11 ПЗ Сист. автомат. регулир. общего возд. при работе котла БКЗ 320 140 560 на различ. вид. топл. (1233012), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Автоматизация теплогенерирующих установок предполагает механизацию оперативного управления работой оборудования котельного агрегата с помощью различных средств и устройств, при этом предусматривается осуществление заданного технологического режима без непосредственного участия человека. Система автоматического регулирования состоит из объекта регулирования (котел) и взаимодействующих с ним автоматических регуляторов с датчиками.

При автоматизации технологического процесса в работающей

теплогенерирующей установке должны поддерживаться на заданном уровне те параметры, которые определяют нормальное протекание технологических процессов. Управление этими процессами требует установки аппаратуры для контроля, регулирования и управления параметрами и режимами работы. Такой аппаратурой являются контрольноизмерительные приборы, с помощью которых осуществляется оперативное управление технологическими процессами, обеспечивающее надежную, безопасную и экономичную работу оборудования.

При работе оборудования теплогенерирующей установки технологическому контролю обычно подлежат следующие параметры (например, для парового котла):

• расход, давление и температура сетевой воды на выходе из котла и на входе в него, а также давление насыщенного пара;

• расход, давление и температура воздуха, подаваемого в топку котла, и температура уходящих продуктов сгорания;

• состав продуктов сгорания (по которому можно судить о величине присосов в газоходы котла);

• разрежение в топочной камере и других газоходах котла;

• расход и состав сжигаемого топлива;

• расход исходной воды и электроэнергии на собственные нужды теплогенерирующей установки;

• качество исходной, подпиточной, сетевой воды и т.д. [3].

1 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА КОТЛОВОГО АГРЕГАТА БКЗ 320140560

1. Паровой котел, виды топлива, используемые в настоящее время на предприятиях теплоэнергетики

Котел − устройство для получения под давлением пара или горячей воды в результате сжигания топлива, использования электрической энергии, теплоты отходящих газов или технологического процесса.

В дипломном проекте используется котел БКЗ 320140560. Данный котел является паровым, изготовлен на барнаульском котельном заводе, его паропроизводительность 320 т/ч, давление за перегревателем 13,8 МПа, температура перегретого пара 560 ˚С.

Паровым котлом называется устройство для выработки пара с давлением выше атмосферного за счет теплоты сжигаемого топлива. Сочетание топочной камеры в которой осуществляется горение топлива и теплоиспользующих поверхностей нагрева, в которых происходит нагрев воды до кипения, испарения вода (генерация пара) и перегрев пара называется котельным агрегатом. Котельная установка – это более широкое понятие, включающее дополнительные устройства для приготовления и ввода в топку топлива; вентиляторы для подачи воздуха; дымососы для отвода в атмосферу дымовых газов; питательные насосы и другое вспомогательное оборудование. Технологическая схема производства пара в паровом котле на электростанции, сжигающей угли в пылевидном состоянии представлена на рисунке 1.1.

Кусковое топливо выгружается из вагонов 1 в бункер разгрузочного устройства 2, откуда ленточным транспортером 16 подается в дробильное устройство 3, в котором топливо измельчается до кусков размером 15 мм. Затем уголь по ленточному транспортеру 16 подается в бункер сырого угля 4, откуда поступает в мельничное устройство 5. Здесь топливо окончательно измельчается и подсушивается.

1 − Вагон с топливом; 2 − бункер разгрузочного устройства; 3 − дробилка; 4 − бункер сырого угля; 5 − мельничное устройство; 6 − барабан; 7 − топочная камера; 8 − пароподогреватель; 9 − водяной экономайзер; 10 − воздухоподогреватель; 11 − дутьевой вентилятор; 12 − золоуловитель; 13 − дымосос; 14 − дымовая труба; 15 − багерный насос; 16 − ленточный транспортер; 17 − штабель угля; 18 − горелки; 19 − паровой котел; 20 − экраны; 21 − устройство шлакоудаления; 22 − деаэратор; 23 − питательный насос; 24 − мельничный вентилятор; а − питательная вода; б − перегретый пар; в − продукты сгорания; г − шлак и зола

Рисунок 1.1 − Технологическая схема котельной установки, работающей на твердом органическом топливе

Готовая угольная пыль вместе с нагретым воздухом в воздухоподогреватели 10 через горелки 18 поступает в топочную камеру 7 парового котла 19, где и сгорает. При этом химическая энергия топлива преобразуется в тепло излучаемое от факела и топочных газов и передается поверхностям нагрева 20, экранирующих стены топочной камеры и в которых происходит нагрев и испарение воды, предварительно подогретой в экономайзере 9. Полученная из воды пароводяная смесь поступает в барабан котла 6, где осуществляется сепарация пара. После чего насыщенный пар подается в пароподогреватель 8, перегревается до определенных параметров и направляется в машинный зал к паровой турбине. Перегрев пара в пароперегревателе 8, нагрев питательной воды в экономайзере 9 и воздуха в воздухоподогревателе 10 осуществляется за счет охлаждения газообразных продуктов сгорания топлива. Подача воздуха в воздухоподогреватель производится дутьевым вентилятором 11. Зола, образующаяся в результате сгорания топлива, частично в виде шлака осаждается в топке и затем удаляется через холодную воронку системой шлакоудаления. Основная масса золы вместе с дымовыми газами проходит газоходы котла и улавливается в золоуловителе 12, остатки не уловленной летучей золы вместе с дымовыми газообразными продуктами сгорания рассеиваются дымовой трубой 14 в окружающей атмосфере. Эвакуация продуктов сгорания из топочной камеры парового котла в дымовую трубу осуществляется с помощью дымососа 13. Образовавшиеся в результате горения твердого топлива в топке шлак и зола, уловленные в золоуловителе, транспортируются по каналам системы золошлакоудаления в багерную насосную установку 15, служащую для перекачки шлака и золы с технической водой по трубопроводу на золоотвалы [4].

Из рассмотрения технологической схемы производства пара следует, что в состав котельной установки входят (см. рисунок 1.2):

• топливный тракт, т.е. путь движения топлива, включающий бункер сырого дробления топлива 4, углеразмольную мельницу 5 и соединяющие это оборудование пылепроводы до горелочного устройства 18; сопротивление по топливному тракту, начиная с мельницы, преодолевается давлением, создаваемым дутьевым вентилятором 11;

• газовый тракт  путь движения продуктов сгорания, начинается в топочной камере 7, проходит через пароподогреватель 8, экономайзер 9, воздухоподогреватель 10, золоуловитель 12 и заканчивается дымовой трубой 14; аэродинамическое сопротивление газового тракта до дымовой трубы преодолевается дымососом 13;

• воздушный тракт − путь движения воздуха, включает короб холодного воздуха, воздухоподогреватель 10 и горелочные устройства 18; аэродинамическое сопротивление воздушного тракта преодолевается дутьевым вентилятором 11, который в целях вентиляции забирает воздух из верхней части помещения; в холодное время года, когда по температурным условиям усиленная вентиляция помещения недопустима, всасывающий воздухопровод переключают на забор атмосферного холодного воздуха;

• водопаровой тракт представляет собой путь последовательного движения питательной воды, пароводяной смеси и перегретого пара; водопаровой тракт включает следующие элементы оборудования: экономайзер 9, топочные экраны 20, барабан 6, пароперегреватель 8. Преодоление гидравлического сопротивления водопарового тракта различно в зависимости от метода генерации пара. Для рассмотренной схемы с котлом естественной циркуляции вода от экономайзера до барабана движется за счет давления, создаваемого питательным насосом; в топочных экранах движение пароводяной смеси осуществляется за счет естественной циркуляции; от барабана к турбине − за счет перепада давления. Для схемы с прямоточными котлами это сопротивление преодолевается питательным насосом.

Работа оборудования котельной установки определяется протеканием большого комплекса сложных процессов. К их числу относятся:

• подготовка топлива для сжигания и подачи его в топочную камеру;

• преобразование химической энергии топлива в тепло;

• передача выделившегося тепла поверхностям нагрева: топочным экранам− излучением; пакетам труб − конвекцией;

• передача тепла от поверхностей нагрева рабочему телу: в экономайзере − воде, в испарительных трубах − пароводяной смеси, в пароперегревателе − перегреваемому пару, в воздухоподогревателе − воздуху;

• подача питательной воды в котел, фазовые превращения в процессе движения в его поверхностях нагрева и выдача перегретого пара заданных давления и температуры;

• организация водного режима, обеспечивающего предотвращение образования отложений на интенсивно обогреваемых поверхностях нагрева

и выдача в турбину пара заданной чистоты;

• максимальное улавливание из продуктов сгорания золы и шлака и транспортировка их за пределы электростанции;

• транспортировка продуктов сгорания по газоходам и выброс их после охлаждения в котле через дымовую трубу в атмосферу;

• полностью механизированный и автоматизированный контроль, и управление работой котельной установки и всех протекающих в нем процессов [4].

Принципиальная схема теплоэнергетической установки представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.2 − Технологические тракты и функциональные узлы котельных установок

Принципиальная схема теплоэнергетической установки представлена на рисунке 1.3.

На рисунке 1.3 деаэратор удаляет из воды О₂ и СО₂. Рабочий цикл представленной установки может быть представлен в TS диаграмме на рисунке 1.4.

Рисунок 1.3 − Принципиальная схема теплоэнергетической установки

Рисунок 1.4 − Рабочий цикл установки в T-S диаграмме.

Данный процесс можно описать следующим образом:

• (1234) – нагрев воды, её испарение, перегрев пара;

• (45) – расширение пара в турбине;

• (50) – конденсация пара;

• (01) – регенеративный подогрев конденсата и питательной воды (для уменьшения расхода теплоты на нагрев пара) [5].

Для успешного регулирования процесса горения необходимо знать свойства топлива. На ТЭС сжигают три вида топлива: газообразное, жидкое и твердое. Виды энергетических топлив, используемых на ТЭС, представлены на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 − Виды энергетических топлив

Это горючие вещества, которые намеренно сжигают, чтобы получить значительные количества теплоты. Общая классификация по агрегатному состоянию приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 − Классификация видов топлива по агрегатному состоянию

Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, получаемый из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ. Природный газ в основном состоит из метана СН₄, который при правильной организации процесса горения сжигается полностью, превращаясь в воду и двуокись углерода.

Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности: при его сжигании, не возникает вредных выбросов, если не считать образования ядовитых оксидов азота, с которыми можно бороться соответствующей организацией процесса горения. Поэтому его используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Дополнительное преимущество − легкость транспортировки по газопроводам с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях.

Организация сжигания природного газа на электростанциях также сравнительно проста: перед подачей в топки котлов ТЭС необходимо снизить его давление до 0,2 – 0,3 МПа (2 – 3 ат) в газораспределительном пункте ТЭС или, наоборот, если давление в газовой магистрали недостаточно, повысить его давление до 2 – 2,5 Мпа (20 – 25 ат) с помощью газовых компрессоров, если газ подается в камеры сгорания ГТУ.

Характеристики

Список файлов ВКР