Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Компоновочные схемы ТЭС




Читайте также:
  1. II. Системы, развитие которых можно представить с помощью Универсальной Схемы Эволюции
  2. IV. Экспериментальное определение параметров схемы замещения трансформаторов.
  3. Oсновные схемы сетевой защиты на базе межсетевых экранов
  4. Автотрансформаторы, схемы включения обмоток, энергетическая эффективность.
  5. Активные и пассивные четырехполюсники. Формы записи уравнений четырехполюсников. Схемы замещения. Связь между входными и выходными параметрами.
  6. Активные элементы схемы замещения
  7. Алгебраическая сумма токов в любом узле электрической схемы равна нулю
  8. Анализ данных и построение итоговой картосхемы. Выводы и рекомендации.
  9. Анализ обзора литературы и выбор наиболее рациональной технологической схемы производства
  10. Анализ схемы принятия решений и разработка предложений по совершенствованию управления в подразделении

ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину – дубль–блоком.

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование с более высокими параметрами, т.е. позволяет совершенствовать оборудование и повышать технико–экономические показатели электростанции. Процессы наладки нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.



В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P0≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P0≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции.

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.



В условиях теплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т.п. на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают легкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2–0,3 м3/кВт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и другие грузоподъемные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

На рис. 3.6. приведена компоновочная схема энергоблока пылеугольной электростанции: I – помещение парогенераторов; II – машинный зал, III – насосная станция охлаждающей воды; 1 – разгрузочное устройство; 2 – дробильная установка; 3 – водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватели; 5, 6 – топочная камера; 7 – пылеугольные горелки; 8 –парогенератор; 9 – мельничный вентилятор; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели пыли; 12 – трубопроводы па­ра промежуточного перегрева; 13 – деаэратор; 14 – паровая турбина; 15 – электрический генератор; 16 – повышаю­щий электрический трансформатор; 17 – конденсатор; 18 – подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 – конденсатные насосы; 20 – регенеративные ПНД; 21 – питательный насос; 22 – регенеративные ПВД; 23 – дутьевой вентилятор; 24 – золоуловитель; 25 – шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ – электроэнергия высокого напряжения.



На рис. 3.7 приведена упрощенная компоновочная схема газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт с указанием размещения только основного и части вспомогательного оборудования, а также габаритов сооружений (м): 1 – котельное отделение; 2 –турбинное отделение; 3 – конденсаторное отделение; 4 – генераторное отделение; 5 – деаэраторное отделение; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – регенеративные воздухоподогреватели; 8 – распредустройство собственных нужд (РУСН); 9 – дымовая труба.

 
 

 

 


Рис. 3.7. Компоновка главного корпуса газомазутной

электростанции мощностью 2400 МВт

 

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) – в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование – в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котел с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудованием образуют отдельную часть – моноблок электростанции.

Для турбин мощностью 150–1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500–3600 м3/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль–блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из нее распределяется между турбинами.

Размеры главного корпуса зависят от мощности размещаемого в нем оборудования: длина одного блока 30–100 м, ширина 70–100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной – 50 ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближенно удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7–0,8 м3/кВт, а на газомазутной – около 0,6–0,7 м3/кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) часто устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подается обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и других условий, 25–70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в России обслуживаются персоналом из расчета 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность КЭС зависит от водных и топливных ресурсов, а также требований охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выбросы с продуктами сгорания топлива в виде твердых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничиваются установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99 %). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеиваются с помощью высоких дымовых труб, которые сооружаются для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3–4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.

Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизировано управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т.д. Автоматизированы и другие процессы КЭС: поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановка блоков, защита оборудования при ненормальных и аварийных режимах.

 


Дата добавления: 2015-04-16; просмотров: 49; Нарушение авторских прав







lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2021 год. (0.019 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты