Do urządzeń podstawowych zaliczamy w/g schematu technologicznego:
Węgiel kamienny spalany w kotle BF-1300 dostarczany jest do elektrowni transportem kolejowym i samochodowym z pobliskich kopalń.
Węgiel dostarczany transportem samochodowym rozładowany jest na składowisku węgla, skąd następnie jest transportowany poprzez zwałoładowarki na taśmociągi, z których trafia do przykotłowych zasobników węgla. Węgiel dostarczany transportem kolejowym rozładowywany jest na wywrotnicach wagonowych, spod których węgiel transportowany jest podajnikami taśmowymi na składowisko węgla lub bezpośrednio do zasobników węgla.
Następnie węgiel trafia taśmociągami P28A i P28B do dwóch kruszarek węgla, gdzie ulega rozdrobnieniu do żądanej granulacji. Stąd węgiel jest transportowany poprzez taśmociągi P29A i P29B do czterech zasobników węgla. Układ podawania paliwa składa się z czterech linii podawania paliwa, po dwie z każdej strony kotła.
Powietrze pierwotne zasysane przez dwa wentylatory kierowane jest do skrzyni powietrza fluidyzacyjnego pod ruszt komory paleniskowej oraz układu dysz rozdmuchowych paliwa po obu stronach kotła. Powietrze wtórne zasysane jest z kolei przez dwa wentylatory i jest wykorzystywane do zawirowywaczy paliwa w zsypach, dysz podawania recyrkulacyjnego popiołu, zasilania palników rozpałkowych i dysz powietrza wtórnego komory paleniskowej kotła.
Popiół lotny z podgrzewacza wody (ECO), obrotowego podgrzewacza powietrza i komór elektrofiltra transportowany jest pneumatycznie do zbiornika popiołu lotnego V-4000 m3. Popiół denny odprowadzany jest spod rusztu komory paleniskowej oraz komór INTREX do zbiornika retencyjnego popiołu dennego V-2000 m3. Oczyszczone spaliny odprowadzane są do atmosfery poprzez chłodnię kominową o wysokości 133 m.
Woda zasilająca o temperaturze 290 °C wpływa do kotła w celu podgrzania jej w podgrzewaczu wody. Następnie woda jest rozdzielana pomiędzy ściany zewnętrzne skrzyń INTREX (zintegrowanych wymienników ciepła zanurzonych w złożu fluidalnym) i dalej do układów dystrybucyjnych ścian parownika. Woda jest podgrzewana w ścianach komory paleniskowej i przechodzi w parę przed wylotem parownika.
Para z separatorów prowadzona jest ku sklepieniu paleniska, gdzie znajduje się pierwsza część systemu przegrzewaczy. Za stropem paleniska para jest prowadzona do rur wieszakowych przegrzewacza, ścian kanału konwekcyjnego i wężownic przegrzewacza konwekcyjnego (SH I). Przegrzewacz SH II zlokalizowany jest w górnej części paleniska, w rejonach gdzie gęstość złoża jest niska. Dodatkowo wymurówka ochrania narażone na erozję części wymiennika.
Za przegrzewaczem SH II, para dzielona jest do ścian ośmiu separatorów cząstek stałych tworzących przegrzewacz SH III. Ściany separatorów tworzą szczelne ściany membranowe pokryte wykładziną ogniotrwałą o dużej przewodności cieplnej. Końcowy stopień przegrzewu ma miejsce w przegrzewaczu SH IV zlokalizowanym w czterech wymiennikach INTREX, umieszczonych po lewej stronie parownika.
Temperatura pary głównej kontrolowana jest dwustopniowym wtryskiem wody, jak również przez regulację układu podawania paliwa. Para przegrzana docierająca do części wysokoprężnej ma temperaturę 560 °C i ciśnienie 275 bar. Następnie para z turbiny jest zawracana do kotła w celu wtórnego przegrzania.
Pierwszy etap odbywa się w ciągu konwekcyjnym. Przegrzewacz wtórny (RH I) wyposażony jest w boczne obejście pary, stosowane do kontroli temperatury pary wtórnie przegrzanej. Ostateczny etap przegrzewu wtórnego odbywa się w wymiennikach ciepła INTREX (RH II), umieszczonych po prawej stronie parownika. Blok pracuje z poślizgowym ciśnieniem pary, więc ciśnienie kotła zmienia się z obciążeniem turbiny. Para wtórnie przegrzana doprowadzona do części średnioprężnej turbiny ma temperaturę 580 °C i ciśnienie 50 barów.
Układ wody chłodzącej jest obiegiem zamkniętym obejmującym skraplacz, pompę wody chłodzącej i chłodnię kominową. Zadaniem układu jest odprowadzenie ciepła zawartego w parze, która wykonała pracę w turbinie. Przepływ wody wymuszony jest za pomocą pompy wody chłodzącej, przy czym woda ochłodzona w chłodni wraca do skraplacza.
Wyprowadzenie mocy z bloku 460 MW odbywa się na napięciu 400 kV poprzez transformator blokowy 10BAT10 o mocy pozornej 570 MVA, skąd linią napowietrzną kierowany jest do krajowego systemu elektroenergetycznego. Przed transformatorem blokowym jest odejście zasilające transformator odczepowy 10BBT10, z którego zasilane są rozdzielnie potrzeb własnych bloku 10,5 kV (10BBA i 10BBB).
Elektrownia Łagisza ze względu na czas swojej pracy w systemie energetycznym wymagała inwestycji i odbudowy mocy. Na podstawie wielowariantowej analizy technicznej i wstępnych obliczeń ekonomicznych na etapie prac przedinwestycyjnych dla Elektrowni Łagisza dokonano wyboru bloku o mocy 460 MW na parametry nadkrytyczne "w czystej technologii węglowej". Decyzja o budowie bloku energetycznego 460MW na terenie Elektrowni Łagiszy zapadła w 2001 roku. Budowa bloku rozpoczęła się w styczniu 2006 roku i zakończyła w 2009. Jest to pierwszy w świecie blok energetyczny z kotłem fluidalnym, przepływowym na parametry nadkrytyczne. Blok ten jest na dzień dzisiejszy jedną z najnowocześniejszych jednostek, a zastosowany w nim kocioł fluidalny ze względu na swoje gabaryty jest największym na świecie kotłem.
Decyzję o wyborze kotła CFB podjęto w oparciu o niezależne opinie: zespołu specjalistów Centrum Zarządzania PKE, zespołu specjalistów biura projektowego Energoprojekt Katowice, zespołu ekspertów w składzie: prof. T. Chmielniak (Politechnika Śląska), prof. W. Gajewski (Politechnika Częstochowska), prof. W. Rybak (Politechnika Wrocławska), dr. T. Golec (Instytut Energetyki), zespołu ekspertów w składzie: prof. W. Nowak (Politechnika Częstochowska), dr Z. Bis (Politechnika Częstochowska), dr M. Pronobis (Politechnika Ślaska) mgr M. Krupa (Politechnika Śląska). Zgodnie z opinią wszystkich grup eksperckich najlepszym rozwiązaniem zaproponowanym przez dostawców kotłów dla bloku w Elektrowni Łagisza była propozycja budowy kotła z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB) na parametry nadkrytyczne.
Do realizacji bloku w zakresie maszynowni w Elektrowni Łagisza został wybrany turbozespół składający się z turbiny reakcyjnej 28K460 i generatora 50WT23E-104 produkcji Alstom Power.
W nowym bloku ciekawostką jest również sposób odprowadzenia spalin. Do standardowego projektu chłodni wprowadzony jest kanał spalin. Kanał spalin prowadzony jest ponad poziomem wodorozdziału. Poziom wodorozdziału w chłodni to ok. 10–15m. Spaliny są wprowadzane w osi chłodni, posiadają duży pęd w kierunku pionowym i nie występuje mieszanie spalin z wodą chłodzącą. Występuje niewielkie mieszanie spalin z oparami chłodni. Opary z chłodni maja strumień 15–20 razy większy niż strumień spalin. Powierzchnia chłodni jest specjalnie zabezpieczona od wewnątrz lub wykonana z kwasoodpornego betonu. Zaletą przyjętego rozwiązania chłodni kominowej jest niższy koszt inwestycyjny, chłodnia kominowa wynosi spaliny wyżej niż komin i bardziej je rozprasza w atmosferze, występuje mniejsze oddziaływanie wiatru na wypływ spalin niż z komina za pomocą zwiększenie ciągu chłodni.
| Strona główna | Elektrownia | Technika | Ekologia | Tauron Wytwarzanie SA | Tauron PE SA | Dla dostawców | Mapa witryny | Kontakt | |
Tauron Wytwarzanie S.A. prowadzi stronę internetową pod adresem: Tauron Wytwarzanie S.A. prowadzi Biuletyn Informacji Publicznej:
© Tauron Wytwarzanie S.A. - Elektrownia Łagisza |
Tauron Wytwarzanie S.A. - Oddział Elektrownia Łagisza w Będzinie REGON: 276854946, NIP: 6321792812 |