Тепловые электростанции промышленных предприятий

 

ВОПРОС 1. Структура электрического и теплового потребления Красноярского края  (г. Красноярска).

 

Для Красноярского края энергетическая отрасль является стержнем социально-экономического развития региона. В Сибири добывается 62% общероссийских запасов угля, производится 27% электроэнергии страны. Красноярский край — важная часть богатейшего топливно-энергетического региона России. На долю края приходится 13,4% сибирского угля, на электростанциях края вырабатывается 1/4 объема электроэнергии. По объему производства электроэнергии — 46,3 млрд кВт/час — Красноярский край занимает второе место в России, а по запасам гидроэнергетических ресурсов — около 300 млрд кВт/час — первое. Суммарная мощность красноярской энергосистемы — 11,5 тыс. МВт. Неудивительно, что энергетика — базовая составляющая экономики края. А потому в выработке и реализации энергетической политики Красноярского края заинтересованы и региональные власти, и промышленные предприятия, и население.

Структура электрического и теплового потребления – это долевое распределение суммарного электрического и теплового потребления по типам потребителей.

Основной поставщик  электрической и тепловой энергии  в Красноярском крае ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)».

Производство и потребление  электрической энергии

Производственные показатели за 4 квартал 2010 г.

За 4 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 3 775,062 млн. кВтч электрической  энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 3 283,613 млн. кВтч, объем реализации – 3 737, 389 млн. кВтч на сумму 2 675, 51 млн. руб.

Производственные показатели за 3 квартал 2010 г.

За 3 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 1 915,985 млн. кВтч электрической  энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 1 745,478 млн. кВтч, объем реализации – 1 942,393 млн. кВтч на сумму 1 759,82 млн. руб.

Производственные показатели за 2 квартал 2010 г.

За 2 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»  выработали 2 555,728 млн. кВтч электрической энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 2 206,839 млн. кВтч, объем реализации – 2 418,459 млн. кВтч на сумму 1 860,63 млн. руб.

Производственные показатели за 1 квартал 2010 г.

За 1 квартал 2010 г. производственные филиалы ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» выработали 4 271,785 млн. кВтч электрической энергии.

Объем отпуска в сеть электроэнергии составил 3 721,090 млн. кВтч, объем реализации – 3 887,985 млн. кВтч на сумму 2 553,79 млн. руб.

Производство и потребление  тепловой энергии

Показатели производства теплоэнергии

Выработка тепловой энергии  по ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2010 год составила 14 987 тыс. Гкал. Полезный отпуск тепловой энергии за 2010 год - 13 682 тыс. Гкал. Объём реализации за отпущенную тепловую энергию составил 10 906 млн. руб.

Объемы выработки тепловой энергии (2007 – 2010 гг.), тыс. Гкал.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

.

ВОПРОС 2 .Определение табличной мощности электродвигателя и расходуемой мощности электродвигателя питательного насоса.

Существует два варианта приводов питательных насосов: 1)электрический;

2)турбинный.

Электрический привод питательных насосов

Достоинства:

1)простота конструкции  (синхронный или асинхронный);

2)надёжность

Недостатки:

1)ограничена единичная  мощность двигателя до 9 МВт;

2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды.

Для определения мощности электродвигателя необходимо знать  паропроизводительность котельного агрегата и напор создаваемый питательным  насосом.

Определение напора, создаваемого питательными насосами

1) Для барабанных котельных  агрегатов

Рб - рабочее давление в паровом  котле;

Рд- давление в деаэраторе;

- высота подъёма воды из  деаэратора в барабан парового  котла;

- средняя плотность питательной воды;

- суммарное гидравлическое сопротивление  оборудования (ПВД и экономайзера  парового котла)

2) Для прямоточных котельных  агрегатов

 

Определение мощности электродвигателя питательного насоса.

Расчетная подача питательного насоса

, м³/с

где – паропроизводительность котельного агрегата

 – коэффициент запаса по  производительности котельного  агрегата

ρ – плотность воды, кг/м³; – удельный объём среды , /кг

Мощность электродвигателя питательного насоса, КВт:

= =861,25 КВт

где –КПД питательного насоса;

– напор питательного насоса ,МПа. 

 

 

 

ВОПРОС 3. Технологическая схема топливоподачи мощной ТЭЦ, работающей на твердом топливе

Технологическая схема  паротурбинной ТЭС

Схема ТЭС на угле: 1 — градирня; 2 — циркуляционный насос; 3 — линия электропередачи; 4 — повышающий трансформатор; 5 — турбогенератор; 6 — цилиндр низкого давления паровой турбины; 7 — конденсатный насос; 8 — поверхностный конденсатор; 9 — цилиндр среднего давления паровой турбины; 10 — стопорный клапан; 11 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 12 — деаэратор; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — транспортёр топливоподачи; 15 — бункер угля; 16 — мельница угля; 17 — барабан котла; 18 — система шлакоудаления; 19 — пароперегреватель; 20 — дутьевой вентилятор; 21 — промежуточный пароперегреватель; 22 — воздухозаборник; 23 — экономайзер; 24 — регенеративный воздухоподогреватель; 25 — фильтр; 26 — дымосос; 27 — дымовая труба.

Схема топливного хозяйства ТЭС предопределяется последовательностью технологических операций с топливом, предшествующих его поступлению в пылеприготовительную установку. Компоновка объектов топливного хозяйства зависит от характеристик топлива, вида используемых механизмов и машин, мощности станции. Для повышения надежности эксплуатации, простоты управления и сокращения объемов пусковых комплексов топливное хозяйство ТЭС мощностью 4000 МВт и более разделяют на две самостоятельные части, предусматривается автономная подача топлива на несколько блоков по идентичным схемам.

Типовая технологическая  схема топливоподачи ТЭС показана на рис. 1. Разгрузочное устройство оборудовано  вагоноопрокидывателями, разгружающими вагоны с углем в приемные бункера. Смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в тепляках. Если производительность топливоподачи менее 400 т/ч, устанавливают один вагоноопрокидыватель, от 400 до 1000 т/ч—два вагоноопрокидывателя. Для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 1000 т/ч количество вагоноопрокидывателей выбирается исходя из 12 опрокидываний в час вагонов средневзвешенной грузоподъемности плюс один резервный вагоноопрокидыватель. Топливо доставляется на ТЭС в полувагонах грузоподъемностью

60—125 т.

Для электростанции на фрезерном торфе тип разгрузочного устройства (безъемкостное, траншейное, с многоковшовыми перегружателями и пр.) определяется в каждом конкретном случае с учетом расхода торфа и типа вагонов.

 

 

Рис. 1. Схема топливоподачи пылеугольной ТЭС:

1 —  размораживающее устройство; 2 —  электротележка-толкатель; 3 — разгрузочное  устройство;

4 —  конвейеры от разгрузочного устройства; 5 — узел пересыпки; 6— конвейеры  в дробильный корпус;

7 —  дробильный корпус; 8 — конвейеры  в главный корпус; 9 — главный  корпус; 10 — конвейер на склад; 

11 —  конвейер со склада; 12 — загрузочный  бункер; 13 — узел пересыпки; 14 —  конвейер в узел пересыпки; 15—  роторная погрузочная машина-штабелер; 16 — склад топлива

 

 

Приемные бункера  вагоноопрокидывателей перекрывают решетками с размерами ячеек не более 350Х Х350 мм, расширяющимися книзу. Крупные куски топлива измельчаются и проталкиваются перемещающимися над решетками дробильно-фрезерными машинами. В соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических станций при соответствующем обосновании допускаются размеры решеток под вагоноопрокидывателем с ячейками более 350X350 м. В этом случае топливо после приемных бункеров должно пройти через дробилки грубого дробления. Установка этих дробилок приводит к увеличению заглубления здания вагоноопрокидывателей, что связано с дополнительными капитальными затратами. Из-под бункеров разгрузочного устройства топливо выдается ленточными питателями, оснащенными шкивными магнитными сепараторами для извлечения из топлива поддающихся намагничиванию металлических предметов.

От каждого  вагоноопрокидывателя отходит один ленточный конвейер с производительностью, равной производительности вагоноопрокидывателя. Нумерация конвейеров топливного хозяйства ведется по ходу топлива от разгрузочного устройства в главный корпус, на склад и со склада. Параллельным конвейерам одинакового порядкового номера присваивают буквенные индексы «а», «б».

Топливо в котельную подается двухниточной системой ленточных конвейеров, рассчитанных на трехсменную работу. Обычно одна из ниток работает, а вторая находится в резерве. Однако могут одновременно работать обе нитки системы. Такая необходимость может быть вызвана ухудшением качества и увеличением нестабильности качественных характеристик топлива, а также недостаточной надежностью некоторых узлов топливоподачи.

В узле пересыпки  № 1 топливо с конвейеров № 1 с  помощью распределителей, в качестве которых обычно используются перекидные шиберы, направляется на одну из ниток конвейера № 2, которым транспортируется в дробильный корпус. Здесь топливо либо поступает в молотковые дробилки, либо сбрасывается плужковыми сбрасывателями на конвейер подачи топлива на склад. Молотковые дробилки измельчают топливо до размера 25 мм. При работе на торфе и другом мелком топливе (0—25 мм) топливо может подаваться, минуя дробилки. Перед молотковыми дробилками для отсева мелких фракций устанавливается грохот или стационарная колосниковая решетка. Производительность всех установленных дробилок тонкого дробления должна быть не меньше производительности всех ниток топливоподачи в котельное отделение. Каждая нитка конвейера № 2 работает со своей парой дробилок, причем в работе могут находиться одна из дробилок данной пары либо обе дробилки одновременно.

Перед молотковыми  дробилками устанавливают подвесной  саморазгружающийся электромагнитный металлоискатель и металлоотделитель, а после дробилок— шкивный  и подвесной электромагнитные металлоотделители. При среднеходных мельницах после молотковых дробилок устанавливают уловители немагнитного металла. При шаровых барабанных мельницах металлоуловители устанавливают только до дробилок. Древесина улавливается из угля уловителями длинномерных предметов, установленными в узле пересыпки до молотковых дробилок, и уловителями щепы, установленными на конвейерах после молотковых дробилок. «Улов» удаляется механизированным способом.

Конвейерами № 3 топливо подается в башню пересыпки бункерной галереи главного корпуса. На этих конвейерах установлены ленточные весы для текущего учета топлива, израсходованного за сутки.

На топливоподающем  тракте после дробилок в узле пересыпки располагаются механические пробоотборные устройства, с помощью которых отбирают топливо при сбросе его с конвейеров и приготовляют усредненные пробы топлива для физико-химических анализов.

На конвейерах № 4 в бункерной галерее на каждый бункер сырого угля установлены два  двусторонних плужковых сбрасывателя. На резервный склад уголь подается конвейером и роторной погрузочной машиной - штабелером (РПМ). Послойная укатка угля на складе производится бульдозерами. Топливо со склада выдается в узел пересыпки конвейером непосредственно от РПМ.

Вместимость складов  угля и сланцев принимается, как правило, равной 30-суточному расходу топлива. При небольших расстояниях между ТЭС и местом добычи топлива (41—100 км) вместимость склада может быть уменьшена до 15-суточного расхода, а при расстояниях до 40 км — до 7-суточного расхода.

Система и уровень механизации угольных складов определяются на базе технико-экономического обоснования и должны обеспечивать выполнение складских работ и ремонт механизмов с минимальной численностью персонала. На угольных складах должны применяться механизмы непрерывного действия (роторные погрузчики, штабелеукладчики), мощные бульдозеры.

 

 

Задача №1. Для конденсационного энергетического блока по данным, приведенным в табл.1 определить:

1. Термический КПД энергоблока η_t;
2. КПД транспорта теплоты по трубопроводам η_тр;
3. Внутренний относительный КПД турбины η_oi;
4. Внутренний абсолютный КПД турбины η_i;
5. Относительный электрический КПД турбоустановки η_оэ;
6. Абсолютный электрический КПД энергоблока η_э;
7. КПД энергоблока η_с;
8. Удельный расход теплоты на турбоустановку q_ту;
9. Удельный расход теплоты энергоблоком q_c;
10. Удельный расход условного топлива b_у.

 

Решение

                                                                                                        Табл, 1

Электрическая мощность блока,Nэ, МВт		210
Параметры пара за котлом: -давление Pпе, МПа -температура  t пе,°С		14 545
Параметры пара перед  турбиной: -давление P0, МПа -температура  t0,°С		13 535
Расход свежего пара, D0, т/ч		565
Промежуточный перегрев пара (расход в % от свежего) α пп =Dпп/D0, %		88
Параметры до промперегрева:   -давление P´пп, МПа   -температура  t´пп, °С		2,4 346
Параметры после промперегрева:   -давление P´´пп, МПа   -температура  t´´пп,°С		2,1 545
Параметры отработавшего  пара: -давление Pк ,кПа -энтальпия hk, кДж/кг		4.0 2450
Температура питательной  воды: -за последним подогревателем  высокого давления t´пв,°С -перед котлом tпв,°С		232 230
Потери рабочей среды  в цикле (в % от расхода пара на турбину), βп*100%		2.5
КПД котлоагрегата, нетто, η нка     ,%		87
Электромеханический КПД  турбогенераторной установки, ηэм,%		96
Доля собственных нужд энергоблока	4