Тепломеханическое и вспомогательное оборудование электростанций

При расчете поверхности нагрева мазутных подогревателей и определении расхода теплоты на разогрев необходимо знать теплофизическиё свойства мазутов -- теплоемкость и теплопроводность. Теплоемкость мазута е_р, кДж/ (кг * К), в зависимости от температуры может быть определена по приближенной формуле

где Т - абсолютная температура мазута, К

Более точно теплоемкость мазута определяется экспериментально.

Теплопроводность мазутов при стандартных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 °С) в зависимости от их плотности находится в пределах 0,16- 0,12 Вт/(м * К). С увеличением температуры теплопроводность снижается по линейному закону. При этом теплопроводность высоковязких крекинг-остатков выше, чем маловязких и мазутов прямой перегонки.

Типы и технологические схемы мазутного хозяйства

Различают основное, резервное, аварийное и растопочное мазутные хозяйства ТЭС.

Основное мазутное хозяйство сооружается на ТЭС, для которых мазут является основным видом сжигаемого топлива, а газ сжигается как буферное топливо в периоды сезонных его избытков. Расчетный суточный расход мазута для электростанций определяется исходя из 20-часовой работы всех установленных энергетических котлов при их номинальной производительности для полной проектной мощности электростанции и 24-часовой работы водогрейных котлов при покрытии тепловых нагрузок при средней температуре самого холодного месяца.

Резервное мазутное хозяйство создается на ТЭС, для которых основным топливом является газ, а мазут сжигается в периоды отсутствия газа (зимой).

Аварийное мазутное хозяйство предусматривается на электростанциях, для которых основной и единственный вид топлива - газ, а мазут используется только при аварийном прекращении подачи газа.

Растопочное мазутное Хозяйство имеется на всех электростанциях с камерным сжиганием твердого топлива. Оно используется также для снабжения мазутом пусковой котельной. В случае установки на таких электростанциях газомазутных пиковых водогрейных котлов их мазутное хозяйство объединяется с растопочным.

Пусковая котельная снабжается мазутом соответственно от основного или растопочного мазутного хозяйства.

Мазут доставляют на электростанции железнодорожным, водным и трубопроводным транспортом. Наиболее распространен первый способ. Трубопроводный транспорт используется, если ТЭС находится вблизи нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) или магистральных мазутопроводов.

Рис. 1. Сливное устройство: 1 - железнодорожная цистерна; 2, 3 -- сливной прибор; 4 -- межрельсовый сплошной желоб (лоток); 5 - трубчатые подогреватели; 6 - металлические крышка желоба; 7 - паровой шланг; 8 - паропровод; 9 - запорные клапаны; 10 - поворотная колонка для присоединения шланга при разогреве мазута "открытым паром"; 11 - эстакада; 12 - перекидной мостик

От нефтеперерабатывающего завода мазут подается на станцию по одному трубопроводу; в отдельных случаях при соответствующем обосновании возможна подача мазута по двум трубопроводам, при этом пропускная способность каждого из них принимается равной 50% максимального часового расхода топлива всеми рабочими котлами при их номинальной производительности.

Мазут доставляется по железной дороге в четырехосных цистернах грузоподъемностью 50 и 60 т, в шестиосных грузоподъемностью 90 т (табл. 14). Так как цистерны не оборудованы устройствами для подогрева мазута в пути, его температура в период транспортировки может снижаться ниже температуры застывания.

Таблица 14. Характеристика цистерн для перевозки мазута

Грузоподъемность (по воде), т	Тара, т	Длина (по осям сцепления автосцепок) , м	Коэффициент тары	Котел
				Объем, м3	Диаметр, м	Длина, м	Поверхность охлаждения, м	Коэффициент охлаждения 1/м
90	36,0	15,12	0,4	101,0	3,0	14,69	142	1,41
60	22,8	12,02	0,38	61,2	2,8	10,3	93,0	1,55
50	22,3	12,02	0,44	50,0	2,6	9,6	87,0	1,7

Для разогрева и слива мазута из цистерн могут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута "открытым" паром или горячим мазутом (рис. 1), так и закрытые сливные устройства -- тепляки. Тип сливного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.

На рис. 2 показана технологическая схема мазутного хозяйства. Мазут сливается из цистерн в межрельсовые каналы (лотки). Из них он направляется в приемную емкость, перед которой должны устанавливаться грубая фильтр-сетка и гидрозатвор.

Длина фронта разгрузки основного мазутохозяйства должна приниматься исходя из слива расчетного суточного расхода мазута, времени разогрева и слива одной ставки не более 9 ч и весовой нормы железнодорожного маршрута, но не менее 1/3 длины маршрута. При этом принимается, что мазут доставляется цистернами расчетной грузоподъемностью 60 т/с коэффициентом неравномерности подачи 1,2.

Рис. 2. Технологическая схема мазутного хозяйства: 1 - лотки приемно-сливного устройства; 2 - фильтр-сетки; 3 - приемные резервуары; 4 - перекачивающие насосы (погружные); 5 - подогреватели мазута на рециркуляцию в лотке; б - дренажные насосы; 7- приямок дренажей; 8 ~ основные резервуары; 9 - насосы I подъема; 10 - подогреватели мазута основные; 11 -фильтры тонкой очистки; 12 - навосы II подъема; 13 - насосы рециркуляции; 14 - подогреватели мазута на рециркуляцию; 75 - фильтры очистки резервуаров.

Длина фронта разгрузки растопочного мазутохозяйства для электростанций с общей производительностью котлов до 8000 т/ч принимается 100 м, а при большей производительности котлов - 200 м. На приемно-сливном устройстве предусматривается Подвод пара или горячего мазута к цистернам, на обогрев сливных лотков и к гидрозатвору. По всей длине фронта разгрузки сооружаются эстакады на уровне паровых разогрева-тельных устройств цистерн. Сливные и отводящие лотки выполняются с 1%-ным уклоном, по обеим сторонам лотков выполняются бетонные отмостки с уклоном в сторону лотков.

Объем приемной емкости основного мазутохозяйства принимается не менее 20% вместимости цистерн, устанавливаемых под разгрузку. Насосы, откачивающие из приемной емкости мазут, устанавливаются с резервом. Они должны обеспечить перекачку мазута, слитого из установленных под разгрузку цистерн, не более чем за 5 ч.

Вместимость приемной емкости растопочного мазутохозяйства должна быть не менее 120 м³. Насосы, откачивающие мазут из нее, устанавливаются без резерва.

Нормативные вместимости мазутохранилищ (без учета госрезерва) электростанций в зависимости от типа мазутного хозяйства следующие:

Основное для электростанций на мазуте:

при доставке по железной дороге………………….15

при подаче по трубопроводам…………………..3

Резервное для электростанций на газе…………………..10

Аварийное для электростанций на газе…………………..5

Для пиковых водогрейных котлов…………………..10

Для электростанций на газе, получающих газ круглогодично от двух независимых источников, мазутохозяйство может при соответствующем обосновании не сооружаться, при круглогодичной подаче газа от одного источника предусматривается аварийное мазутохозяйство, а при сезонной подаче газа -- резервное.

Растопочное мазутное хозяйство для электростанций на твердом топливе выполняется с тремя резервуарами. Вместимость одного резервуара принимается в зависимости от общей производительности котлов: более 8000 т/ч - 3000 м³; 4000-8000 т/ч - 2000 м³; менее 4000 т/ч - 1000 м . Склад растопочного мазутного хозяйства допускается выполнять совмещенным со складом масла и горючесмазочных материалов.

В резервуарах мазутного хозяйства мазут разогревается циркуляционным способом, как правило, по отдельному специально выделенному контуру. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств.

Схема подачи мазута (одно- или двухступенчатая) принимается в зависимости от требуемого давления перед форсунками котлов. Для форсунок парового распыла требуется давление мазута 0,5 МПа, а для форсунок механического и паромеханического типа 3,5 МПа. В первом случае схема мазутного хозяйства должна быть одноступенчатой, во втором -- двухступенчатой.

Оборудование основного мазутного хозяйства призвано обеспечивать непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью. В насосной основного мазутохозяйства кроме расчетного количества рабочего оборудования предусматривается по одному элементу резервного оборудования -- насосы, подогреватели, фильтры тонкой очистки и по одному элементу ремонтного оборудования -- основные насосы I и II ступеней.

Количество мазутных насосов в каждой ступени основного мазутного хозяйства должно быть не менее четырех (в том числе по одному резервному и одному ремонтному). Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях. Подача насоса циркуляционного разогрева должна обеспечивать подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной. Для циркуляционного разогрева мазута предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю. Схема установки подогревателей мазута и фильтров тонкой очистки должна позволять работать любому подогревателю и фильтру с любым насосом I и II ступеней.

В подогревателях мазута используется пар давлением 0,8--1,3 МПа с температурой 200--250 °С. Пар подается к мазутному хозяйству по двум магистралям каждая пропускной способностью 75% расчетного расхода пара. Конденсат пара контролируется, очищается от мазута и используется в цикле электростанции. Устанавливается не менее двух конденсатных насосов, один из них резервный. Конденсат от тепляков, мазутных подогревателей и спутников подается отдельно от конденсата паропроводов разогрева лотков и емкостей. В мазутохозяйствах должна предусматриваться выносная (за пределы мазутонасосной) дренажная емкость для мазута.

Замазученная вода из нижней части любого резервуара мазутного хозяйства отводится в рабочий резервуар, или в приемную емкость, или на очистные сооружения.

Прокладка всех мазутопроводов выполняется, как правило, наземной. Мазутопроводы на открытом воздухе и в холодных помещениях прокладываются с паровыми или другими обогревательными спутниками в общей с ними изоляции. Чтобы обеспечить циркуляцию мазута в магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу, предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство.

Мазут к энергетическим и водогрейным котлам из основного мазутохозяйства подается по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности котлов с учетом рециркуляции.

На мазутопроводах устанавливается только стальная арматура. Фланцевые соединения и арматура на мазутопроводах котельных отделений закрываются стальными кожухами с отводом возможных утечек мазута в специальные емкости. На всасывающих и нагнетательных мазутопроводах устанавливается запорная арматура на расстоянии 10--50 мот мазутонасосной для отключений в аварийных случаях. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к каждому котлу устанавливается запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.

Для поддержания Необходимого давления в магистральных мазутопроводах устанавливаются регулирующие клапаны "до себя" в начале линии рециркуляции из котельной в мазутное хозяйство.

Оборудование мазутного хозяйства

Мазутные подогреватели. Мазут в резервуарах подогревается или путем циркуляционного подогрева с использованием выносных подогревателей, или погружными подогревателями.

Погружные подогреватели устанавливаются в нижней части резервуаров и выполняются секционными или парозмеевиковыми (рис. 3).

Рис. 3. Подогреватели погружного типа и их размещение в резервуарах: а - змеевиковый подогреватель; б - секционный подогреватель; 1 - резервуар; 2 - подогреватель; 3, б - опоры; 4 - кожух местного подогревателя; 5 - местный змеевиковый подогреватель; 7 - паропровод; 8 - мазутопровод; 9 - конденсато-провод; 10 - хлопушка; 11 - муфта; 12 - коллектор

При циркуляционном подогреве мазут забирается из нижней части резервуара, прокачивается через внешний подогреватель и через насадки опять вводится в низ резервуара (к центру сечения или в сторону, противоположную забору мазута) в виде вытекающих под давлением струй. При таком циркуляционном подогреве полностью используется полезный объем резервуара, исключается обводнение мазута, обеспечивается эффек гииное перемешивание топлива в емкости, повышается однородность его структуры, предотвращается коагуляция и осаждение карбоидов, а также осаждение механических примесей.

В выносных подогревателях совершается вынужденное движение мазута, поэтому теплообмен в них более эффективен, чем в погружных поверхностных подогревателях при естественной конвекции.

При циркуляционном подогреве внешний подогреватель и насос могут обслуживать группу резервуаров.

Если мазутопроводы теплоизолированы, то схема циркуляционного подогрева мазута может быть пущена при вязкости топлива в резервуаре 200--300 °ВУ и даже еще более высокой, если всасывающие мазутопроводы прогреваются рециркулирующим топливом из котельной или применен электрообогрев мазутопрводов. Недостаток циркуляционного подогрева состоит в дополнительном расходе электроэнергии на перекачку мазута.

Длительность разогрева мазута в резервуаре способом циркуляции г, ч, определяется по формуле

Здесь М -- масса мазута в резервуаре, кг; с -- теплоемкость мазута, Дж/ (кг * К); k_Р -- коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду, Вт/(м² * К); Дt_н=t_н-t₀; Дt_к=t_к-t₀; Дt=t_н-t_к -- температуры мазута на входе и выходе из подогревателя, °С; И=mc/ k_РF_Р - температура окружающей среды, °С; т -- массовый расход циркулирующего мазута, кг/с; F_Р -- поверхность охлаждения резервуара, м².

Количество теплоты, сообщаемой мазуту в подогревателе (тепловая мощность подогревателя),

Расход пара на выносной подогреватель мазута при циркуляционном подогреве

где з -- КПД подогревателя с учетом теплопотерь в мазутопроводах между резервуаром и подогревателем; h_п, h_к -- энтальпии греющего пара и его конденсата.

На линии подачи к форсункам мазут подогревается с целью его лучшего распыливания. Для подогрева мазута применяются теплообменники различной конструкции: с оребренными поверхностями типа ПМР (табл. 15), трубчатые нормального ряда или с плавающей головкой, теплообменники с прямыми трубками, секционные теплообменники типа "труба в трубе". На рис. 4.4 показан трубчатый секционный подогреватель мазута.

Мазутные насосы. Из приемных промежуточных резервуаров в основные резервуары мазут перекачивается центробежными погружными насосами (нефтяной артезианский) типа НА (рис. 5). Они устанавливаются непосредственно на перекрытии приемного резервуара, обычно два насоса на каждом резервуаре. Погружной насос состоит из трех основных узлов: собственно многоступенчатого насоса, напорной колонки и опорной стойки (на рис. 5 не показана). Мазут забирается насосом через всасывающий колокол. Число звеньев (от одного до восьми) напорной колонки выбирается в зависимости от глубины резервуара. Например, у мазутного погружного насоса 20НА-22 х 3 можно изменять расстояние от опорной рамы насоса до самой нижней его точки от 2395 до 9691 мм с интервалом в 1043 мм. Подача этого насоса 600 м³/ч, напор 0,65 МПа, мощность электродвигателя, устанавливаемого на опорной стойке, 100 кВт.

В котельную мазут подается центробежными насосами консольного типа, применяемыми в нефтяной промышленности для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °С.

Таблица 15. Подогреватели мазута с оребренными поверхностями

Тип подогревателя	Производительность, т/ч	Давление мазута, МПа	Температура на входе	мазута, С на выходе	Давление пара, МПа
ПМР-64-15	15	6,4	70	135	1,6
ПМР-64-30	30	6,4	70	135	1,6
ПМР-64-60	60	6,4	70	135	1,6
ПМР-13-60	60	1,3	70	135	1,6
ПМР-13-120	120	1,3	70	135	1,6

Насосы типа НК (Н -- нефтяной, К -- консольный) одноступенчатые с рабочими колесами одностороннего входа жидкости. Входной патрубок расположен вдоль оси насоса, выходной -- вертикально, но может быть 1 повернут на 90, 180 и 270°. Выпускаются насосы с подачей 15--560 м³/ч и напором 80--300 м вод. ст. Привод насосов типа НК - взрывобезопасные электродвигатели с частотой вращения 3000 об/мин.

На рис. 6 показан центробежный восьмиступенчатый двухкорпусный I спирального типа насос 5Н5 х 8, используемый на электростанциях в мазутном хозяйстве, как правило, в качестве насоса второго подъема. Наружный корпус насоса представляет собой цилиндр с приемным и напорным патрубками, направленными вертикально вверх. Торцы наружного корпуса закрываются крышками, закрепляемыми шпильками. Внутренний литой корпус состоит из двух половин, соединенных в горизонтальной плоскости шпильками.

Рабочие колеса ротора защищены втулками. Колеса расположены попарно, всасывающими воронками в противоположные стороны для гидравлического уравновешивания ротора. Подача насоса составляет 80 м³/ч, напор 4,4 МПа, частота вращения ротора 2975 об/мин, диаметр рабочего колеса 245 мм, мощность привода 250 кВт. Насос и электродвигатель соединены муфтой и устанавливаются на общей фундаментной раме.

Для уменьшения износа и загрязнения форсунок и предотвращения образования в мазутопроводах отложений в схемах мазутного хозяйства предусматривается двухступенчатая очистка мазута от механических примесей. Первая (грубая) ступень очистки выполняется в виде подъемных фильтров-сеток с ячейками 10-12 мм, устанавливаемых в отводных лотках сливных устройств. Фильтры второй (тонкой) ступени очистки устанавливаются в мазутонасосной после насосов II подъема (рис. 7). Сетки этих фильтров имеют 64 или 32 отверстия на 1 см². Такие же фильтры используют для улавливания взвеси при очистке резервуаров с помощью системы специальных сопл.

На рис. 8 показана компоновка оборудования насосной для подачи мазута в котельную с котлами ТГМП-204 (блок мощностью 800 МВт).

Топливное хозяйство газотурбинных электростанций

Газотурбинные установки предъявляют более высокие требования к качеству жидкого топлива, чем котлы. Это предопределяет особенности в приемке, хранении, подаче на сжигание и контроле газотурбинного топлива.

Не следует допускать попадания воды в газотурбинное топливо при разогреве его в цистернах, на приемно-сливном устройстве, при хранении и подаче на сжигание. Попавшая в топливо вода заполняет поры фильтрующих элементов, и период работы тонких фильтров сокращается.

Рис. 7. Фильтр для очистки мазута: 1 - корпус; 2 - фильтр-сетка; 3 - конструкция для снятия фильтра-сетки; 4 -воздушник; 5 - подвод пара для продувки



Рис. 4.8. Компоновка оборудования мазутонасосной: 1 - насосное отделение; II - помещение щита управления; III - распределительное устройство; IV - камеры трансформаторов; V - комнаты отдыха и приема пищи; VI - сушилка; VII - мужской гардероб; VIII - женский гардероб; IX - лаборатория; X -- вентиляционные камеры; 1 - насосы I подъема; 2 - насосы II подъема; 3 - насосы рециркуляции; 4 - насосы подачи конденсата в главный корпус; 5 ~ насосы загрязненных мазутом дренажей; 6 - дренажные насосы; 7 - подогреватели мазута основные; 8 - подогреватели мазута на рециркуляцию; 9 - фильтры 1 тонкой очистки; 10 - фильтры очистки резервуаров

Вода способствует разложению топлива при его хранении, и в ней возможно размножение микроорганизмов. Она усиливает коррозийные процессы при сжигании газотурбинного топлива. Для разогрева газотурбинного топлива в цистернах применяют герметизированные разогревающие устройства, циркуляционный разогрев (подача разогретого топлива в цистерны) и т.п. Сжигать обводненное топливо в ГТУ не допускается.

Газотурбинное топливо, как и все нефтепродукты (за исключением мазутов), имеющие температуру вспышки 120 °С и ниже, по требованиям пожарной безопасности сливается закрытым способом. При этом также предотвращается загрязнение топлива атмосферной пылью и продуктами коррозии.

Минимальная температура газотурбинного топлива в резервуарах определяется из условий надежности работы топливо заборных устройств и откачивающих насосов, а максимальная из условий пожарной безопасности -- не менее чем на 10 °С ниже температуры вспышки.

Топливо из резервуаров для подачи на сжигание в ГТУ отбирается плавающим заборным устройством из верхних слоев резервуара, с тем чтобы в нем было минимальное количество механических примесей и воды. При этом резервуары используются как отстойники, являясь первой эффективной ступенью очистки газотурбинного топлива. Слив и рециркуляция топлива организовываются так, чтобы придонные слои не перемешивались с верхними. Для более полного удаления придонных слоев дно резервуара выполняется с уклоном.

При отстаивании топлива концентрация механических примесей и количество воды в придонных слоях возрастают. Если обводнение превышает 0,5%, то этот слой должен быть сдренирован в специальные резервуары или емкости мазутосклада. Сдренированное топливо можно сжечь в котлах. По мере необходимости резервуары очищаются от донных отложений.

Лекция 14. Природное газовое топливо и газовое хозяйство ТЭС

По современным воззрениям природные горючие газы биохимического происхождения образуются в земной коре в результате бактериального разложения органических остатков, погребенных в осадочных породах. Все природные горючие газы представляют собой смеси газообразных предельных углеводородов метанового ряда С_пН_2п+2 с преобладающим количеством метана СН₄. Месторождения газа делят на чисто газовые и газо-конденсатные. Газ первых из них состоит почти из одного метана. Газ газоконденсатных месторождений кроме метана содержит значительное количество высших углеводородов, в основном пропана и бутана, которые легко конденсируются при повышении давления и охлаждении газа.

При добыче нефти получают попутный (нефтепромысловый) газ. При выходе нефти из скважины давление ее снижается и из нефти выделяются растворенные в ней газы, количество которых составляет 10-15% нефти. Для попутного газа характерно наибольшее содержание высших углеводородов по сравнению с другими видами природного газового топлива.

В небольших количествах в состав природного газа входят азот и диоксид углерода. Природные газы некоторых месторождений Средней Азии и Оренбургского газоконденсатного месторождения содержат до 5-6% сероводорода Н₂S и некоторое количество сероорганических соединений, в основном сероуглерода СS₂> серооксида углерода СS₈ и меркаптанов.

До поступления в магистральные газопроводы газ проходит переработку на специальных газовых заводах. В зависимости от состава газов переработка может включать следующие операции: очистку от сероводорода и диоксида углерода, извлечение высших углеводородов, осушку и одоризацию газа. Последняя операция (одоризация) заключается во введении в газ небольших количеств резко пахнущих веществ для придания ему запаха, позволяющего обнаружить присутствие газа в воздухе.

При небольшом удалении.ТЭС от места добычи газа он поступает на ТЭС из газопроводной сети и газосборников месторождений. От дальних источников газ по магистральным газопроводам подается на газораспределительные районные станции (ГРС), отдающие газ различным потребителям, в том числе и ТЭС.

На электростанциях, сжигающих газ в качестве основного или сезонного топлива, предусматривается газорегуляторный пункт (ГРП), который располагается на территории электростанции в отдельных зданиях или под навесами. Производительность ГРП на ТЭС, для которых газовое топливо является основным, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, -- по расходу газа для летнего режима.

На газомазутных электростанциях мощностью до 1200 МВт и ТЭЦ с расходом пара до 4000 т/ч может сооружаться один ГРП. На электростанциях большей мощности сооружается соответственно два или более ГРП.

Рис. 1. Газорегуляторный пункт: 1 - газопровод высокого давления от ГРС; 2 - расходомерная шайба; 3 -фильтр; 4 - клапан регулирующий; 5 - резервные места для линии регулирования; 6 - байпасная линия; 7 - предохранительный сбросной пружинный клапан

Для электростанций на газе при отсутствии мазутного хозяйства сооружается не менее двух ГРП независимо от мощности электростанции. Газ от газораспределительной станции подводится на каждый ГРП по одному газопроводу без резерва.

Помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую воздухообмен в 1 ч не менее трехкратного; они должны отапливаться и иметь температуру не ниже 5 °С.

Газорегуляторный пункт показан на рис: 4.9. В соответствии со СНиП П-37--76 необходимо предусматривать установку следующего оборудования: фильтра, регулятора давления, сбросного предохранительного устройства на выходе, запорной арматуры, манометров на входе и выходе, а также на обводной линии (байпасе). Предусматривают также сигнализацию о повышении и снижении давления газа сверх установленных пределов. Число параллельных установок, регулирующих давление газа, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной. Давление газа в ГРП снижается регуляторами двух разновидностей: мембранными прямого действия и электронными. Наиболее крупный из регуляторов прямого действия типа РДУК-2-200 имеет максимальную производительность 36 000 м³/ч, что соответствует расходу газа одним котлом паропроизводительностью 500 т/ч.

Электронные регуляторы представляют собой, как правило, поворотную заслонку с приводом от электрического исполнительного механизма, установленного вне регуляторного зала и связанного с заслонкой тягами длиной не более 6 м. Производительность таких регуляторов зависит в основном от принятого диаметра, что позволяет ограничиться двумя нитками регулирования -- рабочей и резервной. За регуляторами давления должны стоять не менее двух предохранительных сбросных устройств пропускной способностью не менее 10% пропускной способности наибольшего из регуляторов давления пружинного действия. *

Для продувки газопроводов устанавливают продувочные свечи. Газопроводы при заполнении газом должны продуваться до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа должны продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Необходимость этого обусловлена способностью газа в определенной пропорции с воздухом образовывать взрывоопасную смесь. Если объемная доля природного газа в воздухе составляет 5--15%, достаточно искры, чтобы смесь взорвалась. Трубопроводы для продувки газопроводов (свечи) и трубопроводы от предохранительных сбросных устройств ГРП должны выводиться наружу в места, обеспечивающие условия для рассеивания /аза, но не менее чем на 1 м выше корпуса здания. Условный диаметр свечей должен быть не менее 20 мм. Допускается объединение продувочных свечей и свечей от сбросных предохранительных клапанов одинакового давления в общую точку. Свечи должны иметь минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие возможность попадания в свечи атмосферных осадков.

Газопроводы ГРП, в том числе наружные входные на длине не менее 20 м, должны быть покрыты звукопоглощающей изоляцией.

Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов -- наземная. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется, и газ может подаваться по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котлам, прокладывается вне котельного отделения. Вся арматура на основных газопроводах устанавливается только стальная.

На отводе газопровода к котлу устанавливаются запорные органы с электрическим и ручным приводами, устройства для установки заглушки с приспособлением для разжима и токопроводящие перемычки, штуцер: для продувки газопровода котла воздухом или инертным газом, быстродействующий запорный орган, измерительная диафрагма, регулятор расхода газа. Непосредственно перед каждой горелкой котла устанавливаются последовательно два запорных органа: один с электрическим, второй с ручным приводом.

Лекция 15. Вспомогательное оборудование котельного отделения

В схеме центральной системы пылеприготовления (рис. 1, а) после предварительной подготовки топливо из бункера сырого угля 1 поступает в сушилку 2, далее в мельницу 3, а затем в центральный бункер готовой пыли 4. Пылевым насосом пыль 5 подается в расходные пылевые бункера 6 парогенераторов. Из бункеров 6 пыль поступает в топочную камеру 8, куда так же подается воздух вентилятором 7.

Положительной особенностью центральной системы пылеприготовления является независимость размольных установок от работы парогенератора. Мельница может работать периодически, но с полной нагрузкой, когда удельный расход электроэнергии на пылеприготовление получается наименьшим. В топку пыль подается подсушенной до заданной влажности. Вместе с тем центральное пылеприготовление отличается сложностью, высокой начальной стоимостью и значительными эксплуатационными затратами. При такой схеме вместе с подсушивающим агентом в атмосферу выбрасывается и некоторое количество топлива. Целесообразность применения такой схемы должна решаться на основе технико-экономических соображений.

Рис. 1 Схемы пылеприготовления 1 - бункер сырого дробленного угля, 2 - сушилка, 3 - мельница, 4 - центральный бункер готовой пыли, 5 - насос для пыли, 6 - расходный бункер, 7 - вентилятор, 8 - топка парогенератора, 9 - промежуточный бункер, 10 - шнек для пыли.

Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием (рис. 1, б) отличается жесткой связью мельничного оборудования с парогенератором. Уголь поступает из бункера 1 в сушилку 2, далее в мельницу 3, после чего полученная пыль поступает непосредственно к горелкам котла 8. Изменение нагрузки парогенератора влечет изменение работы мельницы. При работе со сниженной нагрузкой мельница оказывается недогруженной.

Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием находит применение при работе на высокореакционных бурых и каменных углях, допускающих крупный помол.

Явный недостаток такой схемы - жесткая связь мельница-парогенератор. При отказе мельницы последует остановка парогенератора. К достоинствам относится простота эксплуатации и невысокая стоимость такой схемы.

Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером (рис. 1, в) независима от работы парогенератора, что является ее основным достоинством. Как и в схеме с прямым вдуванием уголь проходит сушилку 2 и мельницу 3, а после этого направляет в промежуточный бункер 9, где пыль может храниться. После промежуточного бункера 9 пыль подается в котел 8. В данной схеме есть связь мельничных устройств отдельных агрегатов. Связь осуществляется с помощью пылевых шнеков 10, позволяющих передавать пыль в случае необходимости от одного парогенератора к другому.

Наличие промежуточного пылевого бункера повышает надежность установки. В системе пылеприготовления с промежуточным бункером так же имеется возможность полностью загружать мельничное оборудование. Мельничный вентилятор находится здесь в значительно более благоприятных условиях в связи с тем, что основная масса пыли через вентилятор не проходит. К недостаткам схемы с промежуточным бункером относится, в частности, увеличение затрат на оборудование.

Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным бункером применяется для мощных парогенераторов при работе на тощих и малореакционных углях, требующих тонкого помола.

На электростанциях, где жидкое топливо служит для растопки котлов, предназначенных для работы на пылевидном топливе и где поэтому потребление жидкого топлива является периодическим, в тех случаях, когда топливо высоковязкое, чаще всего предусматривается циркуляционная система подачи. Она заключается в том, что подача жидкого топлива производится по замкнутому трубопроводу, идущему до котельной и затем обратно в мазутный резервуар, так что в этом трубопроводе постоянно циркулирует нагретое топливо, которое в необходимые моменты подается к форсункам.

Подготовка включает в себя следующие мероприятия: первичный подогрев для обеспечения вязкости, необходимой при транспортировке; фильтрация; обработка присадками; обессоливание; обеспечение рабочего давления перед сжиганием; подогрев до вязкости, необходимой для оптимальной работы форсунок.

Первичный подогрев для обеспечения вязкости, необходимой при транспортировке. Условия сливных и наливных операций, транспортировки мазутов, а также эффективность работы форсунок определяются вязкостью мазута. Вязкость мазутов в значительной степени зависит от температуры, поэтому необ- ходимо, чтобы мазут был нагрет до определенной температуры в соответствии с условиями его использования. Недогрев топлива ухудшает транспортирование его по трубам, ухудшает качество распыливания; перегрев может привести к испарению, вспениванию, вследствие чего возможно воспламенение топлива в баках, пульсационному режиму работы форсунок, ухудшению работы насосов. На рис. 3 приведена номограмма зависимости вязкости некоторых мазу- тов от температуры по ГОСТ 10585-75, здесь же показаны примерные значения вязкости, которые необходимо обеспечивать для оптимальной работы мазутного хозяйства и горелочных устройств. Подогрев мазута в приемной, основной и расходной емкостях (позиции 3, 25 и 21 рис. 2) осуществляется змеевиковыми подогревателями и открытым паром. Подогреватели устанавливаются в непосредственной близости от заборных патрубков основных и циркуляционных насосов.

Фильтрация мазута. Для очистки мазута от механических примесей используются фильтры грубой и тонкой очистки. В зависимости от конструкции фильтры бывают щелевые, шариковые и сетчатые. На рис. 4 приведена конструкция сетчатого фильтра мазута. Грубые сетчатые фильтры имеют от 5 до 64 отверстий на 1 см2 фильтрующей поверхности, фильтры тонкой очистки - от 64 до 400 отверстий на 1 см2 . Фильтры грубой очистки устанавливаются перед топливными насосами, фильтры тонкой очистки - перед форсунками (см. рис. 2). Необходимая степень фильтрации жидкого топлива определяется используемым оборудованием мазутного хозяйства и типом форсуночных устройств. Снижение требований к фильтрации не допускается, минимальный размер отфильтрированных частиц не должен превышать 5 мкм.

Обработка присадками и обессоливание. Мазут является очень сложной по химическому составу смесью высокомолекулярных органических, гетероорганических и металлоорганических соединений. В структурном отношении мазут представляет собой многофазную дисперсную систему. К частицам дисперсной фазы относятся высокоплавкие парафиновые углеводороды, карбены и карбоиды, твердые минеральные примеси, глобулы воды, газовые пузырьки.



Рис. 3. Зависимость вязкости мазутов от температуры: 1 - максимальная допустимая вязкость при сливе мазута 40 и транспортировании мазута винтовыми шестеренчатыми насосами; 2 - то же при транспортировании мазута поршневыми и скальчатыми насосами; 3 - вязкость при сливе мазута 100; 4 - максимальная вязкость для центробежных насосов; 5 - максимальная вязкость перед ротационными и паровыми форсунками и в главной циркуляционной системе; 6 - тo же перед пневматическими форсунками высокого и низкого давления; 7 -максимальная вязкость перед механическими форсунками, рекомендуемая вязкость перед паровыми форсунками; 8 - рекомендуемая вязкость перед пневматическими форсунками высокого и низкого давления, а так- же перед центробежными форсунками; 9 - зона рекомендуемых вязкостей перед центробежно-механическими форсунками.

Осаждение частиц дисперсной фазы и образование трудноудаляемых отложений приводит к определенным трудностям на всех стадиях транспортирования, хранения и сжигания мазута. Карбоиды и минеральные примеси вызывают абразивный износ насосов, арматуры и форсунок. Присутствие глобул воды усложняет эксплуатацию мазутного хозяйства, отрицательно влияет на полноту сгорания, дестабилизирует процесс горения и может привести к срыву факела.



Рис. 4. Сетчатый фильтр мазута: 1 - штуцер опорожнения; 2 и 6 - днища; 3 - корпус; 4 - продувочный штуцер; 5 - патрубок входа мазута; 7 - фильтрующая сетка; 8 - коллектор продувки сетки паром; 9 - патрубок выхода мазута

Наличие в мазуте вредных примесей вызывает генерацию производных соединений, коррозию и загрязнение рабочих поверхностей, уменьшение теплопередачи. Для снижения негативных явлений, возникающих при использовании мазутного топлива, его необходимо подвергать спецобработке на нефтеперегонном заводе или непосредственно перед сжиганием. Существуют следующие методы обработки мазута: гидромеханический, физический и химический.

Гидромеханическая обработка (ГМО) производится в специальных аппаратах (ротационных, струйных, вибрационных и др.), позволяющих создавать тонкодисперсную смесь мазута с вязкими отложениями и с водой. Способ ГМО перспективен при сжигании высокообводненных и крекинг-мазутов. В результате ГМО вода и мазут перемешиваются до микроэмульсии. Поскольку температура кипения воды значительно ниже температуры кипения мазута (280...320°С), то при попадании капель мазута в топочную камеру происходит быстрое испарение эмульгированной в топливе воды, приводящее к микровзрыву капель мазута и к их вторичному дроблению. При этом факел более равномерно распределяется в топочном пространстве, возрастает полнота и скорость сгорания, выравнивается температурное поле, снижается максимум температур а зоне горения, вследствие чего на 30…40% уменьшается образование ?термических? оксидов азота. Содержание эмульгированной воды в мазуте рекомендуется 6...12% при дисперсности воды 10...15 мкм.

К физическим методам относится обработка топлива магнитным, электрическим, тепловым и другими физическими полями с целью повышения его дисперсности, стабильности и, в конечном счете, полноты сгорания. Для обессоливания применяют водную промывку мазута. В мазут вводится пресная вода, создается водно-топливная эмульсия, затем промывочная вода, насыщенная солями (в основном щелочных и щелочноземельных металлов), удаляется с помощью центробежных сепараторов. За рубежом (фирма "Пегролант", США), используется электростатический метод отделения воды непосредственно в топливных емкостях.

Химический метод обработки мазута заключается в использовании присадок. Присадки к мазуту имеют различные назначения.

Депрессорные присадки улучшают текучесть мазута. В качестве депрессантов используют сополимеры этилена с винилацетатом. Диспергирующие присадки препятствуют образованию смолистых отложений, повышают полноту сгорания топлива. В качестве диспергирующих и противодымных присадок используют соединения Мn, Fe, Cr и др. (катализаторы горения), соединения щелочно-земельных металлов Ва и Са, алюмосиликаты. Последние ускоряют процесс термоокислительного крекинга топлива, что положительно влияет на полноту сгорания, снижает коррозионную активность дымовых газов; в энергетике алюмосиликаты пока не используются. Антикоррозионные присадки - это соединения Mg, Al, Si, Fe и др. Они взаимодействуют с коррозионно- и адгезионноактивными компонентами продуктов сгорания (соединениями S, V, Na ) и переводят их в пассивное состояние. При этом на на- ружных поверхностях нагрева котла образуются рыхлые легкоудаляемые отложения, резко снижается скорость коррозии металла. Для котельного топлива используются жидкие присадки ВНИИНП-102 для обработки мазута при его изготовлении, ВНИИНП-106 для обработки мазута в местах потребления, «Полифен» (близок по составу и свойствам к присадке ВНИИНП-106). Эти присадки снижают интенсивность коррозии, уменьшают количество и прочность золовых отложений, снижают вязкость и поверхностное натяжение мазута, связывают атомарный кислород, способствуют выжига- нию тяжелых компонентов, уменьшают коксообразование. На ТЭС применяется также жидкая минеральная присадка ВТИ-4 ст, представляющая собой 10%-ный водный раствор хлористого магния MgCl 2. Она снижает низкотемпературную коррозию, но отложения на поверхностях нагрева трудноудаляемы, и поэтому ряд электростанций отказался от нее.

Присадка, поступающая на электростанцию, выгружается в специальные емкости, где приготавливается рабочий раствор, последний подается в баки хранения жидкой присадки. Из баков насосом-дозатором присадка через фильтры подается на всас мазутных насосов второго подъема (с применением смесителей эжекционного типа) или, как это показано на рис. 1.2, через подогреватель на всас перекачивающих насосов. Дозировка присадок ВНИИНП: 2 ± 0,4кг на одну тонну мазута, присадки ВТИ-4 ст: 0,6 ± 0,1 кг MgCl 2 на тонну мазута, температура контакта 70...90°С.

За рубежом применяют присадки на основе Mg, Mn, Si и Al в виде дисперсий в масле. Обеспечение рабочего давления перед сжиганием. Давление жидкого топлива выбирается, исходя из требуемой дисперсности распыления при необхо- димой единичной производительности форсунки. Давление мазута перед форсунками условно подразделяются на низкое (< 0,7 МПа), среднее (< 3,5 МПа) и высокое (> 3,5 МПа). Необходимое давление достигается использованием насосов различного типа и назначения. Шестеренные насосы типа Ш применяются для перекачивания мазута с температурой до 80°С и используются как циркуляционные и основные насосы в промышленных котельных; подача от 0,22 до 9 м3 /ч, давление от 0,6 до 2,5 МПа.

Винтовые насосы типа ЗВ (трехвинтовые) применяются для перекачивания мазута с температурой до 100°С в мазутных хозяйствах промышленных котельных в качестве основных насосов; подача от 0,45 до 6,84 м 3 /ч, давление от 2,5 до 4 МПа.

Центробежные консольные насосы типа НК для перекачивания мазута с температурой до 80°С применяются на ТЭС как основные насосы и насосы первого подъема, подача от 35 до 560 м 3 /ч, давление от 0,7 до 3,7 МПа.

Для перекачивания мазута с температурой до 200°С как основные и насосы первого подъема применяются на ТЭС центробежные консольные насосы типа НК (подача от 55 до 120 м 3 /ч, давление нагнетания от 0,45 до 1,12 МПа); типа КНК (подача 135 м 3 /ч давление 0,55 МПа); разъемные центробежные консольные насосы типа Н (подача от 36 до 170 м 3 /ч, давление от 1,05 до 3,38 МПа); разъемные двустороннего входа типа НД (подача от 200 до 450 м 3 /ч, давление от 0,6 до 1,0 МПа). Разъемные многосекционные насосы типа НПС применяются на ТЭС в качестве основных. Температура перекачиваемого мазута до 200°С, подача от 35 до 200 м 3 /ч, давление нагнетания от 5 до 7 МПа. В качестве насосов-дозаторов присадок используются насосы типа НД, например, НД-2500/10 с подачей 2,5 м 3 /ч и давлением нагнетания 1,0 МПа.

Подогрев мазута перед форсунками. Перед подачей жидкого топлива в топку оно дополнительно подогревается для обеспечения необходимой вязкости. Температура подогрева мазута определяется маркой мазута и способом распыливания

На тепловых электрических станциях устанавливаются котлы большой паропроизводительности, оборудованные камерными топками

В камерных топках сжигают газообразное топливо без всякой подготовки при сжигании газообразного топлива имеют место лишь две стадии - подогрев и сгорание. Первичное смесеобразование газа и воздуха осуществляется с помощью горелок, в которых организуется закручивание потока воздуха. Воспламенение газа происходит на поверхности газовой струи и затем распространяется на весь поток

Воздухоподогреватель, теплообменный аппарат для нагревания проходящего через него воздуха. Воздухоподогреватель широко применяют в котельных установках тепловых электростанций и промышленных предприятий, в печных агрегатах промышленности (например, металлургической, нефтеперерабатывающей), в системах воздушного отопления, приточной вентиляции и кондиционирования воздуха.

В качестве теплоносителя используют горячие газообразные продукты сгорания (в котельных и печных установках), водяной пар, горячую воду или электроэнергию (в системах отопления и вентиляции).

По принципу действия Воздухоподогреватель разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных Воздухоподогреватель теплообмен между теплоносителем и нагреваемым воздухом происходит непрерывно через разделяющие их стенки поверхностей нагрева, в регенеративных -- теплообмен осуществляется попеременно нагреванием и охлаждением насадок (металлических или керамических) неподвижных или вращающихся поверхностей нагрева Воздухоподогреватель На тепловых электростанциях применяются главным образом трубчатые (стальные и чугунные) рекуперативные Воздухоподогреватель, реже -- вращающиеся регенеративные. В металлургической промышленности широко распространены регенеративные Воздухоподогреватель периодического действия с керамической насадкой. Современные металлические Воздухоподогреватель позволяют нагревать воздух до 450--600° С, Воздухоподогреватель с керамической насадкой -- до 900--1200°С.

В качестве теплоносителя используют горячие газообразные продукты сгорания (в котельных и печных установках), водяной пар, горячую воду или электроэнергию (в системах отопления и вентиляции).

По принципу действия воздухоподогреватели разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных воздухоподогревателях теплообмен между теплоносителем и нагреваемым воздухом происходит непрерывно через разделяющие их стенки поверхностей нагрева, в регенеративных - осуществляется попеременно нагреванием и охлаждением насадок (металлических или керамических) неподвижных или вращающихся поверхностей нагрева воздухоподогревателя. На тепловых электростанциях применяются главным образом трубчатые (стальные и чугунные) рекуперативные воздухоподогреватели, реже - вращающиеся регенеративные. В металлургической промышленности широко распространены регенеративные Воздухоподогреватели периодического действия с керамической насадкой. Современные металлические воздухоподогреватели позволяют нагревать воздух до 450-600°С, воздухоподогреватели с керамической насадкой - до 900-1200°С.

Основными элементами воздухоподогревателя являются насадка из огнеупорного кирпича и камера сгорания, выполненные под одним кожухом или раздельно. Отопление воздухоподогревателей осуществляется природным, доменным, коксовым газами и их смесями при помощи горелочных устройств, устанавливаемых на входе в камеру горения. Типы горелочных устройств зависят от конструкции камер горения. В выносных и встроенных камерах горения применяют металлические или керамические. В бесшахтных воздухоподогревателях применяют кольцевые горелки, расположенные под куполом.

Воздухоподогреватели работают циклически, чередуя режимы нагрева насадки и ее охлаждения. При работе в режиме нагрева включается вентилятор, открывается отсекающий дроссель и в горелку подается газ. Сжигание газа происходит в длинном факеле, растянутом на всю высоту камеры горения. Под куполом воздухоподогревателя продукты сгорания входят в огнеупорную насадку, нагревают ее и после охлаждения через дымовой клапан удаляются в боров. При работе воздухоподогревателя в режиме дутья отключается подача газа и воздуха, закрываются отсекающий клапан после горелки и дымовой клапан, открывается шибер холодного и клапан горячего дутья.

Рис. 5 - Схема воздухоподогревателя

В этом режиме осуществляется нагрев воздуха в насадке и нагнетание его в тракт горячего дутья. Для непрерывного снабжения доменной печи воздухом каждая печь имеет блок из 3-4 аппаратов. При сохранении цикличности работы каждого аппарата (дутье-нагрев) режим работы блока нагревателей может быть различным. При последовательном режиме воздухоподогревателей поочередно ставятся на дутье. При попарно-параллельном режиме включение "горячего" и отключение "холодного" воздухонагревателей происходят в середине периода "теплого" аппарата.

Применяют различные комбинации режимов. В соответствии с режимом работы блока воздухоподогревателей, строится и система его отопления. Но во всех случаях к конструкциям и режимам работы горелок предъявляются специфические требования, вызванные условиями эксплуатации. Горелки должны обеспечивать сгорание газа до входа продуктов сгорания в насадку, исключать локальные перегревы кладки камеры горения, вызывающие ее выпучивание, трещины, наклоны и обрушения.

Рекуперативные воздухоподогреватели

В таких воздухоподогревателях тепло передаётся от газов к воздуху через металлическую стенку трубы.

Стальные трубчатые воздухоподогреватели (ТВП)

Наибольшее распространение получили в послевоенные годы. Обычно в ТВП от одного до четырёх ходов воздуха. При большем количестве ходов, происходит снижение эффективности.

Чугунные воздухоподогреватели из-за своей громоздкости применяются в крупных котельных агрегатах.

Пластинчатые воздухоподогреватели

Пластинчатые Воздухоподогреватели выполняются из стальных листов толщиной 1,5-2,0 мм, собранных в кубы.

Воздухоподогреватели с промежуточным теплоносителем

Этот вид воздухоподогревателей предназначен для работы в коррозионноопасной зоне, изготавливаются из частично заполненных водой и запаянных с обеих сторон трубок.

Стеклянные воздухоподогреватели

Применяются в котлах сжигающих сернистые топлива (жидкие и твердые). Работа в области температур газов близких к точке росы продуктов сгорания топлива.

Регенеративные воздухоподогреватели

Тепло передаётся металлической насадкой, которая периодически нагревается газообразными продуктами сгорания, после чего переносится в поток воздуха и отдаёт ему аккумулированное тепло. Широко распространены в металлургической промышленности. ^[1]

Вращающиеся (РВП)

Производство было освоено в 1923 году шведской фирмой «Актиболагет Юнгстрем Ангтурбин». В СССР стали выпускаться с 1959 года Таганрогским заводом «Красный котельщик».

Тягодутьевые аппараты можно разделить на дымососы и дутьевые вентиляторы. Тягодутьевые аппараты не требуют высокой точности регулирования параметров. Производительность тягодутьевых машин ранее регулировалась только при помощи направляющих аппаратов. При этом двигатель дымососа или вентилятора всегда вращается с номинальной скоростью, а энергия, которую он потребляет, растрачивается на преодоление потоком воздуха дополнительного сопротивления, создаваемого направляющими аппаратами. В то же время, как показывает практика, среднегодовая производительность дымососов и вентиляторов не превышает 80% от номинальной производительности. Установка преобразователя частоты на тягодутьевых аппаратах, позволяет экономить не менее 50% потребляемой электроэнергии от номинальной.

Тягодутьевые машины потребляют около 60% электроэнергии собственных нужд котельных цехов. Поэтому регулирование их режимных параметров оказывает существенное влияние на мощность и экономичность работы котельных установок. Использование частотно-регулируемых приводов позволяет решать задачу согласования режимных параметров и энергопотребления тягодутьевых механизмов с изменяющимся характером нагрузки котлов.

...