Пройдя ППТО, первичный пар поступает в собирающую камеру греющего пара. Из этой камеры пар двумя трубопроводами поступает в передние торцы входных камер ВРЧ-II, расположенных по бокам корпуса котла.
Трубы от входных камер ВРЧ-II экранируют боковые стены, выходят к задней стене горизонтального газохода, экранируют её полностью, переходя по всей ширине газохода на потолок, и экранируют заднюю половину потолка, после чего проходят через потолок и присоединяются к выходной камере ВРЧ-II, расположенной на потолочном перекрытии.
От наружного торца выходной камеры ВРЧ-II пар поступает в конвективный первичный пароперегреватель II ступени.
Пройдя конвективный первичный пароперегреватель II ступени, пар поступает в выходную камеру и из неё в главный паропровод.
Пройдя цилиндр высокого давления пар давлением 26 ати и температурой 3450С, возвращается по двум параллельным паропроводам к корпусу котла. На каждой “холодной нитке” вторичного пара установлены отключающие запорные задвижки.
Перед корпусами котла холодная нитка каждого контура разделяется на два паропровода, по которым вторичный пар поступает в торцы входной камеры ППТО.
Вторичный пар проходит 24 секции ППТО, подогревается до 4680С и поступает в выходную камеру, из которой по двум паропроводам, идущим с обеих сторон корпуса, направляется в промпароперегреватель.
Пройдя трубный пакет вторичного перегревателя, пар с температурой 5450С и давлением 25 ати, от передних торцов выходных камер выходит в два паропровода каждого корпуса и по ним направляется в цилиндр среднего давления.
Регулирование температуры первичного пара осуществляется:
- впрыском №3 за ВРЧ-I, обеспечивающим поддержание температур за КПП-I и ВРЧ-II;
- впрыском №4 за ВРЧ-II, обеспечивающим стабильность температуры первичного пара на выходе из котла.
Регулирование температуры вторичного пара осуществляется с помощью паро-паровых байпасов ППТО, изменения тепловыделения в топке (снижения или увеличения температуры за КПП-I).
1.3 Описание компоновки оборудования
Схема станции выполнена по блочной системе. В главном корпусе три отделения: котельное, деаэраторное, машинное. Расположение оси пролётов обозначаются цифрами, а поперечные буквами.
Топливное хозяйство расположено со стороны парогенераторов отдельно от главного корпуса. Электрическое хозяйство электростанции расположено за пределами главного корпуса и находится со стороны машинного зала.
В машинном зале установлены три турбогенератора К-200-130 с вспомогательным оборудованием, в которое входит группа подогревателей низкого давления с насосами и подогревателей высокого давления. Турбоагрегаты установлены поперечно, правого исполнения. Питательные насосы и регенеративные подогреватели низкого и высокого давления расположены с правой стороны от турбины. Подогреватели низкого давления (ПНД-1) встроен в конденсатор, (ПНД-2,3,4) находятся на отметке три метра. Подогреватели высокого давления (ПВД-5,6,7) типа ПВ-480-230 находятся на нолевой отметке.
Питательные насосы типа ПЭ-380-200, размещены группами на отметке ноль метров. Редукционно-охладительная установка (РОУ) находится на отметке семь метров.
Предусмотрен подвал с минусовой отметкой три с половиной метра, где расположены циркуляционные водоводы и конденсатные насосы типа КС-320-160 три штуки.
Под регенеративными подогревателями низкого давления на отметке ноль метров установлены сливные насосы.
С левой стороны турбины находятся маслонасосы смазки типа 5НДВ-60, пусковой маслонасос типа 8МС-7×8 и маслоохладители. Главный маслобак находится на отметке семь метров.
Блочный щит управления (БЩУ) и площадка обслуживания турбо агрегата находится на отметке девять метров. БЩУ установлен между котельным и турбинным отделением, под ним находится распределительное устройство собственных нужд (РУСН). Над блочным щитом управления находится деаэраторное отделение с деаэраторами типа ДП-800, на двадцать первой отметке.
Насосная береговая удалена от главного корпуса станции на двести метров, в ней находятся циркуляционные насосы. Для производства ремонтных работ предусмотрены два мостовых крана грузоподъёмностью Q = 125 тонн.
В котельном отделении находятся три котлоагрегата типа ПК-47, которые выполнены по двухстороннему П-образному варианту. Оба корпуса идентичны по общим габаритам: топочными устройствами, воздухо и водоподогревательными поверхностями и контуром парообразования. Топка котла повёрнута в сторону машинного отделения. Горелки установлены тангенциально на боковых поверхностях топочной камеры по две штуки на каждой, находящиеся на отметке семь и девять метров. Все тяго-дутьевые механизмы расположены на улице. Дутьевые вентиляторы – типа ВДН-26-IIу, дымососы типа Д25-2ШБ. Вентиляторы регенерации воздуха типа ВГД-2ОУ. За ними находится дымовая одноствольная труба высотой сто пятьдесят метров и диаметром устья 7,2 метра.
Для ремонта котлоагрегатов и тягодутьевых механизмов предусмотрены мостовые краны грузоподъёмностью Q =50 и Q =20т.
1.4 Описание газового хозяйства
Топливным хозяйством называют систему устройств и механизмов, предназначенных для приёма, хранения, перемещения и первичной обработки топлива перед его сжиганием. Система и состав топливного хозяйства, а так же условия его работы определяют видом, свойством, способом сжигания и доставки топлива, а так же территориальным расположением станции.
Топливное хозяйство должно обеспечить бесперебойную подачу топлива к парогенераторам и удовлетворить следующие основные требования: потери топлива должны быть минимальными; его химические и физические характеристики не должны ухудшаться; первоначальные затраты и эксплуатационные расходы ан топливное хозяйство должны быть небольшими. Все процессы, связанные с подачей, подготовкой к сжиганию и транспортировкой должны быть автоматизированными.
В Российской Федерации природный газ применяется в качестве основного топлива на станциях большой и средней мощности.
На проектируемой электростанции планируем в качестве основного топлива природный газ Газли- Коган- Ташкент.
Подготовка природного газа к сжиганию состоит в его фильтрации и поддержании определённого давления путём дросселирования газа, поступающего из магистрали. Давление в газовой магистрали высокого давления обычно составляет (0,5 – 1,0) МПа и может колебаться в широких пределах.
Для обеспечения равномерной подачи газа на электростанцию и воизбежании значительной утечки газа из сети газопроводов котла, сооружается газорегуляторная станция (ГРС) , в которой устанавливается регулятор давления, дросселирующий газ и поддерживающий заданное, постоянное его давление 0,02 – 0,03 МПА.
На случай аварийного отключения, снижения давления, ремонте газораспределительной станции, предусмотрен бойпасный трубопровод. К котлам газ от газорегуляторной станции подводится двумя трубопроводами. От газовой задвижки отходит общий газопровод вдоль фронта котлов с ответвлением для подачи и регулирования газа к каждому агрегату быстродействующими клапанами, и котёл аварийно отключается от газопровода. Газопроводы продувают из тупиковых участков через отводы в атмосферу (свечи), выведенные за пределы здания. Через свечи удаляют воздух перед растопкой агрегата, а при останове – удаляют газ из отключённых участков газопровода. Газопровод прокладывают с уклоном, и в нижних точках устанавливают дренажные устройства.
Для растопки котла используют мазут. Хранение его производится в стальных или железобетонных резервуарах вне территории станции. Из основных резервуаров мазут забирается насосами. Обычно выбирают систему с двумя ступенями давления. Ступень низкого давления создаётся насосами первого подъёма, ступень высокого давления насосами второго подъёма. Двух ступенчатая перекачка позволяет использовать напор первой ступени для циркуляционного подогрева в резервуарах. Перед подачей в котельный цех мазут подогревается в подогревателях располагаемых группами в не мазутной насосной. В зависимости от вязкости температура подогрева мазута составляет 85 – 1400С.
1.5 Описание химической водоочистки питательной воды
Назначение химводоочистки (ХВО) – подготовка воды для питания котлов. Химводоочистка должна обеспечить работу теплового оборудования электростанции без повреждений и понижения экономичности в работе энергоблока, вызванных образованием:
а) накипи и отложений на поверхностях нагрева;
б) шлама в котлах, тракте питательной воды;
в) коррозии на внутренних поверхностях оборудования;
г) отложения на поверхностях трубок конденсатора.
Вода на химводоочистку берётся из циркводовода , прокачивается через подогреватель сырой воды. Подогрев ведется в теплообменниках с автоматическим регулированием процесса в пределах заданной температуры 30+(-)1 оС. Подогретая вода поступает в воздухоотделитель осветлителя, затем в смеситель воды и реагентов. Ввод реагентов в смеситель выполнен последовательно: известь, затем коагулянт.
Такая последовательность ввода обусловлена технологическими условиями взаимодействия воды и реагентов. Процессы химического взаимодействия реагентов с обрабатываемой водой заканчивается на выходе из смесителя. Здесь же начинается выделение шлама. Верхняя граница взвешенного шлама находится на уровне верхней кромки окон шламоуплотнителя. В шламоуплотнитель вводится до 20% воды со шламом, до 80% воды поступает в кольцевой желоб и через распределительное устройство направляется в промежуточный бак. Шлам из шламоуплотнителя удаляется с продувкой, а осветленная вода поступает в основной поток очищенной воды. Осветлитель оборудован пробоотборными точками по всей высоте для ручного химконтроля и к приборам автоматического контроля: рН-метру, сигнализатору уровня шлама (СУШ), расходомеру откачки.