Анализ экономических показателей ТЭС (ДВ регион) (стр. 3 из 4)
Бурые угли представляют собой землистую однородную массу, не содержащую включений, или черно-бурую массу, содержащую включения черного блестящего и матового угля, или же однородную, почти черную блестящую массу с раковистым изломом. К ним относятся неспекающиеся угли с высоким выходом летучих (VГ>40). Повышенная влажность, а часто и зольность бурых углей служит причиной их невысокой теплоты сгорания. Они характеризуются высокой гигроскопичностью и высокой общей влажностью, пониженным содержанием углерода и повышенным содержанием кислорода. Эти угли обладают значительной склонностью к самовозгоранию.
По содержанию рабочей влаги они делятся на три группы:
- Б1 – с рабочей влагой >40%;
- Б2 – от 30 до 40%;
- Б3 – < 30%.
По крупности:
- К – 50-100 мм (крупный);
- О – 25-50 мм (орех);
- М – 13-25 мм (мелкий). [4, 16, 17]
Характеристика угля Артёмовского месторождения.
Марка: Б, Класс: БЗКОМ
Горючая масса:
Углерод: (СГ) – 71%; Водород (НГ): 5.7; Азот (NГ): 1.4; Кислород (ОГ): 21.3; Сера органическая (SГорг): 0.6; Выход летучих (VГ): 50%; Теплота сгорания: 28.99 МДж/кг (6900 ккал/кг).
Характер нелетучего остатка – порошкообразный.
Сухая масса:
Зола (%): АС – 25.0; АСпред – 28.5;
Сера общая (SСобщ): 0.4%
Гигроскопичность (WГИ): 9.0%
Рабочее топливо:
Влага: (WР)– 24.5%; (WРпред) – 29.0
Теплота сгорания (QРН): 14.85 МДж/кг (3570 ккал/кг).
Коэф. размолоспособности (КВТИЛО): 0.92
Плавкость золы (С0): t1 – 1140; t2 – 1435; t3 – 1495.
[4, 16, 17]
4 - Описание и принципиальная схема ТЭЦ на твердом топливе.
Тепловая схема ТЭЦ
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющих два регулируемых отбора пара, приведена в приложении.
Пар из парового котла 1, через пароперегреватель 2 поступает в турбину, имеющую часть высокого 3, среднего 4 и низкого 5 давлений. Промежуточный перегрев пара не предусмотрен. Отработавший пар сбрасывается в конденсатор 6, охлаждаемый циркуляционной водой 7. Образующийся конденсат конденсатным насосом 8 прокачивается через тракт регенерации низкого давления в диаэратор 15, обогреваемый паром отбора [18, 2].
Смешивающиеся в диаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 16 через подогреватели тракта регенерации высокого давления 17, 18, 19 подается в котел.
Тракт регенерации низкого давления содержит сальниковый подогреватель 10 (утилизирующий низкопотенциальные протечки DС.П через лабиринтовые уплотнения турбины) и охладитель эжекторного пара 9.
В рассматриваемой тепловой схеме предусмотрена двухступенчатая утилизация теплоты и рабочего тела продувочной воды в расширителях непрерывной продувки 22-23, которые по пару соединены с соответствующими (по давлению) точками тепловой схемы, а засоленные через теплообменник 24, подогревающий добавочную воду, сбрасывается в канализацию.
Турбина имеет органы, регулирующие поступление пара в турбину (а), из ЧВД в ЧСД (б), а из ЧСД в ЧНД (в). Прикрывая регулирующие органы б и в, можно получить разный пропуск пара в регулируемые отборы 25 и 26. Пар из отбора 25 поступает на производство DП, на диаэратор и регенерацию в ПВД-3. Конденсат от промышленного потребителя DК.N возвращается в схему электростанции. Пар из отбора 26, выполненного сдвоенным, поступает в сетевую установку и систему регенерации.
Сетевая установка предназначена тепловому потребителю 27 теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через подогреватели 29, 30 сетевыми насосами 1 (28) и второго (31) подъема и через перемычку 32 поступает к потребителю.
При низких наружных температурах имеется возможность догревать воду в пикововм водогрейном котле 23. Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей сливается индивидуально в соответствующие (по температуре) точки линии основного конденсата [18].
Рассмотренная принципиальная тепловая схема является типовой. Содержание в ней отдельных элементов может варьироваться на конкретных тепловых электрических станциях, а схемы включения этих элементов в основной тракт и взаимосвязь с другими элементами определяются требованиями экономичности, надежности, ремонтопригодности, удобства в эксплуатации, режимными условиями.
Характеристики турбины и ее тепловой схемы Т-100/120-130
(использующейся на ТЭЦ-2 г. Владивостока)
Паровая турбина Т-100-130 Уральского тубромеханического завода номинальной мощностью 100 тыс. кВт при n – 3000 об/мин рассчитана для работы с конденцацией пара и одно-, двух- и трехступенчатым подогревом воды в сетевой подогревательной установке и в специально выделенном пучке конденсатора.
Расчетные параметры свежего пара Р0 = 12.75 МПа (130 кг/см2), t0 = 565 0C, номинальный расход охлаждающей воды 4.45 м3/с (16000 м3/ч). Турбина выполнена трехцилиндровой с 25 ступенями. В цилиндре высокого давления (ЦВД) 9 ступеней, цилиндр среднего давления (ЦСД) имеет 14 ступеней (10-23), цилиндр низкого давления (ЦНД) 2 ступени (24-25). Турбина имеет семь отборов, в том числе два регулируемых, отопительных (после 21-й и 23-й ступеней) и пять нерегулируемых (после 9, 11, 14, 17, и 19-й ступеней).
Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рисунке. Подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется последовательно в охладителе эжектора (ЭЖ), сальниковом холодильнике (СХ), сальниковом подогревателе (СП), подогревателях низкого давления П1, П2, П3, П4, деаэраторе с давлением 0.589 МПа (6 кг/см2) и в трех подогревателях высокого давления П5, П6, П7. Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители пара и дренажа. Слив конденсата из подогревателей высокого давления – каскадный в деаэратор. Слив конденсата из ПНД4 в ПНД2 – каскадный, а из ПНД2 конденсат подается дренажным насосом в линию основного конденсатора за ПНД2. Слив конденсата из ПНД1, СП, СХ, ПЭ осуществляется в конденсатосборщик конденсатора.
Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях ПСВ1 и ПСВ2 (двухступенчатый подогрев). Кроме того, для подогрева сетевой воды может быть использован специально выделенный теплофикационный пучок в конденсаторе (ТФК). В этом случае схема подогрева воды трехступенчатая.
Сетевой подогреватель №1 (ПСВ1) обогревается паром нижнего отопительного отбора (после 23-й ступени) и по пару не отключается. Сетевой подогреватель №2 (ПСВ2) питается паром верхнего отопительного отбора (после 21-й ступени). Конденсат греющего пара из ПСВ1 сливным насосом перекачивается в линию основного конденсатора за ПНД1, а из ПСД2 – в линию основного конденсатора за ПНД2.
Расход сетевой воды через сетевую установку составляет 417-1390 кг/с (1500-5000 т/ч) и должен быть одинаковым через оба сетевых подогревателя при их одновременной работе.
Максимальный расход пара на турбину 127.5 кг/c (460 т/ч). Номинальная нагрузка отборов – 186 МВт (160 Гкал/ч), что соответствует расходу пара ~ 86.2 кг/с (310 т/ч). Для модернизированной турбины Т-100/120-130-3 максимальный расход пара на турбину составляет 485 т/ч, отопительная нагрузка отборов 214 МВт (186 Гкал/ч). При использовании пучка конденсатора (ТФК) максимальная нагрузка регулируемых отборов при номинальной мощности 100 МВт расход пара на турбину составляет 100 кг/с (360 т/ч), максимальный пропуск пара через отсек 22, 23-й ступени не должен превышать 86.2 кг/с (310 т/ч). Пределы регулирования давления: в верхнем теплофикационном отборе 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2); в нижнем теплофикационном отборе 0.049-0196 МПа (0.5-2.0 кгс/см2) [15, 18].
5 - Теория горения твердого топлива
Горение твердого топлива проходит через ряд стадий, накладывающихся друг на друга: прогрев, испарение влаги, выделение летучих и образование кокса, горение летучих и кокса. Определяющей является стадия горения кокса, т.е. углерода, т.к. углерод является главной горючей составляющей почти всех натуральных твердых топлив, кроме того, стадия горения кокса продолжительнее всех остальных (может занимать до 90% всего времени, необходимого для горения). Все стадии горения требуют затрат теплоты (иногда до 20-25% сгорания топлива). Процесс горения описывается следующими уравнениями реакций [3, 6]:
С + О2 = СО2 (5.1)
2С + О2 = 2СО (5.2)
С + СО2 = 2СО (5.3)
2СО + О2 = 2СО2 (5.4)
- первые три – гетерогенные, последняя – гомогенная.
Во время горения частицы твердого топлива с диаметром d обдуваются газом, имеющим плотность p со скоростью w0.
Это создает силу давления набегающего потока на частицы:
Pc = C(pd2/4)(w20/2)p (5.5)
где С – коэффициент, зависящий от критерия рейнольдса.
Если сила тяжести частиц G>PC, то имеем плотный (неподвижный) слой в слоевых топках, если G<PC, то взвешенный слой в камерных (факельных или циклонных). Возможен и промежуточный режим псевдоожиренного (кипящего) слоя, когда соблюдается условие G<PC, но после прохождения слоя скорость газов падает до значения wоп, поскольку свободное течение увеличивается; соответственно уменьшается и сила аэродинамического давления до Pn<G; в итоге имеем PC<G<Pn.
Рассмотрение структуры горящего слоя позволяет составить более детальную картину процесса горения. Под слоем свежего топлива находится горящий кокс. После подогрева поступившего топлива происходит испарение влаги и выделение летучи. Одновременно с выделением летучих образуется кокс, опускающийся в нижний слой взамен выгоревшего в нем кокса. С раскаленных кусочков кокса каплями вниз стекает шлак, затвердевая на колосниковой решётке, откуда периодически его удаляют.