Схема пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером

При индивидуальной схеме пылеприготовления наиболее сложной является схема с барабанно-шаровыми мельницами и промежуточным пылевым бункером (рис. 3).

Дробленое топливо из бункера 1 подается питателем 2 к углеприемному патрубку мельницы 3; туда же под напором дутьевых вентиляторов подается горячий воздух 10. Уголь, подхваченный потоком воздуха, поступает в мельницу, размалывается и в составе пылевоздушной смеси направляется сепаратор 4. Готовая угольная пыль транспортируется из сепаратора тем же воздухом в циклон 5, улавливающий большую часть (около 90%) пыли, которая через мигалки 6 ссыпается в промежуточный бункер 8.Отработавший воздух с тончайшей угольной пылью из циклона 5 отсасывается мельничным вентилятором 14 и подается через сбросные горелки 15 в топку 16. Готовая угольная пыль из промежуточного бункера 8 ссыпается пылепиателем 9 смеситель 12, врезанный в трубопровод от вентиляторов горячего дутья 11 к основной горелке 13. В зависимости от нагрузки парогенератора пылепитатели точно дозируют количество угольной пыли.

Подсушка топлива начинается на вертикальном участке воздухопровода, присоединенного к углеприемному патрубку мельницы. Наиболее интенсивная сушка происходит в самой мельнице, когда в процессе дробления и размола отдельных кусочков топлива обнажаются новые сырые поверхности, а размеры кусочков уменьшаются. С другой стороны подсушка топлива способствует его дроблению (размолу).

Барабанно-шаровая мельница (поз.3) представляет собой барабан, покрытый изнутри броней и снаружи теплозвуковой изоляцией и декоративной обшивкой. Барабан заполнен на объема стальными шарами диаметром 30-40 мм и медленно вращается в подшипниках на пустотелых цапфах. С цапфами через сальники соединены неподвижные патрубки: пылевыдающий и углеприемный. В углеприемном патрубке предусмотрен дополнительный штуцер, через который в мельницу из сепаратора возвращается недомолотая угольная пыль. Привод мельницы осуществляется от электродвигателя через редуктор и открытую наружу шестерню: шестерню и зубчатый венец. Для крупных мельниц производительностью 50 - 70 т/ч по АШ используется тихоходные электродвигатели, имеющие 100 об/мин. Такие двигатели дороги, тяжелы и громоздки, но позволяют отказаться от редуктора, ограничиваясь установкой зубчатой пары.

Измельчение топлива в БШМ осуществляется главным образом при ударе падающих шаров по кусочкам топлива и при раздавливании и стирании этих кусочков. При определенной частоте вращения барабана, называемой «критической», ( = 1 2,Зл/О об/мин, где D - внутренний диаметр барабана, м); центробежная сила становится столь значительной, что шары и топливо прижимаются к броне и вращаются вместе с барабаном. Наиболее выгодной оказывается частота вращения, равная около 0,8п_кр, когда шары поднимаются на умеренную высоту и падают на слой топлива, лежащего на шаровой засыпке. Критическая и наивыгоднейшая частота вращения уменьшаются с увеличением диаметра барабана мельницы.

Большое влияние на работу мельницы оказывает форма брони барабана и тщательность ее монтажа. Броня не должна принимать непосредственного участия в размоле, а должна лишь облегчать подъем шаров, и это достигается приданием ей волнистой или ступенчатой формы.

На каждый парогенератор устанавливают обычно две шаровые барабанные мельницы. Производительность каждой из них при мощности энергоблока 300 МВт достигает 70 т/ч. Барабан такой мельницы имеет внутренний диаметр 4 м и длину 10 м; масса загружаемых шаров достигает 138 т; мощность электродвигателя 2500 кВт; полная вращающаяся масса мельницы около 400 т.

Размолотая угольная пыль весьма неоднородна: часть ее переизмельчена, а другая часть выносится из мельницы имея размеры значительно больше допустимых. Поэтому непременной принадлежностью каждой мельничной установки является сепаратор, в котором крупные недомолотые частицы отвеиваются от готовой пыли и возвращаются обратно в мельницу. К БШМ устанавливают сепаратор центробежного типа (поз,4). Пылевоздушная смесь поступает в сепаратор снизу в пространство между наружным и внутренним конусами. В результате резкого уменьшения скорости самые крупные частицы пыли выпадают из потока и возвращаются через нижний штуцер в мельницу. Пылевоздушная смесь далее переходит во внутренний конус, поворачиваясь на 90° и закручиваясь вокруг вертикальной оси лопатками. При этом оставшиеся крупные частицы под действием центробежной силы отбрасываются к стенке конуса и выпадают из потока, стекая в мельницу через верхний штуцер; мелкие частицы выносятся в выходной патрубок.

Тонкость размола регулируется при наладке положением лопаток, которые можно поворачивать механизмом, расположенным на крышке.

Кратность циркуляции пыли на участке мельница-сепаратор достигает 3, т.е. на 1 т готовой пыли в сепаратор поступает до З т., из них 2 т вновь возвращаются в мельницу.

В циклоне происходит отделение пыли от транспортирующего его воздуха. В циклон (поз. 5) пылевоздушная смесь входит тангенциально (по касательной) и совершает в нем движение по спирали вниз. Пыль отбрасывается центробежной силой на стенку цилиндра и стекает по конической нижней части к выпускному отверстию и далее через промежуточный бункер 8 поступает к пылепитателю 9. Обеспыленный воздух выходит через центральную трубу в мельничный вентилятор 14. Циклоны имеют к.п.д. свыше 90%, но отличаются большими габаритами и массой.

Уязвимым узлом схемы является промежуточный бункер пыли, в котором угольная пыль остывает, слеживается, теряет сыпучесть, зависает и периодически обрушивается, вызывая резкие нерегулируемые изменения производительности пылепитателей.

рис. 3., Схема пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером.

ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ И ИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ. ВОДОСНАБЖЕНИЕ
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ЭНЕРГОБЛОКА

Начальная тепловая схема КЭС прошла в своем развитии многие этапы ко времени сооружения современных мощных энергоблоков. Для охлаждения дымовых газов, выбрасываемых в трубу, нашла повсеместное применение установка водяного экономайзера, через который проходит питательная вода перед поступлением ее в парогенератор. Затем был применен воздухоподогреватель для подогрева воздуха, поступающего в топку. При этом не только уменьшилась потеря тепла с уходящими дымовыми газами, но и улучшилось сгорание топлива.

При неизменном давлении пара, вырабатываемого парогенератором, к. п. д. КЭС был дополнительно повышен при применении перегрева этого пара выше температуры насыщения, что осуществляется в змеевиках пароперегревателя, располагаемого в газоходах парогенератора.

Для уменьшения потерь тепла с водой, охлаждающей пар, поступающий из турбины в конденсатор, был введен так называемый регенеративный подогрев конденсата турбины, который заключается в том, что некоторое количество пара, частично отработавшего в турбине, используется при подогреве конденсата. При этом скрытая теплота парообразования не теряется с охлаждающей водой, а передается конденсату и как бы восстанавливается (регенерируется). Подогреватели, в которых осуществляется такой подогрев конденсата, называют регенеративными.

На пути в водяной экономайзер конденсат проходит последовательно через серию таких регенеративных подогревателей, причем греющий пар отбирается из промежуточных ступеней турбины. Количество отбираемого пара достигает в современных турбоустановках 30% расхода свежего пара при подогреве конденсата от 30 до 265 °С. Выигрыш вследствие уменьшения расхода тепла при регенеративном цикле оценивается в 1 2—1 5%.

Конденсат, образующийся при охлаждении пара в конденсаторе, всегда содержит какое-то количество растворенного кислорода и других газов, например, из-за подсоса воздуха в конденсаторе и во всасывающем трубопроводе конденсатных насосов. Эти газы вызывают коррозию стальных трубок подогревателей и водяного экономайзера.

Для удаления из питательной воды кислорода и других растворенных газов устанавливают термический газоудалитель — деаэратор. Вода в таком деаэраторе нагревается до температуры насыщения смешением с паром, отбираемым из турбины. Выделяющиеся при этом газы удаляются из верхней части деаэраторной головки, устанавливаемой на питательном баке.

При неизменном давлении пара в конденсаторе турбины, составляющем в современных установках 0,035 - 0,05 бар, работоспособность свежего пара увеличивается с повышением параметров пара — его давления и температуры. В отечественной энергетике эти параметры повышались несколькими ступенями, причем расход тепла в турбоустановке на выработанный 1 кВт-ч существенно снижался. Так, при переходе от параметров пара 28 бар, 400 °С к 88 бар, 500 °С расход тепла уменьшился приблизительно на 12% (часть этого выигрыша достигнута благодаря совершенствованию проектирования и изготовления турбины).

Следующим важным этапом явилось введение промежуточного перегрева пара, примененное в России, впервые на энергоблоках Черепетской ГРЭС (1953 г.), а с 1959 г. практикуемое на всех КЭС с агрегатами единичной мощностью 150 МВт и выше.

Свежий пар, отработан в цилиндре высокого давления (ЦВД) турбины, возвращается в парогенератор, где подвергается вторичному перегреву в промежуточном перегревателе до температуры, обычно равной начальной температуре пара, и затем возвращается в турбину — на этот раз в цилиндр среднего давления (ЦСД). Это не только дает выигрыш в расходе тепла турбиной (приблизительно 4%), но и способствует уменьшению влажности пара на последних ступенях турбины и уменьшению эрозии (износа) лопаток этих ступеней. Суммарный выигрыш в расходе тепла от повышения давления свежего пара до 127 бар и его температуры до 565 °С с одновременным применением промежуточного перегрева составил до 15% по сравнению со ступенью 88 бар и 500 °С.

В дальнейшем давление свежего пара было повышено до сверхкритического (до 235 бар) при сохранении температуры пара на прежнем уровне. Был достигнут дополнительный выигрыш в расходе тепла приблизительно 4,5%.

В принципе возможно еще некоторое повышение тепловой экономичности КЭС, например при введении второго промежуточного перегрева и дальнейшего повышения параметров пара. Эти мероприятия, однако, в настоящее время не рентабельны. Например, второй промежуточный перегрев пара дает выигрыш только 1,5—2,0 % т. е. вдвое меньше, чем первый. Введение второго промежуточного перегрева пара будет стоить дороже, и, главное, усложнит эксплуатацию, что может привести к снижению надежности работы оборудования.

Увеличение давления свежего пара требует, естественно, увеличения давления питательной воды и дополнительной затраты электрической энергии на привод питательного насоса. Все же при переходе от параметров пара 235 бар, 560 °С к более высоким параметрам, например 294 бар, 650 °С, можно рассчитывать на прирост экономичности энергоблока в размере 4%. Такое повышение экономичности пока еще не может компенсировать увеличения капитальных затрат, связанных с применением очень дорогих и еще не достаточно освоенных жаропрочных сталей для элементов сверхвысокого давления парогенератора, трубопроводов и турбоустановки. Повышение единичной мощности основного оборудования сверх 300 МВт дает скромный выигрыш в расходе топлива, который, однако, может быть увеличен при усовершенствовании конструкции оборудования и, в частности, вспомогательных механизмов КЭС. Кроме того, как показывает зарубежный опыт, повышение единичной мощности способствует снижению капитальных затрат на сооружение КЭС и сокращению сроков строительства.

ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ

Свежий пар от парогенератора, пройдя через пароперегреватель, поступает в паровую турбину, где расширяется, производя работу. После цилиндра высокого давления турбины (ЦВД) пар на пути в конденсатор проходит через промежуточный перегреватель.

Расширение пара в турбине осуществляется в неподвижных криволинейных каналах - соплах, образующих сопловую решетку. Поток пара в такой решетке ускоряется и приобретает необходимое направление для входа в каналы рабочей решетки, образованной рабочими лопатками. Рабочие лопатки укреплены на ободе дисков ротора турбины. Протекая по криволинейным каналам между рабочими лопатками, струи пара создают усилия, вращающие ротор. В сопловых решетках происходит преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую, а на рабочих решетках кинетическая энергия преобразуется в механическую энергию. Расширение пара в сопловых решетках сопровождается падением его давления, температуры и теплосодержания и увеличением объема, и проходные сечения проточной части турбины возрастают от ступени к ступени. Например, в 12 ступенях цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины 300 МВт ЛМЗ пар расширяется при номинальной нагрузке от 235,2 до 39,2 бар, охлаждаясь с 560 до 315 °С, причем удельный объем пара увеличивается с 0,0 14 до 0,062 м3/кг, т. е. в 4,4 раза. Значительно больше увеличивается объем пара при последующем его расширении в 12 ступенях части среднего давления (ЧСД) и затем в 5 ступенях - части низкого давления (ЧНД).

Описанный процесс расширения пара - только в неподвижных сопловых решетках — характерен для турбин Лаваля - турбин активного типа.

Густав де Лавалъ (1845—1913) — шведский инженер. Построил первую паровую турбину активного типа, применив расширяющиеся сопла, поверхностный конденсатор и другие элементы, используемые и в современном турбостроении.

Современные активные турбины имеют то основное отличие от турбин Лаваля, что пар расширяется не в одной ступени, а в ряде ступеней, расположенных друг за другом. Для обеспечения высокого к.п.д. турбинной ступени необходимо выдержать определенное соотношение между окружной скоростью движущихся лопаток и абсолютной скоростью истечения пара из сопла. В многоступенчатой турбине удается обеспечить это наивыгоднейшее соотношение при любых параметрах свежего пара и умеренной частоте вращения ротора (например, 3000 об/мин у паровых турбин для привода электрических генераторов на КЭС). Турбины Лаваля уже при низком давлении свежего пара имели до 32000 об/мин и между турбиной и приводной машиной приходилось применять редукторную передачу.

Турбины на КЭС работают с постоянной частотой вращения, обеспечиваемой автоматическим регулированием. При изменении нагрузки генератора приходится изменять расход протекающего через турбину пара, что осуществляется системой парораспределения турбины.

Сопловое парораспределение преследует цель минимального мятия пара при частичных нагрузках; оно применено во всех отечественных конденсационных турбинах большой мощности, кроме машины 1 200 МВт, для которой расчетный выигрыш в удельном расходе тепла не оправдывается усложнением и удорожанием конструкции. При сопловом парораспределении предусматривают несколько регулирующих клапанов, каждый из которых обслуживает свою часть сопловой решетки.первой — регулирующей ступени ЦВД.

За последние 25 лет у турбин, изготовленных ЛМЗ, увеличили длину лопатки последней ступени с 665 до 960 мм (рис. 4), торцевую площадь одного выхлопа с 4,2 до 7,48 м² и число выхлопов — с одного (у турбины 50 МВт) до восьми (у двухвальной турбины 800 МВт). Применение двухвальной конструкции было вынужденным, т.к. в то время отсутствовал электрический генератор мощностью 800 МВт. Позднее была изготовлена одновальная турбина той же мощности, у которой число выхлопов уменьшено до шести, но с небольшим понижением к.п.д. По всем конструктивным показателям последняя турбина, естественно, превосходит двухвальную.

Для следующего поколения турбин ЛМЗ разработал лопатку длиной 1 200 мм, обеспечивающую площадь одного выхлопа 10,9 м² и позволившую создать одновальную турбину мощностью 1 200 МВт при шести выхлопах. Прочность легированных сталей оказывается недостаточной для таких длинных лопаток и их изготовляют из титановых сплавов. Заметим, что использование лопаток 1 200 мм позволит сократить число цилиндров низкого давления (ЦНД) у турбины 800 МВт до двух с четырьмя выхлопами.

Конденсационные турбины мощных энергоблоков изготовляет также ХТГЗ. Эти турбины мощностью 300 и 500 МВт имеют лопатки последней ступени длиной 1050 мм.

Поскольку работоспособность пара падает по мере снижения его давления, мощность, развиваемая в ЦИД, оказывается наименьшей. Например, в одновальной турбине 800 МВт мощности отдельных цилиндров равны: ЦВД — 266, ЦСД — 304, ЦИД — 77Х3 МВт.

С увеличением числа и площади выхлопов и числа цилиндров турбины растет и ее длина. Так, турбина ЛМЗ мощностью 300 МВт имеет три цилиндра и общую длину 21,3 м (рис.5), а одновальная турбина 800 МВт — пять цилиндров при длине 39,75 м и, наконец, турбина 1 200 МВт при том же числе цилиндров имеет длину 45,6 м. У турбины 300 МВт в среднем цилиндре располагается часть среднего давления (после промежуточного перегрева) и одна из трех частей низкого давления. У более мощных одновальных турбин.

рис. 4. Конструктивные схемы паровых турбин ЛМЗ.
а—турбина 300 МВт
б—турбина800МВт
в— лопатка последней ступени длиной 960 мм.