Глава 1. Краткая история развития котлов классификация и типы паровых котлов

Лекции по котлам.

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие для выработки электрической энергии. Основное количество электрической энергии в России и в большинстве крупных экономически развитых стран мира производят на тепловых электрических станциях (ТЭС), использующих химическую энергию сжигаемого органического топлива. Значительную долю электрической энергии вырабатывают во многих странах мира на электрических станциях, преобразующих теплоту ядерных реакций — атомных электрических станциях (АЭС);

Тепловые электростанции. Основным типом тепловой электрической станции на органическом топливе являются паротурбинные электростанции, которые делятся на конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназна­ченные для выработки тепловой и электрической энергии.

Централизованное снабжение теплом крупных городов и поселков в ви­де горячей воды и пара низкого давления значительно повышает эффектив­ность использования энергии сжигаемого топлива и улучшает состояние воздушного бассейна в зоне городов.

Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, однако эффектив­ность использования теплоты сжигаемого органического топлива не столь высока (рис. В.1), и прежде всего, в силу физических свойств рабочего вещества энергетических установок — воды и пара.

Рис. В.1. Эффективность преобразования энергии топлива в электрическую энергию Тл – топливо; ПК – паровой котел; Пп – пароперегреватель; ПТ – паровая турбина; ЭГ – электрогенератор

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной КЭС являются па­ровой котел и паровая турбина (рис. В.2). Паровой котел представляет со­бой систему поверхностей нагрева для производства пара из непрерыв­но поступающей в него воды путем использования тепла, выделяющегося при сжигании топлива. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода в котле подогревается до температуры насыщения* испаряется, а полученный насыщенный пар затем перегревается.

Полученный перегретый пар высокого давления поступает в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую энергию вращающегося вала турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия на основе закона Фарадея превращается в электрическую.

Рис. В.2. Простейшая тепловая схема КЭС 1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – питательный насос; 7 — ПНД; 8 – ПВД; 9 – деаэратор; пара; 12 – водоподго- товительная установка.

Рис. В3

На рис. В3 представлены в T-S диаграмме цикл паросиловой установки с промежуточным перегревом пара и без него

Рис. В.4. Простейшая тепловая схема ТЭЦ :

1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор;

4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – питательный насос; 7 — ПНД;

8 – ПВД; 9 – деаэратор; 10 – подогреватель сетевой воды; 12 – водоподготовительная установка.

На современных КЭС с агрегатами единичной электрической мощности 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при ко­тором частично отработавший пар из промежуточных ступеней турбины возвращают в паровой котел. Обычно применяют однократный промежуточный перегрев пара (рис. В.2), обеспечивающий заметное повышение работоспособности пара. В отдельных установках большой мощности применяют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный перегрев пара (рис. В3) увеличивает КПД турбинной установки и соответственно снижает удельный расход пара на выработку электроэнергий и расход топлива в паровой котел. Промежуточный перегрев пара снижает также влажность пара в последних ступенях низкого давления турбины и, тем самым, уменьшает эрозионный износ лопаток. Отработавший пар из турбины поступает в конденсатор, где теплота конденсации пара (значительная часть тепловой энергии пара) передается охлаждающей воде и далее рассеивается в окру­жающей среде. Полученный конденсат перекачивают конденсатными на­сосами через подогреватели низкого давления в деаэратор, где конденсат доводится до кипения при давлении деаэратора, освобождаясь при этом от растворенных в воде газов (главным образом от коррозионно-опасных кислорода и углекислоты). Сюда же поступает очищенная добавочная вода, компенсирующая потери пара и конденсата в цикле, Из деаэратора вода питательным насосом через, подогреватели высокого давления подается в паровой котел под давлением, превышающим давление пара на выходе из котла. Подогрев конденсата в подогревателях низкого давления и питательной воды в подогревателях высокого давления производится теплотой конденсирующегося пара, отбираемого из ступеней турбины. Этот процесс называют регенеративным подогревом воды. Регенеративный подогрев заметно повышает КПД паротурбинной установки. Таким образом, на КЭС (рис. В.2) паровой котел в основном питается конденсатом производимого им пара.

Принципиальная схема ТЭЦ (рис. В.4) отличается от вышеописанной схемы КЭС дополнительным отбором части пара из промежуточных ступеней турбины на теплофикацию жилого района (получение горячей воды), а также на производственные нужды. При этом уменьшается расход пара в конденсатор и связанные с ним тепловые потери.

Тенденции развития паровых котлов – это увеличение единичной мощности, повышение начального давления пара и его температуры, применение промежуточного перегрева пара, полная механизация и автоматизация управления, изготовление и поставка оборудования крупными блоками для облегчения и ускорения монтажа.

С применением пара сверхкритического давления (р = 25,5 МПа) и перегрева пара (t_пп=545 – 565°С), развитием регенерации тепла тепловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу (КПД около 42%). Дальнейшее повышение начальных параметров пара уже мало повышает тепловую экономичность паротурбинных блоков, но сильно увеличивает их стоимость из-за применения более высоколегированных и дорогостоящих сталей. Осложняется при этом и сохранение уже достигнутых показателёй надежности.

Исходя из обеспечения электроэнергией резкопеременных потребностей в ней в пределах суточного и недельного графиков необходимым становится создание маневренного энергооборудования, позволяющего изменить нагрузку многократно в течение недели и за короткое время. Этим задачам отвечают комбинированные парогазовые установки (ПГУ), представляющие различное сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок.

Тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. В5. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

Рис. В.5. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ:

1 – газотурбинный агрегат; 2 – котёл-утилизатор; 3 – секция высокого давления;
4 – секция низкого давления; 5 – паровая турбина; 6 – выхлопная труба;
7 – переключающая арматура; К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНВ – питательный насос высокого давления; ПНН – питательный насос низкого давления;
ЦН – циркуляционные насосы; ЭГ – электрогенератор

Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %.

Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа, составляют приблизительно 3 МПа и 400 °С. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 °С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах.

На рис. В.6 в Т, S-координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4,а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, - буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл - единственный источник теплоты для нижнего цикла.

Рис. В.6. Идеальный цикл ПГУ КУ

Рис. В.7 Тепловая схема котельной с паровыми и водогрейными котлами

Глава 1. Краткая история развития котлов классификация и типы паровых котлов