Отчет по производственной практике

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС, отпадают угольный склад, дробильное отделение, система транспортеров, бункера сырого угля и пыли, а также система золоулавливания и золошлакоудаления.

На ТЭС, сжигающих твердое топливо  в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла (19) топлива частично вытекает в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уносится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофильтре (20) и собирается в бункерах летучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления (21), из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос (22), транспортирующий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалением находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не смачивается и может использоваться для приготовления строительных материалов.

Дымовые газы после золоуловителя  дымососом (23) подаются в дымовую трубу (24). При работе котла под наддувом необходимость установки дымососов отпадает.

Подогретый пар из выходного  коллектора пароперегревателя по паропроводу  свежего пара (25) поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины (26а). После ЦВД пар по «холодному» паропроводу промежуточного перегрева (27) возвращается в котел и поступает в промежуточный пароперегреватель (28), в котором перегревается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По «горячей» линии промежуточного перегрева (27а) пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД) (26б), затем – в цилиндр низкого давления (ЦНД) (26в) и из него – в конденсатор турбины (29). Из конденсатосборника конденсатора конденсатные насосы I ступени (30) подают конденсат на фильтры установки очистки конденсата (31), после которой конденсатным насосом второй ступени (32) конденсат прокачивается через группу подогревателей низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор (34). В деаэраторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О₃ и СО₂, что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Деаэрированная питательная вода из аккумуляторного бака деаэратора, питаемого насосом (35), подается через группу подогревателей высокого давления (ПВД) (36) в экономайзер (37). Тем самым замыкается пароводяной тракт, включающий в себя пароводяные тракты котла и турбинной установки.

В последние годы находит применение нейтральный водный режим с дозированием газообразного кислорода во всасывающий коллектор конденсатных насосов II ступени. При этом прекращается дозировка в конденсат или питательную воду гидразина и аммиака, выпары деаэратора закрываются.

Концентрация кислорода в воде 200-400 (мкг/кг) при высоком качестве обессоленного конденсата и отсутствии органических соединений обеспечивает образование пассивирующих окисных пленок в конденсатно-питательном тракте, на поверхностях нагрева ПВД и парового котла. Применение этого метода на новых энергоблоках приведет к. бездеаэраторной схеме.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды. Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы еще система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела и система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки (38). Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины.

Охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционным насосом (40) и затем поступает в башенный охладитель (градирню) (41), где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются системы водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

Электрический генератор (42), вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор (43) идет на сборные шины (44) открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд (45) присоединены также шины собственного расхода (46). Таким образом, собственные нужды энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от генератора энергоблока. В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор с шин ОРУ.

Надежное электропитание электродвигателей  агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков к ТЭС в целом. Нарушения электропитания собственных нужд приводят к отказам и авариям.

Таким образом, описанная технологическая  схема ТЭС представляет собой  сложный комплекс взаимосвязанных  трактов и систем: топливный тракт, система пылеприготовления, пароводяной  тракт, газовоздушный тракт, шлакозолоудаление, электрическая часть, система приготовления добавочной воды, система технического водоснабжения.

Тепловая схема УИ ТЭЦ. Химически  обессоленная вода поступает с ХВО  УИ ТЭЦ в 2 бака ХОВ вместимостью 80 м³ каждый. Насосами ХОВ через подогреватели низкого давления (ПНД-1,2) химически обессоленная вода подается в деаэраторы (ДСА-1,2), нагревается до температуры от 102^○C до 104^○C и поступает на питательные электронасосы (ПЭН-1,2,3,4) для подачи на питательный узел котла агрегата, а затем водяной экономайзер котла (ВЭ). Пройдя  двух ступенчатый водяной экономайзер, включенный в рассечку с воздуха подогревателем (ВЗП), поступает в барабан котлоагрегата. Из барабана КМ-75-40 вода расчет естественной циркуляцией распределяется по экраном котла, где происходит ее нагрев.

Котел КМ 75-40 имеет 3 ступени испарения и 16 контуров циркуляции. Из барабана котла полученный в результате испарения насыщенный пар с избыточным давлением 4 МПа (40 кгс/см²) поступает в пароперегреватель 1-ой ступени, с пароперегревателя 1-ой ступени, перегретый пар поступает в пароохладитель, где производится снижение температуры перегретого пара, далее через промежуточные камеры перегретый пар поступает в пароперегреватель 2-ой ступени.

С пароперегревателя 2-ой ступени перегретый пар поступает в паросборную камеру с избыточным давлением 4Мпа (40кгс/см²) и температурой 440^○C и направляется в главный паровой коллектор.

На главном паровом коллекторе пар распределяется на редукционноохладительные устройства (РОУ) и турбогенераторы ТГ-1,2,3,4,5.

Перегретый пар на турбину поступает  через стопорные клапаны и  регулирующие клапаны парораспределения  в проточную часть турбины. Пройдя проточную часть турбины, отработанный пар выходит через ее выхлопной патрубок и используется на производственный нужды.

Пар утечек из паровой камеры переднего  концевого уплотнения отводится  в турбину. Из первой камеры заднего  уплотнения и из второй камеры переднего  уплотнения, а также из уплотнений штоков стопорных клапанов и регулирующих клапанов, пар отсасывается струйным подогревателем, который осуществляет подогрев воды, подаваемый на струйный подогреватель.

На выхлопном паропроводе установлено  предохранительное устройство, срабатывающие при повышения давления выхлопного пара сверх допустимой величины.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) предназначены для снижения давления и температуры пара из магистрали более высоких параметров.

5. ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ
1. Принципиальное устройство

Турбина, в которой значительная часть потенциальной энергии  рабочего тела (напор жидкости, теплоперепад газа или пара) преобразуется в  механическую работу в лопаточных каналах  рабочего колеса, имеющих конфигурацию реактивного сопла. У современных  турбин окружное усилие, вращающее рабочее колесо, создаётся суммарным действием силы, возникающей при изменении направления потока рабочего тела в лопаточных каналах (активный принцип), и реактивного усилия, развиваемого при возрастании скорости рабочего тела в них (реактивный принцип). Отношение количества энергии, преобразованной в рабочих лопатках турбины, ко всему использованному количеству энергии называется степенью реактивности r (при r = 1 турбину называют чисто реактивной, а при r = 0 – чисто активной).

Практически все турбины работают с какой-то степенью реактивности, однако реактивными турбинами обычно принято называть только те турбины, в которых по «реактивному» принципу преобразуется не менее 50% всей потенциальной энергии рабочего тела.

Рис. 2. Схематический разрез небольшой реактивной турбины

(1) кольцевая камера свежего  пара; (2) разгрузочный поршень; (3)  соединительный паропровод; (4) барабан  ротора; (5),(8) рабочие лопатки; (6),(9)  направляющие лопатки; (7) корпус.

 Многоступенчатая турбина газовая  или паровая турбина, в которой  расширение пара или газа от начального, до конечного давления, и преобразование его тепловой энергии в механическую работу осуществляется не в одной, а в ряде последовательно расположенных ступеней. Каждая ступень в принципе представляет собой элементарную турбину и состоит из неподвижного соплового аппарата и подвижных рабочих лопаток.

В сопловом аппарате происходит расширение пара или газа, на рабочих лопатках — преобразование кинетической энергии  потока рабочего тела в работу вращения ротора турбины. Поскольку в каждой ступени используется только часть располагаемого перепада давления и тепла, скорости пара или газа в ней умеренные. Это позволяет получить хороший кпд при относительно невысокой частоте вращения ротора, что необходимо для непосредственного соединения турбины с приводимыми машинами (электрическими генераторами, компрессорами).

Перспективны комбинированные  парогазотурбинные установки (ПГУ). В ПГУ топливо и воздух подводятся под давлением в камеру сгорания; продукты сгорания и нагретый воздух поступают в газовую турбину. После первых ступеней газовой турбины продукты сгорания отводятся в промежуточную камеру сгорания, в которой сжигается часть топлива за счёт избыточного кислорода, имеющегося в газах. Из промежуточной камеры сгорания продукты сгорания поступают в последующие ступени турбины, где происходят их дальнейшее расширение и охлаждение.

Тепло отработавших газов может  быть использовано для подогрева  воды или выработки пара низкого давления в парогенераторе. Воздух в камеру сгорания подаётся компрессором, размещенным на одном валу с турбиной. Технология отличается простотой, малым количеством вспомогательного оборудования и трубопроводов. Комбинированная ПГУ в нормальном режиме работает по паротурбинному циклу, а для покрытия нагрузок в часы «пик» в энергосистеме переключается на парогазовый цикл. При этом удаётся получать высокие начальные температуры рабочего тела и сравнительно низкие температуры отвода тепла, что и определяет повышенный кпд у ПГУ при некотором снижении капитальных затрат.

Рис. 3. Двухкорпусная паровая турбина

(1) корпус высокого давления; (2) лабиринтовое уплотнение; (3) колесо  Кертиса; (4) ротор высокого давления; (5) соединительная муфта; (6) ротор низкого давления; (7) корпус низкого давления.

Конденсационная  паровая турбина, в которой рабочий цикл заканчивается  конденсацией пара. Одним из главных преимуществ этого типа по сравнению с любым другим двигателем является возможность получения в одной установке большой мощности до 1200 МВт. На всех крупных тепловых и атомных электростанциях для привода электрических генераторов применяются конденсационные турбины; кроме того, они применяются в качестве главных двигателей на кораблях, а также для привода доменных воздуходувок и т. д.

Мощные конденсационные турбины  выполняются, как правило, многоцилиндровыми с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды (до 8—9 отборов пара для подогрева). Конденсационные турбины мощностью свыше 100 МВт обычно бывают с однократным промежуточным перегревом пара.

В СССР первая конденсационная турбина  была построена на Ленинградском  металлическом заводе в 1924. Это была турбина мощностью 2 МВт, работавшая на паре с начальным давлением 11кгс/см2 и температурой 300°С; в 1970 там же была изготовлена одновальная конденсационная турбина мощностью 800 МВт с начальным давлением пара 240 кгс/см2 и температурой 540°С. Создаётся 1973 одновальная конденсационная турбина мощностью 1200 МВт, с промежуточным перегревом пара, не имеющая аналогов в мировом турбостроении.

На атомных электростанциях  применяются главным образом  конденсационные турбины насыщенного пара. У этих турбин расход пара примерно на 60—65% больше, чем у конденсационных турбин с перегревом пара равной мощности. Чтобы пропустить увеличенные расходы пара через последние ступени, необходимо увеличивать длину лопаток этих ступеней, что может быть достигнуто лишь при снижении частоты вращения конденсационной турбины. Поэтому конденсационные турбины  мощностью 500 МВт и более выполняются, как правило, не на 3000 об/мин, а на 1500 об/мин. Харьковский турбинный завод выпускает турбину насыщенного пара мощностью 220 и 500 МВт на 3000 об/мин и разрабатывает серию К. т. мощностью 500 и 1000 МВт на 1500 об/мин.

Разновидностью конденсационных  турбин являются турбины с регулируемыми  отборами пара для отопительных целей и для производственных нужд. Такие турбины, используемые для совместного производства электроэнергии и тепла, называют теплофикационными и устанавливают на теплоэлектроцентралях. В 1971 Уральским турбомоторным заводом изготовлена первая в мире теплофикационная турбина с промежуточным перегревом пара мощностью 250 МВт, рассчитанная на отпуск тепла в количестве 394 МВт (340 Гкал/ч).