Очистка технологических газов на Приднепровской Тэс

Необхідне для горіння  палива повітря подається до котла  вентиляторами. Продукти спалювання палива – димові. Вони відсмоктуються димососами та відводяться через димові труби  в атмосферу. Сукупність каналів (повітроводів і газоходів), елементів обладнання, по яких проходять повітря та димові МІ НІ, утворюють газоповітряний тракт  теплової електростанції. Димососи, які  входять до його складу, димова труба  та дуттьові вентилятори складають  тягодуттьову установку.

Горіння палива і негорючі (мінеральні) домішки, які входять  до його складу, зазнають фізико-хімічних перетворень та з котла частково у вигляді шлаку, а значна їх частина  димовими газами у вигляді дрібних  частинок золи. Для атмосферного повітря  від викидів золи перед димососами (для запобігання їх золотого зносу) встановлюють золоуловлювачі. Шлак та уловлена зола видаляються звичайно гідравлічним способом за межі території  електростанції на золовідвали. При  спалюванні мазуту та газу золоуловлювачі не встановлюються.

При спалюванні палива хімічно  зв'язана енергія перетворюється в теплову, утворені продукти спалювання, котрі у поверхнях підігріву  котла віддають теплоту воді та парі, яка з неї утворюється. Сукупність обладнання, окремих його елементів, трубопроводів, по яких рухається вода та пара, утворює водопаровий тракт  станції.

У котлі вода нагрівається до температури насичення, випаровується, а утворена з киплячої (котлової) води насичена пара перегрівається. З  котла перегріта пара (t~540°C) направляється  по трубопроводах у турбіну, де її теплова енергія перетворюється в механічну (тиск 3,5-6,5 кПа), що передається  валу турбіни. Відпрацьована в турбіні  пара потрапляє до конденсатора, віддає теплоту охолоджувальній воді і  конденсується.

На сучасних теплових електростанціях  з агрегатами одиничної потужності 200 МВт та вище застосовують проміжний  перегрів пари. В цьому випадку  турбіна має дві частини: ступінь  високого та ступінь низького тиску. Відпрацювавши у ступені високого тиску турбіни, пара направляється  в проміжний перегрівник, де до нього  додатково підводиться теплота. Далі пара знов повертається у турбіну, у частину низького тиску, а з  неї потрапляє до конденсатора. Проміжний  підігрів пари підвищує ККД турбінної  установки та підвищує надійність її роботи. З конденсатора конденсат  відкачується конденсатним насосом  та, пройшовши підігріванні низького тиску (ПНТ), потрапляє у деаератор. Тут він нагрівається парою до температури насичення, при цьому  з нього виділяються в атмосферу  кисень та вуглекислота для захисту  обладнання від корозії. З деаератора деаерована вода, що називається живильною  водою, прокачується живильним насосом  через підігріванні високого тиску (ПВТ) і подається до котла.

Конденсат у ПНТ та деаераторі, а також живильна вода у 11ВТ підігріваються парою, що відбирається у турбіни. Такий  спосіб підігріву означає повернення (регенерацію) теплоти у цикл і  називається регенеративним підігрівом. Завдяки йому зменшується надходження  пари до конденсатора, а звідси і  кількість теплоти, що передається  охолоджувальній воді, що приводить до підвищення ККД паротурбінної установки. Сукупність елементів, що забезпечують конденсатори охолоджувальною водою, називають системою технічного водопостачання. До неї відносяться: джерело водопостачання (річка, водосховище, баштовий охолоджувач - градирня), циркуляційний насос, підвідні та відвідні водопроводи. У конденсаторі охолоджувальній воді передається близько 55% теплоти пари, що потрапляє і до турбіни; ця частина теплоти не використовується для виробництва електроенергії і марно втрачається. Ці втрати значно підвищуються, якщо відбирати з турбіни частково відпрацьовану миру в її теплоту та використовувати для технологічних потреб промислових підприємств або для підігріву води на опалення. Таким чином, станція стає теплоелектроцентраллю (ТЕЦ), що забезпечує комбіноване виробництво електричної та теплової енергії. На ТЕЦ спеціальні турбіни з відбиранням пари.

Конденсат пари, відданої тепловому  споживачу, подається на ТЕЦ насосом  зворотного конденсату.

На ТЕС існують внутрішні  витрати конденсату та пари, обумовлені неповною герметичністю водопарового тракту, а також безповоротної  витрати пари конденсату та пари обумовлені неповною геометричністю водопарового тракту, а також безповоротної  витрати конденсату на технічні потреби  станції. Вони займають невелику частину  загальної витрати пари на турбіни (близько 1-1,5%).

На ТЕЦ можуть бути також  зовнішні витрати пари та конденсату, зв'язані з відпуском теплоти  промисловим споживачам. В середньому вони дорівнюють 35-50 %. Внутрішні і  зовнішні витрати пари та конденсату відновлюються попередньо відпрацьованою водою водопідготувальної установки.

Таким чином, живильна вода котлів являє собою суміш турбінного конденсату та додаткової води.

Електротехнічне господарство станції включає електричний  генератор, трансформатор зв'язку, головний розподільний пристрій, систему електропостачання  власних механізмів електростанції через трансформатор власних  потреб.

Система управління енергообладнання на ТЕС виконує збір та обробку  інформації про хід технологічного процесу і стан обладнання, автоматичне  та дистанційне управління механізмами  і регулювання основних процесів, автоматичний захист обладнання.

Термодинамічні основи роботи ТЕС: на паротурбінних електростанціях  ротори електричних генераторів  приводяться до обертання паровими турбінами, у яких теплова енергія  пари перетворюється в кінетичну, що передається роторові турбіни. Таким  чином, водяна пара є робочим тілом  паротурбінної електростанції. Пара необхідних параметрів утворюється  у котлі за рахунок теплоти, що виділяється при спалюванні органічного  палива.

Суттєвим є те, що теплові  електростанції негативно впливають  на навколишнє середовище. ТЕС, що використовують тверде паливо, викидають у атмосферу  частину золи, яка не уловлюється, та недогорілі частки палива, сірчистий  та сірчаний ангідриди, окис азоту та окис вуглецю; при використанні органічного  палива - природного газу - в атмосферу  потрапляють токсичні окисли азоту та окис вуглецю, бензопірен.

 

1.3 Загальна характеристика  Придніпровської ТЕС

 

1.3.1 Історія підприємства

 

Станція розташована на лівому березі Дніпра в межах м. Дніпропетровська. Забезпечує самий важливий регіон Придніпров'я  та Дніпропетровську область електричною  енергією, а місто Дніпропетровськ, крім електричної енергії, ще й тепловою енергією.

Перша черга станції введена  в експлуатацію в грудні 1954 року, електростанція надалі невпинно нарощувала свою потужність.

На даний момент встановлена ​​потужність Придніпровської ТЕС - 1765 МВт, теплова – 845 Гкал/год.

Основне проектне паливо - вугілля  марки «АШ», резервне - мазут і  газ. 
Видача електричної потужності від електростанції здійснюється напругою в 150 і 330 кВт з відкритих розподільних пристроїв.

Придніпровська ТЕС була «піонером» в галузі освоєння блочного обладнання. Вона стала також і  єдиної станцією, на якій в 2001 році на блоці 300 МВт ст. № 11 замість турбіни  К-300 була встановлена ​​головна сучасна турбіна До-310-23,5-3 Харківського заводу «Турбоатом».

Нижче наводимо роки вводу  до експлуатації турбогенераторів та котлів на ПдТЕС:

        I –ша черга:

ТГ-1 рік вводу 1954, номінальна потужність 100 МВт

ТГ-2 рік вводу 1955, номінальна потужність 100 МВт 

К-1 рік вводу 1954, потужність пари 230 т/г

К-2 рік вводу 1954, потужність пари 230 т/г

К-3 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

К-4 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

        II –  га черга: 

ТГ-3 рік вводу 1955, номінальна потужність 100 МВт

ТГ-4 рік вводу 1955, номінальна потужність 100 МВт 

К-5 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

К-6 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

К-7 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

К-8 рік вводу 1955, потужність пари 230 т/г

       III –  я черга:

ТГ-5 рік вводу 1957, номінальна потужність 100 МВт

ТГ-6 рік вводу 1958, номінальна потужність 100 МВт

К-9 рік вводу 1956, потужність пари 230 т/г

К-10 рік вводу 1956, потужність пари 230 т/г

К-11 рік вводу 1958, потужність пари 430 т/г

К-12 рік вводу 1958, потужність пари 430 т/г  

        IV – а черга:

ТГ-7 рік вводу 1959, номінальна потужність 150 МВт

ТГ-8 рік вводу 1960, номінальна потужність 150 МВт

ТГ-9 рік вводу 1960, номінальна потужність 150 МВт

ТГ-10 рік вводу 1961, номінальна потужність 150 МВт

        V –  черга:

ТГ-11 рік вводу 1963, номінальна потужність 300 МВт

ТГ-12 рік вводу 1964, номінальна потужність 300 МВт

ТГ-13 рік вводу 1965, номінальна потужність 300 МВт

ТГ-14 рік вводу 1966, номінальна потужність 300 МВт

В зв’язку з технічним  зносом обладнання, в 1980 р. почалось виведення  з експлуатації низки блоків:

ТГ-1 рік виводу 1980, наказ  № 401 від 26.11.1980 р.

ТГ-2 рік виводу 1984, наказ  № 327 від 01.04.1983 р.

ТГ-3 рік виводу 1981, наказ  № 172 від 14.05.1981 р.

ТГ-4 рік виводу 1980, наказ  № 223 від 28.05.1980 р.

ТГ-5 рік виводу 1979, наказ  № 372 від 19.11.1979 р.

ТГ-6 рік виводу 1983, наказ  № 97   від 28.03.1982 р.

Ці блоки знаходяться  в незадовільному стані, частково розібрані, тому їх неможливо відновити та знову  ввести до експлуатації.

Також в 1980 р. почалася реконструкція  деяких котлотурбінних агрегатів:

Реконструкція турбіни з  заміною ЦВТ:

ТГ-7 – 1984 р., ТГ-8 – 1986 р., ТГ-9 – 1985 р., ТГ-10 – 1987 р.

Реконструкція на теплопостачання  турбіни:

ТГ-7 – 1980 р., ГТ-8 – 1986 р., ТГ-9 – 1981 р., ТГ-10 – 1983 р.

Заміна турбіни К-300-240 на теплофікаційну К-310-23,5-3 на ТГ-11 – 2011 р.

Реконструкція котлотурбінного  агрегату ТГ-9 здійснюється в поточний час.

На теперішній час енергетичне  обладнання становлять 4 блоки по 150 МВт з котлами ТП-90 і турбінами  К-150-130; 3 блоки по 285 МВт з котлами  ТПП-110, ТПП-210 і турбінами К-300-240; 1 блок 310 МВт з котлом ТПП -110 і турбіною До-310-23, 5-3.

На теперішній час на станції  знаходяться в експлуатації  такі агрегати:

ТГ-7 рік вводу 1959, 150 МВт, 160 ГКал

ТГ-8 рік вводу 1960, 150 МВт, 160 ГКал

ТГ-9 рік вводу 1960, 150 МВт, 160 ГКал

ТГ-10 рік вводу 1961, 150 МВт, 160 Гкал

ТГ-11 рік вводу 1963, 300 МВт

ТГ-13 рік вводу 1965, 300 МВт

На стадії довготривалої  консервації знаходяться такі агрегати:

ТГ-12 рік вводу 1964, 300 МВт

ТГ-14 рік вводу 1966, 300 МВт

 

1.3.2 Перспективи  розвитку -  ПдТЕС

 

Згідно перспективного графіку  ремонтів та реконструкцій енергоблоків ТЕС ВАТ «Дніпроенерго», на наглядовій Раді ДТЕК затверджено такі терміни  реконструкції та капітальних ремонтів енергоблоків:

ТГ-7 – 2013 р. (Рек.)

ТГ-8 – 2014 р. (Рек.)

ТГ-9 – 2016 р. (КР.)

ТГ-10 – 2012 р. (КР.)

ТГ-13 – 2012 р. (КР.)

До останнього часу не передбачалося  будівництво нових енергоблоків, але 11-12 червня цього року керівництвом ДТЕК та ПАТ «Дніпроенерго», розглянуто, як перспективна можливість,  будівництво  нового блоку на ПдТЕС з котлом ЦКС, потужністю  до 330 МВт з участю французької компанії ALSTOM.

 

1.3.3 Забезпеченість  котлоагрегатів природоохоронними  засобами

 

Всі діючі котлоагрегати  стації оснащені очисними спорудами:

4 енергоблоки потужністю 150 МВт оснащені мокрими золовловлювачами  типу СВД-ВТІ-ПТЕ. Проектна потужність  – 799,2 тис. м3/год. Ефективність 96,3-97%. На сьогоднішній день в  роботі знаходяться 2 енергоблоки.

4 енергоблоки потужністю 300 МВт оснащені електрофільтрами  типу УГ-2. Проектна потужність  – 1840 тис. м3/ год. Ефективність  – 96-96,8% Фактична ефективність 96,12-96,78%. На сьогоднішній день в роботі  знаходяться 2 енергоблоки.

В 1980 -1990-х роках було проведено  реконструкцію деяких ПГОУ:

Реконструкцію мокрих золовловлювачів  типу МС-ВТІ на енергоблоках 150 МВт  було проведено в наступні терміни:

енергоблок № 7 – 1988 р.

енергоблок № 8 – 1996 р.

енергоблок № 9 – 1990 р.

енергоблок № 10 – 1998 р.

В період реконструкції одноступеневі  труби Вентурі замінені на двоступеневі.

 

 

 

 

1.3.4 Географічне  розташування

 

Згідно з фізико-географічним районуванням, територія розміщення Придніпровської ТЕС і зона її впливу знаходяться в IV географічному  поясі, в межах Східноєвропейської рівнини, степової посушливої, дуже теплої зони. Район приурочений до Придніпровської  височини, яка утворилася на древньому  кристалічному субстраті. 

Електростанція розташована  в південній частині м. Дніпропетровська, на лівому березі р. Дніпро. У геоморфологічному  відношенні район належить до великого вододільному плато річок Дніпро - Інгулець. Основна роль у формуванні рельєфу належить кристалічним породам  докембрійського періоду, які перекриті  осадовими відкладеннями третинного і четвертинного віку. Основними  геоморфологічними елементами сучасного  рельєфу є плато, схили плато, терасовані долини річок, балки та яри. Заплави річок і низини балок  місцями заболочені.