книги из ГПНТБ / Мейкляр, М. В. Паровые котлы электростанций [учеб. пособие]

ідаётся в воду в конденсаторах паровых турбин. Действие отведейного с водой тепла наглядно видно зимой. Река, в которую сбрасывает­ ся охлаждающая вода из конденсаторов, не замерзает вблизи элек­ тростанции даже в сильные морозы.

Тепло топлива используется более полно при нали­ чии теплофикации, когда часть пара используется сна­ чала для выработки электрической энергии, а затем при малом давлении отбирается из турбины и направляется для промышленного потребления и на отопление зданий. Такие электростанции называются теплоэлектроцентра­ лями (сокращенно — ТЭЦ).

Теплофикация чрезвычайно эффективна как для электростанций, так и для потребителей пара. Но не всегда имеется возможность использовать пар низкого давления. Большинство новых электростанций прихо­ дится строить вдали от потребителей тепла. Такие элек­ тростанции называют конденсационными и сокращенно именуют ГРЭС (государственная районная электростан­ ция).

Чтобы хоть частично уменьшить непроизводительную затрату огромного количества тепла, прежде всего стре­ мятся к тому, чтобы каждый килограмм выработанного

вкотле пара совершил наибольшую возможную работу, прежде чем, превращаясь в воду, он отдаст в реку или

впруд остаток своего тепла. Тогда непроизводительно потерянному теплу будет соответствовать большее коли­ чество использованного тепла и выраженная в процентах потеря тепла котлом уменьшится. С этой целью увели­ чивают начальное давление и начальную температуру пара, направляемого в турбину.

Сравним экономичность двух ГРЭС, на одной из которых котлы вырабатывают пар давлением 32 кгс/см2, а на другой— 100 кгс/см2. Обе электростанции имеют одинаковую мощность и сжигают уголь одного месторождения. На первой из них в полезную электрическую

с полной нагрузкой, потребляет в час около 27 т антрацита или до 50 т бурого угля. Экономия топлива 12% практически означает

10

крупной электростанции такая экономия с избытком окупает расхо­ ды, связанные с усложнением конструкции оборудования из-за по­ вышения давления.

В процессе развития энергетики в СССР неодно­ кратно производилось значительное повышение давле­ ния пара в котлах и турбинах, изготовлявшихся энерге­ тическими заводами. Обычно при этом увеличивали и расчетную производительность каждого котельного агре­ гата. Так, в 20-х и начале 30-х годов строились котлы производительностью до 35 т/ч на давление до 18кгс/см2. В дальнейшем были внедрены котлы среднего давления на 32 и 40 кгс/см2 производительностью до 200 т/ч, за­ тем котлы высокого давления на 100 и 140 кгс/см2, а с середины 60-х годов и котлы сверхкритического дав­ ления, вырабатывающие пар 255 кгс/см2 и имеющие про­ изводительность 1000 т/ч и более.

В табл. 1-1 указаны основные характеристики котлов, изготовляемых в СССР. Работающие на советских элек­ тростанциях зарубежные котлы имеют обычно иные ха­ рактеристики.

Оснащение электростанций более крупными котлами,

электростанции с восемью энергоблоками мощностью по 300 МВт сверхкритического давления оказывается толь­ ко на 3%' выше, чем стоимость равных ей по суммарной мощности двух электростанций, на каждой из которых имеется по шесть блоков докритического давления по 200 МВт. Таким образом, экономия, достигаемая при установке на первой электростанции более крупных энергоблоков, почти полностью компенсирует дополни­ тельные расходы, возникающие в связи с усложнением оборудования вследствие внедрения пара сверхкритиче­ ского давления.

Увеличение экономичности электростанций может быть достигнуто как при повышении давления пара, так и при перегреве этого пара в котлах до более высокой температуры. В современных котлах выходную часть па­ роперегревателя, паропровод и входную часть турбины изготовляют из стали специальных сортов. Повышать температуру пара можно лишь з тех пределах, в каких

U

12

эта сталь надежно ее выдерживает при высоком давле­ нии.

Дальнейшее увеличение экономичности электростан­ ций достигается применением п р о м е ж у т о ч н о г о пе­ р е г р е в а пара. Пар высокого давления, нагретый в первичном перегревателе котла до максимально допу­ стимой температуры, срабатывается в турбине примерно до 25—35 кгс/см2 (рис. 1-3). Его температура при этом

Первичный пар 1й0 кгс/см , 545 С

Возврат пара т

27 кгс/см 2, 333

Вторичный пар /

2й,5 кгс/см 2, 5П5 С

ры турбины.

снижается и на выходе из турбины должна быть такой, чтобы пар не превращался в воду при малой нагрузке турбины или резком снижении нагрузки. Далее, пар воз­ вращается в котел и в промежуточном пароперегревате­ ле снова нагревается до высокой температуры, после че­ го опять направляется в турбину. Потеря давления при движении пара из турбины в котел и обратно и прохож­ дении его через промежуточный пароперегреватель обыч­ но не превышает 5—6 кгс/см2.

13

Столь сложная схема несколько затрудняет обслужи­ вание и увеличивает стоимость сооружения электростан­ ций, но оправдывается достигаемой экономией около 4% топлива. Промежуточный перегрев пара наиболее целе­ сообразен для агрегатов большой мощности.

1-3. Совместная работа котлов и турбин

Условия совместной работы. На электростанциях, ра­ ботающих без промежуточного перегрева пара, часто применяется совместное присоединение нескольких кот­ лов к нескольким паровым турбинам. Пар из каждого котла может поступать в любой из двух станционных паропроводов, расположенных вдоль котельной. К этим же паропроводам присоединена каждая турбина.

При такой схеме остановка любого котла не влечет за собой вынужденной остановки какой-либо турбины, так как они продолжают получать пар из общего паро­ провода. Котлы почти всегда приходится останавливать чаще, чем турбины, и при совместной работе котлов на общий паропровод несколько увеличивается выработка электроэнергии на электростанции.

Однако условия работы электростанции при такой схеме намного усложняются из-за того, что при движе­ нии пара по трубопроводам происходит снижение его давления и температуры. От дальних котлов на турбину поступает пар с пониженными характеристиками. Это приводит к уменьшению экономичности электростанции. Практически, несмотря на наличие длинных паропрово­ дов, каждая турбина может получать пар лишь от не­ многих котлов.

Совместная работа нескольких котлов и турбин еще более усложняется при наличии промежуточного пере­ грева пара. Для таких электростанций считается необ­ ходимой либо изображенная на рис. 1-3 схема блочного соединения каждой турбины лишь с одним котлом (м о-

блоки целесообразно иногда и при отсутствии промежу­ точного перегрева пара.

На электростанции, состоящей из отдельных моно­ блоков, каждая остановка котла влечет за собой выход из строя всего блока, после чего требуются длительные

14

операции но его пуску в работу. Поэтому при сжигании сланцев и других низкосортных топлив, при использова­ нии которых котлы приходится периодически останавли­ вать для очистки, распространение получили дубль-блоки. Во время очистки одного из котлов турбина продолжает работать с 50%-ной нагрузкой, получая пар от второго котла.

В начальный период внедрения в СССР энергоблоков сверхкритического давления также считалось оправдан­ ным сооружение дубль-блоков, при эксплуатации которых можно было не останавливать турбины при имевшем тогда место повышенном числе остановок котлов. В даль­ нейшем, с возрастанием надежности работы котлов, но­ вые агрегаты сверхкритического давления стали уста­ навливать по схеме моноблоков, которые оборудованы меньшим количеством арматуры и проще обслужива­ ются, чем дубль-блоки.

В дубль-блоках сверхкритического давления принято называть два совместно работающих котельных агрега­ та к о р п у с а м и одного котла. Вместо того чтобы, на­ пример, говорить про два котла производительностью по 500 т/ч, говорят про два корпуса котла производитель­ ностью 1000 т/ч.

От схемы соединения котла с турбиной зависят усло­ вия его растопки и остановки. До включения котла в на­ ходящийся под давлением общий (станционный) паро­ провод пар уже направляют различным потребителям тепла. Включение котла производят при давлении на 1—3 кгс/см2 ниже, чем в станционном паропроводе. Этим исключается возможность резкого -снижения давления во включаемом котельном агрегате. В противном случае во всем объеме воды в котле дополнительно образуется большое количество пара. Уровень воды в барабане (рис. 1-1) быстро повышается, что может привести к по­ паданию воды в пароперегреватель и к аварии котла.

В моноблочных установках растопка котла и повыше­ ние давления сопровождаются пуском в работу паровой турбины и другого оборудования машинного зала. Мини­ мальную электрическую нагрузку блок начинает нести еще при работе котла с пониженным давлением. Все опе­ рации на котле должны быть тесно увязаны с операция­ ми по турбине и другому оборудованию. Иногда от этого оборудования зависит и длительность растопки котла.

15

В таких же примерно условиях производится сов* местный пуск в работу турбины с одним из котлов дубль-блока.

От условий совместной работы котла и турбины за­ висят и операции по остановке котельного агрегата. При его отключении от общего для нескольких котлов паро* провода нужно закрыть парозапорную задвижку немед­ ленно после прекращения горения топлива в топке. В противном случае возникают дополнительные тепло­ вые напряжения в барабане котла. В нижней половине барабана охлаждается вода, а в верхней половине нахо­ дится пар, который непрерывно конденсируется на по­ верхности стенок и поддерживает их температуру близ­ кой к температуре кипения воды в соседних котлах. Неодинаковое охлаждение верхней и нижней частей ба­ рабана влечет за собой его прогиб.

При совместной остановке котла и турбины, когда котел дает пар на турбину независимо от других котлов электростанции, закрывать паровую задвижку можно лишь после полного прекращения вращения ротора тур­ бины. Объясняется это тем, что паровая турбина может быть сильно повреждена даже при кратковременном прекращении подачи масла к ее подшипникам. В период остановки машины ее главный масляный насос не рабо­ тает. При закрытии паровой задвижки нельзя пользо­ ваться вторым насосом, имеющим паровой привод. В этом случае подачу масла в подшипники обеспечивает лишь электронасос, работа которого без резерва опасна и не допускается.

Особенности работы электростанций большой мощно­ сти. При освоении современных ТЭС мощностью свыше 1 500—2 000 Мвт с энергоблоками мощностью по 200— 300 Мвт возникли новые проблемы, связанные с особен­ ностями столь крупных агрегатов.

Важнейшее значение приобрел вопрос о необходимо­ сти максимального повышения надежности работы каж­ дого котла, поскольку вынужденные остановки котлов приводят к гораздо большим убыткам, нежели остановки менее крупного оборудования. Одновременно возросли требования по соблюдению высокой экономичности рабо­ ты электростанций.

Так, на работающей с полной нагрузкой ГРЭС мощ­ ностью 2 400 МВт уменьшение удельного расхода антра­ цита только на 1 г/(кВт-ч) может обеспечить экономию

16

до 14 тыс. т топлива в год. Запланированное в 9-й пятйлетке снижение среднего удельного расхода топлива (на 1 квт-ч) на 24—26 г должно привести в 1975 г. к эконо­ мии топлива в СССР в количестве около 20 млн. т.

В таких условиях значительно возрастают требования по оснащению котлов измерительными приборами, авто­ матическими регуляторами и различными защитными устройствами. Возрастают и требования к вахтенным ра­ ботникам, которые при более сложном оборудовании должны в ряде случаев действовать более оперативно.

Одновременно следует учитывать, что хотя общая

ляется многими миллионами рублей, эта сумма состав­ ляет только 12—14% стоимости всего промышленного и гражданского строительства современной ГРЭС. Поэто­ му даже сравнительно крупные затраты на реконструк­ цию и совершенствование котлов и их вспомогательного оборудования могут быть оправданы, если эти мероприя­ тия способствуют повышению надежности или экономич­ ности работы всей электростанции.

Условия эксплуатации котлов могут усложняться и из-за того, что паровые турбины большой мощности ра­ ботают с расчетной экономичностью только при полной нагрузке. В таких условиях становятся особо нетерпимы­ ми отдельные неполадки в работе котлов, препятствую­ щие повышению их нагрузки до расчетного значения (например, их шлакование или чрезмерное повышение температуры металла в отдельных трубах).

электростанций многочисленные виды топлива разделя­ ют на три группы: на твердые топлива — антрацит, полу-

ный газ, получаемый из недр земли при добыче"йз не.е 2—281 * %17

!

Нефти, доменный и (изредка) коксовый газы, сжигаемый под котлами на заводах черной металлургии.

Из районов добычи твердого топлива в СССР наи­ большее значение имеет Донецкий угольный бассейн,

Карагандинскому бассейну в Казахстане. В последние годы приобрели значение новые месторождения углей, добываемых не в шахтах, а открытым способом, благо­ даря чему значительно уменьшается стоимость топлива (например, экибастузские угли в Казахстане и канские в Красноярском крае).

Сжигаемый на электростанциях мазут представляет собой остаток после извлечения из нефти бензина, керо­ сина и других продуктов. Из нефтяных месторождений в СССР наибольшее значение для энергетики имеют за­ пасы нефти между р. Волгой и Уралом. Быстро возрас­ тает добыча нефти и природного газа в богатейшем Тюменском месторождении.

Из широко используемых месторождений природного газа можно назвать Газлинское, расположенное близ г. Бухары Узбекской ССР, Стравропольское на Северном Кавказе, Шебелинское близ г. Харькова и Дашавское (Западная Украина).

Состав топлива. Все ископаемые топлива — как угли, так и нефть, сланцы и природный газ — являются остат­ ками растений или животных организмов. Чем древнее твердое топливо, тем, как правило, меньше в нем харак­ терных для растений смолистых веществ (так называе­ мых л е т у ч и х ) и тем больше углерода.

Продукты распада растений и низших животных организмов образуют в твердом топливе его г о р ю ч у ю ма с с у , состав которой, несколько разнящийся для от­ дельных его месторождений, определяется, в основном, содержанием в топливе летучих веществ. В верхней и нижней частях рис. 2-1 схематически показано, что в од­ ном из наиболее древних по происхождению углей — антраците содержание углерода в горючей массе наи­ большее, а содержание кислорода и летучих веществ наименьшее.

На рис. 2-1 и 2-2 можно видеть, из каких элементов состоит горючая масса ископаемых топлив. Из пяти ука­ занных на схемах составных элементов топлива лишь

18