Целью изучения курса «Тепломеханическое и вспомогательное оборудование электростанций» является формирование у студентов необходимых знаний конструкций, процессов, расчетов теплообменного, тепломеханического оборудования и трубопроводов ТЭС и АЭС, а также выработка умения надежной эксплуатации этого оборудования. Задачи изучения дисциплины заключаются в творческом усвоении: - конструктивных схем, состава, протекающих процессов и режимов работы оборудования; Курс базируется на знаниях и умениях, полученных при изучении дисциплин: «Высшая математика», «Химия», «Физика», «Теоретическая механика», «Гидрогазодинамика», «Термодинамика», «Тепломассообмен», «Тепловые и атомные электростанции».
План
Содержание серы для мазута, %, не более: малосернистого 0,5 0,5 сернистого 2,0 2,0 высокосернистого - 3,5
Температура вспышки в открытом тигле, С, не ниже 110 110
Температура застывания мазута, С: из невысокопарафинистой нефти 25 25 из высокопарафинистой нефти 42 42
Теплота сгорания мазута (низшая) в пересчете на сухое топливо, Дж/кг, не менее: малосернистого и сернистого 40530*103 высокосернистого 39000*103
Плотность при 20 °С, г/см3, не более 1,015 1,015
Плотность мазута указывают при температуре 20 °С, и обычно пользуются относительной плотностью мазута - отношением физической плотности мазута при температуре 20 °С к плотности воды при температуре 4 °С. Для прямогонных мазутов 1. С повышением плотности мазутов увеличивается и их вязкость.
При плотности мазута значительно ниже плотности воды мазут отстаивается быстро - за 100-200 ч. При = 0,98 - 1,01 время отстоя мазута значительно превышает 200 ч. При =1,05 мазут располагается в резервуарах ниже воды и отстой его становится практически невозможным. Повышенная плотность и высокая вязкость крекинг-остатков затрудняют отстой их от воды, так что вода находится в крекинг-остатках в виде отдельных слоев (линз). При температуре, отличающейся от 20 °С, относительная плотность мазута может быть определена по формуле где t - температура мазута, °С; ? - коэффициент объемного расширения мазута на 1°С при температуре 20 °С, зависящий от плотности топлива:
Температура вспышки и температура воспламенения мазута характеризуют пожарную опасность при его хранении. Температурой вспышки называют наинизшую температуру, при которой нагретый в определенных условиях мазут выделяет такое количество паров, что их смесь с воздухом при атмосферном давлении вспыхивает при поднесении к ней пламени. При этом сам мазут еще не загорается. Температурой воспламенения называется температура мазута, при которой при поднесении к мазуту пламени вслед за вспышкой паров загорается сам мазут и горит в течение не менее 5 с. Температура вспышки мазута существенно ниже температуры воспламенения, составляющей в среднем 500-600 °С. Для прямогонных мазутов, не содержащих парафинов, температура вспышки составляет 135-235 °С. Для парафинистых мазутов она близка к 60 °С, а для высоковязких крекинг-остатков составляет 185-240 °С.
При использовании мазута с низкой температурой вспышки эксплуатация мазутного хозяйства требует особого внимания, потому что при подогреве мазута до температуры, близкой к температуре вспышки, возрастает пожарная опасность, ухудшаются условия труда вследствие выделения вредных паров. При высокой температуре вспышки мазута особых затруднений в эксплуатации мазутного хозяйства не возникает, но даже высоковязкий крекинг-мазут в открытых баках не. рекомендуется нагревать выше 95 °С.
Вода и механические примеси - балласт в мазуте. Изза них снижается теплота сгорания мазута, усложняется эксплуатация мазутного хозяйства, ухудшается КПД котельной установки. Содержание воды в мазутах колеблется от 0,5-1 до 3-5%, а в обводненных мазутах может быть и больше. Механические примеси в мазуте составляют 0,1-2%. Присутствие воды в сернистом мазуте ведет к коррозии мазутопроводов, арматуры, низкотемпературных поверхностей нагрева котлов.
Для нормальной эксплуатации важно отсутствие волокнистых и абразивных механических примесей, вызывающих быстрый износ и засорение фильтров, форсунок, арматуры.
Зола в мазуте представлена главным образом солями, которые попадают в нефть с буровыми водами либо растворены в самой нефти. Основные компоненты золы мазута - ванадий, никель, в меньшем количестве - натрий, кальций, магний, алюминий, железо.
Топочный мазут не стабилен по своему составу. При его хранении в резервуарах появляются осадки, и количество их пропорционально содержанию в мазуте смол, асфальтенов, продуктов окисления кокса. Стабильность мазута связана также с его эмульгируемостью - способностью образовывать водомазутные эмульсии. Активными стабилизаторами эмульсий являются асфальтены, а в крекинг-мазутах - и смолы. Их избыток способствует интенсивному образованию весьма устойчивых эмульсий. Мазут, не содержащий водных эмульсий, более стабилен при хранении и менее склонен к выделению осадков.
При расчете поверхности нагрева мазутных подогревателей и определении расхода теплоты на разогрев необходимо знать теплофизические свойства мазутов - теплоемкость и теплопроводность. Теплоемкость мазута ер, КДЖ/ (кг • К), в зависимости от температуры может быть определена по приближенной формуле где Т - абсолютная температура мазута, К
Более точно теплоемкость мазута определяется экспериментально.
Теплопроводность мазутов при стандартных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 °С) в зависимости от их плотности находится в пределах 0,16- 0,12 Вт/(м • К). С увеличением температуры теплопроводность снижается по линейному закону. При этом теплопроводность высоковязких крекинг-остатков выше, чем маловязких и мазутов прямой перегонки.
Типы и технологические схемы мазутного хозяйства
Различают основное, резервное, аварийное и растопочное мазутные хозяйства ТЭС.
Основное мазутное хозяйство сооружается на ТЭС, для которых мазут является основным видом сжигаемого топлива, а газ сжигается как буферное топливо в периоды сезонных его избытков. Расчетный суточный расход мазута для электростанций определяется исходя из 20-часовой работы всех установленных энергетических котлов при их номинальной производительности для полной проектной мощности электростанции и 24-часовой работы водогрейных котлов при покрытии тепловых нагрузок при средней температуре самого холодного месяца.
Резервное мазутное хозяйство создается на ТЭС, для которых основным топливом является газ, а мазут сжигается в периоды отсутствия газа (зимой).
Аварийное мазутное хозяйство предусматривается на электростанциях, для которых основной и единственный вид топлива - газ, а мазут используется только при аварийном прекращении подачи газа.
Растопочное мазутное Хозяйство имеется на всех электростанциях с камерным сжиганием твердого топлива. Оно используется также для снабжения мазутом пусковой котельной. В случае установки на таких электростанциях газомазутных пиковых водогрейных котлов их мазутное хозяйство объединяется с растопочным.
Пусковая котельная снабжается мазутом соответственно от основного или растопочного мазутного хозяйства.
Мазут доставляют на электростанции железнодорожным, водным и трубопроводным транспортом. Наиболее распространен первый способ. Трубопроводный транспорт используется, если ТЭС находится вблизи нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) или магистральных мазутопроводов.
От нефтеперерабатывающего завода мазут подается на станцию по одному трубопроводу; в отдельных случаях при соответствующем обосновании возможна подача мазута по двум трубопроводам, при этом пропускная способность каждого из них принимается равной 50% максимального часового расхода топлива всеми рабочими котлами при их номинальной производительности.
Мазут доставляется по железной дороге в четырехосных цистернах грузоподъемностью 50 и 60 т, в шестиосных грузоподъемностью 90 т (табл. 14). Так как цистерны не оборудованы устройствами для подогрева мазута в пути, его температура в период транспортировки может снижаться ниже температуры застывания.
Таблица 14. Характеристика цистерн для перевозки мазута
Грузоподъемность (по воде), т Тара, т Длина (по осям сцепления автосцепок) , м Коэффициент тары Котел
Объем, м3 Диаметр, м Длина, м Поверхность охлаждения, м Коэффициент охлаждения 1/м
90 36,0 15,12 0,4 101,0 3,0 14,69 142 1,41
60 22,8 12,02 0,38 61,2 2,8 10,3 93,0 1,55
50 22,3 12,02 0,44 50,0 2,6 9,6 87,0 1,7
Для разогрева и слива мазута из цистерн могут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута "открытым" паром или горячим мазутом (рис. 1), так и закрытые сливные устройства - тепляки. Тип сливного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.
На рис. 2 показана технологическая схема мазутного хозяйства. Мазут сливается из цистерн в межрельсовые каналы (лотки). Из них он направляется в приемную емкость, перед которой должны устанавливаться грубая фильтр-сетка и гидрозатвор.
Длина фронта разгрузки основного мазутохозяйства должна приниматься исходя из слива расчетного суточного расхода мазута, времени разогрева и слива одной ставки не более 9 ч и весовой нормы железнодорожного маршрута, но не менее 1/3 длины маршрута. При этом принимается, что мазут доставляется цистернами расчетной грузоподъемностью 60 т/с коэффициентом неравномерности подачи 1,2.
Длина фронта разгрузки растопочного мазутохозяйства для электростанций с общей производительностью котлов до 8000 т/ч принимается 100 м, а при большей производительности котлов - 200 м. На приемно-сливном устройстве предусматривается Подвод пара или горячего мазута к цистернам, на обогрев сливных лотков и к гидрозатвору. По всей длине фронта разгрузки сооружаются эстакады на уровне паровых разогрева-тельных устройств цистерн. Сливные и отводящие лотки выполняются с 1%-ным уклоном, по обеим сторонам лотков выполняются бетонные отмостки с уклоном в сторону лотков.
Объем приемной емкости основного мазутохозяйства принимается не менее 20% вместимости цистерн, устанавливаемых под разгрузку. Насосы, откачивающие из приемной емкости мазут, устанавливаются с резервом. Они должны обеспечить перекачку мазута, слитого из установленных под разгрузку цистерн, не более чем за 5 ч.
Вместимость приемной емкости растопочного мазутохозяйства должна быть не менее 120 м3. Насосы, откачивающие мазут из нее, устанавливаются без резерва.
Нормативные вместимости мазутохранилищ (без учета госрезерва) электростанций в зависимости от типа мазутного хозяйства следующие: Основное для электростанций на мазуте: при доставке по железной дороге………………….15 при подаче по трубопроводам…………………..3
Резервное для электростанций на газе…………………..10
Аварийное для электростанций на газе…………………..5
Для пиковых водогрейных котлов…………………..10
Для электростанций на газе, получающих газ круглогодично от двух независимых источников, мазутохозяйство может при соответствующем обосновании не сооружаться, при круглогодичной подаче газа от одного источника предусматривается аварийное мазутохозяйство, а при сезонной подаче газа - резервное.
Растопочное мазутное хозяйство для электростанций на твердом топливе выполняется с тремя резервуарами. Вместимость одного резервуара принимается в зависимости от общей производительности котлов: более 8000 т/ч - 3000 м3; 4000-8000 т/ч - 2000 м3; менее 4000 т/ч - 1000 м . Склад растопочного мазутного хозяйства допускается выполнять совмещенным со складом масла и горючесмазочных материалов.
В резервуарах мазутного хозяйства мазут разогревается циркуляционным способом, как правило, по отдельному специально выделенному контуру. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств.
Схема подачи мазута (одно- или двухступенчатая) принимается в зависимости от требуемого давления перед форсунками котлов. Для форсунок парового распыла требуется давление мазута 0,5 МПА, а для форсунок механического и паромеханического типа 3,5 МПА. В первом случае схема мазутного хозяйства должна быть одноступенчатой, во втором - двухступенчатой.
Оборудование основного мазутного хозяйства призвано обеспечивать непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью. В насосной основного мазутохозяйства кроме расчетного количества рабочего оборудования предусматривается по одному элементу резервного оборудования - насосы, подогреватели, фильтры тонкой очистки и по одному элементу ремонтного оборудования - основные насосы I и II ступеней.
Количество мазутных насосов в каждой ступени основного мазутного хозяйства должно быть не менее четырех (в том числе по одному резервному и одному ремонтному). Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях. Подача насоса циркуляционного разогрева должна обеспечивать подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной. Для циркуляционного разогрева мазута предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю. Схема установки подогревателей мазута и фильтров тонкой очистки должна позволять работать любому подогревателю и фильтру с любым насосом I и II ступеней.
В подогревателях мазута используется пар давлением 0,8-1,3 МПА с температурой 200-250 °С. Пар подается к мазутному хозяйству по двум магистралям каждая пропускной способностью 75% расчетного расхода пара. Конденсат пара контролируется, очищается от мазута и используется в цикле электростанции. Устанавливается не менее двух конденсатных насосов, один из них резервный. Конденсат от тепляков, мазутных подогревателей и спутников подается отдельно от конденсата паропроводов разогрева лотков и емкостей. В мазутохозяйствах должна предусматриваться выносная (за пределы мазутонасосной) дренажная емкость для мазута.
Замазученная вода из нижней части любого резервуара мазутного хозяйства отводится в рабочий резервуар, или в приемную емкость, или на очистные сооружения.
Прокладка всех мазутопроводов выполняется, как правило, наземной. Мазутопроводы на открытом воздухе и в холодных помещениях прокладываются с паровыми или другими обогревательными спутниками в общей с ними изоляции. Чтобы обеспечить циркуляцию мазута в магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу, предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство.
Мазут к энергетическим и водогрейным котлам из основного мазутохозяйства подается по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности котлов с учетом рециркуляции.
На мазутопроводах устанавливается только стальная арматура. Фланцевые соединения и арматура на мазутопроводах котельных отделений закрываются стальными кожухами с отводом возможных утечек мазута в специальные емкости. На всасывающих и нагнетательных мазутопроводах устанавливается запорная арматура на расстоянии 10-50 мот мазутонасосной для отключений в аварийных случаях. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к каждому котлу устанавливается запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.
Для поддержания Необходимого давления в магистральных мазутопроводах устанавливаются регулирующие клапаны "до себя" в начале линии рециркуляции из котельной в мазутное хозяйство.
Оборудование мазутного хозяйства
Мазутные подогреватели. Мазут в резервуарах подогревается или путем циркуляционного подогрева с использованием выносных подогревателей, или погружными подогревателями.
Погружные подогреватели устанавливаются в нижней части резервуаров и выполняются секционными или парозмеевиковыми (рис. 3).
Рис. 3. Подогреватели погружного типа и их размещение в резервуарах: а - змеевиковый подогреватель; б - секционный подогреватель; 1 - резервуар; 2 - подогреватель; 3, б - опоры; 4 - кожух местного подогревателя; 5 - местный змеевиковый подогреватель; 7 - паропровод; 8 - мазутопровод; 9 - конденсато-провод; 10 - хлопушка; 11 - муфта; 12 - коллектор
При циркуляционном подогреве мазут забирается из нижней части резервуара, прокачивается через внешний подогреватель и через насадки опять вводится в низ резервуара (к центру сечения или в сторону, противоположную забору мазута) в виде вытекающих под давлением струй. При таком циркуляционном подогреве полностью используется полезный объем резервуара, исключается обводнение мазута, обеспечивается эффек гииное перемешивание топлива в емкости, повышается однородность его структуры, предотвращается коагуляция и осаждение карбоидов, а также осаждение механических примесей.
В выносных подогревателях совершается вынужденное движение мазута, поэтому теплообмен в них более эффективен, чем в погружных поверхностных подогревателях при естественной конвекции.
При циркуляционном подогреве внешний подогреватель и насос могут обслуживать группу резервуаров.
Если мазутопроводы теплоизолированы, то схема циркуляционного подогрева мазута может быть пущена при вязкости топлива в резервуаре 200-300 °ВУ и даже еще более высокой, если всасывающие мазутопроводы прогреваются рециркулирующим топливом из котельной или применен электрообогрев мазутопрводов. Недостаток циркуляционного подогрева состоит в дополнительном расходе электроэнергии на перекачку мазута.
Длительность разогрева мазута в резервуаре способом циркуляции г, ч, определяется по формуле
Здесь М - масса мазута в резервуаре, кг; с - теплоемкость мазута, Дж/ (кг • К); КР - коэффициент теплопередачи от мазута в резервуаре в окружающую среду, Вт/(м2 • К); ?tн=тн-t0; ?tк=tк-t0; ?t=тн-тк - температуры мазута на входе и выходе из подогревателя, °С; ?=mc/ KPFP - температура окружающей среды, °С; т - массовый расход циркулирующего мазута, кг/с; FP - поверхность охлаждения резервуара, м2.
Количество теплоты, сообщаемой мазуту в подогревателе (тепловая мощность подогревателя),
Расход пара на выносной подогреватель мазута при циркуляционном подогреве где ? - КПД подогревателя с учетом теплопотерь в мазутопроводах между резервуаром и подогревателем; hп, hk - энтальпии греющего пара и его конденсата.
На линии подачи к форсункам мазут подогревается с целью его лучшего распыливания. Для подогрева мазута применяются теплообменники различной конструкции: с оребренными поверхностями типа ПМР (табл. 15), трубчатые нормального ряда или с плавающей головкой, теплообменники с прямыми трубками, секционные теплообменники типа "труба в трубе". На рис. 4.4 показан трубчатый секционный подогреватель мазута.
Мазутные насосы. Из приемных промежуточных резервуаров в основные резервуары мазут перекачивается центробежными погружными насосами (нефтяной артезианский) типа НА (рис. 5). Они устанавливаются непосредственно на перекрытии приемного резервуара, обычно два насоса на каждом резервуаре. Погружной насос состоит из трех основных узлов: собственно многоступенчатого насоса, напорной колонки и опорной стойки (на рис. 5 не показана). Мазут забирается насосом через всасывающий колокол. Число звеньев (от одного до восьми) напорной колонки выбирается в зависимости от глубины резервуара. Например, у мазутного погружного насоса 20НА-22 х 3 можно изменять расстояние от опорной рамы насоса до самой нижней его точки от 2395 до 9691 мм с интервалом в 1043 мм. Подача этого насоса 600 м3/ч, напор 0,65 МПА, мощность электродвигателя, устанавливаемого на опорной стойке, 100 КВТ.
В котельную мазут подается центробежными насосами консольного типа, применяемыми в нефтяной промышленности для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °С.
Таблица 15. Подогреватели мазута с оребренными поверхностями
Тип подогревателя Производительность, т/ч Давление мазута, МПА Температура на входе мазута, С на выходе Давление пара, МПА
ПМР-64-15 15 6,4 70 135 1,6
ПМР-64-30 30 6,4 70 135 1,6
ПМР-64-60 60 6,4 70 135 1,6
ПМР-13-60 60 1,3 70 135 1,6
ПМР-13-120 120 1,3 70 135 1,6
Насосы типа НК (Н - нефтяной, К - консольный) одноступенчатые с рабочими колесами одностороннего входа жидкости. Входной патрубок расположен вдоль оси насоса, выходной - вертикально, но может быть 1 повернут на 90, 180 и 270°. Выпускаются насосы с подачей 15-560 м3/ч и напором 80-300 м вод. ст. Привод насосов типа НК - взрывобезопасные электродвигатели с частотой вращения 3000 об/мин.
На рис. 6 показан центробежный восьмиступенчатый двухкорпусный I спирального типа насос 5Н5 х 8, используемый на электростанциях в мазутном хозяйстве, как правило, в качестве насоса второго подъема. Наружный корпус насоса представляет собой цилиндр с приемным и напорным патрубками, направленными вертикально вверх. Торцы наружного корпуса закрываются крышками, закрепляемыми шпильками. Внутренний литой корпус состоит из двух половин, соединенных в горизонтальной плоскости шпильками.
Рабочие колеса ротора защищены втулками. Колеса расположены попарно, всасывающими воронками в противоположные стороны для гидравлического уравновешивания ротора. Подача насоса составляет 80 м3/ч, напор 4,4 МПА, частота вращения ротора 2975 об/мин, диаметр рабочего колеса 245 мм, мощность привода 250 КВТ. Насос и электродвигатель соединены муфтой и устанавливаются на общей фундаментной раме.
Для уменьшения износа и загрязнения форсунок и предотвращения образования в мазутопроводах отложений в схемах мазутного хозяйства предусматривается двухступенчатая очистка мазута от механических примесей. Первая (грубая) ступень очистки выполняется в виде подъемных фильтров-сеток с ячейками 10-12 мм, устанавливаемых в отводных лотках сливных устройств. Фильтры второй (тонкой) ступени очистки устанавливаются в мазутонасосной после насосов II подъема (рис. 7). Сетки этих фильтров имеют 64 или 32 отверстия на 1 см2. Такие же фильтры используют для улавливания взвеси при очистке резервуаров с помощью системы специальных сопл.
На рис. 8 показана компоновка оборудования насосной для подачи мазута в котельную с котлами ТГМП-204 (блок мощностью 800 МВТ).
Топливное хозяйство газотурбинных электростанций
Газотурбинные установки предъявляют более высокие требования к качеству жидкого топлива, чем котлы. Это предопределяет особенности в приемке, хранении, подаче на сжигание и контроле газотурбинного топлива.
Не следует допускать попадания воды в газотурбинное топливо при разогреве его в цистернах, на приемно-сливном устройстве, при хранении и подаче на сжигание. Попавшая в топливо вода заполняет поры фильтрующих элементов, и период работы тонких фильтров сокращается.
Рис. 7. Фильтр для очистки мазута: 1 - корпус; 2 - фильтр-сетка; 3 - конструкция для снятия фильтра-сетки; 4 -воздушник; 5 - подвод пара для продувки
Рис. 4.8. Компоновка оборудования мазутонасосной: 1 - насосное отделение; II - помещение щита управления; III - распределительное устройство; IV - камеры трансформаторов; V - комнаты отдыха и приема пищи; VI - сушилка; VII - мужской гардероб; VIII - женский гардероб; IX - лаборатория; X - вентиляционные камеры; 1 - насосы I подъема; 2 - насосы II подъема; 3 - насосы рециркуляции; 4 - насосы подачи конденсата в главный корпус; 5 ~ насосы загрязненных мазутом дренажей; 6 - дренажные насосы; 7 - подогреватели мазута основные; 8 - подогреватели мазута на рециркуляцию; 9 - фильтры 1 тонкой очистки; 10 - фильтры очистки резервуаров
Вода способствует разложению топлива при его хранении, и в ней возможно размножение микроорганизмов. Она усиливает коррозийные процессы при сжигании газотурбинного топлива. Для разогрева газотурбинного топлива в цистернах применяют герметизированные разогревающие устройства, циркуляционный разогрев (подача разогретого топлива в цистерны) и т.п. Сжигать обводненное топливо в ГТУ не допускается.
Газотурбинное топливо, как и все нефтепродукты (за исключением мазутов), имеющие температуру вспышки 120 °С и ниже, по требованиям пожарной безопасности сливается закрытым способом. При этом также предотвращается загрязнение топлива атмосферной пылью и продуктами коррозии.
Минимальная температура газотурбинного топлива в резервуарах определяется из условий надежности работы топливо заборных устройств и откачивающих насосов, а максимальная из условий пожарной безопасности - не менее чем на 10 °С ниже температуры вспышки.
Топливо из резервуаров для подачи на сжигание в ГТУ отбирается плавающим заборным устройством из верхних слоев резервуара, с тем чтобы в нем было минимальное количество механических примесей и воды. При этом резервуары используются как отстойники, являясь первой эффективной ступенью очистки газотурбинного топлива. Слив и рециркуляция топлива организовываются так, чтобы придонные слои не перемешивались с верхними. Для более полного удаления придонных слоев дно резервуара выполняется с уклоном.
При отстаивании топлива концентрация механических примесей и количество воды в придонных слоях возрастают. Если обводнение превышает 0,5%, то этот слой должен быть сдренирован в специальные резервуары или емкости мазутосклада. Сдренированное топливо можно сжечь в котлах. По мере необходимости резервуары очищаются от донных отложений.
Лекция 14. Природное газовое топливо и газовое хозяйство ТЭС
По современным воззрениям природные горючие газы биохимического происхождения образуются в земной коре в результате бактериального разложения органических остатков, погребенных в осадочных породах. Все природные горючие газы представляют собой смеси газообразных предельных углеводородов метанового ряда СПН2п 2 с преобладающим количеством метана СН4. Месторождения газа делят на чисто газовые и газоконденсатные. Газ первых из них состоит почти из одного метана. Газ газоконденсатных месторождений кроме метана содержит значительное количество высших углеводородов, в основном пропана и бутана, которые легко конденсируются при повышении давления и охлаждении газа.
При добыче нефти получают попутный (нефтепромысловый) газ. При выходе нефти из скважины давление ее снижается и из нефти выделяются растворенные в ней газы, количество которых составляет 10-15% нефти. Для попутного газа характерно наибольшее содержание высших углеводородов по сравнению с другими видами природного газового топлива.
В небольших количествах в состав природного газа входят азот и диоксид углерода. Природные газы некоторых месторождений Средней Азии и Оренбургского газоконденсатного месторождения содержат до 5-6% сероводорода Н2S и некоторое количество сероорганических соединений, в основном сероуглерода CS2> серооксида углерода CS8 и меркаптанов.
До поступления в магистральные газопроводы газ проходит переработку на специальных газовых заводах. В зависимости от состава газов переработка может включать следующие операции: очистку от сероводорода и диоксида углерода, извлечение высших углеводородов, осушку и одоризацию газа. Последняя операция (одоризация) заключается во введении в газ небольших количеств резко пахнущих веществ для придания ему запаха, позволяющего обнаружить присутствие газа в воздухе.
При небольшом удалении.ТЭС от места добычи газа он поступает на ТЭС из газопроводной сети и газосборников месторождений. От дальних источников газ по магистральным газопроводам подается на газораспределительные районные станции (ГРС), отдающие газ различным потребителям, в том числе и ТЭС.
На электростанциях, сжигающих газ в качестве основного или сезонного топлива, предусматривается газорегуляторный пункт (ГРП), который располагается на территории электростанции в отдельных зданиях или под навесами. Производительность ГРП на ТЭС, для которых газовое топливо является основным, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего режима.
На газомазутных электростанциях мощностью до 1200 МВТ и ТЭЦ с расходом пара до 4000 т/ч может сооружаться один ГРП. На электростанциях большей мощности сооружается соответственно два или более ГРП.
Рис. 1. Газорегуляторный пункт: 1 - газопровод высокого давления от ГРС; 2 - расходомерная шайба; 3 -фильтр; 4 - клапан регулирующий; 5 - резервные места для линии регулирования; 6 - байпасная линия; 7 - предохранительный сбросной пружинный клапан
Для электростанций на газе при отсутствии мазутного хозяйства сооружается не менее двух ГРП независимо от мощности электростанции. Газ от газораспределительной станции подводится на каждый ГРП по одному газопроводу без резерва.
Помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую воздухообмен в 1 ч не менее трехкратного; они должны отапливаться и иметь температуру не ниже 5 °С.
Газорегуляторный пункт показан на рис: 4.9. В соответствии со СНИП П-37-76 необходимо предусматривать установку следующего оборудования: фильтра, регулятора давления, сбросного предохранительного устройства на выходе, запорной арматуры, манометров на входе и выходе, а также на обводной линии (байпасе). Предусматривают также сигнализацию о повышении и снижении давления газа сверх установленных пределов. Число параллельных установок, регулирующих давление газа, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной. Давление газа в ГРП снижается регуляторами двух разновидностей: мембранными прямого действия и электронными. Наиболее крупный из регуляторов прямого действия типа РДУК-2-200 имеет максимальную производительность 36 000 м3/ч, что соответствует расходу газа одним котлом паропроизводительностью 500 т/ч.
Электронные регуляторы представляют собой, как правило, поворотную заслонку с приводом от электрического исполнительного механизма, установленного вне регуляторного зала и связанного с заслонкой тягами длиной не более 6 м. Производительность таких регуляторов зависит в основном от принятого диаметра, что позволяет ограничиться двумя нитками регулирования - рабочей и резервной. За регуляторами давления должны стоять не менее двух предохранительных сбросных устройств пропускной способностью не менее 10% пропускной способности наибольшего из регуляторов давления пружинного действия. •
Для продувки газопроводов устанавливают продувочные свечи. Газопроводы при заполнении газом должны продуваться до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа должны продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Необходимость этого обусловлена способностью газа в определенной пропорции с воздухом образовывать взрывоопасную смесь. Если объемная доля природного газа в воздухе составляет 5-15%, достаточно искры, чтобы смесь взорвалась. Трубопроводы для продувки газопроводов (свечи) и трубопроводы от предохранительных сбросных устройств ГРП должны выводиться наружу в места, обеспечивающие условия для рассеивания /аза, но не менее чем на 1 м выше корпуса здания. Условный диаметр свечей должен быть не менее 20 мм. Допускается объединение продувочных свечей и свечей от сбросных предохранительных клапанов одинакового давления в общую точку. Свечи должны иметь минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие возможность попадания в свечи атмосферных осадков.
Газопроводы ГРП, в том числе наружные входные на длине не менее 20 м, должны быть покрыты звукопоглощающей изоляцией.
Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов - наземная. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется, и газ может подаваться по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котлам, прокладывается вне котельного отделения. Вся арматура на основных газопроводах устанавливается только стальная.
На отводе газопровода к котлу устанавливаются запорные органы с электрическим и ручным приводами, устройства для установки заглушки с приспособлением для разжима и токопроводящие перемычки, штуцер: для продувки газопровода котла воздухом или инертным газом, быстродействующий запорный орган, измерительная диафрагма, регулятор расхода газа. Непосредственно перед каждой горелкой котла устанавливаются последовательно два запорных органа: один с электрическим, второй с ручным приводом.
Лекция 15. Вспомогательное оборудование котельного отделения
В схеме центральной системы пылеприготовления (рис. 1, а) после предварительной подготовки топливо из бункера сырого угля 1 поступает в сушилку 2, далее в мельницу 3, а затем в центральный бункер готовой пыли 4. Пылевым насосом пыль 5 подается в расходные пылевые бункера 6 парогенераторов. Из бункеров 6 пыль поступает в топочную камеру 8, куда так же подается воздух вентилятором 7.
Положительной особенностью центральной системы пылеприготовления является независимость размольных установок от работы парогенератора. Мельница может работать периодически, но с полной нагрузкой, когда удельный расход электроэнергии на пылеприготовление получается наименьшим. В топку пыль подается подсушенной до заданной влажности. Вместе с тем центральное пылеприготовление отличается сложностью, высокой начальной стоимостью и значительными эксплуатационными затратами. При такой схеме вместе с подсушивающим агентом в атмосферу выбрасывается и некоторое количество топлива. Целесообразность применения такой схемы должна решаться на основе технико-экономических соображений.
Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием (рис. 1, б) отличается жесткой связью мельничного оборудования с парогенератором. Уголь поступает из бункера 1 в сушилку 2, далее в мельницу 3, после чего полученная пыль поступает непосредственно к горелкам котла 8. Изменение нагрузки парогенератора влечет изменение работы мельницы. При работе со сниженной нагрузкой мельница оказывается недогруженной.
Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием находит применение при работе на высокореакционных бурых и каменных углях, допускающих крупный помол.
Явный недостаток такой схемы - жесткая связь мельница-парогенератор. При отказе мельницы последует остановка парогенератора. К достоинствам относится простота эксплуатации и невысокая стоимость такой схемы.
Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером (рис. 1, в) независима от работы парогенератора, что является ее основным достоинством. Как и в схеме с прямым вдуванием уголь проходит сушилку 2 и мельницу 3, а после этого направляет в промежуточный бункер 9, где пыль может храниться. После промежуточного бункера 9 пыль подается в котел 8. В данной схеме есть связь мельничных устройств отдельных агрегатов. Связь осуществляется с помощью пылевых шнеков 10, позволяющих передавать пыль в случае необходимости от одного парогенератора к другому.
Наличие промежуточного пылевого бункера повышает надежность установки. В системе пылеприготовления с промежуточным бункером так же имеется возможность полностью загружать мельничное оборудование. Мельничный вентилятор находится здесь в значительно более благоприятных условиях в связи с тем, что основная масса пыли через вентилятор не проходит. К недостаткам схемы с промежуточным бункером относится, в частности, увеличение затрат на оборудование.
Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным бункером применяется для мощных парогенераторов при работе на тощих и малореакционных углях, требующих тонкого помола.
На электростанциях, где жидкое топливо служит для растопки котлов, предназначенных для работы на пылевидном топливе и где поэтому потребление жидкого топлива является периодическим, в тех случаях, когда топливо высоковязкое, чаще всего предусматривается циркуляционная система подачи. Она заключается в том, что подача жидкого топлива производится по замкнутому трубопроводу, идущему до котельной и затем обратно в мазутный резервуар, так что в этом трубопроводе постоянно циркулирует нагретое топливо, которое в необходимые моменты под