Основное оборудование ТЭЦ

Вопрос № 5    Основное оборудование ТЭЦ.

В качестве основного оборудования на ТЭЦ применяются паровые энергетические котлы и паровые турбины.

Котлы.

В зависимости от характеристики соответствующего тракта и его оборудования вводится соответствующая классификация  паровых котлов. По виду сжигаемого топлива различают паровые котлы  для газообразного, жидкого и  твердого топлива. По особенностям газо-воздушного тракта различают котлы с естественной тягой, с уравновешенной тягой и с наддувом. Паровые котлы, в которых движение воздуха и продуктов сгорания обеспечивается напором, возникающим под действием разности плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе, называются котлами с естественной тягой.

Если сопротивление газового тракта (так же как и воздушного) преодолевается работой дутьевых вентиляторов, то котлы работают с наддувом Котлы, в которых давление в топке  и начале горизонтального газохода (перед поверхностью нагрева) поддерживается близким к атмосферному совместной работой дутьевых вентиляторов и дымососов, называют котлами с уравновешенной. В этих котлах воздушный тракт находится под давлением и его сопротивление преодолевается с помощью дутьевого вентилятора, а газовый тракт находится под разрежением (сопротивление этого тракта преодолевается дымососом). Работа газового тракта под разрежением позволяет уменьшить выбросы из газоходов в котельное помещение высокотемпературных газов и золы.

 

В настоящее время стремятся  все котлы, в том числе и  с уравновешенной тягой, изготовлять  в газо-плотном исполнении. По виду водопарового (пароводяного) тракта различают барабанные и прямоточные котлы. Во всех типах котлов по экономайзеру и пароперегревателю вода и пар проходят однократно. Различие определяется принципом работы испарительных поверхностей нагрева. В барабанных котлах пароводяная смесь в замкнутом контуре, включающем барабан, коллекторы и испарительные поверхности нагрева, проходит многократно, причем в котлах с принудительной циркуляцией перед входом воды в трубы испарительных поверхностей ставят дополнительный насос.

В прямоточных котлах рабочее  тело по всем поверхностям нагрева  проходит однократно под действием  напора, развиваемого питательным насосом . По фазовому состоянию выводимого из котла (топки) шлака различают котлы с твердым и жидким шлакоудалением. В котлах с твердым шлакоудалением (ТШУ) шлак из топки удаляется в твердом состоянии, а в котлах с жидким шлакоудалением (ЖМУ) шлак удаляется в расплавленном состоянии. Паровые котлы характеризуются основными параметрами: номинальной паро-производительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Под номинальной паро-производительностью понимают наибольшую нагрузку (т/ч или кг/с), которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива (или при подводе номинального количества теплоты) при номинальных значениях температуры пара и питательной воды (с учетом допускаемых отклонений).

 

Номинальными давлением  и температурой пара считают те, которые должны быть обеспечены непосредственно  перед паропроводом к потребителю  пара при номинальной производительности котла (для температуры - дополнительно при номинальном давлении и температуре питательной воды).

Номинальной температурой промежуточного перегрева пара называют температуру  пара непосредственно за промежуточным  пароперегревателем котла при номинальных  значениях давления пара, температуры  питательной воды, паро-производительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений. Номинальная температура питательной воды - это температура, которую необходимо обеспечить перед входом воды в экономайзер или в другой относящийся к котлу подогреватель питательной воды (при их отсутствии — перед входом в барабан котла) при номинальной паро-производительности.

По параметрам рабочего тела различают котлы низкого (менее 1 МПа), среднего (1 —10 МПа), высокого (10— 22,5 МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа). Наиболее характерные  особенности котла и основные параметры вводятся в его обозначение. В принятых по ГОСТ 3619—82 обозначениях указывается тип котла, паро-производи-тельность (т/ч) и давление (МПа), температура перегрева и промежуточного перегрева пара, вид сжигаемого топлива и системы шлакоудаления для твердого топлива и некоторые другие особенности.

 

Буквенные обозначения типа котла и вида сжигаемого топлива: Е — с естественной циркуляцией, Пр — с принудительной циркуляцией, П — прямоточный, Пп — прямоточный с промежуточным перегревом; Еп — барабанный с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом; Г — газообразное топливо, М —мазут, Б — бурые угли, К—каменные угли, Т, Ж — соответственно с твердым и жидким шлакоудалением. Например, котел барабанный с естественной циркуляцией производительностью 210 т/ч с давлением 13,8 МПа и температурой перегрева пара 565° С на каменном угле с твердым шлакоудалением обозначают: Е-210-13,8-565 КТ.

Паровые турбины.

Паровая турбина состоит  из двух основных частей. Ротор с  лопатками - подвижная часть турбины. Статор с соплами - неподвижная часть.

По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В России и странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.

По числу цилиндров  турбины подразделяют на одноцилиндровые  и двух-трёх-, четырёх-пятицилиндровые. Многоцилиндровая турбина позволяет использовать большие располагаемые тепловые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные материалы в частях высокого давления и раздвоение потока пара в частях среднего и низкого давления. Такая турбина получается более дорогой, тяжёлой и сложной. Поэтому многокорпусные турбины используются в мощных паротурбинных установках.

 

По числу валов различают  одновальные, двух вальные, реже трёх вальные, связанных общностью теплового процесса или общей зубчатой передачей (редуктором). Расположение валов может быть как коаксиальным, так и параллельным с независимым расположением осей валов.

Неподвижную часть - корпус (статор) - выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъём которых совпадает с плоскостью разъёма корпуса турбины. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы (решётки), образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему.

В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Уплотнения устанавливают в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел.

На переднем конце вала устанавливается предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий турбину при увеличении частоты вращения на 10-12 % сверх номинальной

 

Вопрос №17  Планы и разрезы подстанций

Начиная с напряжения 35 кВ и выше для подстанций с простыми и сложными схемами соединений повсеместно применяются конструкции открытых подстанций. Это объясняется следующими преимуществами открытых подстанций: меньшей стоимостью по сравнению с подстанциями закрытого типа; меньшим расходом строительных материалов и конструкций; более короткими сроками строительства и меньшей трудоемкостью; хорошей обозреваемостью оборудования и наглядностью схемы, что очень важно в эксплуатации; удобством расширения и замены оборудования, свободным доступом к оборудованию при монтаже и ремонте; при авариях меньше опасность повреждения оборудования в ячейках смежных присоединений, так как расстояние между ними велико.

К недостаткам открытых подстанций по сравнению с закрытыми следует  отнести менее удобное обслуживание оборудования на открытом воздухе; для  сооружения подстанции требуется большая  площадь земельного участка; оборудование открытой подстанции подвержено воздействию атмосферных осадков, температурным колебаниям, загрязнению изоляции и воздействию на изоляцию химических активных веществ, что требует применения более дорогой усиленной изоляции для оборудования и ошиновки.

 

План открытой подстанции 110/35/6—10 кВ.

На рисунке представлен  план открытой подстанции 110/35/6—10 кВ с двумя трансформаторами. Сооружения и оборудование подстанции размещены так, чтобы при строительстве и эксплуатации к ним был возможен свободный подъезд строительных и ремонтных машин и механизмов. Силовые трансформаторы расположены в центре подстанции. Открытое распределительное устройство 110 кВ выполнено из блоков и узлов заводского изготовления; ОРУ 35 кВ — из блоков заводского изготовления с жесткой ошиновкой, применяемых на комплектных блочных подстанциях типа КТПБ35; РУ 6—10 кВ выполнено из КРУН серии XIII. На подстанции установлен компрессорный агрегат для обеспечения сжатым воздухом проводов выключателей 110 кВ.

 

Контрольные и силовые  кабели и воздуховоды прокладываются в наземных лотках. В здании ОПУ  типа III (общеподстанционный пункт управления) размещены панели управления релейной защиты и автоматики, щиты собственных нужд напряжением 380 В и щиты постоянного тока, аккумуляторная батарея, служебные помещения.

Для подъезда к оборудованию предусмотрена кольцевая автомобильная  дорога с двумя въездами. Ограда подстанции сетчатая, бесстолбовая. Грозозащита подстанции выполнена отдельно стоящими молниеотводами высотой 20 м и молниеотводами, установленными на порталах ОРУ 110 кВ.

В настоящее время разработаны, освоены и выпускаются промышленностью  комплектные трансформаторные подстанции напряжением до 110 кВ включительно и мощностью до 2 X 40 000 кВ-А со сложными схемами на стороне высокого напряжения.

 

1 — трансформатор; 2 —ячейки  КРУИ; 3 —стреляющий предохранитель; 4 — разъединитель; 5 — высокочастотный  заградитель и конденсатор связи; 6 — заземляющий нож; 7 — ограждение  разрядника; 8 — наружное ограждение; 9 — освещение; 10 — шкаф противопожарного  инвентаря; 11— аппаратура высокочастотной  связи; 12 — ошиновка 110 кВ; 13 — портал; 14 — разрядник; 15 — токопровод 6 —10 кВ.

На рисунке представлен  разрез и план однотрансформаторной открытой комплектной подстанции типа КГПБ110/2500 напряжением 110/6—10 кВ с трансформатором мощностью 2500 кВ-А и упрощенной схемой на напряжении 110 кВ, состоящей из трех узлов: открытого РУ 110 кВ, силового трансформатора, КРУН 6—10 кВ.

Подстанции типа КТП нашли  широкое применение, так как это  дает значительную экономию денежных средств, времени при выполнении строительно-монтажных работ и  затрат труда.

Для ОРУ 220 кВ и выше блоки промышленностью не изготавливаются. Длятаких ОРУ подстанций оборудование поставляется россыпью, и каждая единица оборудования монтируется отдельно, что в условиях строительной площадки сложно и трудоемко.

 

Задача

S= 136,8 мм²

G₀=0,471 кг

d=15,2 мм

Q_max=260

b= 15с/г

a=0,75

Решение

1. Нагрузка от массы  провода зависит от материала  конструкции:

 γ₁ = g ∙ ∙10⁶ = 9,8∙ ∙10⁶ = 0,03374∙10⁶  H/м³

2. Нагрузка от массы  гололеда. Все виды обледенения  принимаем как цилиндрическую  форму:

γ₂= g∙ ∙10⁶ H/м³

G_л=0,00283∙b∙(d+b)=0,00283∙15∙30,2=1,282

γ₂=9,8 ∙(1,282/136,8) ∙ 10⁶=0,0918∙10⁶ H/м³

3. Суммарная вертикальная  нагрузка:

γ₃= γ₁₊ γ₂

γ₃=0,03374∙10⁶⁺0,0918∙10⁶= 0,12554 ∙ 10⁶ H/м³

4. Нагрузка от давления  ветра на провод без гололеда:

γ₄= ( (α∙Сх∙ Q_max ∙d)/(1000 ∙S)) ∙ 10⁶ H/м³

γ₄= ∙ 10⁶=0,026 ∙ 10⁶ H/м³

 

5. Удельная нагрузка от  давления ветра на провод с  гололедом:

γ₅=( (α∙Сх∙ 0,25∙Q_max ∙(d+2b))/(1000 ∙S)) ∙ 10⁶ H/м³

γ₅=∙10⁶ = 0,019 ∙ 10⁶ H/м³

6.  Суммарная ударная  нагрузка на повод от его  массы и давлении ветра на провод:

γ₆= γ₄+ γ₅

γ₆=0,026∙10⁶+0,019∙10⁶=0,045∙10⁶ Н/м³

7 . Суммарная удельная  нагрузка на провод от массы  провода, массы гололеда и давления  ветра:

γ₇= ,

 

γ₇ = ^{=0,0344∙106} H/м³

8. Суммарная нагрузка  на провод от массы провода  и гололеда

γ₈=

γ₈= ^{= 0,1396∙106} H/м³

                            γ₆

                     γ₄                 γ₅

             γ₁            γ₇

   γ₃         γ₂                      γ₈