Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Технические предложения по установке двух блоков ПГУ-325 взамен отработавших ресурс конденсационных энергоблоков № 1,2 мощностью по 300 МВт.

Блоки ПГУ-325 предназначены для выработки электрической и тепловой энергии при совместной работе паровых и газовых турбин.

Работа парогазовых установок предусматривается в базовом режиме с числом часов использования установленной мощности по техническому заданию 6500 часов в год.

Установленная электрическая мощность ГРЭС при установке двух ПГУ-325 составит 2450 МВт.

В состав блока ПГУ-325 входит следующее основное оборудование:

- 2 газотурбинные установки ГТЭ-110 ОАО «Рыбинские моторы»;

- два котла-утилизатора по типу П-88 ОАО «ЗиО»;

- одна паротурбинная установка типа К-110-6,5 АО «ЛМЗ».

1. Обоснование проекта реконструкции ИГРЭС

Техническое состояние существующего оборудования

Оборудование, как основное, так и вспомогательное устарело физически и морально, имеет выработку ресурса близкую к критическому.

Сроки ввода энергоблоков в эксплуатацию:

І очередь

энергоблоки № 1 и 2 - 1970 год

энергоблок № 3 - 1971 год

энергоблок № 4 и 5 - 1972 год

энергоблок № 6 - 1974 год.

ІІ очередь

энергоблок № 7 - 1978 год

энергоблок № 8 - 1979 год.

Для I очереди ГРЭС период эксплуатации в настоящий момент составляет для блоков № 1,2 - 34 года, для блока №6-30 лет.

Физический износ оборудования, особенно для блоков № 1,2, близок к 100%, часть оборудования устарела и морально настолько, что заводами-изготовителями снята с производства, и может быть заменено только на новое и только с дополнительными затратами на реконструкцию и модернизацию.

Технико-экономические показатели также заметно ухудшаются. Так удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч. вырос до 330 г., т.е. приблизительно на 10 г., что ведет к увеличению эксплуатационных затрат, в данном случае на топливо.

Таким образом, дальнейшее поддержание в эксплуатации основного и вспомогательного оборудования будет требовать все больших материальных затрат.

В связи с чем, в настоящее время возникает вопрос о необходимости реконструкции и техперевооружения ГРЭС, который обязательно будет обостряться при дальнейшей эксплуатации ГРЭС.

2. Описание генерального плана Ириклинской ГРЭС

Генплан. Площадка ГРЭС расположена на берегу водохранилища, образованного плотиной Ириклинской ГЭС. Площадка связана с сетью железных дорог подъездным путем (48 км) с примыканием к ж.д. станции Новоорск, а также связана подъездными автодорогами с городами Новоорск и Гай и соответственно с сетью автодорог Оренбургской области.

Жилпоселок ГРЭС размещается юго-западнее промплощадки с разрывом около 800 м.

Мощность и основное оборудование ГРЭС

Установленная электрическая мощность ГРЭС - 2400 МВт, тепловая -190 Гкал/час.

На ГРЭС установлено 8 энергоблоков мощностью по 300 МВт каждый с турбоагрегатами К-300-240 ПО ЛМЗ и с прямоточными газомазутными котлоагрегатами паропроизводительностью по 950 т/час следующего типа:

- двухкорпусные ПК-41 ПО ЗиО для блоков ст.№ 1,2;

- двухкорпусные ТГМП-114 ПО ТКЗ для блоков ст.№ 3,4;

- однокорпусные ТГМП-314 ПО ТКЗ для блоков ст.№ 5,6,7,8. Параметры свежего пара;

- на выходе из котла давление - 255 кгс/см2.

- температура - 545°С;

- перед турбиной - 240 кгс/см , 540°С.

Топливоснабжение

В качестве основного топлива используется природный газ и мазут в качестве резервного.

Газоснабжение осуществляется по однониточному газопроводу до ГРС диаметром 700 мм, давление газа от 22 до 45 кг/см2. От ГРС до ГРП проложены два газопровода диаметром 500 мм на давление 8-12 кгс/см2.

На промплощадке построено два газорегуляторных пункта, от которых газ по двум газопроводам диаметром 1000 мм на эстакаде подается на главный корпус.

Мазутное хозяйство имеет двухпутное приемно-сливное устройство для разгрузки ж.д. цистерн, мазутосклад из 10 резервуаров емкостью по 10 тыс.т. каждый, мазутонасосную и мазутопроводы на эстакаде до главного корпуса.

Главный корпус. Компоновка главного корпуса выполнена с поперечным расположением турбин в машзале по типовому проекту для газомазутных блоков 300 МВт. Пролет машзала - 45 м, деаэраторной этажерки - 12 м, котельною отделения - 33 м для блоков № 1ч4 и 39 м для блоков № 5ч8.

Тяго-дутьевое оборудование и РВП размещены на открытой площадке в осях Г-Д пролетом 32,75м для блоков № 1ч4 и пролетом 42,75 м для блоков

№ 5ч8.

Ячейка блоков № 1ч4 составляет 48 м, для блоков № 5ч8 - 36 м.

Блочные щиты управления находятся на оперативной отметке (+9,6) по одному на два блока.

Каркас главного корпуса - из сборного железобетона.

Дымовые трубы. На ГРЭС построено 3 дымовых трубы:

- № 1 для блоков №1,2 высотой 180 м , диаметр устья -7,0 м;

- № 2 для блоков №3,4 высотой 180 м, диаметр устья - 7,2 м;

- № 3 для блоков № 5+8 высотой 250 м, диаметр устья - 9,0 м.

Водоподготовка. Подготовка добавочной воды производится на химводо-очистке по схеме ионого химического обессоливания на ионитовых фильтрах с предварительной механической очисткой на сульфоугольных фильтрах.

На каждом блоке установлена обессоливающая установка (БОУ) для поддержания необходимого водно-химического режима. Очистка конденсата производится на механических и ионитовых фильтрах. БОУ размещена на отм.0.0 деаэраторной этажерки.

Выдача мощности. Блочные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд размещены у ряда "А" машзала. Открытое распределительное устройство расположено за дымовыми трубами. Гибкие связи между трансформаторами и ОРУ переброшены через крышу главного корпуса. Выдача мощности производится на напряжении 110, 220 и 500 кВ.

Техническое водоснабжение. Источник технического водоснабжения -Ириклинское водохранилище, которое имеет многолетнее регулирование. Система технического водоснабжения - прямоточно-оборотная с использованием водохранилища в качестве пруда-охладителя.

Насосная станция первого подъема оборудована глубинным водозабором и предназначена для подачи воды в буферный (или промежуточный) бассейн при низких уровнях воды в водохранилище. При нормальных НПУ вода в промежуточный бассейн поступает самотеком. Из промежуточного бассейна вода на главный корпус подается двумя блочными насосными станциями (БНС № 1 и 2). В каждой БНС установлено 8 насосов - по два циркуляционных насоса на блок. Сброс отработанной теплой воды производится по четырем ниткам закрытых отводящих каналов из сборного железобетона через полигональный водослив и по открытому отводящему каналу в водохранилище.

3. Компоновка главного корпуса

Блоки ПГУ-325 (ст.№ 9,10) размещаются в отдельном главном корпусе, располагаемом за временным торцом существующего главного корпуса.

Главный корпус представляет из себя 3-х пролетное здание с примыкающей к машзалу этажеркой электротехнических устройств.

Машзал и котельное отделение имеют пролет 39 м, этажерка технологических трубопроводов -9м.

Ячейка паровой турбины составляет 36 м, газовых турбин - по 24 м каждая. Ячейка котлов-утилизаторов составляет по 24 м (аналогична ячейке газовых турбин).

Со стороны ряда А к машзалу примыкает пристрой для размещения электротехнических устройств. В том же пристрое расположены и БЩУ каждого блока.

В компоновке частично использованы решения, реализованные на Северо-Западной ТЭЦ АО «Ленэнерго» со следующими изменениями: паровая турбина устанавливается со стороны постоянного торца, затем газовые турбины, такое решение позволяет пускать каждый блок без второй газовой турбины и второго котла-утилизатора, осуществляя их монтаж при работающем блоке.

3.1 Машинный зал

Компоновка паровой турбины принята бесподвальной. При этом, турбоустановку предлагается установить в машзале в приямке глубиной 3,0 м.

Там же, в приямке, предполагается установить насосы технической воды, конденсатные насосы и циркводоводы. Приямки размещаются только в зоне размещения паровой турбины и не перекрываются строительными конструкциями. Площадь приямков составляет порядка 20% от общей площади машзала.

Отметка обслуживания паровых турбин при этом снижается против предлагаемой АО «ЛМЗ» и составляет 7,7 м.

Такое решение позволяет при сохранении бесподвальной компоновки турбины снизить расход электроэнергии на собственные нужды ГРЭС, держать под заливом насосы технической воды, осуществлять свободный слив циркводы из конденсатора, упростить ремонтные работы, снизить капвложения за счет уменьшения высоты машзала на 3,0 метра.

Турбоагрегаты расположены поперек машзала.

С постоянного торца машзала устанавливается блочная обессоливающая установка (БОУ) девятого блока с системой регенерации, БОУ десятого блока расположена аналогично.

За каждым блоком в машзале предусмотрен ремонтный пролет.

В машзале установлены два серийных грузоподъемных крана г/п 100/20 т Сибэнергомаша.

Со стороны временного торца организован железнодорожный въезд, совмещенный с автопроездом.

В постоянном и временном торцах расположены мастерские турбинного отделения.

3.2 Этажерка технологических трубопроводов

Пролет этажерки технологических трубопроводов -9м обусловлен оптимальной величиной раскрытия газохода между газовой турбиной и котлом-утилизатором. В этажерке располагаются грузовой и пассажирский лифты. На нулевой отметке размещаются насосы контура рециркуляции ПЖ, бак и насосы слива из котлов, газоходы ГТ-КУ, мастерские для ремонта газовых турбин, на отм. обслуживания - подогреватели ГПК, экспресслаборатория, трубопроводы связи с существующим главным корпусом.

На более высоких отметках располагаются трубопроводы, кабельные короба, лаборатории химконтроля, узел охлаждения отбора проб с холодильной машиной и пр. Для обслуживания оборудования и арматуры предусматриваются подвесные электрические краны.

3.3 Котельное отделение

Котельное отделение выполнено "островного" типа. Котлы девятого и десятого блоков располагаются каждый в своем «острове», равном 60 м. Забег машинного отделения против котельного составляет 72 м, т.е. 6 пролетов.

В котельном отделении, помимо котлов, устанавливается деаэратор высокого давления, насосы принудительной рециркуляции высокого и низкою давлений, питательные насосы высокого и низкого давлений, мастерские котельного отделения.

В котельных отделениях предусматриваются сквозные проезды автотранспорта и по одному боковому заезду автотранспорта.

Ремонт котлов и обслуживание оборудования и арматуры производится с помощью подвесных электрических кранов и других грузоподъемных механизмов.

3.4. Главный корпус

Главный корпус состоит из следующих отделений разной высоты:

- турбинного отделения пролетом 39м, высотой 22,150 м до низа ферм покрытия и длиной 252,6 м;

- 3-х этажной этажерки технологических трубопроводов пролетом 9м, высотой 26 м до низа строительных ферм. Длина этажерки 252,6 м;

- котельного отделения пролетом 39 м и высотой 26.000 м до низа ферм покрытия.

На крыше котельного отделения устанавливается дымовая труба, одна на каждый блок.

Дымовая труба стальная с несущей башней, отм.150 м от уровня земли, опирающаяся на каркас котельного отделения.

Со стороны ряда «А» турбинного отделения примыкает 2-х этажная этажерка электротехнических устройств. Комплекс помещений блочных щитов управления на 3 этажах.

На кровле электрической этажерки располагаются КВОУ.

Турбинное и котельное отделения приняты III степени огнестойкости. В турбинном и котельном отделениях каркас защищается минераловатными плитами с облицовкой алюминиевыми листами до отметки низа подкрановых балок. Выше отметки подкрановых балок каркас защищается огнезащитным покрытием.

В главном корпусе предусматривается в необходимом количестве закрытые эвакуационные лестницы в соответствии со СНиП 21.01.97.

В турбинном отделении предусматриваются железнодорожно-авомобильные въезды, оборудованные подвесными воротами размером 4,8x5,4 м с механическим приводом. В котельном отделении предусматриваются автомобильные въезды с распашными воротами 4,2x4,2 м с калиткой.

В турбинном отделении устанавливаются два мостовых крана грузоподъемностью по 100/20 т.

Этажерка технологических трубопроводов обслуживается грузовым лифтом г/п 2000 кг и пассажирским лифтом г/п 400 кг.

На перепаде высот в стеновом ограждении этажерки технологических трубопроводов предусмотрены аэрационно-световые панели для вентиляции.

В отделке помещения щита управления, комнаты персонала, комнаты мастера для облицовки стен и потолков применяются звукоизолирующие алюминиевые реечные панели.

3.5 Вспомогательные сооружения

3.5.1 Топливоснабжение

Существующая часть Ириклинской ГРЭС с паросиловыми блоками 300 МВт снабжается газом от системы газопроводов Бухара-Урал по газопроводу-отводу диаметром 700 мм и ГРС с выходным давлением газа Рр=1,2 Мпа.

Для существующих паросиловых блоков мощностью 300 МВт основным топливом является природный газ, резервным - топочный мазут.

При аварии на газопроводе в работе остаются паросиловые блоки на резервном топливе - мазуте, запас которого рассчитан на 10 суток.

При мощности ГРЭС 2400 МВт с вводом 2-х блоков ПГУ-325 потребность в топливе, учитывая более высокий КПД блоков ПГУ, не возрастет. Однако учитывая, что газ, подаваемый в турбину ГТЭ-110 должен иметь температуру +15°С и давление порядка 2,5 Мпа потребуется реконструкция существующей ГРС по согласованию с Уралтрансгазом.

Предусматривается строительство пункта подготовки топлива (ППТ), в котором установлены газовые фильтры, регуляторы давления и подогреватели газа.

В качестве аварийного принято дизельное топливо.

По нормам технологического проектирования аварийный запас дизельного топлива должен обеспечить работу блоков ПГУ в течении 5 суток при 20 часовом режиме работы ГРЭС. При этом емкость склада дизельного топлива будет обеспечиваться установкой трех резервуаров по 5000 м3 со строительством и других объектов хозяйства дизельного топлива: приемно-сливное устройство, насосные станции, эстакады и др. объекты.

4. Тепловая схема

Тепловая схема блока ПГУ-325 с конденсационной турбиной К-110-6,5.

Газы, отработавшие в газовых турбинах, поступают в котлы-утилизаторы (КУ), содержащие по 2 контура давления, где охлаждаются примерно до 100°С, а затем выбрасываются через дымовую трубу в атмосферу. За каждым котлом-утилизатором устанавливается газовый запорный клапан, который закрывается при останове ГТУ и котла-утилизатора в горячий резерв.

Пар двух давлений из КУ направляется в паровую турбину типа К-110-6,5.

Турбина оснащена поверхностным конденсатором. Конденсат из конденсатора подается конденсатными насосами 1 ступени в блочную обессоливающую установку (БОУ), обеспечивающую надежный водно-химический режим.

Очищенный конденсат конденсатными насосами 2 ступени подается в газовые подогреватели конденсата (ГПК), расположенные на выходе из КУ. Подогретый в ГПК конденсат подается в деаэратор.

Для исключения кислородной коррозии входных труб ГПК насосом рециркуляции подмешивается нагретый в ГПК конденсат в количестве, обеспечивающим температуру конденсата на входе в ГПК не менее 60°С,

На второй линии рециркуляции конденсата, подключенной параллельно первой линии, устанавливается водоводяной теплообменник (ВВТО), являющийся первой ступенью подогрева сетевой воды перед подачей ее на теплофикационную установку.

Использование ВВТО позволяет более глубоко охладить дымовые газы, Дополнительное охлаждение газов на 10°С в каждом котле позволяет получить дополнительно 3,5 Гкал/час от каждого котла. Для предотвращения кипения конденсата в ГПК регулирующие питательные клапаны (РК-ГПК) устанавливаются за ГПК перед деаэратором. Основное их назначение распределение расхода конденсата между КУ в соответствии с нагрузкой газовой турбины. Кроме того, на них возлагается функция регулятора уровня воды в деаэраторе.

Питательная вода из деаэратора, работающего при давлении 0,6-0,7 Мпа, питательными электронасосами низкого давления (ПЭН НД) подается непосредственно в барабан НД, регулирование уровня воды в каждом барабане НД осуществляется питательным клапаном РПК-НД, установленном перед каждым барабаном НД.

Вода циркуляционными насосами низкого давления из барабана НД направляется в испаритель НД, а полученный пар затем перегревается и направляется в промежуточную точку паровой турбины. Часть выработанного в контуре НД пара до поступления в турбину, отбирается в деаэратор.

В контур высокого давления питательная вода подается ПЭНом ВД. Уровни воды в барабанах ВД регулируются клапанами РПК-ВД, расположенными перед барабанами ВД. Вода циркуляционными насосами из барабана ВД направляется в испаритель ВД, а полученный пар перегревается в пароперегревателе и направляется в цилиндр высокого давления паровой турбины.

Непрерывная продувка барабанов ВД осуществляется в барабан НД, а из барабана НД - в расширитель непрерывной продувки (РНП). Каждый котел-утилизатор оснащен отдельным РНП. Пар после РНП сбрасывается в деаэратор.

Барабаны котлов оснащены аварийными сливами, нижние точки испарителей ВД и НД - периодической продувкой.

Регулирование температуры пара ВД и НД не предусматривается.

Паропроводы после каждого котла перед паровой турбиной, как высокого, так и низкого давлений объединяются перемычкой для обеспечения равномерного подвода пара перед стопорными клапанами турбины.

Для обеспечения независимого выполнения пусков ГТУ и паровой турбины предусматриваются паровые байпасы по высокому и низкому давлению.

Главные паровые задвижки оснащены паровыми байпасами, используемыми для прогрева турбины при пусках из холодного состояния.

На паропроводе контура ВД каждого котла устанавливается быстродействующая редукционно-охладительная установка (БРОУ), рассчитанная на номинальный расход пара при работе паровой турбины с одной ГТУ. На паропроводе НД к паровой турбине предусматривается сброс пара в конденсатор при растопке КУ только через редукционные клапаны.

Паровая турбина К-110-6,5 имеет два нерегулируемых отбора на теплофикацию, с установкой двух подогревателей сетевой воды, предварительный подогрев воды, перед которым осуществляется в водоводяном теплообменнике (ВВТО).

В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» содержание кислорода в питательной воде не должно превышать 10 мкг/дм3, что обеспечивается включением в тепловато схему деаэратора.

Наиболее простым является применение деаэратора на давление пара

0,6-0,7 Мпа, используя для его питания пар НД КУ. В этом случае упрощается конструкция и эксплуатация котла, обеспечивается недогрев конденсата до температуры насыщения и обеспечивается надежная работа газового подогревателя конденсата. В пусковой период пар на деаэратор подается из коллектора собственных нужд ГРЭС, питающийся паром от коллектора собственных нужд существующего главного корпуса.

5. Существующая мощность Ириклинской ГРЭС и присоединение электростанции к энергосистеме

На Ириклинской ГРЭС установлены восемь энергоблоков с турбогенераторами мощностью 320МВт.

Первые четыре блока присоединены к ОРУ-220 кВ; пятый и шестой блоки - к низкой обмотке автотрансформаторов связи 5ГА и 6ГА; седьмой и восьмой - к ОРУ-500кВ.

Выдача мощности ГРЭС осуществляется на напряжениях 110кВ, 220кВ и 500кВ по следующим ВЛ:

- 110кВ: КС-16, Теренсай, Новоорск, Цех радиаторной ленты пос.Гай, Гай, Ириклинская ГРЭС, Приморская;

- 220кВ: Новотроицк-1, Киембай, Орск-1, Орск-2, Новотроицк-2, Рысаево;

- 500кВ: Магнитогорск, Джетыгара, Газовая.

ОРУ-110кВ и ОРУ-220кВ выполнены по схеме "две системы шин с обходной", расположение , выключателей однорядное. ОРУ-220кВ секционировано.

ОРУ-500кВ выполнено по схеме "3/2" с тремя выключателями на две цепи с трехрядным расположением выключателей.

5.1 Схема электрическая общая главная

В состав блока ПГУ-325 входят два турбогенератора ТЗФГ-110-2МУЗ, работающие с двумя газотурбинными установками ГТЭ-110 и турбогенератор типа ТЗФП-110-2МУЗ, работающий с паровой турбиной К-110-6,5.

Турбогенераторы со статической тиристорной системой возбуждения (СТС) принимаются производства ОАО "Электросила", г. Санкт - Петербург.

Для разворота газотурбинных установок предусматривается тиристорное пусковое устройство (ТПУ), которое позволяет осуществить работу генератора в двигательном режиме.

Три генератора каждого из блоков мощностью 110МВт с повышающими трансформаторами и выключателями в генераторной цепи объединяются на шинной сборке.220кВ с установкой ОПН и разъединителей 220кВ в цепи каждого из генераторов.

Повышающие трансформаторы для генераторов паровых турбин и газотурбинных установок принимаются типа ТДЦ-160000/220 мощностью

160 МВА, напряжением 10,5/242 кВ поставки ОАО Холдинговая компания "Электрозавод", г. Москва.

В цепи каждого из трех генераторов блоков ПГУ-325 устанавливается генераторный выключатель типа ВГМ-15, что позволяет резко сократить число операций выключателями 220кВ, поскольку все отключения при повреждении генераторов или технологического оборудования производятся генераторными выключателями.

Два парогазовых энергоблока ПГУ-325 присоединяются двумя отдельными гибкими связями 220 кВ к существующему ОРУ-220 кВ с частичным использованием существующих гибких связей 220 кВ.

5.2 Схема электрическая общая собственных нужд

Для питания электродвигателей собственных нужд мощностью 220кВт и выше принято напряжение 6кВ, для электродвигателей меньшей мощности-380В.

Все электродвигатели переменного тока асинхронные с короткозамкнутым ротором.

Питание потребителей постоянного тока принято от аккумуляторной батареи напряжением 220В.

Для питания ТПУ каждой из газотурбинных установок принят трансформатор типа ТДНС-16000/20 мощностью 16МВА напряжением 10,5/6,ЗкВ. Трансформаторы питания ТПУ присоединяются ответвлениями от генераторных токопроводов 10,5кВ в точках между повышающим трансформатором и генераторным выключателем в цепи каждого из генераторов ТЗФГ-110-2МУЗ газотурбинных установок.

В связи с наличием генераторных выключателей пуск и останов газотурбинных установок осуществляется от трансформаторов ТДНС-16000/20.

Трансформаторы типа ТДНС-16000/20 приняты производства ОАО "Уралэлектротяжмаш", г. Екатеринбург.

Предусматривается взаимное резервирование секций 10,5кВ питания ТПУ, Для электроснабжения потребителей собственных нужд (С.Н.) блока ПГУ-325 принят один рабочий трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25000/15 мощностью 25 МВА, напряжением 10,5/6,3-6,3 кВ. Трансформатор собственных нужд присоединяется ответвлением от генераторного токопровода 10,5кВ в точке между повышающим трансформатором и генераторным выключателем в цепи генератора ТЗФП-110-2МУЗ паровой части блока.

В связи с наличием генераторного выключателя пуск и останов генератора паровой части блока осуществляется от рабочего трансформатора собственных нужд.

Распределительное устройство 6кВ С.Н. блока состоит из двух секций. Электродвигатели одноименных механизмов и взаиморезервные понижающие трансформаторы 6/0,4кВ блока присоединяются к разным секциям. Резервирование питания этих секций 6кВ осуществляется от магистралей резервного питания, подключенных к резервному трансформатору собственных нужд.

В соответствии с «Нормами технологического проектирования» с вводом двух блоков ПГУ-325 предусматривается резервный трансформатор собственных нужд мощностью 25 МВА, который присоединяется к ОРУ-110кВ.

В сети собственных нужд 0,4кВ на каждом блоке ПГУ-325 устанавливаются четыре рабочих трансформатора и один резервный трансформатор напряжением 6/0,4кВ мощностью по 1000кВА каждый. Для питания общестанционных нагрузок устанавливаются два рабочих трансформатора и один резервный напряжением 6/0,4кВ мощностью по 1000кВА.

Питание резервных трансформаторов 6/0,4кВ блоков ПГУ-325 предусматривается от существующих секций 6кВ блока №8 и соседнего блока ПГУ.

Для резервного питания ответственных потребителей 0,4кВ на каждом блоке ПГУ-325 предусматривается дизель-генераторная установка мощностью 315 кВт.

Для питания цепей управления и сигнализации, аварийного освещения, аварийных маслонасосов на каждом блоке ПГУ-325 предусматривается установка аккумуляторной батареи.

Режим работы аккумуляторной батарей с постоянным подзарядом.

Предусматривается установка тиристорных подзарядных агрегатов.

Для совместной работы с аккумуляторной батареей принимаем устройство УТСП-200, работающее в качестве повышающего стабилизатора постоянного напряжения, которое позволяет отказаться от элементного коммутатора и уменьшить число элементов аккумуляторной батареи.

Для повышения надежности предусматривается взаимное резервирование щитов постоянного тока энергоблоков ПГУ-325.

Источники электроснабжения устройств автоматической системы управления технологическим процессом входят в состав поставки АСУ ТП.

5.3 Расположение и конструктивное исполнение электротехнических устройств

Основные электротехнические устройства двух блоков ПГУ-325 размещены в пристрое у ряда А турбинного отделения на двух этажах: отм. 0,000 и +6,600. Ширина пристроя 15м.

На отметке 0,000 пристроя располагаются:

- в пролетах осей турбоагрегатов - камеры генераторных выключателей, оборудование тиристорных систем самовозбуждения, тиристорные пусковые устройства газовых турбин;

- РУСН-0,4кВ;

- сборка резервного трансформатора ТРДН-25000/110;

- общестанционное РУСН-0,4кВ;

- аккумуляторные батареи со щитами постоянного тока, УТСП;

- мастерские электроцеха.

На отметке +6,600 пристроя располагаются:

-РУСН-6кВ

- помещение силовых сборок 0,4кВ;

- панели реле защиты генераторов;

- мастерские электроцеха.

Все повышающие трансформаторы и трансформаторы собственных нужд блоков ПГУ-325 располагаются на пристанционном узле перед фасадом пристроя электротехнических устройств ряда А турбинного отделения главного корпуса.

Все трансформаторы разделены между собой огнестойкими перегородками в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок». Предусмотрено автоматическое пожаротушение повышающих трансформаторов 220кВ распыленной водой.

Токопроводы генераторного напряжения и 6кВ питания собственных нужд прокладываются на специальных конструкциях с организацией площадок обслуживания.

На пристанционном узле размещается также и шинная сборка 220кВ, и предусмотренная для объединения гибких связей каждого из трех генераторов блоков ПГУ-325.

Гибкие связи 220кВ от шинной сборки до ОРУ-220кВ выполняются с установкой новых опор 220кВ до пристанционного узла существующих

блоков №1 и №2. Гибкие связи 220кВ, проложенные над кровлей существующего главного корпуса до ОРУ-220кВ, сохраняются.

Подключение резервного трансформатора собственных нужд к ячейке № 14 существующего ОРУ-110кВ выполняется одножильными кабелями из сшитого полиэтилена 110кВ, прокладываемые в кабельном коробе по эстакаде.

В резервной ячейке № 14 предусматривается установка элегазового выключателя типа ВГТ-110 производства фирмы «АВВ УЭТМ».

5.4 Противопожарные мероприятия

В целях обеспечения надежности работы энергетического оборудования и снижения пожарной опасности электротехнических помещений предусматривается:

- использование кабельной продукции с индексом. «НГ» (не распространяющей горение);

- в местах выхода кабелей из кабельных трасс и в местах прохода через перекрытия, стены и перегородки - огнестойкие заделки, а в кабельных коробах -огнепреградителные пояса огнестойкостью 0,75 часа;

- установка противопожарных перегородок между трансформаторами у
ряда А;

- устройство маслоприемников и маслосборников для трансформаторов у ряда А.

Электрооборудование и осветительная арматура в помещениях сооружений ПГУ-325 выбираются в соответствии с условиями среды, в которой устанавливаются.

В помещении аккумуляторной батареи предусматривается аварийная вентиляция с установкой резервных вентиляторов с автоматическим пуском при превышении предельно допустимой взрывобезопасной концентрации и электроснабжением по I категории надежности по ПУЭ, что позволяет отнести ее к категории по взрывопожаробезопасности «Д».

6. Техническое водоснабжение

6.1 Исходные данные

Ириклинская ГРЭС находится в Оренбургской области. Площадка ГРЭС располагается на берегу водохранилища, созданного на реке Урал подпором Ириклинской ГЭС.

Настоящим проектом предусматривается установка на Ириклинской ГРЭС двух блоков ПГУ-325. С вводом в эксплуатацию двух блоков ПГУ-325 выводятся из работы два блока мощностью 300 МВт.

6.1.1 Состав оборудования

Расходы пара и охлаждающей воды

В существующей части ГРЭС (I, II очередь) мощностью 2400 МВт установлено 8 турбин К-300-240-1. С турбиной устанавливается конденсатор типа 300-КЦС-З.

Расход пара на турбину - 975 т/час, в конденсатор 600 т/час.

Расчетный расход воды на конденсатор одной турбины К-300-240-1 в летний период - 37000 м3 /час, в зимний период - 28000 м3 /час.

Расходы охлаждающей воды по ГРЭС мощностью 2400 МВт (8x300) приведены в таблице 6.1

Расходы охлаждающей воды по ГРЭС мощностью 2400 МВт.

Таблица 6.1

№ № п.п	Наименование оборудования	Расходы воды, м3 /час
		І очередь	II очередь	I и II очередь
		На 1 т. г.	На 6 т. г.	На 2 т. г.	На 8 т.г.
		зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Конденсатор турбины К-300-240-1	28000	37000	168000	222000	56000	74000	224000	296000
2	Эжекторы конденсаторной группы	2840	2840	17040	17040	5680	5680	22720	22720
3	Эжекторы циркуляционной системы	710	710	4260	4260	1420	1420	5680	5680

Наименование оборудования	Расходы воды, м3/час
	І очередь	ІІ очередь	I и II очередь
	На 1 т. г.	На 6 т.г.	На 2 т.г.	На 8 т.г.
	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето
2	3	4	5	6	7	8	9	10 .
Охладители огнестойкой жидкости	100	100	600	600	200	200	800	800
Маслоохладители турбин К-300-240	300	300	1800	1800	600	600	2400	2400
Газоохладители генераторов	500	500	3000	3000	1000	1000	4000	4000
Воздухоохладители системы охлаждения	200	200	1200	1200	400	400	1600	1600
Воздухоохладители электродвигателей питательных насосов	200	200	1200	1200	400	400	1600	1600
Охлаждение подшипников вспомогательного оборудования	65	65	390	390	130	130	520	520
Промывка фильтра	200	200	1200	1200	400	400	1600	1600
Итого (м3/час)	33115	42115	198690	252690	66230	84230	264920	336920
Итого (м3/сек)	9,20	11,70	55,20	70,20	18,40	23,40	73,60	93,60

Реконструкция ГРЭС принята установкой двух парогазовых блоков ПГУ-325.

В состав блока входят паровая турбина К-110-6,5 и две газовые турбины ГТЭ-110.

Расчетный расход пара на конденсаторы турбин К-110-6,5 (средние значения):

-лето - 340 т/час;

-зима - 313 т /час;

Номинальный циркуляционный расход воды на конденсатор турбины одного блока равен 18000 м3/час.

Расходы охлаждающей воды (номинальные) на один и два блока

ПГУ-325 представлены в таблице 6.1.2.

Таблица 6.2.

№ п.п	Наименования оборудования	Расходы воды, м3/час ІІІ очередь
		1 блок	2 блок
1	2	3	4
1	Конденсатор турбин К-110-6,5 (Т-110)	18000	36000
2	Маслоохладители системы регулирования турбин К-110-6,5 (Т-110)	150	300
3	Маслоохладители системы смазки газовой турбины ГТЭ - 110 (2шт)	400	800
4	Эжектор основной ЭВ - 13 - 450	450	900
5	Эжектор цирксистемы ЭВ - 7 - 200	200	400
6	Эжектор пара уплотнений ЭВ - 7 - 200	200	400
7	Воздухоохладители генератора паровой турбины К - 110 - 6,5 (Т - 110)	600	1200
8	Воздухоохладители генератора газовой турбины ГТЭ - 110 (2шт)	1200	2400
9	Воздухоохладители выносные турбины ГТЭ - 110 (2шт)	700	1400
10	Автономные кондиционеры	35	70
11	Прочие	735	1470
	Итого (м3/час)	22670	45340
	Итого ( м3/сек)	6,30	12,60

6.1.2 Источник технического водоснабжения

Водохранилище Ириклинской ГЭС, используемое для техводоснабжения Ириклинской ГРЭС, характеризуется следующими параметрами:

а) Отметка нормального подпорного уровня (НПУ) - 245,000м;

б) Полный объем при НПУ - 3260 млн.м3 (3,26км3 );

в) Площадь зеркала при НПУ - 260 млн.м2 (260км2);

г) Средняя глубина - 12,5 м;

д) Максимальная глубина - 38 м;

6.1.3 Климат района

Климатическая характеристика представлена по данным наблюдений метеостанции Ириклинский, расположенной в 15 км к юго-западу от ГРЭС и имеющий ряд наблюдений за период 1951-1975 г.г.

Характерными чертами климата являются: жаркое сухое лето, довольно холодная зима с частыми метелями и оттепелями, короткая, интенсивно протекающая весна с преобладающим меридиональным переносом воздуха.

Температура воздуха

- Средняя годовая температура воздуха равна 2,2о

- Абсолютный максимум температуры + 40°

- Абсолютный минимум температуры - 40°

- Максимальная среднемесячная температура (20,4°) - в июле

- Минимальная среднемесячная температура (-17,3°) - в январе

В течение всего холодного периода возможно повышение температуры до положительных значений.

Влажность воздуха

Годовой ход относительной влажности обратен годовому ходу температуры. Наибольшие средние месячные значения относительной влажности приходятся на холодное полугодие (78-82%), наименьшие на май - сентябрь (53-57%).

6.2 Система и схема технического водоснабжения

6.2.1 Существующая система и схема технического водоснабжения

Система технического водоснабжения прямоточно - оборотная с охлаждением циркуляционной воды в водохранилище-охладителе.

Водохранилище осуществляет многолетнее регулирование стока.

Схема технического водоснабжения - двухступенчатая. Вода из водохранилища забирается насосной станцией I подъема с глубинным водозабором, подается в буферный бассейн к блочным насосным станциям II подъема и далее на конденсаторы турбин.

Сброс отработанной воды осуществляется открытым каналом в 3-х км от водозабора.

6.2.2 Система и схема технического водоснабжения при реконструкции ГРЭС с установкой двух блоков ПГУ-325

При реконструкции ГРЭС с установкой двух блоков ПГУ-325 система водоснабжения остается прямоточно-оборотной с использованием для охлаждения водохранилища.

Подача циркуляционной воды на охлаждение технологического оборудования блоков ПГУ-325 осуществляется насосной станцией II подъема №3 по стальным напорным водоводам диаметром 1400 мм. Сброс теплой воды предусматривается стальными водоводами диаметром 1400 мм в стальные водоводы диаметром 2000 мм, в существующие закрытые железобетонные каналы II очереди и далее в водохранилище по существующему открытому отводящему каналу.

6.3 Сооружения системы технического водоснабжения

Установка двух блоков ПГУ-325 потребует строительства следующих сооружений технического водоснабжения:

- блочной насосной станции II подъема №3 с подводящей прорезью;

- напорных и сливных циркводоводов и трубопроводов технической воды.

6.3.1 Блочная насосная станция II подъема №3

Блочная насосная станция II подъема №3 предусматривается на установку четырех вертикальных насосов типа ОПВ2-87.

Каждый из насосов обеспечивает подачу 2,97 м /с при напоре

Н=13,6 м вод. ст.

В насосной устанавливаются также:

- насосы пожаротушения и насосы производственно-противопожарных нужд;

- насосы откачки дренажных вод и опорожнения камер водоприемника;

- насосы промыва вращающихся сеток;

- насосы для подачи воды в сеть масловоздухоохлаждения электродвигателей основных насосов,

Насосная станция закрытого типа, совмещенная с водоприемником, который оборудован вращающимися сетками, затворами, сороудерживающими решетками и решеткоочистной машиной.

Насосная станция обслуживается мостовым электрическим краном г/п 10 т, четырьмя электрическими талями г/п 1 т.

Днище насосной выполняется в монолитном железобетоне, стены и колонны подземной части - в сборно-монолитном железобетоне, надземная часть - в сборном железобетоне.

Работа насосной автоматизирована, циркуляционные насосы имеют дистанционное управление с блочного щита.

6.3.2 Напорные подающие и сливные водоводы

Напорные подающие (4 нитки, по одной от каждого циркнасоса) и сливные (4 нитки) циркводоводы (до самотечных металлических водоводов) предусматриваются из стальных труб диаметром 1400 мм. Самотечные водоводы от каждого блока ПГУ-325 до закрытых железобетонных каналов предусматриваются стальными диаметром 2000мм с кольцами жесткости и смотровыми колодцами. Трубопроводы технической воды (сброс от вспомогательного оборудования) предусматривается из стальных труб диаметром 500 мм.

6.4 Мероприятия по охране окружающей среды

С точки зрения технического водоснабжения Ириклинской ГРЭС, установка блоков ПГУ-325 с одновременным выводом из эксплуатации блоков мощностью 300 МВт является природоохранным мероприятием по сравнению с действующей ГРЭС, так как:

- уменьшается циркуляционный расход станции

с 93,6 м3 /с до 82,8 м3/с -летом, и с 73,60 м3 /с до 67,80 м3/с - зимой;

- снижается количество сбрасываемого в Ириклинское водохранилище тепла и несколько уменьшается его перегрев, и тем самым снижается отрицательное воздействие на водохранилище-охладитель и окружающую среду.

7. кип и автоматика

7.1 Общие сведения

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблока является человеко-машинной системой автоматизации, в которой за оператором сохраняется ответственность за нормальное функционирование оборудования, его надежность во всех режимах эксплуатации.

Основной объем управляющих функций выполняется автоматически.

7.2 Классификация функций, выполняемых АСУ ТП

7.2.1 Управляющие функции, выполняемые автоматически (без участия оперативного персонала)

- автоматическое регулирование, или автоматическое непрерывное воздействие на объект с целью поддержания заданных значений технологических параметров или изменение их по требуемому закону;

- логическое (дискретное) управление, которое служит для выполнения дискретных операций в соответствии с алгоритмами логических преобразований;

- технологические защиты, предназначенные для автоматического выполнения дискретных операций в соответствии с алгоритмами логических преобразований;

- технологические защиты, предназначенные для автоматического выполнения дискретных операций по управлению в аварийных ситуациях с целью защиты персонала и предотвращения развития аварии и связанных с этим повреждений оборудования

7.2.2 Управляющие функции, выполняемые оператором-технологом с использованием средств АСУ ТП

- выполнение неавтоматизированных операций по непосредственному управлению исполнительными органами;

- перевод па ручное управление при отказе автоматических функций управления;

- резервирование функций, выполняемых автоматически, при отказе на любых уровнях иерархии управления;

- выбор режима работы тех узлов автоматического управления, где функция выбора оставлена за оператором;

- выбор очередности работы механизмов при АВР.

турбина паровой трубопровод электротехнический

7.2.3 Информационные функции, выполняемые оперативно

- контроль за текущим состоянием технологического оборудования и работой автоматических устройств;

- технологическая аварийная и предупредительная сигнализация;

- регистрация, хранение и представление информации персоналу о технологических параметрах, переключениях в технологических схемах, работе автоматики (в том числе ретроспективной);

- регистрация аварийных ситуаций (в части регистрации и выдачи информации о первопричинах аварии);

- регистрация и хранение информации о ходе пуска и останова (в выбранном объеме);

- распознавание отказов информационных и управляющих функций, не обнаруженных системой.

- диагностика технологического оборудования;

7.2.4 Информационные функции, выполняемые неоперативно

- ведение суточных и прочих ведомостей;

- регистрация аварийных ситуаций (в части разбора прошедшей аварии и подготовки соответствующих документов);

- хранение информации об определенном числе пусков и остановов, подготовка материалов об их результатах;

- накопление и анализ статических данных о работе основного оборудования и АСУ ТП.

В составе системы диагностики технологического оборудования создается подсистема обеспечения контроля качества высокотемпературных деталей газовых турбин (лопатки, лопасти, камеры сгорания и т.п.).

Функции подсистемы:

- сбор и архивация данных, вводимых автоматически от АСУ ТП и вручную по результатам технического обслуживания и ремонта;

- управление архивом данных;

- разработка планов технического обслуживания высокотемпературных деталей ГТУ;

- прогнозирование сроков службы деталей;

- управление складскими запасами.

7.2.5 Функции, обеспечивающие качество и надежность работы АСУ ТП, выполняемые автоматически

- диагностика состояния технических средств управления, в том числе контроль исправности устройств связи с объектом;

- автоматическое подключение резервных средств;

- проверка достоверности входной информации и выдача сообщений о фактах недостоверности;

- проверка цепей и опробование схем технологических защит;

- блокирование ошибочных сигналов и воздействий при ошибках, отказах и неисправностях;

- формирование и накопление информации и выдача сообщений оперативному и обслуживающему (инженеру АСУ ТП) персоналу при отказе технических средств с указанием устройства, места, времени и вида отказа;

- регистрация ошибок (сбоев), отказов, неисправностей АСУ ТП,

8. Описание ПГУ-325

Парогазовый энергоблок ПГУ-325

Установленная мощность ГРЭС составляет 2450 МВт, т.е. увеличивается на 50 МВт. Тепловая мощность блока ПГУ-325 составляет 50 Гкал/час.

Выдача мощности блоков ПГУ-325 намечена на напряжении 220 кВ с установкой трансформаторов у ряда «А» в пристанционном узле.

Энергетический блок ПГУ-325 является парогазовой установкой бинарного типа, предназначенной для выработки электроэнергии в базовом и полупиковом режимов. Число часов использования установленной мощности принято 6500 час/год.

Суммарная мощность брутто для блока ПГУ-325 при температуре наружного воздуха +15°С составляет 327 МВт, КПД- 51,5%. Концентрация NOх в уходящих газах не превышает 50 мг/нм3. Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч. составляет 237 г/кВт.ч.

Основным топливом для вновь устанавливаемых блоков ПГУ-325 сохраняется природный газ, аварийное топливо - дизельное топливо. Давление природного газа перед газовой турбиной составляет 2,5 ± 0,1 Мпа

8.1 Паровая турбина

Турбина К-110-6,5 представляет одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД.

Предусмотрен нерегулируемый отбор пара на нужды теплофикации, обеспечивающий температурный график сетевой воды 130/70 градусов при величине теплофикационной нагрузки до 90 МВт/час.

Технические характеристики турбины:

Номинальная мощность 114,0 МВт

Параметры свежего пара перед турбиной:

- давление 68,0 кгс/см2

- температура 487 °С

- расход 308 т/ч

Параметры вторичного пара:

- давление 6,5 кгс/см2

- температура 222 °С

- расход 80 т/ч

Температура охлаждающей воды 12°С

Расход охлаждающей воды 18000 м3/ч

Длина турбины без генератора 16,7 м

Масса турбины без конденсатора, вспомогательного

оборудования и трубопроводов 400 т

Масса конденсатора 180 т

Турбина снабжена низкооборотным валоповоротным устройством, вращающим водопровод с частотой 0,067 1/с (4 об/мин).

Система смазки - общая для турбины и генератора. Емкость маслобака ~ 23 м3. Рабочей жидкостью в системе смазки подшипников турбины и генератора, может быть как огнестойкое масло ОМТИ, так и минеральное нефтяное масло с вязкостью 22с Ст при 50°С. Расход масла на смазку подшипников составляет около 130 м3 /час.

Рабочей жидкостью для системы регулирования является синтетическое огнестойкое масло ОМТИ. Емкость бака составляет 5,5 м3.

8.2 Газовая турбина

В состав газотурбинной энергетической установки ГТЭ-110 входят:

- газотурбинный двигатель ГТД-110 мощностью 110 МВт на раме с коллекторами и форсунками системы промывки проточной части ГТД и выносным воздухоохладителем системы охлаждения турбины;

- теплозвукоизолирующий кожух (контейнер) с установленными в нем трубопроводами системы пожаротушения и датчиками контроля загазованности;

- турбогенератор ТЗФГ-110-2МУЗ мощностью 110 МВт на раме с замкнутой системой воздушного охлаждения активных частей с

встроенной водяной системой охлаждения;

- комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) с фильтрами, шумоглушением и антиобледенительным устройством;

- входная улитка воздуховода для обеспечения равномерного подвода воздуха к газотурбинному двигателю;

- выходной газоход;

- блок электротехнического оборудования (БЭТО) с системой автоматического регулирования, управления, защиты и контроля (САУ), коммутационно-защитной аппаратурой электроприводных средств, устройством электропитания 27В, системой контроля вибрации и наладочным пультом управления.

Газотурбинный двигатель ГТД-110

Двигатель состоит из пятнадцатиступенчатого осевого компрессора, трубчато-кольцевой камеры сгорания, обеспечивающей работу на двух видах топлива - газообразном и жидком, четырехступенчатой турбины с охлаждаемыми сопловыми аппаратами и охлаждаемыми рабочими лопатками.

Для промывки проточной части двигателя в условиях эксплуатации в компрессоре установлены коллекторы и форсунки для подвода моющей жидкости или пара.

Топливные форсунки комбинированные, трехканальные для подачи газообразного и жидкого топлива. Система воспламенения - плазменная.

В турбине сопловые аппараты 1-ой, 2-ой, 3-ей ступеней и рабочие лопатки 1-ой, 2-ой ступеней охлаждаемые. Для охлаждения рабочей лопатки 1-ой ступени и соплового аппарата 2-ой ступени турбины используется воздух, охлажденный в выносном охладителе до 150...180°С.

Двигатель установлен на раму и находится в укрытии.

Укрытие предназначено для размещения систем обеспечения газовой турбины и защиты окружающей среды от акустического воздействия работающего двигателя.

Укрытие монтируется на фундаменте двигателя. С целью обеспечения защиты в случае разрыва дисков двигателя и для локализации осколков в укрытий установлен бронещит.

Турбогенератор -- трехфазный, воздушного охлаждения по замкнутому циклу с воздухоохладителями, работающими на технической воде. Система возбуждения - тиристорная.

Устройство комплексное воздухоочистительное

Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) предназначено для подготовки циклового воздуха, поступающего на вход в ГТД, и обеспечивает:

- очистку поступающего в ГТД воздуха от пыли;

- защиту от попадания в ГТД посторонних предметов и льда;

- подогрев от ГТД поступающего воздуха для предотвращения обледенения;

- шумоглушение до уровней звука 80 дБа на расстоянии в 1 м от плоскости воздухозабора;

- очистку и шумоглушение воздуха, подводимого в

теплозвукоизолирующий кожух ГТД.

КВОУ имеет автоматические байпасные клапаны, обеспечивающие нормальную работу ГТД при засорении или обледенении элементов КВОУ. Основные технические показатели ГТЭ в базовом режиме:

Мощность на клеммах электрического

генератора МВт 110

Коэффициент полезного действия % 34,5

КПД (без учета потерь на входе и в генераторе) % 36,0

Температура газа на выходе из камеры сгорания °С 1210

Температура выхлопных газов °С 517

Расход выхлопных газов кг/с 362

Степень повышения давления в компрессоре ГТД 14,7

Расход топлива:

- природный газ кг/ч 22600

( c Q = 8290 Ккал/м3 ) нм3/час 33000

Частота вращения ротора ГТГ об/мин 3000

Габариты ГТЭ-110 (без КВОУ)

- по длине 7000 мм

(включая выходной диффузор длиной 10 м) 28500 мм

- по ширине 4000 мм

- по высоте (от отметки «0,00» машзала) 7000 мм

при этом габариты КВОУ не превышают:

по длине 13000мм

по ширине 15000мм

по высоте 15000мм

Масса:

- газотурбинного двигателя на раме не более 60т

- турбогенератора на раме не более 215т

- КВОУ не более 210т

ГТЭ-110 обеспечивает время работы в базовом режиме 6000-8000 час/год при числе пусков не более 100 пусков в год.

Максимальная мощность газотурбогенератора при температуре наружного воздуха ниже 258°К (-15°С) в базовом режиме использования 132 МВт.

ГТЭ-110 допускает режимную работу во всем диапазоне мощностей от режима собственных нужд до номинальной мощности.

Содержание оксидов азота в отработавших газах ГТД при работе с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной базовой мощности не превышают 50 мг/м3 при работе на газообразном топливе.

Запуск ГТЭ-110 осуществляется собственным электрогенератором с использованием тиристорного пускового устройства максимальной мощностью 5,7 МВт.

В качестве основного топлива ГТД-110 используется газообразное топливо (природный газ) с давлением 2,5±0,1 Мпа.

Аварийное топливо - дизельное.

Газотурбогенератор имеет единую систему смазки для двигателя ГТД-110 и электрогенератора. В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С или ТП-22Б. Допускается применение в качестве смазочного масла ОМТИ. Система смазки - циркуляционная, под давлением, со свободным сливом отработавшего масла.

ГТЭ-110 оборудован системой автоматического управления, регулирования, защиты и контроля (САУ ГТЭ-110). САУ ГТЭ-110 обеспечивает надежную и экономичную работу оборудования газотурбогенератора на всех заданных режимах с автоматической отработкой команд, поступающих от автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) верхнего уровня, и выдачей для нее информации о состоянии оборудования и работе различных узлов ГТЭ-110.

ГТЭ-110 и его оборудование сохраняет работоспособность при сейсмическом воздействии интенсивностью до 7 баллов по шкале МSК-64.

Конструкция ГТЭ и система автоматического управления обеспечивает нормальную безопасную работу установки без постоянного присутствия обслуживающего персонала в машинном зале.

8.3 Котел-утилизатор

Котел-утилизатор (КУ) вертикальный, двухконтурный, барабанного типа с принудительной циркуляцией среды в испарительных контурах.

Расчетный срок службы котла - 40 лет для базового режима работы.

Котел оснащается системой автоматического регулированная, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой автоматического контроля технологических параметров.

Техническая характеристика котла-утилизатора

Температура наружного воздуха °С +15

Расход газов после ГТУ кг/с 362

Температура газов после ГТУ °С 517

Расход перегретого пара ВД за котлом т/час 150,2

Давление перегретого пара ВД за котлом Мпа 7,0

Температура перегретого пара ВД за котлом °С 490

Расход перегретого пара НД за котлом т/час 38,9

Давление перегретого пара НД за котлом Мпа 0,7

Температура перегретого пара НД за котлом °С 210

Температура уходящих газов °С 110

9. Сокращенный расчет цилиндра ЦВД

9.1 Исходные данные к проекту

Исходными данными для выполнения дипломного проекта являются следующие величины (в скобках указаны значения этих величин для численного примера расчёта):

номинальная мощность турбоагрегата =(114 МВт);

начальное давление пара (7 МПа);

начальная температура пара (487С);

температура вторичного пара (222С);

конечное давление пара (0,004 МПа);

давление в деаэраторе (0,675 МПа).

9.1.1 Построение процесса расширения пара в iS-диаграмме

Предварительно определим давление пара в характерных точках процесса расширения и учтем потери давления, связанные с дросселированием. Давление пара перед ЦВД турбины Ро находится с учетом потерь давления Ро в стопорных и регулирующих клапанах. Следует принимать

Р0=(0,03 ... 0,05) Ро.

Величина Ро=Ро--Ро.

Приняв Ро =0,04 Ро, получим давление пара перед ЦВД:

Ро = 7-- 0,04-7=6,72 МПа.

Приняв PВП = 0,66 МПа,

Давление вторичного пара перед ЦВД турбины РВП находится с учетом потерь давления РВП в стопорных и регулирующих клапанах. Следует принимать

РВП=(0,03 ... 0,05) РВП.

Величина РВП=РВП--РВП.

Приняв ?PВП= 0,04 РВП,

Р?ВП = 0,66-- 0,04-0,66= 0,63 МПа

Давление пара за ЦВД принимается из конструктивных соображений

Р2ЧВД = (0,2 ... 0,25) МПа.

С учетом потерь в пароперепускных трубах из ЦВД в ЦНД

РПЕР.ТР = (0,02 ... 0,03) Р2ЧВД,

давление пара на входе в ЦНД

РОЦНД = Р2ЧВД - РПЕР.ТР

Приняв P2ЦВД = 0,23 МПа и РПЕР.ТР = 0,02Р2ЧВД, определим

...