встановлені у верхній частині топки та на горизонтальному газоході котла. 7

2.2. Паровий котел №2

Котел №2 – барабанний, з природною циркуляцією, марки БМ-35РФ. Продуктивність котла-55 т/год, параметри перегрітої пари

4 МПа, 440 °С, витрата газу (при калорійності Qр н = 35 МДж/нм) ра-

звен 4090 нм/год.

Компонування котла (рис. 2.3) П – подібна. У камері топки / розташовані випарні поверхні нагріву, в поворотному горизонтальному газоході - пароперегрівач 4 , у опускному вертикальному газоході - водяний економайзер 5 та повітропідігрівач 6.

Топкова камера є призму з розмірами в плані 4,4x4,14 м і висотою 8,5 м. На передній стороні топки встановлені чотири газові пальники 12, розміщені у два яруси. У центрі камери топки температура продуктів горіння досягає 1500-1700 С, на виході з топки гази охолоджуються до 1150 С. Теплота топкових газів передається екранним трубам, що покривають всю внутрішню поверхню камери за винятком пода. Екранні труби, що сприймають теплоту палива та передають її робочому тілу, одночасно захищають (екранують) стінки топки від перегріву та руйнування.

Процес пароутворення в котлі починається з водяного економайзера, куди надходить поживна вода з температурою 104/150 С. Вода нагрівається за рахунок теплоти газів до 255 С; частина води (до 13-15%) перетворюється на насичену пару. З економайзера вода надходить у барабан котла і далі - до екранних труб, що утворюють разом із опускними трубами та колекторами замкнуті. контури циркуляції.

Мал. 2.3. Схема котла №2

/ - Топкова камера; 2-циклон; 3-барабан; ^-пароперегрівач; 5-економ-

зер;<5-воздухоподогреватель;7-дымосос; S-короб уходящих газов;

9-короб холодного повітря; /0-дутьовий вентилятор;

//-Колектори екранів; /2-пальники; /5-фестон

Кожен контур циркуляції складається з обігріваютьсяпідйомних труб, розташованих усередині топки, опускних неопалюванихтруб 14, що йдуть по зовнішній поверхні котла, і колекторів - верхнього та нижнього. Нижні колектори // є горизонтально розташовані циліндричні камери діаметром 219 х16 мм, верхніми колекторами є барабан 3 та циклони 2.

Безперервний рух робочої рідини в контурі циркуляції відбувається завдяки рушійному тиску Д р,що утворюється за рахунок різниці щільності води ув трубах, що не обігріваються, і пароводяної суміші /см в обігріваються:

Ap = hg(y B -y CM),Па, де g = 9,81 м/сек, h -висота контуру, м, що дорівнює відстані від нижнього колектора до рівня води в барабані (циклоні). Рухаючий напір циркуляції невеликий (Ар ~ 5 кПа) його необхідно економно витрачати на подолання гідравлічних опорів контуру, тому всі підйомні труби мають відносно великий діаметр -60x3 мм.

При одному проході робочою рідиною контуру циркуляції на пару перетворюється лише одна двадцята частина води (паросміст суміші х= 0,05). Це означає, що кратність циркуляції котла К „, яка визначається як відношення витрати циркулюючої води G llB до витрати пари з котла Dпе, дорівнює 20.

Загальний контур циркуляції котла № 2 (рис.2.4) поділено на вісім окремих контурів, названих за місцем розташування підйомних труб у топці: фронтовим, заднім та бічними екранами. Поділ на окремі контури викликаний тим, що при неоднаковому обігріванні підйомних труб швидкість середовища в них буде також неоднаковою, що призведе до порушення циркуляції. Чим контур уже. тим паче надійна циркуляція у ньому.

Фронтовий екранскладається з 36 підйомних та 4 опускних труб, що з'єднують барабан і нижній колектор. Підйомні труби фронтового екрану входять до барабана котла.

Задній екранживиться водою з барабана по 6 опускних труб: 48 підйомних труб контуру входять у барабан. Труби екрана, що покривають задню стінку топки, у верхній частині камери топки розводяться в три ряди, утворюючи прохід для газів (фестон).

Бічні екранилівий і правий, розділені на три частини, утворюючи основний контур (в середині) і два додаткові контури з боків.

Основні бічніекрани замикаються на два виносних вертикальних циклону 2,розташованих по обидва боки барабана. З

Праві бічні екрани

циклонів вода по 4 опускних трубах підводиться в нижні колектори Екранів, з яких виходить по 24 підйомні труби. На виході з топки підйомні труби приєднуються до двох вихіднимколекторам, звідки пароводяна суміш прямує до циклонів. В основному бічному екрані є дві труби рециркуляції діаметром 83x4 мм, що з'єднують верхній та нижній колектори. Рециркуляція сприяє збільшенню подачі води в нижній колектор і підйомні труби, підвищуючи надійність їх роботи.

Мал. 2.4. Схема контурів циркуляціїказана № 2

Додаткові бічніекрани розміщені ближче до кутів топки, праворуч та ліворуч від основного бічного екрану. Обидва контури мають по

одній опускній трубі та по чотири (лівий) або по шість (правий) підйомних труб, включених у барабан.

Кожен з виносних циклонівявляє собою вертикально циліндр діаметром 377x13 мм і висотою 5,085 м. Циклони з'єднані по парі і по воді з барабаном котла. У барабані підтримується рівень води на 50 мм вище за рівень у циклонах, завдяки чому 25-30% води, що подається в барабан, перетікає в циклони. Пароводяна суміш, що надходить циклони з верхніх колекторів основних бічних екранів, підводиться тангенціально. В результаті відцентрового ефекту відбувається поділ суміші на парову та рідку фази; вода, змішуючись із потоком, що надходить із барабана, знову прямує в опускні труби, а пара подається в паровий простір барабана котла.

Барабан та циклони разом із контурами циркуляції утворюють систему двоступінчастого випаровування.У першу щабель входять барабан, контури фронтового, заднього та додаткових бічних екранів; циклони та основні бічні екрани утворюють другий ступінь випаровування. Щаблі мають послідовне живлення по воді і паралельне по парі. Двоступінчасте випаровування здійснюється в такий спосіб. Вода, що надходить у котел, містить невелику кількість домішок, але в процесі випаровування концентрація їх у воді, що циркулює, зростає. Зростання концентрації домішок у питній воді призводить до збільшення переходу в пар, і навіть до відкладення домішок на внутрішній поверхні труб. Підтримка солевмісту котлової води на певному рівні забезпечується постійним видаленням домішок разом з частиною води, яка називається продуванням.Продування здійснюється з циклонів і становить 1-2% від продуктивності котла. Чим більша частка продування, тим вища чистота пари.

При двоступінчастому випаровуванні 25-30 % води, що відводяться з барабана в циклони, є великим продуваннямдля першого ступеня випаровування. Цим пояснюється підвищена чистота пари, що утворюється і збирається в барабані (чистий відсік). У виносних циклонах відбувається інтенсивне випаровування води, що надходить з барабана, концентрація домішок у воді зростає до рівня, що визначається продуванням в 1-2% (сольовий відсік). Пара, відсепарована у виносних циклонах, більш "забруднена", ніж у барабані, але такої пари утворюється всього близько 25%; змішування пари сольового і чистого відсіків дозволяє отримати насичений пар високої чистоти.

Для видалення шламу (твердих частинок, що містяться в котловій воді) здійснюється введення фосфатів барабан і періодичне продування з нижніх колекторів екранів.

Барабанкотла (рис.2.5), що є циліндром з внутрішнім діаметром 1500 мм і товщиною стінки 40 мм, виконаний зварним зі сталі марки 20К. Барабан є не лише верхнім колектором контурів циркуляції, але служить також для поділу пароводяної суміші на воду та пару. Для цього всередині барабана встановлено 12 циклонів 9. Пароводяна суміш з екранів надходить у пароприймальну камеру 8, звідки прямує у кожен циклон по дотичній до його внутрішньої поверхні. Внаслідок відцентрового ефекту вода віджимається до стінки циклону, стікаючи вниз, а пара піднімається вгору. Тут пара потрапляє на додатковий ступінь сепарації в жалюзійний сепаратор/. Проходження пари вузькими каналами сепаратора зі зміною напрямку потоку призводить до випадання вологи, що залишилася в парі.

За жалюзійним сепаратором встановлені два дірчасті щити 2,3, що забезпечують рівномірне надходження пари в пароперегрівач.

ступеня пароперегрівача. Після першого ступеня пар прямує в пароохолоджувач 2 і далі на другий ступінь пароперегрівача 4. З вихідного колектора/пар надходить до турбінного відділення.

Рух пари в обох щаблях по відношенню до напрямку руху газів змішаний: спочатку протиточний. потім прямоточне.

У пароохолоджувачі відбувається регулювання температури пари. Пароохолоджувач - теплообмінник поверхневого типу є циліндричною камерою діаметром 325 мм, всередині якої розміщені змійовики труб з охолоджувальною водою. Витрата води у трубах змінюється регулятором температури. Можливе зниження температури пари досягає 50 °С.

Перший ступінь пароперегрівача виконаний з труб діаметром 38x3 мм, другий - з труб діаметром 42x3 мм. Обидва ступені, крім вихідних змійовиків другого ступеня, виготовлені з вуглецевої сталі 20; вихідні змійовики - із сталі 15ХМ.

9-внутрішньобарабанні циклони

У пароперегрівачікотла (рис.2.6) температура пари підвищується з 255 до 445 С, проходячи послідовно два щаблі. Насичена пара з барабана котла надходить у 40 труб і проходить спочатку по стелі горизонтального газоходу, потім надходить у змійовики першою

Мал. 2.6. Пароперегрівач котла № 2

вихідний колектор; 2- пароохолоджувач; 3-перший ступінь пароперефевате-ля; /-другий ступінь; 5-парова засувка

Схему живлення котла № 2 наведено на рис. 2.7. Котел №2 має одноступінчастий водяний економайзер 5,розташований у конвективній шахті. Вода підводиться до нижнього колектора економайзера від двох живильних магістралей, звідки вона надходить до 70 сталевих труб діаметром 32x3 мм. Труби, розташовані у шаховому порядку, утворюють чотири пакети. Рух води в економайзері підйомний, швидкість потоку води 0,5 м/с. Цієї швидкості достатньо для того, щоб збивати бульбашки газів, що виділяються при нагріванні води, і запобігати локальній корозії труб.

Для надійного охолодження труб економайзера в період розпалювання, коли витрата води недостатня, відкривається лінія рециркуляції 4.

Мал. 2.7. Схема живлення котла №2

/ - Поживні магістралі ТЕЦ; 2 - пароохолоджувач; 3 - барабан; 4 - Лінія рециркуляції; 5 – водяний економайзер; б- підпірний клапан

За водяним економайзером наступним під час димових газів (рис.2.3) розташований повітропідігрівач.Холодне повітря при температурі близько 30 С забирається у верхній частині котельного цеху і по всмоктувальному коробу повітря 9 підводиться до дутьевому вентилятору 10встановленому на нульовій позначці. Потім повітря під тиском

ням, що створюється вентилятором, проходить через одноступінчастий повітропідігрівач 6 і при температурі 140...160 °С надходить до

пальникам 12. /

Повітропідігрівник має поверхню 1006 м2, утворену 2465 трубами діаметром 40x1,5 мм і довжиною 3375 мм. Кінці труб закріплені у трубних дошках у шаховому порядку. Димові гази проходять усередині труб зверху вниз, а повітря омиває міжтрубний простір, роблячи два ходи. Для створення двоходового руху на середині висоти труб встановлено горизонтальну перегородку. Температурні розширення труб (близько 10 мм) сприймаються лінзовим компенсатором, встановленим у верхній частині корпусу повітропідігрівача.

Дутєвий вентилятор продуктивністю 48500 м 3 /год розвиває натиск 2,85 кПа; частота обертання робочого колеса – 730 об/хв, потужність електродвигуна 90 кВт.

Димосос має такі характеристики: продуктивність 102000 м/год, напір 1,8 кПа; частота обертання робочого колеса-585 об/хв; потужність електродвигуна 125 квт.

Після повітропідігрівача продукти згоряння палива при температурі 138 С надходять у короб газів. 8 і направляються до димососа 7, розташованому в окремому приміщенні на позначці 22,4 м, і далі – у димову трубу. Робота димососа розрахована на подолання гідравлічного опору газового тракту та підтримку розрідження в камері топки.

При зміні навантаження котла продуктивність вентилятора та димососа регулюється осьовими направляючими апаратами, встановленими на патрубках машин, що всмоктують. Напрямний апарат складається з поворотних лопаток, осі яких виведені назовні та пов'язані з приводним кільцем, що забезпечує одночасний поворот лопаток на однаковий кут. В результаті зміни кута входу потоку на робоче колесо змінюється продуктивність тягодуттьової машини.

Обмурівкакотла цегляна, виконана у два шари. Перший шар із шамотної вогнетривкої цегли товщиною 115 мм; другий - теплоізоляційний з діатомітової цегли різної товщини (від 115 до 250 мм). З зовнішнього боку обмурівка має металеву обшивку, що забезпечує зниження присосів повітря. Між тепловою ізоляцією та обшивкою прокладено азбестовий лист товщиною 5 мм. температура обшивки має перевищувати 50 °З. Кріплення обмурівки до каркаса котла здійснюється за допомогою кронштейнів та приварних плит. Стеля топки - бетонна, двошарова. Звернена до

топці частина барабана покрита вогнетривкою масою (такретом). Для компенсації температурних розширень контуру топки зроблений температурний шов із закладкою азбестовим шнуром.

Паровий котел № 4

Котел № 4 марки ТП-20/39, сконструйований та виготовлений для роботи на донецькому тошному вугіллі. Після встановлення котел був перероблений та пристосований для спалювання газу. В результаті реконструкції, що включає підвищення продуктивності пальників та тягодутьєвих машин, номінальна витрата пари з котла збільшена з 20 до 28 т/год при параметрах свіжої пари 4 МПа та 440 С.

Паровий котел № 4 - однобарабанний, з природною циркуляцією та П-подібним компонуванням (рис.2.8). Основні частини котла - топкова камера /, на стінах якої розташовані екранні труби циркуляційних контурів //, пароперегрівач 7, розміщений у горизонтальному газоході котла, двоступінчасті водяний економайзер та повітропідігрівач, встановлені в опускному конвективному газоході.

Конструкція котла зберегла особливості, пов'язані з проектуванням його для роботи на вугіллі з малим виходом летючих: топкова камера має неекранований предтопок 2, частина екранних труб в області ядра факела зафутерована (облицьована вогнетривким матеріалом), що мало сприяти кращому запаленню вугільного пилу. У нижній частині топка закінчується холодною лійкою. Отвір у вирві, що служить для видалення шлаку під час роботи на твердому паливі, зараз закритий цегляним подом.

На передній стороні камери згоряння встановлені три пальники: дві основні і одна додаткова над склепінням передтопка. Сумарна продуктивність пальників по газу – 2500 м/год. Розміри топки у світлі за обмуровкою 3,25x3,4 м; висота 8,8м.

Пароутворюючі поверхні нагрівання котла (рис. 2.9) складаються із семи контурів циркуляції: фронтового, заднього, чотирьох бічних та конвективного пучка. Матеріал контурів – сталь 20; діаметр екранних труб, що обігріваються 84x4 мм, опускних труб - 108x5 мм.

ФронтовийЕкран складається з 20 підйомних труб, розташованих на фронтальній стіні котла. Екран займає лише частину висоти стіни: нижній колектор контуру знаходиться під склепінням передтопки над основними пальниками. Загальна висота контуру циркуляції фронтового екрана менша, ніж у інших контурів (7,65 м). Через невелику висоту труб і малу зміну щільності середовища в підйомних трубах можливі порушення циркуляції. Надійність циркуляції можна по-

iciiTb за рахунок додаткового поділу контуру на частини. Для цього - 0 в нижньому колекторі фронтового екрану поставлені дві глухі пе-осгородки, що означає розподіл контуру на три самостійні контури. Живлення кожної бічної секції відбувається по одній із чотирьох опускних труб; живлення центральної секції – по двох трубах.

Мал. 2.8. Схема казана № 4

/-топкова камера; 2-предтопок: 3-барабан; -/-пароохолоджувач; 5-фестон: 6- конвктивний пучок: 7-пароперегрівач: S-перший ступінь повітропідігрівача; 9-другий ступінь повітропідігрівача: ///- Колектори екранів; 11- чкранні труби контурів циркуляції: /2-перший ступінь економайзера: 13- другий ступінь економайзера: /-/-Дутевий вентилятор; /5-димосос

Мал. 2.9. Схема контурів циркуляції казана № 4

Задній екранскладається з 29 підйомних труб, розташованих на задній стіні камери згоряння. Живлення контуру водою здійснюється з барабана по шести опускних труб. У верхній частині топки труби заднього екрану переходять у трирядний Фестон.Крок труб у фестоні -225 мм по ходу газів та 300 мм за шириною газоходу. Пройшовши фестон, труби заднього екрану входять у барабан під рівень води. Висота контуру циркуляції заднього екрану 13,6м.

Бічніекрани, лівий та правий, складаються з двох частин: основногобічного екрану та додаткового.Основний бічний екран у два

паза більша за додатковий. Він складається з 14 підйомних труб, додатковий з 7. Висота екранів 12,6 м.

Лівий основнийбічний екран є єдиним контуром циркуляції, замкнутим на сольовий відсік барабана. Живлення контуру проводиться з сольового відсіку по трьох опускних трубах; 14 підйомних труб цього екрану також входять до сольового відсіку.

Правий основнийбічний екран аналогічний лівому, але включений у чистий відсік барабана.

Додаткові бічніекрани крім нижніх вхідних мають верхні вихідніколектори. Живлення кожного з екранів, правого та лівого, проводиться з чистого відсіку барабана по двох опускних трубах. Пароводяна суміш, що утворилася в екранах, надходить у вихідні колектори, звідки по трьох трубах діаметром 83x4 мм вона відводиться в барабан котла. При цьому відбувається "перекидання"пароводяної суміші: з лівого бокового екрану суміш відводиться у праву частину чистого відсіку барабана, а з правого - у ліву частину чистого відсіку. Цим усувається можливість підвищення концентрації солей у котловій воді у правій частині барабана, оскільки продування здійснюється з його лівої частини.

Конвективний пучокзнаходиться за фестоном (по ходу газів) та складається з 27 труб, розташованих у шаховому порядку в три ряди. Живлення контуру циркуляції конвективного пучка проводиться з барабана по шести опускних труб; підйомні труби входять у чистий відсік барабана. Розміщення конвективного пучка в горизонтальному газоході має на меті зниження температури газів перед пароперегрівачем (висока температура на виході з камери згоряння була необхідна для ефективного спалювання донецького вугілля).

Котел № 4 має двоступінчасту схему випаровування, переваги якої розглянуті вище при описі котла № 2. На відміну від котла № 2 у котлі № 4 другий ступінь випаровування здійснюється не у виносних циклонах, а у спеціально виділеному сольовому відсіку барабана котла.

Барабанказана № 4 (рис. 2.10) має внутрішній діаметр 1496 мм при товщині стінки 52 мм і довжині циліндричної частини 5800 мм. Барабан виготовлений із листової вуглецевої сталі марки 20К. Опускні та підйомні труби приєднані до барабана вальцюванням, що допускає вертикальні переміщення труб. Пароводяна суміш з екранних труб та труб конвективного пучка надходить у нижню частину барабана під рівень води.

Барабан розділений перегородкою на дві нерівні частини. Права, більша частина /, відноситься до першого ступеня випаровування і є чистим відсіком. Ліва частина барабана бдовжиною 1062 мм виділено для

другого ступеня випаровування (сольовий відсік). До сольового відсіку приєднані труби лише лівого основного бокового екрана. Його відносна паропродуктивність становить близько 20%. Труби інших контурів природної циркуляції замкнені чистий відсік. По водяній стороні відсіки з'єднані трубою 5 довжиною 610 мм з конфузорним соплом. Діаметр сопла (159 мм) обраний таким, що при перепаді рівнів у відсіках в 50 мм витрата води з чистого відсіку в сольовий дорівнював паропродуктивності сольового відсіку (20 %) плюс величина безперервного продування котла. Допустимі коливання рівня в барабані ± 25 мм виключають зворотний перетік води з сольового відсіку.

Пара, що збирається у верхній частині сольового відсіку, проходить через щілину вгорі перегородки і надходить у чистий відсік під лист, що промиває, де змішується з парою чистого відсіку.

Промивання пари здійснюється наступним чином. Поживна вола після водяного економайзера надходить у колектор 3 і розподіляється по 13 коритоподібних промивних щитів 4, встановленим упоперек барабана над рівнем води. Між коритцями є зазори шириною 40 мм, закриті зверху відбійними щитками. Поживна вода заповнює коритця, переливаючись через їхні краї у водяний об'єм барабана. Пар, що надходить під промивний пристрій, проходить через шар живильної води, де при дворазовій зміні напрямку потоку залишає у воді частинки вологи з розчиненими в ній солями, і в результаті очищається. Після промивання пара осушується в паровому обсязі за рахунок гравітаційної сепарації та через дірчастий лист 9, що вирівнює швидкість пари, прямує в труби пароперегрівача.

Загальний вигляд і схема руху пари в пароперегрівачінаведено на рис. 2.11. Насичений пар з барабана котла при тиску 4,4 МПа і температурі 255 З надходить по 27 труб в колектор насиченої пари 2, в якому розміщується регулятор температури пари. З колектора виходять 26 труб діаметром 38x3,5 мм із сталі 20, які спочатку проходять по стелі газоходу, а потім утворюють перший ступінь пароперегрівача 5. Після першого ступеня пар надходить у два проміжні колектори 3 - верхній та нижній, де відбувається зміна місця розташування труб пароперегрівача по ширині газоходу. Це здійснюється в такий спосіб. Труби лівого пакета пароперегрівача першого ступеня (13 труб) входять у нижній колектор, а 13 труб правого пакета - верхній колектор. При цьому вхідні труби розташовані на половині довжини колекторів. На другий ступінь пароперегрівача пара з нижнього колектора прямує вихідними трубами (розташованими на іншій половині колектора) в праву частину газоходу, а з верхнього колектора - в ліву. Необхідність такого перекидання викликана тим, що через різні умови теплообміну по ширині газоходу температура пари в трубах пароперегрівача може відрізнятися. Так, при малій продуктивності котла, температурна розвірка в трубах пароперегрівача досягає 40 °С.

Другий ступінь пароперегрівача 6, що складається всього з двох петель, виконана з труб діаметром 42x3,5 мм, матеріал - 15ХМ.

Обидві ступені мають змішаний протиточно-прямоточний взаємний рух пари та димових газів.

Регулювання температури перегрітої пари відбувається в теплообміннику поверхневого типу 2, що є одночасно колектором насиченої пари. Всередині теплообмінника по (/-подібним трубкам проходить охолодна (поживна) вода).

омиваються парою. Вплив на регулюючий клапан подачі води призводить до зміни ступеня вологості насиченої пари і, зрештою, зміни температури перегрітої пари.

Рис.2. 11. Пароперегрівач котла № 4

а-загальний вил: б-схема руху пари i/-барабан; 2-пароохолоджувач; J-проміжні колектори; /-вихідний колектор: 5-перший ступінь пароперегрівача: 6-другий ступінь пароперегрівача: 7-засувка: 8-запобіжні клапани

ПереФ етії па Р збирається у вихідному колекторі 4, звідки він по

лектор " паропровід виконані зі сталі I2XM. На колекторі

перегрівача та барабані котла встановлені запобіжні

апани 8- При підвищенні тиску пари на 3 % вище номінального

відкриваються клапани на вихідному колекторі пароперегрівача. При

подальшому підвищенні тиску спрацьовують запобіжні

клапани на барабані Така послідовність відкриття клапанів не

дозволяє залишати без пари пароперегрівач котла.

Схема харчуваннякотла № 4 показано на рис.2.12. Поживна вода підводиться до котла двома магістралями / діаметром 89x4 мм.

Мал. 2.12. Схема живлення котла №4

Поживні магістралі ТЕЦ; 2-пароохолоджувач: 3-<5арабан; V-лииия ре­циркуляции; 5-первая ступень экономайзера: 6-вторая ступень экономайзера

Температура води - 150 ° С при працюючому ПВД і 104 ° С - при включеному. На кожній поживній лінії встановлена ​​однотипна

арматура: засувка з електроприводом, клапан, що регулює, зворотний клапан, витратомірна діафрагма. Зворотні клапани перешкоджають упуску води з пароутворюючих поверхонь у разі аварій- } ного припинення живлення котла. Основний потік поживної води 1 надходить у водяний економайзер. Частина води від перемички, що з'єднує обидві магістралі, прямує на пароохолоджувач 2. Пройшовши 1 пароохолоджувач, вода знову повертається в лінію живлення перед входженням в економайзер.

Водяний економайзер двоступінчастий, киплячого типу. Кожен ступінь економайзера утворений 35 змійовиками сталевих труб діаметром 32x3 мм, розташованими в газоході горизонтально в шаховому порядку. Обидва ступені є двоходовими по воді. Двоходове виконання щаблів дозволяє збільшити швидкість води до 0,5 м/с і збивати потоком бульбашки агресивних газів, що виділяються при нагріванні води і накопичуються у верхній трубі, що утворює. Для створення двоходової схеми кожен із чотирьох колекторів економайзера розділений глухою перегородкою навпіл.

З водяного економайзера кипляча вода прямує двома трубами 83x4 мм в барабан. Під час запуску котла вмикається лінія рециркуляції 4,зв'язує барабан із входом у водяний економайзер. При цьому утворюється контур циркуляції "барабан - економайзер", що унеможливлює випаровування води в економайзері за відсутності підживлення котла.

Повітропідігрівачкотла (рис. 2.8) – трубчастий, двоступінчастий. Щаблі повітропідігрівача розташовані по черзі зі сходами водяного економайзера в опускній шахті котла. Таке розташування поверхонь нагріву ("у розсічку") дозволяє нагріти повітря до високої температури - 250...300 °С, необхідної при спалюванні вугільного пилу.

Холодне повітря при температурі приблизно 30 С забирається з верхньої частини котельного цеху і під тиском, створюваним дуттьовим вентилятором, прямує в два щаблі повітропідігрівача, а звідти - до пальників котла. При двоступінчастому підофіві повітря другий ступінь повітропідігрівача розміщується в області високих температур газів, що дозволяє збільшити температурний натиск на гарячому кінці підігрівача повітря. Це в свою чергу дає можливість забезпечити відносно низьку температуру газів -128°С. Кожен ступінь складається з 1568 сталевих труб діаметром 40x1,5 мм, закріплених кінцями в масивних трубних дошках, що перекривають переріз газоходу. Димові гази проходять усередині труб, а повітря, що нагрівається, омиває трубки зовні, роблячи в кожному ступені

духопідігрівача по два ходи. Довжина труб першого ступеня повітря-підігрівача - 2,5 м, довжина труб другого ступеня - 3,8 м. Продукти горіння, пройшовши топку, горизонтальний і опускний газоходи з розташованими в них конвективними поверхнями, надходять у відвідний короб. По ньому гази проходять вертикально вгору вздовж задньої стінки котельного цеху, потім надходять до димососа і далі в димову трубу. Ділянка газового тракту від топки до димососа знаходиться під розрідженням, що створює димосос. Ділянка повітряного тракту від дутьового вентилятора до пальників знаходиться під тиском, який створює вентилятор.

Дутєвий вентилятор продуктивністю 40 000 м/год створює тиск 2,8 кПа, споживана потужність 75 кВт, частота обертання робочого колеса 980 об/хв.

Димосос має такі характеристики: продуктивність з 46 000 м/год; тиск 1,5 кПа; потужність 60 квт; частота обертів -

730 об/хв.

2.4. Теплотехнічний контроль та автоматичне регулювання котлів

Кожен котел має індивідуальний щит управління, на якому розташовані прилади теплотехнічного контролю, регулятори та система аварійного захисту.

На оперативному щиті розміщено основні прилади, що відбивають роботу котла. До них відносяться: витрата, температура та тиск пари, рівень у барабані котла, витрата та тиск газу. Для показників, що характеризують економічність роботи котла, і найбільш відповідальних параметрів застосовуються самопишучі реєструючі прилади.

На щиті регуляторів змонтовані прилади, що власне регулюють, а датчики і виконавчі механізми розташовані за місцем, поблизу обладнання.

Щит аварійного захисту є самостійним (котел №2) або спільним із оперативним щитом. Тут розташовані прилади захисту та світлові табло, напис на яких висвічується одночасно з подачею звукового сигналу.

Паровий котел є одним із найскладніших об'єктів регулювання, тому він має кілька самостійних або пов'язаних автоматичних систем регулювання. Кожна локальна система регулювання має наступну структуру (рис.2.13). Первинний прилад датчик(Д) служить для вимірювання регульованої величі-

ні та перетворення її в електричний сигнал з уніфікованою шкалою (0-20 мА). Як первинні прилади застосовуються термопари, термометри опору, дифманометри та ін. Сигнали від датчиків надходять на регулятор (Р),де вони підсумовуються, порівнюються із заданим значенням, що подається від задатчаручного управління (ЗУ,), посилюються та у вигляді вихідного сигналу надходять на виконавчий механізм. Виконавчий механізм включає колонку дистанційного керування (КДУ) із сервомотором та пусковим пристроєм (магнітним пускачем МП). При подачі сигналу замикаються ланцюги магнітного пускача і сервомотор КДУ починає перемішати регулюючий клапан (РК) у напрямку, що призводить до відновлення параметра регулювання. На КДУ встановлюється також потенціометричний датчик покажчика положення регулюючого органу (УЦ |. Як регулюючі органи застосовуються засувки, клапани, поворотні заслінки, шибери і т.п.

Регулятор Р пов'язаний з КДУ ланцюгом, до якого включено перемикач(ПУ) та ключ управління(КУ). Перемикач має два положення – "дистанційне" або "автоматичне" керування. Якщо він стоїть у положенні "дистанційне", то ключем КУ з пульта можна керувати регулюючим клапаном. В іншому випадку керування здійснюється автоматично.

Мал. 2.13. Функціональна схема регулятора

Д-датчики; Р-регулятор: ЗУ~задатчик ручного управління: ПУ-перемикач управління: КУ-ключ управління; МП-магнітний пускач; КДУ-ко-1 лонка дистанційного керування: УП-покажчик положення регулюючого! органу; РК-регулюючий клапан

Схему автоматичного регулювання котла № 2 наведено на пис 2.14. При роботі кількох котлів на загальну магістраль узгодження їхньої роботи здійснюється коригуючим регулятором(КР)- який підтримує заданий тиск пари у магістралі. Датчиком для КР є чутливий манометр (ЧМ).

Рис.2.14. Принципова схема регулювання котла №2

ДМ-диференціальний манометр: ЧС-чутливий манометр: Т-термо-пара; ДТ-диференціальний тягометр; ДЛ-диференціатор: КР-корективний регулятор; РТ-регулятор палива: РВ-регулятор повітря; РР-регуля-1о Р тяги; РП-регулятор живлення; РТП-регулятор температури: РПр-регулятор "" "перервної продування; ЗУ-задатчик ручного управління; ПУ-вимикач: РК-регулюючий клапан

Система регулювання котла № 2 включає такі регулятори: подачі палива (теплового навантаження)-РТ; подачі повітря-РВ; розрідження в топці-РР; живлення котла-РП; температури перегрітої пари -РТП; безперервної продування-РПр.

Регулятор палива РТ змінює витрату газу в залежності від паропродуктивності котла, підтримуючи тим самим постійний тиск пари. Регулятор отримує три сигнали: витрати пари від котла, швидкість зміни тиску в барабані і сигнал від коригувального регулятора КР. За допомогою перемикача ПУ можна вимкнути КР; у цьому випадку регулятор палива РТ підтримує постійне навантаження лише цього котла. Сигнал по швидкостізміни тиску в барабані (одержуваний за допомогою диференціатора ДЛ) покращує якість регулювання в перехідних режимах, оскільки він швидше реагує на змінутеплового навантаження (ще до настання помітного відхилення тиску пари). У разі зміни навантаження котла регулятор палива за допомогою виконавчого механізму впливає на поворотну заслінку на газовій магістралі.

Регулятор подачі повітря РВ підтримує задане співвідношення між витратою газу та повітря для забезпечення оптимального процесу горіння. На регулятор надходять два сигнали: з витрати газу та з гідравлічного опору повітропідігрівача з повітряного боку, що характеризує витрату повітря. Для зміни співвідношення між паливом та повітрям служить задатчик ручного управління ЗУ. Виконавчий механізм регулятора впливає на напрямний апарат у всмоктувальному коробі дутьового вентилятора і тим самим змінює подачу повітря.

Регулятор розрідження РР (регулятор тяги) забезпечує відповідність між подачею повітря та видаленням продуктів згоряння. Основним сигналом такої відповідності є розрідження у верхній частині топки котла (2-3 мм вод. ст.). Крім основного сигналу від диференціального тягомера ДП, що вимірює розрідження в топці, регулятор підводиться додатковий сигнал від регулятора повітря РВ, який подається тільки в момент включення регулятора повітря. Цим забезпечується синхронність у роботі двох регуляторів. Регулятор розрідження впливає на напрямний димосос.

Автоматичне регулювання живлення котла РП повинно забезпечувати подачу в барабан живильної води відповідно до кількості насиченої пари, що виробляється. При цьому рівень води в барабані повинен залишатися незмінним або коливатись у допустимих межах. Регулятор живлення РП виконаний триімпульсним. Він отримує сигнали за рівнем у барабані котла, витратою пари і витратою поживної води. Датчиком кожного сигналу є дифмано-

дМ. Сигнали датчиків підсумовуються, посилюються і передаються з виконавчого механізму на регулюючий клапан живлення. г|ГНвЛ п0 УРО вню в барабані котла завжди діє убік, енМ іаюшую відхилення рівня від заданого значення. Дія сигналу щодо витрати пари спрямоване на збереження матеріального балансу "витрата пари - витрата води". Сигнал щодо витрати поживної води є стабілізуючим. Він діє на підтримку співвідношення "подача води - витрата пари", і при збуренні з витрат води впливає на регулюючий клапан ще до того, як зміниться рівень барабана. На котлі встановлено два ре^лятори живлення (за кількістю трубопроводів поживної води).

Регулятор температури перегрітої пари РТП підтримує задану температуру за котлом шляхом зміни витрати води на пароохолоджувач. Він отримує два сигнали: основний - за відхиленням температури пари на виході з пароперегрівача і додатковий - за швидкістюзміни температури пари за пароохолоджувачем. Додатковий сигнал, що надходить регулятор від диференціатора ДЛ. дозволяє долати теплову інерцію пароперегрівача та підвищувати точність регулювання. Виконавчий механізм РТП впливає на регулюючий клапан лінії подачі води до пароохолоджувачу.

Регулятор безперервного продування РПр призначений для підтримки заданого солевмісту котлової води у виносних циклонах. На регулятор надходять два сигнали: щодо витрати перегрітої пари і витрати продувальної води. При зміні навантаження котла величина продування змінюється пропорційно витраті пари. Виконавчий механізм регулятора впливає на регулюючий клапан безперервного продування.

При пуску котла автоматика котла вимикається, і пускові операції здійснюються персоналом з пульта керування або за місцем.

2.5. Загальні відомостіз експлуатації котлів

Залежно від умов роботи ТЕЦ обладнання котельного відділення працює у базовому (номінальному) режимі, при частковому навантаженні, а також у режимах пусків та зупинок. Основне завдання оперативного персоналу - підтримання економічної роботи котла, налюднення за правильністю роботи систем автоматичного регулювання відповідно до режимною карткою.Режимна карта виконує-ся у вигляді графіка або таблиці. Вона вказує значення параметрів і характеристик котла, що забезпечують його максимальну економічність при різних навантаженнях. Режимна карта складається за ре-

результатам спеціальних випробувань, що виконуються налагоджувальними організаціями, і є основним документом, за яким ведеться контроль за котлом.

Найважливішими завданнями персоналу під час обслуговування котла є:

Підтримка заданої паропродуктивності (навантаження) котла;

Підтримка номінальної температури та тиску перегрітої пари;

Рівномірне живлення котла водою та підтримка нормального рівняу барабані;

Підтримка нормального солевмісту насиченої пари.

Одним із найбільш відповідальних режимів є пуск казана.Розрізняють пуски з холодного та гарячого стану, що відрізняються тривалістю. Пуск котла з холодного стану, що включає його прогрів та підйом параметрів пари до номінальних значень, займає приблизно 4,0-4,5 год.

Перед пуском котла необхідно переконатися у справності поверхонь нагріву, обмуровки, газоходів, зробити зовнішній огляд всього котла, трубопроводів, арматури, перевірити справність допоміжного обладнання, контрольно-вимірювальних приладів.

Після виконання всіх зазначених операцій збирається розточувальна схемавідповідно до інструкції (закриваються продувні та дренажні вентилі колекторів екранів, відкриваються дренажі паропроводу, повітряники тощо).

Основною операцією перед розпалюванням є заповненняказана водою з живильної магістралі до розпалювального рівня в барабані. Після заповнення котла перевіряють, чи не знижується рівень води у барабані. Зниження рівня вказує на нещільність у трубній системі, яка має бути усунена.

Подання газу до пальниківздійснюється поетапно залежно від початкового стану газопровідної мережі. Якщо загальний газопровід раніше був включений для суміжних котлів, необхідно заповнити газом тільки ділянку газопроводу котла, що пускається. Для видалення з ділянки газопроводу вибухонебезпечної суміші відкривають свічки продувки і ведуть продування до повного видалення повітря (за хіманалізу). Включають дутьовий вентилятор, потім димосос для вентиляціїтопки та газоходів протягом 10-15 хв.

Перед розпалюванням пальників перевіряється відсутність газу в топці за допомогою метанометра. При дотриманні норм відсутність метану розпалювання котла виробляється в такий спосіб. На всіх пальниках закривають повітряні шибери, дистанційно включають електрозапальник і,

Але відкриваючи газову засувку перед пальником, подають газ. Поі)Т0М не °б х °Димо стежити, щоб газ відразу ж загорівся, і одно-пімінно відкривати шибер подачі повітря. Поступово збільшують подачу газу та повітря, стежачи за смолоскипом і не допускаючи його відриву від пальника. При стійкому горінні кран закривають на свічці, видаляють запальник. Розрідження вгорі топки підтримують на рівні 3 мм вод ст - Через 10-15 хв запалюють у тому самому порядку наступний пальник і роблять підйом тиску пари в котлі.

Після розпалу пальників відразу ж відкривають лінію з пароперегрівача на розпалювальний сепараторта відкривають вентиль на лінії рециркуляціїпоживної води.

Процес підвищення тиску та температури в поверхнях нагрівання котла обмежується температурною нерівномірністю в барабані, головним чином, перепадом температур між верхньою та нижньою утворюючими (не більше 40 °С). Тривалість розпалювання котла визначається допустимою швидкістю підвищення температури металу, яка становить барабана 1,5-2.0 З на хвилину, а паропроводів від котла до магістралі 2...3 З за хвилину.

Включення котла в загальну парову магістраль дозволяється, коли різниця тисків у магістралі та за котлом становитиме не більше 0.05-0,1 МПа. а температура пари досягне 360°С.

При збільшенні навантаження котла спочатку змінюють тягу, потім подачу повітря потім поступово додають газ. До навантаження, що становить 50% від номінального (15-25 т/год), операції виконують вручну, потім підключають систему автоматичного регулювання.

Подібна інформація.