Лекция 32 Топливное хозяйство эс и котельных

Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии:

- взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей; если уголь при транспортировке смерзся, то используются размораживающие устройства;

- удаление посторонних предметов и грубое (первичное) измельчение, т. е. дробление угля до кусков размером 50-150 мм;

- временное хранение на складе; запасы угля должны обеспечивать работу ТЭС в течение 7-30 суток в зависимости от расстояния транспортировки топлива от мест добычи до станции;

- тонкое (вторичное) измельчение угля молотковыми дробилками до размера не более 25 мм и подача в бункер в главном здании электростанции.

При подготовке мазута к сжиганию выполняются следующие операции:

- взвешивание и слив из цистерн; для ускорения слива может осуществляться подогрев мазута паром с целью уменьшения вязкости топлива; запасы мазута на станции создаются на срок до 15 суток работы ТЭС в зависимости от способа транспортировки топлива (по железной дороге или по трубопроводам) и характера его использования (в качестве основного, резервного или аварийного топлива);

- очистка предварительно подогретого мазута и подача в форсунки котла.

Подготовка к сжиганию природного газа требует только регулирования его давления на газораспределительном пункте (ГРП). Давление газа перед ГРП может быть порядка 10 атм, а перед подачей в котел оно уменьшается в несколько раз.

Ядерное топливо поступает на АЭС в виде тепловыделяющих элементов (твэлов), собранных в топливные кассеты. Доставленное в специальных вагонах топливо освобождается от упаковки, после чего осуществляется контроль его годности, в том числе проверяется герметичность твэлов. До плановой загрузки в реактор ядерное топливо хранится на специальном складе.

Пылеугольные ГРЭС

Институт Теплоэлектропроект> р азрабатывает серию проектов электростанций с пылеугольяыми блоками мощностьто 500 и 800 тыс, кВт, которые в перспективе будут играть решающую роль в обеспечении ввода энергетических мощностей и экономии жидкого и газообразного топлива. В результате технико-экономического апализа установлено, что оптимальная мощность пылеугольнмх ГРЭС с блоками 500 составляет 4,0 млн. кВт, с блоками 800— 6,4 млн, кВт.

Головная электростанция с блоками 800 тыс, кВт па бурых углях Каяско-Ачяяского бассейна Березотэская ГРЭС-1. на ней будет установлено 8 блоков К-800-240-3. В состав каждого энергоблока входит однокорпусьтый котельный агрегат Т-образной компоновки паропроизводителытостьто 2650 т/ч. Котел принят в газоплотiтом исполнении, работает под разрежением. Параметры пара после первичного перегрева: давление 25,5 МГIа, температура 545 °С; после вторичного перегрева: давление 3,65 МПа, температура 545 °С; к.п.д. котлоагрегата 92,5% (брутто). Шлакоудалеттие твердое, система пылепряготовлеттия с прямым вдуватшем в топку. В качестве размольнтьтх устройств использованы мелтощие вентiнляторы нового типа производвтелыюстью 70 т/ч.

200

Управление вспомогательными технологическими процессами осуществляется с местных щитов.

Вследствие особого значения для народного хозяйства страны экобаетузского топливно-энергетического комплекса ведгiя работа по дальнейшему совершенствованию компоновочных решений серийных ГРЭС мощностью 4 млн. кИт блоками 500 тыс, кВт, проектируемых для работы ла ‘жпба стузском угле.

Основным оборудованием блоков мощностью 500 тыс. кВт являются: котлоагрегат однокорпусный Т-образ- ного типа, газоплотiiый, подвесной конструкции с уравновешенной тягой, производительностью 1650 т/ч, на параметры пара 25,5 МПа, 545/545 °С; система пылеприготовления индивидуальная с молотковыми мельницами. Наиболее целесообразным нар иавтом котла, позволяющим значительно улучшить технико-экономические показатели ГРЭС за счет более оптимальных компоновочных решений, является агрегат Г-образного типа. Турбоагрегат — модернизированная турбина типа К-500-240 на параметры пара 24 МПа, 540/540 °С.

Разработаны более совершенное и мощное оборудование для механизации топливных складов, конвейерные ленты шириной 1600 и 2000 мм, дробильные устройства производительностью 1000—1200 т/ч, высокопроизводителыiые багерные насосы. Это позволит увеличить мощность ГРЭС с 4 до б млн. кВт.

13.2. СЕРИ ИНЫЕ ТЭЦ

1. Газомазутные ТЭЦ

С целью ускорения ввода энергетических мощностей и снижения стои мости строительств а ТЭЦ институт ВНИПИэнергопром разработал проекты тепловых электростанций повышенной заводской готовности. Наиболее соверпiевттым является проект газомазутной ТЭЦ (ТЭЦЗИГМ), состав котельного и турбинного оборудования которой приведен в табл. 13.1.

Разработанный комплексный типовой проект главногО корпуса ТЭЦ-ЗИГМ в посекционвом исполнении позволяет набирать из вза имоза меiiяемых стандартных секций любой удовлетворяiощий заданным условиям главный корпус ТЭЦ, который имеет следующие секции;

Табл. 13.1. Мощность и сосiаи основного оборудования ТЭЦ-зигМ

Количество котлов

Электрическая пароороизво

мощность ТЭЦ, Состав турбинного оборудования

тыс, квт 420 т/ч

ПТ- 135--Р-5О

ЗХПТ-60

ПТ-135+Т-1 ю

ПТ-135+Р- 100

ПТ-60+2ХТ-1 10

2 ХПТ- 135

ПТ- 135--Т- 1 10+Р-5О

ПТ. 135+2Х Т. 110

ПТ.135+Т-110+Р-IОО

ПТ-60+ЗХТ-I ю

2хТТТ-135+р-10о

ПТ. 1 35+2Х Т. 11 0+Р.50

2ХПТ.135+Т.1 10+Р-50

ПТ-135+ЗЖТ-11О

ПТ-60+4ХТ-11О

2ХПТ.135+2ХТ-IIО

2ЖПТ.135+т-1 10+Р- 100

2ХПТ-135+2ХТ- 1 10+Р-5о

ПТ-i35+4ХТ-1 10

2ЖПТ-ю35+ЗХТ-IIО

2ЖПТ-135+2ХТ11о+р1ОО

ПТ-135+4ЖТ-1 ю0+Р-50

2ХПТ-135+Т.1 Iо+Р.1о0+Р.50

2ХПТ- 135+2Ж Т. 1 10+Р- 100+р-5О

2ХПТ.135+ЗЖТ-1 10+Р-50

2ЖПТ.135+ЗХТ-1 10+Р-10О

первая П — постоянный торец;

вторая Т1 — технологическая в составе турбины ПТ-бО и одного котла 420 т/ч;

третья Т2 — технологическая в составе турбины Т-1 10 и одного котла 420 т/ч;

четвертая Т3 — технологическая в составе турбины Р-50 и одного котла 420 т/ч;

пятая Т4—технологическая в составе турбины ПТ-135 и двух котлов 420 т/ч;

шестая Т5 — технологическая в составе турбины Р-100 и двух котлов 420 т/ч;

седьмая д — доборочная, не имеюотдая в своем составе основного оборудования.

Первая секция П имеет неизменный состав, не зависящий от типа и мощности проектируемой ТЭЦ, устанавливаемого в ней общестанционного технологического оборудования

ПрИНЯТЫЙ вариант оМпОПОвIИ тiредусматривает размещение оборудования эвергоблока в ячейке длиной 72 м, создание двух продольных галерей топливоподачи, выполнение еномещенной бункерно-деаэратор”ой этажерки пролегом ‘2 м (рис. 13.2). Пролет машинного зала, как и кОТСЛЫIОI() отделения, 54 м, шаг колонн каркаса котельного отде.дi еi ‚он 24 м.

Для обеспечения оптимальных тер мических перемещений конструкций котел подвешивается к специальным хребтовым балкам пролетом 30 м, которые опираются на продольные подхрсбтовые балки. При этом в целях экономии строительных материалов принято соответствующее совмещение конструкций котлоагрегата и здания котельной. К котельной примыкают буiiкергюое отделение пролетом 12 м и помещение воздуховодогревателей пролетом 30 м.

Для обеспечения надежного топливоснабжения такой крупной ГРЭС разработана более совершенная схема топливоподачи с применением высокопроизводительного оборудования. Уголь на ГРЭС должен доставляться в большегрузвьтх полувагоiтах замкнутыми поездами-вертушками массой 4500 т (нетто).

Разгружать уголь предполагается в вагоноопрокидывателях, оборудованных специальными вибр аторами, гiозволяiощими полностью механизировать чистку полу- вагонов после их разгрузки. Железнодорожные составы подаются на вагоноопрокидыватель без разбивки, что упрощает схему железнодорожных путей и позволяет уменьшить количество вагокоопрокидывателей.

Под ваговоопрокидьтвателями вместо дискозубчатьтх дробилок устанавливают дробильно-фрезерньте машины, что дает возможность полностью отказаться от применения ручного труда для дроблевия крупных кусков топлива.

Для механизации работ на угольньтх складах предусмотреiiы вьтсокопроизводительююые машины непрерывного действия (радиальный штабелеукладчик в роторвая погрузочная машина).

На Березовской ГРЭС- 1 устанавливаются молотковые дробилки, каждая производительностью 1200 т/ч. Ленточвые конвейеры шириной 2000 мм обеспечивают подачу в котельную вэ погрузочных устройств и со складов до 4400 т угля в час.

В основу компоновки вспомогательных зданий и сооружений положен принцип блокировки их с целью сокращения площади генерального плана и протяженности коммуникаций, улучшения условий эксплуатации, уменьшения числа обслуживающего персонала. Наиболее крупные вспомогательные сооружения скомпоноваiiью в следующие блоки: объединенный производственный блок, включающий общестанционную компрессорную, электролизную установку, склад реагевтов и ряд других объектов; блок сооружений маслом азутохозяйства, состоящий из склада мазута, приемно-сливного устройства, масломазутонасосной, склада масла, установка для регенерации масел, установки для очистки замазученньтх и замасленных вод; пускоотопительная котельная, сблокиров авкая с ХВО подпитки теплосилового цикла и теплосети, а также с реагентным хозяйством; склад ресиверов, совмещенный со складом пропан-бутана; азотвая станция, совмещенная с кислородно-газификационной установкой и реципиентной станцией; блок складских помещений и цеховых ремонтных мастерских, расположенных под электрофильтрами в непосредственной близости к главному корпусу.

Унифицированы компоновочные решения по генеральным планам ГРЭС. Для всех электростанций принята одинаковая правай компоновка главных корпусов. Генплан сформирован по условным ярусам в следующей последовательности (со стороны котельной): главный корпус — электрофильтры — дымососное отделение — дымовая труба — дробильный корпус вспомогательные здания — разгрузочное устройство — железнодорожная станция склад топлива. Принятая схема компоновки обеспечивает оптимальную протяженность галерей и эстакад топливоподачи основного тракта и высокую степень использования территории.

Контроль и управление работой блоков осуществляется при помощи автоматизированной системью, осковii ы е элементы которой — внфор мациоiiюю-вьючислвтельяая система на базе машин «Комплекс АСВТ» с вроцессорами М-6000 и устройства логического управления, размещаемые в спецвальююых здаквях БЩУ у ряда А машинного зала, что значительно улучшает условия труда эксплуатационного персонала. С каждого блочного щита управляют двумя блоками.

ЛЕКЦИЯ 33

Влияние установок по производству электроэнергии и тепла на окружающую среду

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ОЧИСТКА ДЫ’ОВЫХ ГАЗОВ

Содержащиеся в дымовых газах летучая зола, частицы несгоревшего топлива, окислы азота, сернистые газы загрязняют атмосферу и оказывают вредное влияние на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

К основным мероприятиям, обеспечивающим чистоту воздушного бассейна и должные санитарно-гигиенические условия населенных пунктов и промышленных зон, относятся: использование в энергоустановках газообразного и малосернистого жидкого топлива; глубокая очистка дымовых газов от золы и сервистых соединений; устройство высоких дымовых труб; создание санитарнозащитных зон между электростанцией в жилым массивом.

Система очистки дымовых газов па электростанции должна быть такой, чтобы по выходе из трубы они не создавали в воздухе у поверхности земли концентрацию вредных примесей, превышающую предельно допустимую. Допустимьте нормы загрязнения атмосферного воздуха населенных мест на уровне земли, обусловливаемые <Саиювтарнымв юiормамюiв, приведены в табл. 9.1.

Сернистый антгидрид	Пыль нетоксическая
Сажа (копОть)	Окислы азота (0)
(зола) (802)	0,500
0,500	0,150
0,085	0,050

Табл. Предельно допустимая Концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов

загряанятощие вещества

Предельно допустимая концентрация мг/м’

максимальная

среднесуточная

разовая

Дымовые трубы (ДТ) ТЭС обеспечивают рассеивание летучих продуктов сгорания органического топлива на большие расстояния и тем самым снижение приземных концентраций вредных веществ – окиси углерода, окислов азота, серы и т.д.

На пылеугольных станциях обеспечивается золошлакоудаление (ЗШУ), т.е. транспортировка твердых продуктов горения топлива на золошлакоотвал механическим, пневматическим или гидравлическим способом. Последний означает гидрозолошлакоудаление, осуществляемое путем смешивания шлака и золы с сырой (технической) водой и направления багерным насосом образовавшейся смеси (пульпы) по специальным пульпопроводам на золошлакоотвалы (ЗШО). При строительстве ТЭС на твердом топливе нужно предусмотреть места для ЗШО, рассчитанные не менее чем на 25 лет работы станции.

Очевидно, что с увеличением мощности котельных агрегатов появляется необходимость многократного использования воды в системе гидрозолошлакоудаления. Для этого вода, использованная для транспортировки золы и шлака, осветляется с помощью отстойных прудов или дренажных систем на территории ЗШО и заново направляется для пульпообразования.

Максимальная концентрация вредных примесей в атмосфере земли на расстоянии двадцати ВЫСОТ (20 II) ог дымовой трубы

где А коэффициент температурной стратификации вертикального и

горизонтального рассеивания выбросов В Воздухе; ДЛЯ Центра ЕврОпейскОй части СССР А = 120; для северной, северо-западной части СССР, 1 Iотзолжья, Урала и Украины А = 160; для Центральной Сибири, Казахстана и Средней Азии А = 240; М — суммарный выброс золы (МЗОЛ), сернистого газа (М8о2) и окислов азота (Мю) из труб, г/с; Е — коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений; ДЛЯ 802 и Ы0 Е 1, для ВОЛЬ’ при к. п. д. золоуловителей более 90% Е 2; т коэффициент, учитывающий скорость выхода дымовых газов из устья трубы i ДЛЯ = 10—15 м/с ,л= 1; ДЛя =20—25 м/с т= = 0,9; для ш = 30—35 м/с т = 0,8; Н — геометрическая высота дымовой трубы, м; п — число труб одинаковой высоты; 1/ — суммарный объем дымовых газов, вьтбрасываемых из труб, м3/с; АТ — разность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, °С; принимается по самому жаркому месяцу в 13 ч дня.

Количество загрязненой, выбрасьтваемых мэ дымовых труб электростанции. определяется во слдуiощим формулам:

ность рабочей массы топлйва, %; З — содержание оii ,ооi ческой и колчеданной серы в рабочей массе топлива,

— к. п. д. золоуловителя, %; — потеря тепла с мехи ническим недожогом, %; доля золы, уносимой гаэамя

-—низшая теплота сгорания натурального топлива, кдж/кг; 1? — коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сжигаемого топлива, приближенно = 28Вiа

1000+1’

Вка — паропроизводительность котлоагрегата (или 1 корпуса), т/ч. При осуществлении специальных мероприятий по подавлению образования окислов азота (применение углового расположения горелок, рециркуляции 20—25 % газов в горелки) величина 1 может быть снижена в 1,5—2 раза.

Необходимо стремиться, чтобы Сшах = 0,8 причем сумма

не должна превышать единицы.

По известной величине Сщах или из выражения (9.1) может быть найдена высота дымовой трубы Н.

Если в районе сооружения (расширения) электростанции атмосферный воздух загрязнен вредными примесями действующих объектов, то при определении высоты дымовых труб следует учитывать начальную (фоновую) концентрацию Сф, причем сумма Сах + Сф не должна превышать значения . В этом случае высота дымовой трубы

где Н0 — высота трубы, найденная без учета Сф, м.

для электростанций с трубами разной высоты о различным характером выброса значения Сшах определяются вначале отдельно для каждой трубы, затем, суммттруя их на одинаковом расстоянии от труб, получают велоiiину Сшах для всей системы труб.

дымовые трубы обеспечивают отвод в атмосферу дымовых газов и рассеяние в атмосфер ном воздухе не уловленных в газоочистителытых устройствах частиц золы и

В — часовой расход сжигаемого натурального топлива при максимальной нагрузке электростанции, т/ч; А0— зольность

окислов серы. Чем выше труба, а также температура в скорость газов п устье трубы, тем ва более значительное расстояние рассеиваются дымовые газы и меньше концентрация ВРСДНЫХ примесей на уровне дыхания. Выбор высоты и количества устанавливаемых на электростанции дымовых ‘груб производится из условия, чтобы загрязнение iiрвземного слоя воздуха выбросами из дымовых труб не превышало предельно допустимой концентрации вредных примесей (см. табл. 9.1).

Количество ДЫМОВЫХ труб определяется мощностью электростанции. Обычно устанавливается по одной трубе на 2—4 котла. Сокращение числа труб позволяет существенно снизить затраты на их сооружение, уменьшить их высоту и одновременно повысить эффектiiiвiость рассеивания газов по сравнению с установкой нескольких труб такого же суммарного сечения. Целесообразно подключать к одной дымовой трубе несколько блоков общей мощностью 1500—2400 МВт. Экономическая скорость газов на выходе из труб высотой 10—32О м (табл. 9.2) находится в пределах 35—45 м/с.

В некоторых случаях при использовании на мощных электростанциях вьтсокосернистых топлив даже установка высоких дымовых труб не обеспечивает допустимых норм концентрации 502. В связи с этим тiрименение сернистого топлива лимитирует мощность электростанции, поскольку проблема эффективных и экономичных методов очистки дымовых газов от сернистых соединений до

сих пор не решена.

Зололовители осуществляют улавливание твердых частиц золы из потока дымовых газов. По физическому принципу действия они подразделяются на инерционные (сухие в мокрые) и электростатические.

Выбор типа золоуловвтеля определяется диснерсвьтм составом, физическими свойствами и количеством улавливаемой золы, санитарными нормами и технико-экоiiомическими соображениями.

Высота трубы,

Диаметр устья

м

трубьт,

м

Величина О может быть найдена из выражения

О,О1Ва11А + О,О1В 3280

В качестве сухих инерционных золоуловителей в настоящее время на станциях применяются лишь батарейные циклоны, состоящие из большого числа отдельных циклонов небольшого диаметра, включенных параллельно. Степень очистки дымовых газов в батарейных циклонах достигает 70—80%, поэтому они применяются главным образом в качестве 1 ступени комбинированной системы золоулавливания (с элсктрофильтрами) при высокой начальной концентрации золы.

Среди мокрых инерционных золоуловителей iтаибольшее распространение на электростанциях получили мокрые прутковые аппараты. Улавливание золы в этом золоуловителе происходит главным образом в орошаемой водой прутковой решетке.

Мокрые прутковые золоуловители имеют расчетную степень очистки газов 85—90% и способны улавливать как мелкие, так и крупные фракции летучей золы. Они характеризуются низкой стоимостью и простотой обслуживания. Однако возможное увлажнение дымовых газов и растворенве в воде окислов серы, содержащихся в газах, накладывают определенные ограничения на использование мокрых золоуловителей. Они могут применяться для топлив с гiрпведепным содержанием серы в свобод- пой извести не более 1 % п с содержанием щелочц не более 20% при жесткости смывюй воды не свыше 15 мг —- экв/л. Температура газов после золоуловвтеля не должна быть ниже 120°С.

Удельный расход воды на мокрый золоуловитель равен 0,15—0,3 кг/м3 газа. Гидравлическое сопротивление золоуловителя составляет 0,8—- 1 кПа.

Эффективность работы золоуловителя характервз е е я степенью очистки дымовых газов, представляющей отноше ние весового количества уюiоса, уловленного в аппарате,

к весу уноса, содержаншегося в дымовых газах до их

поступления в аппарат, С:

б зол

100%.

Табл. 9.2. Характеристика дымовых труб

150 6,0;7,2

180 7,2;8,4

250 9,6

320 7,8

Ппимечание. Трубы ВЫСОТОЙ 180 и 250 м—железобетонные, ВЫСОТОЙ 320 м—металлические многоствольные.