Общие сведения. Котельная установка состоит из котла и вспомогательного оборудования

ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Глава 7

КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Общие сведения

Котельная установка состоит из котла и вспомогательного оборудования. Устройства, предназначенные для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяемой при сжигании топлива, или теплоты, подводимой от посторонних источников (обычно с горячими газами), называют котельными агрегатами. Они подразделяются соответственно на котлы паровые и котлы водогрейные. Котельные агрегаты, использующие (т.е. утилизирующие) теплоту отходящих из печей газов или других основных и побочных продуктов различных технологических процессов, называются котлами-утилизаторами.

В состав котла входят: топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.

К вспомогательному оборудованию относятся: тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, оборудование топливоприготовления и топливоподачи, оборудование шлако- и золоудаления, золоулавливающие и другие газоочистительные устройства, газовоздухопроводы, трубопроводы воды, пара и топлива, арматура, гарнитура, автоматика, приборы и устройства контроля и защиты, водоподготовительное оборудование и дымовая труба.

К арматуре относятся регулирующие и запорные устройства, предохранительные и водопробные клапаны, манометры, водоуказательные приборы.

В гарнитуру входят лазы, гляделки, люки, шиберы, заслонки.

Здание, в котором располагаются котлы, называют котельной.

Комплекс устройств, включающий в себя котельный агрегат и вспомогательное оборудование, называется котельной установкой. В зависимости от вида сжигаемого топлива и других условий некоторые из указанных элементов вспомогательного оборудования могут отсутствовать.

Котельные установки, снабжающие паром турбины тепловых электрических станций, называются энергетическими. Для снабжения паром производственных потребителей и отопления зданий в ряде случаев создают специальные производственные и отопительные котельные установки.

В качестве источников теплоты для котельных установок используются природное и искусственное топливо (каменный уголь, жидкие и газообразные продукты нефтехимической переработки, природный и доменный газы и др.), отходящие газы промышленных печей и других устройств.

Технологическая схема котельной установки с барабанным паровым котлом, работающим на пылевидном угле, приведена на рис. 7.1. Топливо с угольного склада после дробления подается конвейером в бункер топлива 3, из которого направляется в систему пылеприготовления, имеющую углеразмольную мельницу 1 . Пылевидное топливо с помощью специального вентилятора 2 транспортируется по трубам в воздушном потоке к горелкам 3 топки котла 5, находящегося в котельной 10. К горелкам подводится также вторичный воздух дутьевым вентилятором 15 (обычно через воздухоподогреватель 17 котла). Вода для питания котла подается в его барабан 7 питательным насосом 16 избака питательной воды 11, имеющего деаэрационное устройство. Перед подачей воды в барабан она подогревается в водяном экономайзере 9 котла. Испарение воды происходит в трубной системе 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8 , затем направляется к потребителю.

Рис. 7.1. Технологическая схема котельной установки:

1 - углеразмольная мельница; 2 - мельничный вентилятор; 3 - бункер топлива; 7 - горелка; 5 - контур топки и газоходов котельного агрегата; 6 - трубная истема - экраны топки; 7 - барабан; 8 - пароперегреватель; 9 - водяной жономайзер; 10 - контур здания котельной (помещения котельного отделения); 11 - бак запаса воды с деаэрационным устройством; 12 - дымовая труба; 13 - плмосос; 14- золоулавливающее устройство; 15- вентилятор; 16- питательный cicoc; 17 - воздухоподогреватель; 18 - насос для откачки золошлаковой пульпы; / - водяной тракт; б – перегретый пар; в - топливный тракт; г - путь движения воздуха; д - тракт продуктов сгорания; е - путь золы и шлака

Топливно-воздушная смесь, подаваемая горелками в топочную камеру (топку) парового котла, сгорает, образуя высокотемпературный (1500 °С) факел, излучающий тепло на трубы 6, расположенные на внутренней поверхности стен топки. Это - испарительные поверхности нагрева, называемые экранами. Отдав часть теплоты экранам, топочные газы с температурой около 1000 °С проходят через верхнюю часть заднего экрана, трубы которого здесь расположены с большими промежутками (эта часть носит название фестона), и омывают пароперегреватель. Затем продукты сгорания движутся через водяной экономайзер, воздухоподогреватель и покидают котел с температурой, несколько превышающей 100 °С. Уходящие из котла газы очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 14 и дымососом 13 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 12. Уловленная из дымовых газов пылевидная зола и выпавший в нижнюю часть топки шлак удаляются, как правило, в потоке воды по каналам, а затем образующаяся пульпа откачивается специальными багерными насосами 18 и удаляется по трубопроводам.

Барабанный котельный агрегат состоит из топочной камеры и; газоходов; барабана; поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара); воздухоподогревателя; соединительных трубопроводов и воздуховодов. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, включают в себя водяной экономайзер, испарительные элементы, образованные в основном экранами топки и фестоном, и пароперегреватель. Все поверхности нагрева котла, в том числе и воздухоподогреватель, как правило, трубчатые. Лишь некоторые мощные паровые котлы имеют воздухоподогреватели иной конструкции. Испарительные поверхности подключены к барабану и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. В барабане происходит разделение пара и воды, кроме того, большой запас воды в нем повышает надежность работы котла.

Нижнюю трапециевидную часть топки котельного агрегата (см. рис. 7.1) называют холодной воронкой - в ней охлаждается выпадающий из факела частично спекшийся зольный остаток, который в виде шлака проваливается в специальное приемное устройство. Газомазутные котлы не имеют холодной воронки. Газоход, в котором расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, называют конвективным (конвективная шахта), в нем теплота передается воде и воздуху в основном конвекцией. Поверхности нагрева, встроенные в этот газоход и называемые хвостовыми, позволяют снизить температуру продуктов сгорания от 500...700 °С после пароперегревателя почти до 100 °С, т.е. полнее использовать теплоту сжигаемого топлива.

Вся трубная система и барабан котла поддерживаются каркасом, состоящим из колонн и поперечных балок. Топка и газоходы защищены от наружных теплопотерь обмуровкой - слоем огнеупорных и изоляционных материалов. С наружной стороны обмуровки стенки котла имеют газоплотную обшивку стальным листом в целях предотвращения присосов в топку избыточного воздуха и выбивания наружу запыленных горячих продуктов сгорания, содержащих токсичные компоненты.

7.2. Назначение и классификация котельных агрегатов

Котельным агрегатом называется энергетическое устройство производительностью D (т/ч) для получения пара с заданным давлением р (МПа) и температурой t (°C). Часто это устройство называют парогенератором, ибо в нем происходит генерация пара, или просто паровым котлом. Если конечным продуктом является горячая вода заданных параметров (давления и температуры), используемая в промышленных технологических процессах и для отопления промышленных, общественных и жилых зданий, то устройство называют водогрейным котлом. Таким образом, все котлоагрегаты можно подразделить на два основных класса: паровые и водогрейные.

По характеру движения воды, пароводяной смеси и пара паровые котлы подразделяются следующим образом:

·барабанные с естественной циркуляцией (рис. 7.2,a);

·барабанные с многократной принудительной циркуляцией (рис. 7.2,б );

·прямоточные (рис. 7.2,в ).

В барабанных котлах с естественной циркуляцией (рис. 7.3) вследствие разности плотностей пароводяной смеси в левых трубах 2 и жидкости в правых трубах 4 будет происходить движение пароводяной смеси в левом ряду - вверх, а воды в правом ряду - вниз. Трубы правого ряда называются опускными, а левого - подъемными (экранными).

Отношение количества воды, проходящей через контур, к паропроизводительности контура D за тот же промежуток времени называется кратностью циркуляции K ц . Для котлов с естественной циркуляцией K ц колеблется от 10 до 60.

Рис. 7.2. Схемы генерации пара в паровых котлах:

а - естественная циркуляция; б - многократная принудительная циркуляция; в - прямоточная схема; Б - барабан; ИСП - испарительные поверхности; ПЕ - пароперегреватель; ЭК - водяной экономайзер; ПН - питательный насос; ЦН - циркуляционный насос; НК - нижний коллектор; Q - подвод тепла; ОП - опускные трубы; ПОД – подъемные трубы; D п - расход пара; D пв - расход питательной воды

Разность весов двух столбов жидкостей (воды в опускных и пароводяной смеси в подъемных трубах) создает движущий напор Dр, Н/м 2 , циркуляции воды в трубах котла

где h - высота контура, м; r в и r см - плотности (объемные массы) воды и пароводяной смеси, кг/м 3 .

В котлах с принудительной циркуляцией движение воды и пароводяной смеси (см. рис. 7.2,б )осуществляется принудительно с помощью циркуляционного насоса ЦН, движущий напор которого рассчитан на преодоление сопротивления всей системы.

Рис. 7.3. Естественная циркуляция воды в котле:

1 - нижний коллектор; 2 - левая труба; 3 - барабан котла; 4 - правая труба

В прямоточных котлах (см. рис. 7.2, в )нет циркуляционного контура, нет многократной циркуляции воды, отсутствует барабан, вода прокачивается питательным насосом ПН через экономайзер ЭК, испарительные поверхности ИСП и пароперереватель ПЕ, включенные последовательно. Следует отметить, что прямоточные котлы используют воду более высокого качества, вся вода, поступающая в испарительный тракт на выходе из него полностью превращается в пар, т.е. в этом случае кратность циркуляции K ц = 1.

Паровой котельный агрегат (парогенератор) характеризуется паропроизводительностью (т/ч или кг/с), давлением (МПа или кПа), температурой производимого пара и температурой питательной воды. Эти параметры указаны в табл. 7.1.

Таблица 7.1. Сводная таблица котельных агрегатов, выпускаемых отечественной промышленностью, с указанием области применения

Давление, МПа(ат)	Паропроизво- дительность котла, т/ч	Температура пара, °С	Температура питательной воды, °С	Область применения
0,88 (9)	0,2; 0,4; 0,7; 1,0	Насыщенный		Удовлетворение технологических и отопительных нужд небольших промышленных предприятий
1,37 (14)	2,5	Насыщенный		Удовлетворение технологических и отопительных нужд более крупных промышленных предприятий
	4; 6,5; 10; 15; 20	Насыщенный или перегретый, 250		Квартальные отопительные котельные
2,35 (24)	4; 6,5; 10; 15; 20	Насыщенный или перегретый, 370 и 425		Удовлетворение технологических нужд некоторых промышленных предприятий
3,92 (40)	6,5; 10; 15; 20; 25; 35; 50; 75			Снабжение паром турбин мощностью от 0,75 до 12,0 МВт на электрических станциях малой мощности
9,80 (100)	60; 90; 120; 160; 220			Снабжение паром турбин мощностью от 12 до 50 МВт на электрических станциях
13,70 (140)	160; 210; 320; 420; 480			Снабжение паром турбин мощностью от 50 до 200 МВт на крупных электрических станциях
	320; 500; 640
25,00 (255)	950; 1600; 2500	570/570 (со вторичным перегревом)		Снабжение паром турбин мощностью 300, 500 и 800 МВт на крупнейших электрических станциях

По паропроизводительности различают котлы малой паропроизводительности (до 25 т/ч), средней паропроизводительности (от 35 до 220 т/ч) и большой паропроизводительности (от 220 т/ч и более).

По давлению производимого пара различают котлы: низкого давления (до 1,37 МПа), среднего давления (2,35 и 3,92 МПа), высокого давления (9,81 и 13,7 МПа) и закритического давления (25,1 МПа). Граница, отделяющая котлы низкого давления от котлов среднего давления, условна.

В котельных агрегатах производят либо насыщенный пар, либо пар, перегретый до различной температуры, величина которой зависит от его давления. В настоящее время в котлах высокого давления температура пара не превышает 570 °С. Температура питательной воды в зависимости от давления пара в котле колеблется от 50 до 260 °С.

Водогрейные котлы характеризуют по их теплопроизводительности (кВт или МВт, в системе МКГСС - Гкал/ч), температуре и давлению подогретой воды, а также по роду металла, из которого изготовлен котел.

7.3. Основные виды котельных агрегатов

Энергетические котельные агрегаты . Котельные агрегаты паропроизводительностью от 50 до 220 т/ч на давление 3,92... 13,7 МПа выполняют только в виде барабанных, работающих с естественной циркуляцией воды. Агрегаты паропроизводительностью от 250 до 640 т/ч на давление 13,7 МПа выполняют и в виде барабанных, и прямоточных, а котельные агрегаты паропроизводительностью от 950 т/ч и более на давление 25 МПа - только в виде прямоточных, так как при сверхкритическом давлении естественную циркуляцию осуществить нельзя.

Типичный котельный агрегат паропроизводительностью 50...220 т/ч на давление пара 3,97... 13,7 МПа при температуре перегрева 440...570 °С (рис. 7.4) характеризуется компоновкой его элементов в виде буквы П, в результате чего образуются два хода дымовых газов. Первым ходом является экранированная топка, определившая название типа котельного агрегата. Экранирование топки настолько значительно, что в ней экранным поверхностям передается полностью вся теплота, требующаяся для превращения воды, поступившей в барабан котла, в пар. Выйдя из топочной камеры 2, дымовые газы поступают в короткий горизонтальный соединительный газоход, где размещен пароперегреватель 4, отделенный от топочной камеры только небольшим фестоном 3. После этого дымовые газы направляются во второй - нисходящий газоход, в котором расположены в рассечку водяные экономайзеры 5 и воздухоподогреватели 6. Горелки 1 могут быть как завихривающие, располагающиеся на передней стене или на боковых стенах встречно, так и угловые (как показано на рис. 7.4). При П-образной компоновке котельного агрегата, работающего с естественной циркуляцией воды (рис. 7.5), барабан 4 котла обычно размещают сравнительно высоко над топкой; сепарацию пара в этих котлах обычно осуществляют в выносных устройствах - циклонах 5.

Рис. 7.4. Котельный агрегат паропроизводительностью 220 т/ч с давлением пара 9,8 МПа и температурой перегретого пара 540 °С:

1 - горелки; 2 - топочная камера; 3 - фестон; 4 - пароперегреватель; 5 - водяные экономайзеры; 6 - воздухоподогреватели

При сжигании антрацита применяют полуоткрытую полностью экранированную топку 2 с встречным расположением горелок 1 на передней и задней стенках и подом, предназначенным для жидкого шлакоудаления. На стенках камеры горения размещают шипованные, утепленные огнеупорной массой экраны, а на стенках камеры охлаждения - открытые экраны. Часто применяют комбинированный пароперегреватель 3, состоящий из потолочной радиационной части, полурадиационных ширм и конвективной части. В нисходящей части агрегата в рассечку, т. е. чередуясь, размещены водяной экономайзер 6 второй ступени (по ходу воды) и трубчатый воздухоподогреватель 7 второй ступени (по ходу воздуха), а за ними водяной экономайзер 8 ж воздухоподогреватель 9 первой ступени.

Рис. 7.5. Котельный агрегат паропроизводительностью 420 т/ч с давлением пара 13,7 МПа и температурой перегретого пара 570 °С:

1 - горелки; 2 - экранированная топка; 3 ~- пароперегреватели; 4 - барабан;

5 - циклон; 6, 8 - экономайзеры; 7, 9 - воздухоподогреватели

Котельные агрегаты паропроизводительностью 950, 1600 и 2500 т/ч на давление пара 25 МПа предназначаются для работы в блоке с турбинами мощностью 300, 500 и 800 МВт. Компоновка котельных агрегатов названной паропроизводительности П-образная с воздухоподогревателем, вынесенным за пределы основной части агрегата. Перегрев пара двойной. Давление его после первичного пароперегревателя составляет 25 МПа, температура 565 °С, после вторичного - 4 МПа и 570 °С соответственно.

Все конвективные поверхности нагрева выполнены в виде пакетов из горизонтальных змеевиков. Наружный диаметр труб поверхностей нагрева равен 32 мм.

Паровые котлы производственных котельных. Промышленные котельные, снабжающие промышленные предприятия паром низкого давления (до 1,4 МПа), оборудуются изготавливаемыми отечественной промышленностью паровыми котлами, производительностью до 50 т/ч. Котлы выпускаются для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива.

На ряде промышленных предприятий при технологической необходимости применяют котлы среднего давления. Однобарабанный вертикальноводотрубный котел БК-35 (рис. 7.6) производительностью 35 т/ч при избыточном давлении в барабане 4,3 МПа (давление пара на выходе из пароперегревателя 3,8 МПа) и температуре перегрева 440 °С состоит из двух вертикальных газоходов - подъемного и опускного, соединенных в верхней части небольшим горизонтальным газоходом. Такая компоновка котла называется П-образной.

В котле сильно развитая экранная поверхность и сравнительно небольшой конвективный пучок. Экранные трубы 60 х 3 мм выполнены из стали марки 20. Трубы заднего экрана в верхней части разводятся, образуя фестон. Нижние концы экранных труб развальцованы в коллекторах, а верхние ввальцованы в барабан.

Основным типом паровых котлов малой производительности, широко распространенных в различных отраслях промышленности, на транспорте, в коммунальном и сельском хозяйстве (пар используется для технологических и отопительно-вентиляционных нужд), а также на электростанциях малой мощности, являются вертикально-водотрубные котлы ДКВР. Основные характеристики котлов ДКВР приведены в табл. 7.2.

Водогрейные котлы. Ранее указывалось, что на ТЭЦ с большой тепловой нагрузкой взамен пиковых подогревателей сетевой воды устанавливаются водогрейные котлы большой мощности для централизованного теплоснабжения крупных промышленных предприятий, городов и отдельных районов.

Рис. 7.6. Паровой однобарабанный котел БК-35 с газомазутной топкой:

1 - газомазутная горелка; 2 - боковой экран; 3 - фронтовой экран; 4 - подвод газа; 5 - воздухопровод; 6 - опускные трубы; 7 - каркас; 8 - циклон; 9 - барабан котла; 10 - подвод воды; 11 - коллектор пароперегревателя; 12 - выход пара; 13 - поверхностный охладитель пара; 14 - пароперегреватель; 15 - змееви-ковый экономайзер; 16 - выход дымовых газов; 17 - трубчатый воздухоподогреватель; 18 - задний экран; 19 - топочная камера

Таблица 7.2. Основные характеристики котлов ДКВР, производства

«Уралкотломаш» (на жидком и газообразном топливе)

Марка	Паропроизводительность, т/ч	Давление пара, МПа	Температура, °С	КПД, % (газ/мазут)	Размеры, мм	Масса, кг
Длина	Ширина	Высота
ДКВР-2,5-13	2,5	1,3		90,0/883
ДКВР-4-13	4,0	1,3		90,0/888
ДКВР-6 ; 5~13	6,5	1,3		91,0/895
ДКВР-10-13	10,0	1,3		91,0/895
ДКВР-10-13	10,0	1,3		90,0/880
ДКВР-Ю-23	10,0	2,3		91,0/890
ДКВР-10-23	10,0	2,3		90,0/890
ДКВР-10-39	10,0	3,9		89,0
ДКВР-10-39	10,0	3,9		89,0
ДКВР-20-13	20,0	1,3		92,0/900				43 700
ДКВР-20-13	20,0	1,3		91,0/890
ДКВР-20-23	20,0	2,3		91,0/890				44 4001

Водогрейные котлы предназначены для получения горячей воды заданных параметров, главным образом для отопления. Они работают по прямоточной схеме с постоянным расходом воды. Конечная температура нагрева определяется условиями поддержания стабильной температуры в жилых и рабочих помещениях, обогреваемых отопительными приборами, через которые и циркулирует вода, нагретая в водогрейном котле. Поэтому при постоянной поверхности отопительных приборов температуру воды, подаваемой в них, повышают при снижении температуры окружающей среды. Обычно воду тепловой сети в котлах подогревают от 70... 104 до 150... 170 °С. В последнее время имеется тенденция к повышению температуры подогрева воды до 180... 200 °С.

Во избежание конденсации водяных паров из уходящих газов и связанной с этим наружной коррозии поверхностей нагрева температура воды на входе в агрегат должна быть выше точки росы для продуктов сгорания. В этом случае температура стенок труб в месте ввода воды также будет не ниже точки росы. Поэтому температура воды на входе не должна быть ниже 60 °С при работе на природном газе, 70 °С при работе на малосернистом мазуте и 110 °С при использовании высокосернистого мазута. Поскольку в теплосети вода может охлаждаться до температуры ниже 60 °С, перед входом в агрегат к ней подмешивается некоторое количество уже нагретой в котле (прямой) воды.

Рис. 7.7. Газомазутный водогрейный котел типа ПТВМ-50-1

Газомазутный водогрейный котел типа ПТВМ-50-1 (рис. 7,7) теплопроизводительностью 50 Гкал/ч хорошо зарекомендовал себя в эксплуатации.

7.4. Основные элементы котельного агрегата

Основными элементами котла являются: испарительные поверхности нагрева (экранные трубы и котельный пучок), пароперегреватель с регулятором перегрева пара, водяной экономайзер, воздухоподогреватель и тягодутьевые устройства.

Испарительные поверхности котла. Парогенерирующие (испарительные) поверхности нагрева отличаются друг от друга в котлах различных систем, но, как правило, располагаются в основном в топочной камере и воспринимают теплоту излучением - радиацией. Это - экранные трубы, а также устанавливаемый на выходе из топки небольших котлов конвективный (котельный) пучок (рис. 7.8, а ).

Рис. 7.8. Схемы расположения испарительных (а) и пароперегревательных {б) поверхностей барабанного котельного агрегата:

/ - контур обмуровки топки; 2, 3, 4 - панели бокового экрана; 5 - фронтовой экран; 6, 10, 12 - коллекторы экранов и конвективного пучка; 7 - барабан; 8 - фестон; 9 - котельный пучок; 11 - задний экран; 13 - настенный радиационный перегреватель; 14 - ширмовый полурадиационный перегреватель; 15 ~~ потолочный радиационный перегреватель; 16 ~ регулятор перегрева; 17 - отвод перегретого пара; 18 - конвективный перегреватель

Экраны котлов с естественной циркуляцией, работающих под разрежением в топке, выполняются из гладких труб (гладкотрубные экраны) с внутренним диаметром 40...60 мм. Экраны представляют собой ряд параллельно включенных вертикальных подъемных труб, соединенных между собой коллекторами (см. рис. 7.8,а ). Зазор между трубами обычно составляет 4...6 мм. Некоторые экранные трубы введены непосредственно в барабан и не имеют верхних коллекторов. Каждая панель экранов вместе с опускными трубами, вынесенными за пределы обмуровки топки, образует независимый контур циркуляции.

Трубы заднего экрана в месте выхода продуктов сгорания из топки разводятся в 2-3 ряда. Такая разрядка труб называется фестонированием. Она позволяет увеличить сечение для прохода газов, снизить их скорость и предотвращает забивание зазоров между трубами, затвердевшими при охлаждении расплавленными частицами золы, выносимыми газами из топки.

В парогенераторах большой мощности, кроме настенных, устанавливаются дополнительные экраны, делящие топку на отдельные отсеки. Эти экраны освещаются факелами с двух сторон и называются двусветными. Они воспринимают вдвое больше теплоты, чем настенные. Двусветные экраны, увеличивая общее тепловосприятие в топке, позволяют уменьшить ее размеры.

Пароперегреватели. Пароперегреватель предназначен для повышения температуры пара, поступающего из испарительной системы котла. Он является одним из наиболее ответственных элементов котельного агрегата. С увеличением параметров пара тепловосприятие пароперегревателей возрастает до 60 % всего тепловосприятия котлоагрегата. Стремление получить высокий перегрев пара вынуждает располагать часть пароперегревателя в зоне высоких температур продуктов сгорания, что, естественно, снижает прочность металла труб. В зависимости от определяющего способа передачи теплоты от газов пароперегреватели или отдельные их ступени (рис. 7.8,б )разделяются на конвективные, радиационные и полурадиационные.

Радиационные пароперегреватели выполняются обычно из труб диаметром 22...54 мм. При высоких параметрах пара их размещают в топочной камере, и большую часть теплоты они получают излучением от факела.

Конвективные пароперегреватели располагаются в горизонтальном газоходе или в начале конвективной шахты в виде плотных пакетов, образованных змеевиками с шагом по ширине газохода, равным 2,5...3 диаметрам трубы.

Конвективные пароперегреватели в зависимости от направления движения пара в змеевиках и потока дымовых газов могут быть противоточными, прямоточными и со смешанным направлением потоков.

Температура перегретого пара должна поддерживаться постоянной всегда, независимо от режима работы и нагрузки котлоагрегата, поскольку при ее понижении повышается влажность пара в последних ступенях турбины, а при повышении температуры сверх расчетной появляется опасность чрезмерных термических деформаций и снижения прочности отдельных элементов турбины. Поддерживают температуру пара на постоянном уровне с помощью регулирующих устройств - пароохладителей. Наиболее широко распространены пароохладители впрыскивающего типа, в которых регулирование производится путем впрыскивания обессоленной воды (конденсата) в поток пара. Вода при испарении отнимает часть теплоты у пара и снижает его температуру (рис. 7.9,а ).

Обычно впрыскивающий пароохладитель устанавливают между отдельными частями пароперегревателя. Вода впрыскивается через ряд отверстий по окружности сопла и разбрызгивается внутри рубашки, состоящей из диффузора и цилиндрической части, защищающей корпус, имеющий более высокую температуру, от попадания из него брызг воды во избежание образования трещин в металле корпуса из-за резкого изменения температуры.

Рис. 7.9. Пароохладители: а - впрыскивающий; б - поверхностный с охлаждением пара питательной водой; 1 – лючок для измерительных приборов; 2 – цилиндрическая часть рубашки; 3 - корпус пароохладителя; 4 - диффузор; 5 - отверстия для распыления воды в паре; 6 - головка пароохладителя; 7- трубная доска; 8 - коллектор; 9 - рубашка, препятствующая омыванию паром трубной доски; 10, 14 - трубы, подводящие и отводящие пар из пароохладителя; 11 - дистанционные перегородки; 12 - водяной змеевик; 13 - продольная перегородка, улучшающая омываниепаром змеевиков; 15, 16 - трубы, подводящие и отводящие питательную воду

В котлах средней паропроизводительности применяются поверхностные пароохладители (рис. 7.9,б ), которые обычно размещают при входе пара в пароперегреватель или между его отдельными частями.

К коллектору пар подводится и отводится через змеевики. Внутри коллектора расположены змеевики, по которым течет питательная вода. Температура пара регулируется количеством воды, поступающей в пароохладитель.

Водяные экономайзеры. Эти устройства предназначены для подогрева питательной воды перед ее поступлением в испарительную часть котлоагрегата за счет использования теплоты уходящих газов. Они расположены в конвективном газоходе и работают при относительно невысоких температурах продуктов сгорания (дымовых газов).

Рис. 7.10. Стальной змеевиковый экономайзер:

1 - нижний коллектор; 2 - верхний коллектор; 3 - опорная стойка; 4 - змеевики; 5 -- опорные балки (охлаждаемые); 6 - спуск воды

Наиболее часто экономайзеры (рис. 7.10) выполняют из стальных труб диаметром 28...38 мм, согнутых в горизонтальные змеевики и скомпонованных в пакеты. Трубы в пакетах располагаются в шахматном порядке довольно плотно: расстояние между осями соседних труб поперек потока дымовых газов составляет 2,0... 2,5 диаметра трубы, вдоль потока - 1,0... 1,5. Крепление труб змеевиков и их дистанционирование осуществляются опорными стойками, закрепленными в большинстве случаев на полых (для воздушного охлаждения), изолированных со стороны горячих газов балках каркаса.

В зависимости от степени подогрева воды экономайзеры делят из некипящие и кипящие. В кипящем экономайзере до 20 % воды может превращаться в пар.

Общее число параллельно работающих труб выбирают исходя из скорости воды не менее 0,5 м/с для некипящих и 1 м/с длякипящих экономайзеров. Эти скорости обусловлены необходимостью смывания со стенок труб пузырьков воздуха, способствующих коррозии и предотвращения расслоения пароводяной смеси, что может привести к перегреву слабо охлаждаемой паром верхней стенки трубы и ее разрыву. Движение воды в экономайзере - обязательно восходящее. Число труб в пакете.в горизонтальной плоскости выбирают исходя из скорости продуктов сгорания 6...9 м/с. Скорость эта определяется стремлением, с одной стороны, предохранить змеевики от заноса золой, а с другой - не допустить чрезмерного золового износа. Коэффициенты теплопередачи при этих условиях составляют обычно 50... 80 Вт/(м 2 - К). Для удобства ремонта и очистки труб от наружных загрязнений экономайзер разделяют на пакеты высотой 1,0... 1,5 м с зазорами между ними до 800 мм.

Наружные загрязнения с поверхности змеевиков удаляют путем периодического включения в работу системы дробеочистки, когда металлическая дробь пропускается (падает) сверху вниз через конвективные поверхности нагрева, сбивая налипшие на трубы отложения. Налипание золы может быть следствием выпадения росы из дымовых газов на относительно холодной поверхности труб. Это является одной из причин предварительного подогрева питательной воды, подаваемой в экономайзер, до температуры, превышающей точку росы паров воды или паров серной кислоты в топочных газах.

Верхние ряды труб экономайзера при работе котла на твердом топливе даже при относительно невысоких скоростях газов подвержены заметному золовому износу. Для предотвращения золового износа на эти трубы крепятся различного рода защитные накладки.

Воздухоподогреватели . Они устанавливаются для подогрева направляемого в топку воздуха в целях повышения эффективности горения топлива, а также в углеразмольные устройства.

Оптимальная величина подогрева воздуха в воздухоподогревателе зависит от пола сжигаемого топлива, его влажности, типа топочного устройства и составляет 200 °С для каменных углей, сжигаемых на цепной решетке (во избежание перегрева колосников), 250 °С для торфа, сжигаемого на тех же решетках, 350 ...450 °С для жидкого или пылевидного топлива, сжигаемого в камерных топках.

Для получения высокой температуры подогрева воздуха применяется двухступенчатый подогрев. Для этого воздухонагреватель делится на две части, между которыми («в рассечку») устанавливается часть водяного экономайзера.

Температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть на 10... 15 °С выше точки росы дымовых газов во избежание коррозии холодного конца воздухоподогревателя в результате конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах (при их соприкосновении с относительно холодными стенками воздухоподогревателя), а также забивания при этом проходных каналов для газов налипающей на влажные стенки золой. Эти условия можно соблюсти двумя путями: либо повышением температуры уходящих газов и потерей тепла, что экономически невыгодно, либо установкой специальных устройств для подогрева воздуха перед его поступлением в воздухоподогреватель. Для этого применяются специальные калориферы, в которых воздух подогревается отборным паром от турбин. В некоторых случаях подогрев воздуха осуществляется путем рециркуляции, т.е. часть нагретого в воздухоподогревателе воздуха возвращается через всасывающий патрубок к дутьевому вентилятору и смешивается с холодным воздухом.

По принципу действия воздухоподогреватели разделяются на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных воздухоподогревателях теплота от газов к воздуху передается через неподвижную разделяющую их металлическую стенку трубы. Как правило, это - стальные трубчатые воздухоподогреватели (рис. 7.11) с диаметром трубок 25...40 мм. Трубки в нем расположены обычно вертикально, внутри них движутся продукты сгорания; воздух омывает их поперечным потоком в несколько ходов, организуемых за счет перепускных воздуховодов (коробов) и промежуточных перегородок.

Газ в трубках движется со скоростью 8... 15 м/с, воздух между трубками - вдвое медленнее. Это позволяет иметь примерно равные коэффициенты теплоотдачи с обеих сторон стенки трубы.

Тепловое расширение воздухоподогревателя воспринимается линзовым компенсатором 6 (см. рис. 7.11), который устанавливается над воздухоподогревателем. С помощью фланцев он прикрепляется болтами снизу к воздухоподогревателю, а сверху - к переходной раме предыдущего газохода котлоагрегата.

Рис. 7.11. Трубчатый воздухоподогреватель:

1 – колонна; 2 – опорная рама; 3, 7 –воздухоперепускные короба; 4 –стальные

трубы 40´1,5 мм; 5, 9 –верхняя и нижняя трубные доски толщиной 20...25 мм;

6 – компенсатор тепловых расширений; 8 –промежуточная трубная доска

В регенеративном воздухоподогревателе теплота передается металлической насадкой, которая периодически нагревается газообразными продуктами сгорания, после чего переносится в поток воздуха и отдает ему аккумулированную теплоту. Регенеративный воздухоподогреватель котла представляет собой медленно вращающийся (3...5 об/мин) барабан (ротор) с набивкой (насадкой) из гофрированных тонких стальных листов, заключенный в неподвижный корпус. Секторными плитами корпус разделен на две части - воздушную и газовую. При вращении ротора набивка попеременно пересекает то газовый, то воздушный поток. Несмотря на то, что набивка работает в нестационарном режиме, подогрев идущего сплошным потоком воздуха осуществляется непрерывно без колебаний температуры. Движение газов и воздуха - противоточное.

Регенеративный воздухоподогреватель отличается компактностью (до 250 м 2 поверхности в 1 м 3 набивки). Он широко распространен на мощных энергетических котлоагрегатах. Недостатком его являют большие (до 10 %) перетоки воздуха в тракт газов, что ведет к перегрузкам дутьевых вентиляторов и дымососов и увеличению потерь с уходящими газами.

Тяго-дутьевые устройства котельного агрегата. Для того чтобы в топке котельного агрегата могло происходить горение топлива, в нее необходимо подавать воздух. Для удаления же из топки газообразных продуктов сгорания и обеспечения их прохождения через всю систему поверхностей нагрева котельного агрегата должна быть создана тяга.

В настоящее время различают четыре схемы подачи воздуха и отвода продуктов сгорания в котельных установках:

·с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой, и естественным засасыванием воздуха в топку в результате разрежения в ней, создаваемого тягой трубы;

·искусственной тягой, создаваемой дымососом, и засасыванием воздуха в топку, в результате разрежения, создаваемого дымососом;

·искусственной тягой, создаваемой дымососом, и принудительной подачей воздуха в топку дутьевым вентилятором;

·наддувом, при котором вся котельная установка герметизируется и ставится под некоторое создаваемое дутьевым вентилятором избыточное давление, которого хватает на преодоление всех сопротивлений воздушного и газового трактов, что снимает необходимость установки дымососа.

Дымовая труба во всех случаях искусственной тяги или работы под наддувом сохраняется, но при этом основным назначением трубы становится вывод дымовых газов в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеяния их в пространстве.

В котельных установках большой паропроизводительности повсеместно применяется искусственная тяга с искусственным дутьем.

Дымовые трубы бывают кирпичными, железобетонными и железными. Из кирпича обычно сооружают трубы высотой до 80 м. Более высокие трубы выполняют железобетонными. Железные трубы устанавливают только на вертикально-цилиндрических котлах, а также на мощных стальных водогрейных котлах башенного типа. Для уменьшения затрат обычно сооружают одну общую дымовую трубу для всей котельной или для группы котельных установок.

Принцип действия дымовой трубы остается одинаковым в установках, работающих с естественной и искусственной тягой, с той особенностью, что при естественной тяге дымовая труба должна преодолеть сопротивление всей котельной установки, а при искусственной ею создается дополнительная тяга к основной создаваемой дымососом.

На рис. 7.12 представлена схема котла с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой 2 . Она заполнена дымовыми газами (продуктами сгорания) с плотностью r г, кг/м 3 , и сообщается через газоходы котла 1 с атмосферным воздухом, плотность которого r в, кг/м 3 . Очевидно, что r в > r г.

При высоте дымовой трубы Н разность давлений столбов воздуха gH r в и газов gН r г на уровне основания трубы, т. е. величина тяги DS, Н/м 2 , имеет вид

где р и Рг - плотности воздуха и газа при нормальных условиях, кг/м; В - барометрическое давление, мм рт. ст. Подставляя значения r в 0 и r г 0 , получаем

Из уравнения (7.2) следует, что естественная тяга тем больше чем больше высота трубы и температура дымовых газов и чем ниже температура окружающего воздуха.

Минимальная допустимая высота трубы регламентируется по санитарным соображениям. Диаметр трубы определяют по скорости истечения дымовых газов из нее при максимальной паропроизводительности всех подключенных к трубе котельных агрегатов. При естественной тяге эта скорость должна находиться в пределах 6... 10 м/с, не становясь менее 4 м/с во избежание нарушения тяга ветром (задувания трубы). При искусственной тяге скорость истечения дымовых газов из трубы обычно принимают равной 20...25м/с.

Рис. 7.12. Схема котла с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой:

1 - котел; 2 - дымовая труба

К котельным агрегатам устанавливают центробежные дымососы и дутьевые вентиляторы, а для парогенераторов производительностью 950 т/ч и более - осевые многоступенчатые дымососы.

Дымососы размещают за котельным агрегатом, причем в котельных установках, предназначенных для сжигания твердого топлива, дымососы устанавливают после золоудаления, чтобы уменьшить количество летучей золы, проходящей через дымосос, и тем самым снизить истирание золой крыльчатки дымососа. н

Разрежение, которое должно быть создано дымососом, определяется суммарным аэродинамическим сопротивлением газового тракта котельной установки, которое должно быть преодолено при условии, что разрежение дымовых газов вверху топки будет равно 20...30 Па и будет создано необходимое скоростное давление на выходе дымовых газов из дымовой трубы. В небольших котельных установках разрежение, создаваемое дымососом, обычно составляет 1000...2000 Па, а в крупных установках 2500... 3000 Па.

Дутьевые вентиляторы, устанавливаемые перед воздухоподогревателем, предназначены для подачи в него неподогретого воздуха. Давление, создаваемое вентилятором, определяется аэродинамическим сопротивлением воздушного тракта, которое должно быть преодолено. Обычно оно складывается из сопротивлений всасывающего воздуховода, воздухоподогревателя, воздуховодов между воздухоподогревателем и топкой, а также сопротивления решетки и слоя топлива или горелок. В сумме эти сопротивления составляют 1000... 1500 Па для котельных установок малой производительности и возрастают до 2000...2500 Па для крупных котельных установок.

7.5. Тепловой баланс котельного агрегата

Тепловой баланс парового котла. Этот баланс заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат при сжигании топлива количеством теплоты, называемым располагаемой теплотой Q р р , и суммой использованной теплоты Q 1 и тепловых потерь. На основе теплового баланса находят КПД и расход топлива.

При установившемся режиме работы агрегата тепловой баланс для 1 кг или 1 м 3 сжигаемого топлива следующий:

где Q р р - располагаемая теплота, приходящаяся на 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м 3 газообразного топлива, кДж/кг или кДж/м 3 ; Q 1 - использованная теплота; Q 2 - потери теплоты с уходящими из агрегата газами; Q 3 - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива (недожога); Q 4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q 5 - потери теплоты в окружающую среду через внешнее ограждение котла; Q 6 - потери теплоты со шлаком (рис. 7.13).

Обычно в расчетах используется уравнение теплового баланса, выраженное в процентах по отношению к располагаемой теплоте, принимаемой за 100 % (Q р р = 100):

где q 1 = Q 1 × 100/ Q р р; q 2 = Q 2 × 100/ Q р р и т.д.

Располагаемая теплота включает все виды теплоты, внесенной в топку вместе с топливом:

где Q н р – низшая рабочая теплота сгорания топлива; Q фт - физическая теплота топлива, включая полученную при подсушке и подогреве; Q в.вн - теплота воздуха, полученная им при подогреве вне котла; Q ф - теплота, вносимая в топку с распыливающим форсуночным паром.

Тепловой баланс котельного агрегата составляют относительно некоторого температурного уровня или, другими словами, относительно некоторой отправной температуры. Если в качестве этой температуры принять температуру воздуха, поступающего в котельный агрегат без подогрева вне котла, не учитывать теплоту парового дутья в форсунках и исключить величину Q фт, так как она пренебрежимо мала по сравнению с теплотой сгорания топлива, то можно принять

В выражении (7.5) не учитывается теплота, вносимая в топку горячим воздухом собственного котла. Дело в том, что это же количество теплоты отдается продуктами сгорания воздуху в воздухоподогревателе в пределах котельного агрегата, т. е. осуществляется своего рода рециркуляция (возврат) теплоты.

Рис. 7.13. Основные потери теплоты котельного агрегата

Использованная теплота Q 1 воспринимается поверхностями нагрева в топочной камере котла и его конвективных газоходах, передается рабочему телу и расходуется на подогрев воды до температуры фазового перехода, испарение и перегрев пара. Количество использованной теплоты, приходящейся на 1 кг или 1 м 3 сожженного топлива,

где D 1 , D н, D пр,- соответственно производительность парового котла (расход перегретого пара), расход насыщенного пара, расход котловой воды на продувку, кг/с; В - расход топлива, кг/с или м 3 /с; i пп, i ", i ", i пв - соответственно энтальпии перегретого пара, насыщенного пара, воды на линии насыщения, питательной воды, кДж/кг. При доле продувки и отсутствии расхода насыщенного пара формула (7.6) принимает вид

Для котельных агрегатов, которые служат для получения горячей воды (водогрейные котлы),

где G в - расход горячей воды, кг/с; i 1 и i 2 - соответственно удельные энтальпии воды, поступающей в котел и выходящей из него, кДж/кг.

Тепловые потери парового котла. Эффективность использования топлива определяется в основном полнотой сгорания топлива и глубиной охлаждения продуктов сгорания в паровом котле.

Потери теплоты с уходящими газами Q 2 являются наибольшими и определяются по формуле

где I ух - энтальпия уходящих газов при температуре уходящих газов q ух и избытке воздуха в уходящих газах α ух, кДж/кг или кДж/м 3 ; I хв - энтальпия холодного воздуха при температуре холодного воздуха t хв и избытке воздуха α хв; (100–q 4)- доля сгоревшего топлива.

Для современных котлов величина q 2 находится в пределах 5...8 % располагаемой теплоты, q 2 возрастает при увеличении q ух, α ух и объема уходящих газов. Снижение q ух примерно на 14... 15 °С приводит к уменьшению q 2 на 1 %.

В современных энергетических котельных агрегатах q ух составляет 100... 120 °С, в производственно-отопительных – 140 ... 180 °С.

Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива Q 3 - это теплота, которая осталась химически связанной в продуктах неполного сгорания. Ее определяют по формуле

где СО, Н 2 , СН 4 - объемное содержание продуктов неполного сгорания по отношению к сухим газам, %; цифры перед СО, Н 2 , СН 4 - уменьшенная в 100 раз теплота сгорания 1 м 3 соответствующего газа, кДж/м 3 .

Потери теплоты от химической неполноты сгорания обычно зависят от качества смесеобразования и локальных недостаточных количеств кислорода для полного сгорания. Следовательно, q 3 зависит от α т. Наименьшие значения α т , при которых q 3 практически отсутствуют, зависят от вида топлива и организации режима горения.

Химическая неполнота сгорания сопровождается всегда сажеобразованием, недопустимым в работе котла.

Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q 4 - это теплота топлива, которая при камерном сжигании уносится вместе с продуктами сгорания (унос) в газоходы котла или остается в шлаке, а при слоевом сжигании - и в продуктах, проваливающихся через колосниковую решетку (провал):

где a шл+пр, a ун – соответственно доля золы в шлаке, провале и уносе, определяется взвешиванием из золового баланса а шл+пр + a ун = 1 в долях единицы; Г шл+пр, Г ун – содержание горючих соответственно в шлаке, провале и уносе, определяется взвешиванием и дожиганием в лабораторных условиях проб шлака, провала, уноса, %; 32,7 кДж/кг - теплота сгорания горючих в шлаке, провале и уносе, по данным ВТИ; А р - зольность рабочей массы топлива, %. Величина q 4 зависит от метода сжигания и способа удаления шлака, а также свойств топлива. При хорошо отлаженном процессе горения твердого топлива в камерных топках q 4 » 0,3...0,6 для топлив с большим выходом летучих веществ, для антрацитового штыба (АШ) q 4 > 2%. При слоевом сжигании для каменных углей q 4 = 3,5 (из них 1 % приходится на потери со шлаком, а 2,5 % - с уносом), для бурых - q 4 = 4%.

Потери теплоты в окружающую среду Q 5 зависят от площади наружной поверхности агрегата и разности температур поверхности и окружающего воздуха (q 5 » 0,5... 1,5 %).

Потери теплоты со шлаком Q 6 происходят в результате удаления из топки шлака, температура которого может быть достаточно высокой. В пылеугольных топках с твердым шлакоудалением температура шлака 600...700°С, а с жидким - 1500... 1600°С.

Эти потери рассчитывают по формуле

где с шл - теплоемкость шлака, зависящая от температуры шлака t шл. Так, при 600°С с шл = 0,930 кДж/(кг×К), а при 1600°С с шл = 1,172 кДж/(кг×К).

Коэффициент полезного действия котла и расход топлива. Совершенство тепловой работы парового котла оценивается коэффициентом полезного действия брутто h к бр, %. Так, по прямому балансу

где Q к - теплота, полезно отданная котлу и выраженная через тепловосприятие поверхностей нагрева, кДж/с:

где Q ст - теплосодержание воды или воздуха, подогреваемых в котле и отдаваемых на сторону, кДж/с (теплота продувки учитывается только для D пр > 2 % от D ).

Коэффициент полезного действия котла можно рассчитывать и по обратному балансу:

Метод прямого баланса менее точен в основном из-за трудностей при определении в эксплуатации больших масс расходуемого топлива. Тепловые потери определяются с большей точностью, поэтому метод обратного баланса нашел преимущественное распространение при определении КПД.

Кроме КПД брутто, используется КПД нетто, показывающий эксплуатационное совершенство агрегата:

где q с.н - суммарный расход теплоты на собственные нужды котла, т. е. расход электрической энергии на привод вспомогательных механизмов (вентиляторов, насосов и т.д.), расход пара на обдувку и распыл мазута, подсчитанные в процентах от располагаемой теплоты.

Из выражения (7.13) определяется расход подаваемого в топку топлива B кг/с,

Так как часть топлива теряется из-за механического недожога, то при всех расчетах объемов воздуха и продуктов сгорания, а также энтальпий используется расчетный расход топлива B р , кг/с, учитывающий механическую неполноту сгорания:

При сжигании в котлах жидкого и газообразного топлив Q 4 = 0

Контрольные вопросы

1. Как классифицируются котельные агрегаты и каково их назначение?

2. Назовите основные виды котельных агрегатов и перечислите их основные элементы.

3. Опишите испарительные поверхности котла, перечислите виды пароперегревателей и способы регулирования температуры перегретого пара.

4. Какие виды водяных экономайзеров и воздухоподогревателей используются в котлах? Расскажите о принципах их устройства.

5. Как осуществляются подача воздуха и удаление дымовых газов в котельных агрегатах?

6. Расскажите о назначении дымовой трубы и об определении ее самотяги; укажите виды дымососов, применяемых в котельных установках.

7. Что такое тепловой баланс котельного агрегата? Перечислите потери теплоты в котле и укажите их причины.

8. Как определяется КПД котельного агрегата?

Котельный агрегат (котельная установка) – комплекс устройств, предназначенных для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяющейся при сжигании топлива.

Котельные установки могут быть либо основным элементом тепловой электрической станции, либо выполнять самостоятельные функции. Например, отопительные котельные установки служат для обеспечения отопления и горячего водоснабжения, промышленные - для технологического тепло- и пароснабжения и т. д. В зависимости от назначения котельная установка состоит из парового или водогрейного котла и соответствующего вспомогательного оборудования, обеспечивающего его работу.

Котельные агрегаты, использующие (утилизирующие) теплоту уходящих газов различных технологических процессов вместо теплоты горения топлива называются котлами-утилизаторами .

Теперь подробнее о составе котельной установки.

Для нормального функционирования котла требуется обеспечить подачу, подготовку и сжигание топлива, подготовку воды, подачу окислителя для горения, а также удалить образующиеся продукты сгорания, золу и шлак (при сжигании твердого топлива) и др. Вспомогательное оборудование, предназначенное для этих целей, включает:

ñ дутьевые вентиляторы и дымососы - для подачи воздуха в котел и удаления из него в атмосферу продуктов сгорания;

ñ бункера, питатели сырого топлива и пыли, углеразмольные мельницы - для обеспечения непрерывного транспорта и приготовления пылевидного топлива требуемого качества;

ñ золоулавливающее и золошлакоудаляющее оборудование - комплекс устройств для очистки дымовых газов от золовых частиц с целью охраны окружающей среды от загрязнения и для организованного отвода уловленной золы и шлака;

ñ устройства для профилактической очистки наружной поверхности труб котла от загрязнений;

ñ контрольно-измерительную аппаратуру;

ñ водоподготовительные установки - комплекс устройств для обеспечения обработки исходной (природной) воды до заданного качества.

Для удобства рассмотрения схемы котельной установки целесообразно представить ее в виде отдельных трактов соответствующего назначения: топливного, воздушного, газового, пароводяного и золошлакоудаляющего.

Технологическая схема котельной установки представлена на следующем слайде.

Топливо с угольного склада после дробления подается конвейером в бункер сырого угля 1, из которого направляется в систему пылеприготовления, имеющую углеразмольную мельницу 2. Пылевидное топливо с помощью вентилятора 3 транспортируется по трубам в воздушном потоке к горелкам 4 топки котла 5. К горелкам также подводится вторичный воздух дутьевым вентилятором 13 (через воздухоподогреватель 10). Вода для питания котла подается в его барабан 7 питательным насосом 12 из бака питательной воды 11, имеющего деаэрационное устройство. Перед подачей воды в барабан она подогревается в водяном экономайзере 9. Испарение воды происходит в трубной системе 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8, затем - к потребителю. Уходящие из котла газы очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17.

Основными элементами парового котла являются поверхности нагрева - теплообменные поверхности, предназначенные для передачи теплоты от теплоносителя к рабочему телу (вода, пароводяная смесь, пар или воздух). Поступающая в котельную установку питательная вода недогрета до кипения. При прохождении по поверхностям нагрева котла она постепенно нагревается до состояния насыщения, полностью испаряется, а полученный пар перегревается до заданной температуры.

По происходящим процессам преобразования рабочего тела различают нагревательные , испарительные и пароперегревательные поверхности нагрева. Теплота от продуктов сгорания может передаваться излучением (радиацией) или конвекцией. В соответствии с этим различают поверхности нагрева:

ñ радиационные - получающие в основном теплоту от продуктов сгорания за счет их излучения;

ñ конвективные - с преимущественным получением теплоты конвекцией;

ñ радиационно-конвективные - получающие теплоту излучением и конвекцией примерно в равных количествах.

В качестве нагревательных поверхностей нагрева применяют экономайзеры - обогреваемые продуктами сгорания устройства, предназначенные для подогрева (или для подогрева и частичного парообразования) воды, поступившей в паровой котел. В соответствии с этим различают экономайзеры некипящего или кипящего типа. Экономайзеры располагают в зоне относительно невысоких температур в конвективной опускной шахте; они являются конвективными поверхностями нагрева.

Испарительные поверхности преимущественно располагают в топке, где развиваются наиболее высокие температуры, или в газоходе сразу за топочной камерой.

Это, как правило, радиационные или радиационно-конвективные (полурадиационные) поверхности нагрева - топочные экраны, фестоны, котельные пучки. Топочные экраны (или просто экраны) парового котла - это поверхности нагрева, состоящие из труб, расположенных в одной плоскости у стен топочной камеры и способствующих ограждению последних от воздействия высоких температур. Экраны могут устанавливать и внутри топки, подвергая двухстороннему облучению. В этом случае они называются двухсветными.

В прямоточных котлах докритического давления испарительные топочные экраны располагают в нижней части топки. Поэтому их называют нижней радиационной частью (НРЧ).

Котлоагрегаты можно подразделить на два основных класса: паровые и водогрейные.

Паровые, в свою очередь, по характеру движения воды, пароводяной смеси и пара подразделяются на:

барабанные с естественной циркуляцией;

барабанные с многократной принудительной циркуляцией;

прямоточные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией вследствие разности плотностей пароводяной смеси в подъемных трубах и жидкости в водоопускных трубах будет происходить движение пароводяной смеси вверх, а воды - вниз.

В зависимости от характеристики соответствующего тракта и его оборудования вводится соответствующая классификация паровых котлов.

По виду сжигаемого топлива различают паровые котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива.

По особенностям газовоздушного тракта различают котлы с естественной тягой, с уравновешенной тягой и с наддувом.

Паровые котлы, в которых движение воздуха и продуктов сгорания обеспечивается напором, возникающим под действием разности плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе, называются котлами с естественной тягой .

Если сопротивление газового тракта (так же как и воздушного) преодолевается работой дутьевых вентиляторов, то котлы работают с наддувом .

Котлы, в которых давление в топке и начале горизонтального газохода (перед поверхностью нагрева) поддерживается близким к атмосферному совместной работой дутьевых вентиляторов и дымососов, называют котлами с уравновешенной тягой . В этих котлах воздушный тракт находится под давлением и его сопротивление преодолевается с помощью дутьевого вентилятора, а газовый тракт находится под разрежением (сопротивление этого тракта преодолевается дымососом). Работа газового тракта под разрежением позволяет уменьшить выбросы из газоходов в котельное помещение высокотемпературных газов и золы.

В настоящее время стремятся все котлы, в том числе и с уравновешенной тягой, изготовлять в газоплотном исполнении.

По виду водопарового (пароводяного) тракта различают барабанные и прямоточные котлы. Во всех типах котлов по экономайзеру и пароперегревателю вода и пар проходят однократно. Различие определяется принципом работы испарительных поверхностей нагрева. В барабанных котлах пароводяная смесь в замкнутом контуре, включающем барабан, коллекторы и испарительные поверхности нагрева, проходит многократно, причем в котлах с принудительной циркуляцией перед входом воды в трубы испарительных поверхностей ставят дополнительный насос.

По фазовому состоянию выводимого из котла (топки) шлака различают котлы с твердым и жидким шлакоудалением . В котлах с твердым шлакоудалением (ТШУ) шлак из топки удаляется в твердом состоянии, а в котлах с жидким шлакоудалением (ЖМУ) шлак удаляется в расплавленном состоянии.

Паровые котлы характеризуются основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую нагрузку (т/ч или кг/с), которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива (или при подводе номинального количества теплоты) при номинальных значениях температуры пара и питательной воды (с учетом допускаемых отклонений).

Номинальными давлением и температурой пара считают те, которые должны быть обеспечены непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной производительности котла (для температуры - дополнительно при номинальном давлении и температуре питательной воды).

Номинальной температурой промежуточного перегрева пара называют температуру пара непосредственно за промежуточным пароперегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений. Номинальная температура питательной воды - это температура, которую необходимо обеспечить перед входом воды в экономайзер или в другой относящийся к котлу подогреватель питательной воды (при их отсутствии - перед входом в барабан котла) при номинальной паропроизводительности.

По параметрам рабочего тела различают котлы низкого (менее 1 МПа), среднего (1 -10 МПа), высокого (10- 22,5 МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа). Наиболее характерные особенности котла и основные параметры вводятся в его обозначение. В принятых по ГОСТ 3619-82 обозначениях указывается тип котла, паропроизводительность (т/ч) и давление (МПа), температура перегрева и промежуточного перегрева пара, вид сжигаемого топлива и системы шлакоудаления для твердого топлива и некоторые другие особенности.

Буквенные обозначения типа котла и вида сжигаемого топлива: Е - с естественной циркуляцией, Пр - с принудительной циркуляцией, П - прямоточный, Пп - прямоточный с промежуточным перегревом; Еп - барабанный с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом; Г - газообразное топливо, М -мазут, Б - бурые угли, К-каменные угли, Т, Ж - соответственно с твердым и жидким шлакоудалением.

Например, котел барабанный с естественной циркуляцией производительностью 210 т/ч с давлением 13,8 МПа и температурой перегрева пара 565° С на каменном угле с твердым шлакоудалением обозначают: Е-210-13,8-565 КТ.

Еще подробней об особенностях и принципе работы барабанных и прямоточных котлов.

Барабанные котлы

Барабанные котлы нашли широкое применение на тепловых электростанциях и теплоэлектроцентралях. Наличие барабана, в котором зафиксирована граница раздела между паром и водой, является отличительной чертой этих котлов. Питательная вода после экономайзера (если его нет, то прямо после насоса / из питательного трубопровода) подается в барабан, где смешивается с котловой водой (водой, заполняющей барабан). Верхняя часть объема барабана заполнена паром и называется паровым объемом (пространством) барабана, нижняя, заполненная водой, называется водяным объемом, а поверхность раздела между ними - зеркалом испарения.

Смесь котловой и питательной воды по опускным необогреваемым трубам из барабана поступает в нижние распределительные коллектора, питающие испарительные поверхности (как правило, это топочные экраны). Вода, поднимаясь по трубам этих поверхностей, воспринимает теплоту от продуктов сгорания топлива (топочных газов), нагревается до температуры насыщения, а затем частично испаряется. Из обогреваемых труб полученная пароводяная смесь поступает в барабан, где происходит разделение пара и воды. Уровень воды (зеркало испарения) делит барабан на водный и паровой объемы. Из последнего пар по трубам, расположенным в верхней части барабана, направляется в пароперегреватель. Вода же, смешиваясь в водяном объеме с питательной водой, поступающей из экономайзера, вновь направляется в опускные трубы.

Прямоточные котлы

В прямоточных котлах отсутствует барабан. Питательная вода в них, как и в барабанных котлах, последовательно проходит экономайзер, испарительные и пароперегревательные поверхности. Движение рабочей среды по поверхностям нагрева однократное. Осуществляется оно за счет напора, создаваемого питательным насосом. Вода, поступающая в испарительную поверхность, на выходе из нее полностью превращается в пар. Это позволяет отказаться от тяжелого и громоздкого барабана.

Теперь поговорим о водогрейных котлах и их особенностях.

Подогрев воды на ТЭЦ для нужд отопления (теплоснабжения потребителей) производят в сетевых подогревателях паром из теплофикационных (регенеративных) отборов турбины. В то же время для покрытия пиковых тепловых нагрузок в отопительный период широко используются водогрейные и пароводогрейные котлы. Среди них наиболее широкое распространение получили газомазутные котлы типов КВГМ и ПТВМ.

Котлы типа КВГМ тепловой мощности 4; 6,5; 10; 20 и 30 Гкал/ч (4,8-35 МВт) имеют горизонтально расположенную топку и поверхности нагрева с прямоточным принудительным движением воды.

При увеличении тепловой мощности наиболее распространенными стали П-образные и башенные компоновки котлов, причем наряду с применением жидкого и газового топлива появились водогрейные котлы со слоевым сжиганием твердого топлива (типа КВ-ТС). Котлы типа ПТВМ теплопроизводительностью 30-180 Гкал/ч (35-210 МВт) выполняют с П-образной или башенной компоновкой. Газомазутные водогрейные котлы ПТВМ-ЗОМ предназначены для подогрева воды от 70 до 150° С, имеют П-образную компоновку.

В зависимости от температуры поступающей сетевой воды и ее расхода котел без переделки может работать по четырехходовой (в зимний период) или двухходовой (в летний период) схеме циркуляции воды. При четырехходовой схеме вода подается в один из нижних коллекторов фронтового экрана и проходит последовательно фронтовой экран, часть пакетов конвективной поверхности, боковые экраны (в два подпотока), оставшуюся часть пакетов конвективной поверхности и задний экран. Отвод горячей воды производят из нижнего коллектора заднего экрана.

Теперь рассмотрим принцип действия и устройство паровой турбины на примере турбины К-210-12,7 ПО ЛМЗ.

Типичная паровая турбина (К-210-12,7 ПО ЛМЗ) показана на рисунке (см. предыдущий слайд). Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и 18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему - ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом . Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах - 5) может достигать 80 м.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (см. позицию 29 на рис.). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может дос­тигать 30 МПа) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку - ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях - опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис.). Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой - не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего - 4). От регулирующих клапанов (на рис. не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис.) к регулирующим клапанам 4, а из них - в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него - в две перепускные трубы 6, которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины - это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.

Похожая информация.

К.т.н. В.А. Шакиров, ФГБОУ ВПО «Братский государственный университет»;
А.М. Шакиров, инженер, г. Братск

В промышленных и отопительных котельных, где производится выработка пара высоких параметров, а затем снижение его параметров путем дросселирования в редукционных установках (РУ), существуют значительные резервы повышения энергоэффективности теплоисточников.

Действенным энергосберегающим мероприятием для котельных может быть замена РУ редуцирующими турбогенераторами (ТГ), что повышает эффективность использования топлива в котельной, позволяет создавать автономный источник электроэнергии, благодаря чему повышается надежность котельной, которая становится менее зависимой от аварий во внешней системе электроснабжения. Кроме того, обеспечивается выработка электроэнергии в месте ее потребления, вследствие чего исключаются расходы на транспортировку и приобретение электроэнергии.

Одним из таких энергосберегающих проектов является реконструкция действующей котельной 45-го квартала города Братска Иркутской области.

Изначально котельная обеспечивала паром высоких параметров (1,4 МПа, 225 О С) технологические процессы завода «Сибтепломаш». Для этого в котельной были установлены три паровых котла КЕ-50-14-225, работающие на угольном топливе. Также в котельной установлены два водогрейных котла КВР-35-150 и водогрейный котел КВТС-30. После закрытия части цехов пар высоких параметров стали направлять через РУ в общий коллектор с давлением 0,3-0,5 МПа для использования в деаэраторах и пароводяных подогревателях.

В настоящее время котельная обеспечивает отопление и ГВС жилого района города. В летнее время в работе находятся только паровые котлы, и ГВС осуществляется от пароводяных подогревателей. Расход пара в отопительный период составляет до 40 т/ч, в летнее время - до 30 т/ч. Для выравнивания тепловой нагрузки установлены четыре бака-аккумулятора вместимостью по 700 м 3 .

В результате реконструкции котельной в 2012 г. была установлена турбина с противодавлением, что позволило осуществлять редуцирование пара и получать электроэнергию (мощность - 500 кВт) в круглогодичном режиме без существенных затрат топлива. На рис. 1 представлен фрагмент принципиальной тепловой схемы котельной.

Рис. 1. Фрагмент принципиальной тепловой схемы котельной:
1 - котлоагрегат; 2 - редуцирующее устройство; 3 - дренаж; 4 - турбина; 5 - генератор; 6 - подогреватель сетевой воды; 7 - пар на химводоочистку; 8 - деаэратор; 9 - топливоподача.

Выполнен монтаж блочной турбогенераторной установки с противодавлением типа Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5) (рис. 2). Она предназначена для выработки электроэнергии и рассчитана на продолжительное время эксплуатации параллельно с энергосистемой, длительную автономную работу и параллельную работу с однотипными генераторами на локальную сеть, а также для обеспечения паром технологических нужд. Основные технические параметры ТГ и их допустимые изменения приведены в таблице. Турбина Кубань-0,5 укомплектована синхронным генератором типа СГ-500-4УЗ с бесщеточной системой возбуждения.

Рис. 2. Турбогенераторная установка с противодавлением типа Кубань-0,5 в котельной 45-го квартала г. Братска Иркутской области.

Таблица. Параметры работы турбогенераторной установки ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5.

В условиях действующей котельной выбор места установки турбогенератора представляет определенную трудность в здании, заполненном оборудованием. Необходимо было минимизировать длину паропроводов свежего и отработавшего пара, коммуникаций водопровода, дренажа и канализации, установить электротехнические устройства и пункт управления, соорудить фундамент.

Выбор места осуществляла специальная комиссия с участием представителя проектной организации. Было решено установить турбогенератор вместо ранее демонтированного котла КВТС-30 № 4. Такое решение определили близость к паропроводам, главному щиту управления котельной и относительная простота транспортировки турбины до места монтажа. Транспортировать турбогенератор по зданию котельной было практически невозможно, поэтому его через разобранное остекление фасада котельной перенесли с помощью крана на отметку 4,8 м и затем по уложенным двутавровым балкам установили на фундамент.

Фундаменты котлоагрегата № 4 представляли собой десять железобетонных колонн сечением 200x200 мм, опирающихся на свайное поле, а в верхней части объединенных зольником (бункером). По заключению проектной организации, подтвержденной экспертами, фундаменты не соответствовали требованиям прочности по динамическим нагрузкам. Кроме того, на бункер продолжительное время оказывались температурные и химически агрессивные воздействия, вследствие чего он потерял прочность. Поэтому в проекте предусмотрели установку турбины на новой железобетонной плите, опирающейся на три поперечных пилона. Недостатком этого решения стало то, что в котельном цехе существует некоторая запыленность. Планируемый перевод котельной на сжигание природного газа должен устранить этот недостаток.

Рис. 3. Тепловая схема турбогенератора ТГ-0,5/0,4Р12/4,5:

1 - стопорный клапан; 2 - парораспределение;
3 - турбина; 4 - эжектор системы отсоса;
5 - ротор генератора; 6 - редуктор;
7 - маслоохладитель; 8 - редуцирующее устройство.

На рис. 3 приведена тепловая схема турбогенератора. Свежий пар давлением 1,3 МПа и температурой выше 191 О С поступает в турбину 3 через стопорный клапан быстрозапорного клапана 1 и парораспределение 2, обеспечивающие пуск и останов турбогенератора при заданных параметрах. Проходя через проточную часть турбины, пар приводит во вращение ее ротор и ротор генератора 5, связанный с ним через редуктор 6 с помощью зубчатых муфт.

Для поддержания постоянного давления пара за турбогенератором в схеме предусмотрен автоматический регулирующий клапан, который при изменении электрической нагрузки или останове ТГ перепускает часть пара в обход турбины через РУ. Отработавший пар давлением 0,25 - 0,3 МПа из турбины поступает на производственные нужды. Для защиты выхлопной части турбины от превышения давления служит предохранительный клапан, настроенный на начальное открытие при P=0,65 МПа.

Система смазки подшипников турбины и редуктора, зубчатого колеса редуктора в номинальном режиме обеспечивается маслом от насоса-регулятора, а в режимах пуска и останова - от пускового масляного насоса. Для снабжения маслом редуктора и подшипников турбины на время выбега ротора при аварийном останове ТГ установлен аварийный маслобак вместимостью 0,2 м 3 . При останове ТГ и отказе пускового масляного насоса масло самотеком (за счет расположения аварийного маслобака на высоте более 2 м относительно оси ТГ) поступает на смазку подшипников. Время опорожнения аварийного маслобака составляет около 10 мин, т.е. за этот промежуток необходимо остановить вращение ротора, отключив генератор от сети и прекратив доступ пара в корпус турбины.

Отсос паровоздушной смеси из уплотнения турбины, стопорного клапана и парораспределения турбины осуществляется эжектором системы отсоса, в охладителях которого пар полностью конденсируется, а воздух удаляется в помещение. Рабочий пар на эжектор поступает из линии свежего пара через запорный вентиль.

Дренажи от паропровода свежего пара и продувка стопорного клапана направляются в систему дренажей и продувок паросиловой установки. Для охлаждения масла используется техническая вода. Маслоохладитель и охладители эжектора подключены по охлаждающей воде параллельно. Слив ее выведен в канал гидрозолоудаления.

Подключение генератора было осуществлено к шинам 0,4 кВ ТП-61 10/0,4 кВ собственных нужд, т.к. ранее к ячейке 0,4 кВ подключалась нагрузка котлоагрегата № 4, к тому времени демонтированного. Технические условия электросетевой компании предусматривали отключение соответствующих вводов 10 кВ на центральном распределительном пункте котельной при исчезновении напряжения на питающих фидерах и изменении направления мощности. С учетом изложенного была принята система параллельной работы генератора с энергосистемой без выдачи мощности в сеть. Проектом предусмотрены и смонтированы, проверены и испытаны в необходимом объеме оборудование, устройства защиты и автоматики, контрольно-измерительные приборы и сигнализация (рис. 4), провода и кабели, средства защиты, в том числе счетчики передаваемой активной и реактивной энергии. К трансформаторам напряжения, трансформаторам тока вводных ячеек 10 кВ подключены реле направления мощности. К трансформаторам тока ячейки генератора подключили защиту: токовую отсечку, максимальную токовую защиту, защиту от перегрузки.

Рис. 4. Смонтированная дополнительно система контроля параметров и управления работой турбогенераторной установки.

Схема управления генератором предусматривает возможность ручного регулирования мощности и автоматического поддержания работы генератора в заданных пределах перетока мощности от шин питающей котельную подстанции «Заводская» в сторону распределительного устройства 10 кВ котельной.

До ввода в эксплуатацию турбогенератора, работающего параллельно с сетью электросетевой компании, были разработаны и согласованы режимы малой электростанции. Количество вырабатываемой электроэнергии в летнее время достаточно для автономной работы котельной. Однако изолированная работа турбогенератора может рассматриваться только в аварийном режиме, т.к. изменение противодавления пара на выходе из турбины приводит к снижению качества вырабатываемой генератором электроэнергии.

Перед запуском турбогенератора были проведены наладочные испытания, предусмотренные правилами технической эксплуатации. При запуске турбины в автономном режиме обнаружились колебания напряжения, частоты и нагрузки генератора в зависимости от изменения противодавления. Но при параллельной работе с энергосистемой обеспечивается поддержание постоянного напряжения и частоты в электросети. На рис. 5 представлены графики зависимости электрической мощности турбогенератора от расхода и параметров пара.

Рис. 5. Графики зависимости электрической мощности турбогенераторной установки от расхода пара при давлении P 0 =1,4 МПа (а) и 1,3 МПа (б).

Для выхода турбогенератора на номинальную мощность было снижено давление в коллекторе до 0,25 МПа. При дальнейшем снижении ухудшались показатели качества питательной и подпиточной воды по содержанию кислорода вследствие ухудшения работы деаэраторов. Тем не менее, при расходе пара 16 т/ч и противодавлении 0,25-0,3 МПа ТГ выдавал проектные 450500 кВт электрической мощности. Расход пара через редуцирующие устройства соответственно снижался.

В заключение следует отметить, что при установке турбогенератора в здании действующей котельной необходимо особенно тщательно подходить к выбору для него места. Следует учитывать существующее давление в коллекторе за редуцирующими устройствами и возможность его снижения при обеспечении оптимальной работы турбогенератора. Реконструкция обусловливает повышение требований к квалификации персонала котельной, что положительно отражается на производительности труда. Появляется дополнительная возможность регулирования процесса производства тепловой и электрической энергии.

Ответ на запрос редакции «НТ» об эксплуатации турбогенератора ТГ 0,5/0,4 Р13/4,5

С момента ввода в эксплуатацию турбогенераторной установки с противодавлением типа Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р13/4,5) по настоящее время серьезных отказов в работе систем не наблюдалось, однако с некоторыми проблемами персоналу котельной все-таки пришлось столкнуться.

Первым серьезным препятствием стало отсутствие в комплекте поставки турбины шкафов управления, генераторного ввода, возбуждения. Специалистами компании была привлечена к работе организация из Санкт-Петербурга, осуществляющая производство подобной электротехнической продукции. Турбогенератор был укомплектован современными шкафами генераторного ввода (ШГВ), возбудительного устройства (ШВУ) с AVR, также была произведена доукомплектация установки системами КИПиА.

Немаловажной стала проблема подготовки персонала для эксплуатации и обслуживания ТГ Учебные центры города не готовят кадры по профессии машинистов турбин. Было принято решение провести обучение персонала собственными силами. Специалистами предприятия, имеющими богатый опыт эксплуатации турбин Калужского завода, была составлена и согласована с надзорными органами программа обучения профессии машинистов турбины. Были изготовлены учебные пособия в виде цветных плакатов увеличенного размера, отпечатанных в типографии. Обучение и аттестацию прошли старшие машинисты и начальники смен котельной, которыми и осуществлялся пуск турбогенератора после монтажа.

После нескольких месяцев работы возникли недопустимые шумы в подшипниках качения генератора. Подшипники пришлось заменить. Этот дефект легко объясним, если учесть, что агрегат с 1995 до 2012 г. находился на консервации под открытым небом, а затем транспортировался на грузовом автотранспорте на расстояние около 7000 км.

В неотопительный период, из-за отсутствия паровой нагрузки на нужды деаэрации, агрегат возможно загрузить всего на 50% номинальной мощности, но это связано скорее с особенностями технологического процесса, чем с непосредственно работой ТГ

В остальном замечаний по работе турбогенератора не имеется. Штатные защиты работают безупречно.

За 2013 г. было выработано около 2500 тыс. кВтч электроэнергии. Достигнут положительный экономический эффект, с учетом средств, привлеченных для реализации проекта и условий работы оборудования срок окупаемости составит 4 года.

Учитывая положительный опыт внедрения, рассматривается возможность установки второго турбогенератора, который сможет обеспечивать покрытие еще минимум 20% собственных нужд в электроэнергии в отопительный период.

Главный инженер ООО «Братская электрическая компания»
А.А. Рыбников

В последнее время все большее внимание уделяется применению в энергетике газовых турбин малой и средней мощности. Одно из направлений их использования - это переоборудование котельных в мини-ТЭЦ.

В рамках федеральной целевой программы по энергосбережению создание мини-ТЭЦ рассматривается кк эффективное решение проблем электро- и теплоснабжения в масштабе небольших регионов, городов, поселков, промышленных предприятий и т.п.

Совместная работа газотурбинных установок с водогрейными и паровыми котлами в котельных позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, а так же снизить удельные расходы топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии.

При широкомасштабной реконструкции котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) их суммарная установленная электрическая мощность только в котельных единичной теплопроизводительностью более 50 ГКал/ч в европейской части России (включая Урал) к 2010 г. может достичь 10 - 15 млн кВт .

Первая ГТУ-ТЭЦ в России, построенная в 1978 г. в г. Якутск, эксплуатируется и в настоящее время. На ней установлены 6 газотурбинных агрегатов производства НПО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды (ГПСВ). Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, а максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая потребителям, превышает 300 Гкал/ч .

Схемные решения установки ГТУ

Модернизация котельной может производиться двумя способами:

1. установка отдельных модулей ГТУ с газовыми подогревателями сетевой воды;

2. надстройка действующих водогрейных или паровых котлов газотурбинными установками.

В первом случае тепловая мощность котельной увеличивается, что целесообразно только при возрастании требуемой тепловой нагрузки. При постоянной работе ГТУ существующая часть котельной должна быть переведена в пиковый режим работы.

Во втором случае необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов (расход выхлопных газов ГТУ, расход дымовых газов через котлы, производительность дымососов), при этом котлы реконструируются в котлы-утилизаторы (КУ).

Для котельных характерны три схемы включения ГТУ. Первая (рис. 1а) - это установка газовой турбины таким образом, чтобы выхлопные газы в полном объеме направлялись в горелки котла. При этом для сжигания топлива в котле достаточно воздуха оставшегося в выхлопных газах. При нехватке окислителя возможно дополнительное подключение дутьевого вентилятора. Вторая схема (рис. 1б) используется когда расход выхлопных газов через ГТУ превышает допустимый расход газа через котел. В этом случае выхлопные газы из турбины направляются в ГПСВ и после него разделяются на две части, одна из которых направляется в горелки котла, а другая - выбрасываться в дымовую трубу. Третья схема (рис. 1в) отличается от второй только тем, что выхлопные газы разделяются на две части сразу же после турбины и только потом направляются в ГПСВ и котел, стоящие в схеме параллельно.

В том случае, когда не требуется увеличение тепловой мощности котельной следует использовать первую схему включения ГТУ, не требующую дополнительных капитальных вложений на сооружение ГПСВ.

Особенности мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ на основе газотурбогенераторов имеют следующие свойства:

Отсутствует непосредственная связь с котлом;

Необходимо применение утилизационного контура;

Высокий уровень шума;

Требуется дополнительное помещение.

Возникают так же проблемы с продажей электрической энергии в электросеть, и с лимитами потребления природного газа, т.к. внедрение ТГУ при сохранении тепловой нагрузки требует дополнительного топлива.

Экономическая эффективность применения ГТУ

Если сравнивать стоимость электроэнергии вырабатываемой на ГТУ (без учета утилизационного теплового контура), то она на 30% и более превышает стоимость электроэнергии, получаемой из централизованного источника .

Газовые турбины имеют небольшой КПД (0,22-0,37%), поэтому они должны использоваться только с утилизационными контурами.

Окупаемость модернизации котельной зависит от количества отпускаемой электроэнергии, от тарифов на электроэнергию, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и от числа часов с работы на больших тепловых нагрузках.

Наибольшая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой.

Из результатов проведенных расчетов следует, что выработка электрической энергии по отношению к тепловой составляет: 250-500 кВт/Гкал в режиме минимальной тепловой нагрузки ГТУ и 100-200 кВт/Гкал - при максимальной..

Выводы

1. При реконструкции действующих котельных необходимо использовать схемы, предусматривающие установку за ГТУ котлов-утилизаторов (водогрейных или паровых).

2. Следует учитывать, что дополнительное производство электрической энергии требует увеличение лимитов на поставку природного газа.

3. Наибольшая экономическая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе при максимальной электрической нагрузке.

Для того чтобы добавить описание энергосберегающей технологии в Каталог, заполните опросник и вышлите его на c пометкой «в Каталог» .