Газотурбинная установка PG6111FA

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования 

«Уральский федеральный университет имени первого 

Президента России Б.Н.Ельцина»

Уральский энергетический институт

Кафедра «Тепловые Электрические станции»





ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ



 Зав. кафедрой ТЭС Богатова Т.Ф.

_______________________________

«___»_____________________2017 г.



Парогазовая ТЭЦ мощностью 220 МВт



Пояснительная записка

13.03.01.017 ПЗ



Руководитель________________

зав.каф.,доц.,к.т.н. БогатоваТ.Ф.

Нормоконтролер_____________

 преп.        _______   Вальцева А.И

Студент гр. _________________

_________________Тарасова П.С.





















Екатеринбург 2017 г.

Содержание

	Реферат	4

	Перечень графических материалов	5

Список сокращений	6

		1.	Введение	8

		2.	Описание ТЭЦ	10

	2.1.	Необходимость построения станции	11

2.2. Электрические и тепловые нагрузки, режим работы электростанции. Мощность ТЭЦ	15

2.3. Компоновка главного корпуса	16

	3. Основное оборудование	23

3.1. Газотурбинная установка PG6111FA	23

3.1.2. Система КВОУ	26

3.1.3. Система подачи газового топлива	26

3.1.4.Система смазки турбины	26

3.1.5. Генератор газовой турбины	27

3.2. Паровая турбина SST-400	28

3.2.1. Конденсационная установка	30

3.2.2. Генератор паровой турбины	31

3.3. Паровой котел – утилизатор SES Tlmace	32

3.4. Котел водогрейный КВ-Г-58,2-150	36

3.5. Дымовая труба водогрейных котлов	37

	4. Основные технологические системы ТЭЦ	38

4. 1. Система газоснабжения	38

4.1.2. Топливо	38

4.1.3. Газорегуляторный пункт	40

4.1.4. Пункт подготовки газа (ППГ)	40

4.1.5. Дожимная компрессорная станция	41

4.2. Системы технического водоснабжения	44

4.2.1. Водоподготовка и водный режим	45

4.2.2. Описание технологической схемы	48

4.2.3. Расчетные расходы воды на оборудование	50

4.2.4. Температура охлаждающей воды и подогрев воды в конденсаторе	51

4.2.5. Расход добавочной воды	52

4.2.6. Безвозвратные потери воды в градирне	52

	4.3. АСУ ТП	56

4.3.1. Структура АСУТП	56

4.4. Маслохозяйство	59

4.4.1Склад масла в таре	60

4.4.3. Маслоснабжение блоков ПГУ	62

4.5.1. Схема электрическая главная	63

4.5.Схема электроснабжения	65

4.5.1. Система организации постоянного тока	65

	5. Технологические схемы	67

5.1. Развернутая тепловая схема блока ПГУ	67

5.2. Расчет тепловой схемы	70

5.2.1. Расчет ГТУ	71

5.2.2. Расчет котла-утилизатора	73

5.2.3. Основные показатели ПТУ	77

5.2.4. Определение технико- экономических показателей	77

	6.Экологическая характеристика станции	79

6.1. Воздействие объекта на атмосферный воздух	79

6.2. Характеристика воздействия предприятия на окружающую среду	80

	Заключение	81

	Список использованных источников	82





Парогазовая ТЭЦ Мощностью 220 МВт

Выполнил: Тарасова Полина Сергеевна, гр.-430801

Руководитель: Богатова Т.Ф. 

Екатеринбург, 2017г.

Пояснительная записка – 82 л, графическая часть – 7 л.

Реферат

Выпускная квалификационная работа посвящена анализу современных тепловых электрических станций на примере Курганской ТЭЦ-2, построенной в 2013 г Курганская ТЭЦ-2 состоит из двух энергоблоков, работающих на основе парогазового цикла, при котором тепло отходящих газов ГТУ используется в котлах-утилизаторах для производства пара, с последующей его подачей в паровые турбины. Применение современных ПГУ позволило повысить эффективность производства электрической и тепловой энергии. Коэффициент полезного действия ТЭЦ-2 при работе в конденсационном режиме составляет более 50 %, в комбинированном – более 80 %. Мощность станции:  электрическаяи-220 МВт и тепловая – 250 Гкал/ч. В данной работе представлен расчет необходимости построения станции, расчет схемы ПГУ. Рассмотрено основное оборудование, системы и схемы станции. 





Перечень графических материалов

Название чертежа

Обозначение документа

Формат

Технологическая схема ТЭЦ

13.03.01.017 01

А1

Тепловая схема ТЭЦ

13.03.01.017 02

А1

Поперечный разрез станции с ГТ

13.03.01.017 03

А1

Поперечный разрез станции с ПТ

13.03.01.017 04

А1

Котел-утилизатор

13.03.01.017 05

А1

Электрическая схема ТЭЦ

13.03.01.017 06

А1

План станции

13.03.01.017 07

А1



Список сокращений

АОУ - автономная обессоливающая установка

АРМ – автоматизированное рабочее место 

АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическим процессом 

АЭС - атомная электростанция

БГК - бак «грязного» конденсата 

БНД - барабане низкого давления

БНТ - бак нижних точек

ВВТО - водоводяной теплообменник  

ВД – высокое давление

ВК – водогрейный котел

ВПУ - водоподготовительная установка

ГВС – горячее водоснабжение

ГПК - газового подогревателя конденсата

ГРП - газораспределительный пункт 

ГТ – газовая турбина

ГТУ- газотурбинные установки

ГЭС – гидроэлектростанция 

ДКС - дожимная компрессорная станция

ИБП - источник бесперебойного питания 

ИНД - испаритель низкого давления

ИП - исполнительные механизмы

ИЧМ - интерфейс человек-машина 

КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство

КИП - контрольно-измерительные приборы 

КИТ - коэффициент использования топлива

КПД – коэффициент полезного действия

КПУ - конденсатора пара уплотнений 

КУ – котел утилизатор

КЭС- Конденсационная электростанция

КЭН конденсатные насосы

НД - низкое давление

НН – низкое напряжение

ОРУ - открытое распределительное устройство 

ОЩУ - объединенный щит управления

ПБ - правила безопасности

ПВХ – поливинилхлорид

ПГУ- парогазовая установка

ППГ - пункт подготовки газа

ППВД - пароперегреватель высокого давления

ППНД - пароперегреватель низкого давления

ПСВ - производственные сточные воды

ПТ – паровая турбина

ПТУ - паротурбинная установка

ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина

РПП - расширитель периодической продувки

РУК - регулятор уровня конденсата

РУСН - распределительные устройства собственных нужд 

СН- сетевой насос

СНиП - строительные нормы и правила

СПЧ - статические преобразователи частоты

ТЭС- тепловая электрическая станция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль

УрФО- уральский федеральный округ

ФГ – фильтры газовые 

ХВО – химводоочистка

ЩУЭ - щит управления электродвигателями 

ЭВД - кономайзер высокого давления

GE – General Electric





Введение

В современном мире, особенно в мегаполисах, невозможно представить жизнь без электричества, отопления и горячей воды. В каждом городе несколько сотен человек, энергетиков, трудятся для обеспечения населения данными удобствами. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. Так же энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. 

Электроэнергетика занимается производством электрической энергии, ее транспортировкой и распределением с помощью линий электропередач. Энергия производится на электростанциях разных типов, на некоторых станциях вместе с электрической производится также тепловая энергия. В России электроэнергия производится на электростанциях трех основных типов: тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС). 

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 года планируется применение более эффективных установок, в том числе парогазовых установок (ПГУ). 

В конце XIX века, при зарождении энергетики, паровая машина была основным двигателем для привода электрогенераторов, в скором времени на новых тепловых электростанциях паровая машина была практически полностью вытеснена паровой турбиной. Главным преимущество было в том, что паровую турбину удалось быстро усовершенствовать, обеспечив необходимый промышленности уровней эффективности и надежности. С тех пор и почти до конца XX-го столетия паротурбинные установки (ПТУ) господствовали на всех тепловых электростанциях мира, с той поры и по сей день тепловые электростанции. В конце ХХ века началось активное развитие энергетических мощностей электростанций с помощью улучшения газотурбинных установок (ГТУ) и, главное, присоединение к созданным в результате прогресса ГТУ парогазовым установкам (ПГУ). Значительно сократились сроки строительства и ввода в действие тепловых электростанций. Для АЭС они в лучшем случае составляют 7–8 лет, а иногда 10–12, для КЭС — 3–5 лет, в то время как для ПГУ-ТЭС пуск в эксплуатацию на полную мощность обычно осуществляется не более чем через 2 года после заключения контракта или через 20 месяцев после начала сооружения. 

На сегодняшний день достигнутая эффективность ПГУ на природном газе составляет 61%, а мощности энергоустановок варьируются от 10 до 500 МВт. Помимо высоких показателей термической эффективности и экологичности, парогазовые установки имеют множество других преимуществ: легкий пуск и останов, короткие сроки возведения (9-12мес.), меньшие капитальные затраты и количество обслуживающего персонала по сравнению с паросиловой технологией  

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

В данной работе рассмотрено применение  современных парогазовых установок на тепловых электрических  станциях на примере Курганской ТЭЦ-2.

Описание ТЭЦ

Район строительства ТЭЦ характеризуется континентальным климатом, для которого характерна, суровая продолжительная зима с устойчивым снежным покровом и короткое, но жаркое лето.

Среднегодовая температура воздуха составляет 1,5С. Среднемесячная температура самого холодного месяца – минус 17,7С, самого теплого месяца – плюс 19,1С.

Абсолютный максимум – плюс 40С, абсолютный минимум – минус 48С, температура наиболее холодной пятидневки – минус 37С.

Теплоэлектростанция установленной мощностью 220 МВт и тепловой мощностью 250 Гкал/час.

 Выдача электрической мощности в сеть предусматривается по пяти ВЛ-110 кВ через повышающие трехфазные двухобмоточные трансформаторы. 

Основным и резервным топливом для ТЭЦ является природный газ, поступающий от газораспределительной системы давлением 1,2 МПа по двум газопроводам.

До ввода второй нитки газопровода ТЭЦ работает в полупиковом режиме, с вводом второй нитки – в базовом режиме.

Основное оборудование ТЭЦ - два парогазовых блока ПГУ-110 МВт и два водогрейных котла КВ-Г-58,2-150 (г. Белгород). Парогазовый энергоблок включает:

газотурбинную установку (ГТУ) типа PG6111FА поставки фирмы «General Electric»;

паротурбинную установку (ПТУ) типа SST-400 поставки фирмы «Siemens» с отбором пара на подогреватели сетевой воды  ПСВ-500 и  ПСВ-200;

котел утилизатор двух давлений (поставки «SES Tlmace»).

Водоподготовка ТЭЦ предусматривает подпитку цикла котлов утилизаторов с установками ультрафильтрации, обратного осмоса и электродеонизации, а также подпитку теплосети с закрытым водозабором.

Распределенная система АСУ, состоящая из отдельных подсистем контроля и управления технологическим и электротехническим оборудованием предназначена для:

контроля и автоматизированного управления тепломеханического оборудования энергоблоков; 

контроля и автоматизированного управления вспомогательными технологическими установками электростанции;

диспетчерского контроля общестанционного оборудования электростанции.

АСУТП должна обеспечить:

безопасность и безаварийность технологических процессов;

автоматическое регулирование и технологические защиты систем объектов управления;

экономичную работу технологических объектов управления;

участие энергоблоков в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности энергосистемы;

интеграцию локальных цифровых систем контроля и управления разных поставщиков оборудования в единую систему управления.

В качестве источника технического водоснабжения ТЭЦ принята река, расположенная примерно в семи км к востоку от площадки ТЭЦ.

За пределами ограды промплощадки размещаются здание насосной добавочной воды с забором воды из реки и водоводы добавочной воды от насосной до промплощадки ТЭЦ.

Общая численность персонала ТЭЦ составляет 150 человек вместе с привлекаемым персоналом. Численность эксплуатационного персонала – 75 человек.

.

Необходимость построения станции

Количество жителей активно развивающегося Заозерного района в г. Кургане составляет около 67 тыс. жителей, в целях эффективного использования тепло/электроэнергии и покрытия потребности населения, необходимы дополнительные источники энергии. Задача станции - обеспечить выработку тепловой и электрической энергии для социально-экономического развития города.

Расчет годовой потребности в электрической энергии и электрических нагрузок потребителей:

Годовое потребление энергии на коммунально-бытовые нужды:

Wкб=Wкб~*H, тыс.кВт*ч/год,

где    Wкб~ - средняя годовая нормаудельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания, кВт*ч/чел.;

для Уральского региона Wкб~=1060 кВт*ч/чел.,

Н-число жителей в городе, чел.:

Wкб=1 060* 67 000= 71,02*106кВт*ч/год,

Максимальная нагрузка коммунально-бытовых потребителей:

,МВт,

где - годовое число чаосв использования среднего максимума коммунально-бытовой нагрузки, ч/год.

Для Среднего Урала =4250 ч/г.

=71,02 *106/4250=16,71 МВт;

Таблица 1 

Основные показатели электропотребления в коммунально-бытовой сфере

Удельное электропотребление кВт*ч/чел

То же с учетом поправочного коэффициента

Годовое потребление эл.энергии, кВт*ч/чел

Годовое число часов использования максимума, ч/год

,МВт

1060

1166

78,1*106

4250

18,3



Электрическая нагрузка ТЭЦ () предварительно определяется на основе максимальной электрической нагрузки района. При этом учитывается расход электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях.

,

где	 - суточный максимум электрической нагрузки района, МВт;

 – коэффициент, учитывающий мощность собственных нужд ТЭЦ;

- коэффициент, учитывающий потери в сетях;

При выполнении расчетов можно принять ( + ) = 0,16



Расчет годовой потребности района теплоснабжения в тепловой энергии.

Основными группами потребителей являются:

-жилые и общественные здания, потребляющие тепло для отопления (пар 1,2 кгс/см2)

-системы горячего водоснабжения жилых зданий и предприятий городского хозяйства: бань, прачечных, столовых и т.п. (пар 1,2 кгс/см2)

Годовое потребление тепла на коммунально-бытовые нужды по i-ой группепотребителей можно определить по формуле: 



где 	-удельный расход тепла в паре 1,2 кгс/см2 по i-ой группе потребителей на одного жителя, Гкал/год;

 - коэффициент охвата городских потребителей теплоснабжением от ТЭЦ%

Н- число жителей, чел.

На основе годового расхода тепла и числа часов использования максимума нагрузки для каждой группы потребителей определяется часовой расход тепла:

,

 где	 - годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки для i-ой группы потребителей.











Таблица 2

 Потребление тепла на коммунально-бытовые нужды

Потребители 

Кохв

Норма расхода тепла, Гкал/чел

Годовой расход тепла, Гкал/год

Число часов использования максимума, ч/год

Часовой расход тепла, Гкал/ч

Отопление и вентиляция жилых зданий

0,8

3,32

177 952

2 125

83,7

Отопление и вентиляция общественных зданий 

0,8

0,81

43 416

2 125

20,4

Горячее водоснабжение

0,75

1,95

97 987,5

1 200

81,65

Бани 

0,5

0,15

5 025

3 000

1,675

Прачечные

0,6

0,3

12 060

3 500

3,45

Предприятия общественного питания

0,7

0,28

13132

3 000

4,38

Итого



6,81

349 572,5

-

195,3



Промышленные предприятия потребляют: 

После расчета тепловых нагрузок можно определить годовой отпуск тепла от ТЭЦ по теплу в паре 1,2 кгс/см2:

,Гкал/год,

где   - суммарное годовое потребление тепла на коммунально-бытовые нужды, Гкал/год;

, - КПД тепловых сетей 90%.

349 572/0,9=279 658 Гкал/год,

С учетом потерь в тепловых сетях необходимо скорректировать и значения часового отпуска тепла от ТЭЦ



С учетом ежегодного прироста населения, и обеспечения других районов города, в случае необходимости, целесообразно строительство станции с перспективой. Поэтому была построена ТЭЦ-2 с электрической мощностью 222 МВт и тепловой 250 Гкал/ч.

2.2. Электрические и тепловые нагрузки, режим работы электростанции. Мощность ТЭЦ

Тепловая схема ТЭЦ состоит из двух блоков, каждый из которых включает газотурбинную установку (ГТУ) PG6111FA производства фирмы General Electric, электрической мощностью 77,06 МВт, паровой котел-утилизатор (КУ) двух давлений производства «SES» (Тлмаче) и паротурбинную установку (ПТУ) SST-400 производства «Siemens», максимальной электрической мощностью в конденсационном режиме 36,65 МВт и двух водогрейных котлов КВ-Г-58,2-150. Расчетные тепловые характеристики ТЭЦ приведены в таблице 3. 

Таблица 3 

Расчетные тепловые характеристики ТЭЦ

Наименование

Значение

Нагрузка ТЭЦ, %

100

100

100

100

100

Температура наружного воздуха, °С

-37

-17,7

-6,6

+1,5

+15,8

Электрическая мощность ТЭЦ, МВт

221,6

223,4

226,7

226,1

225,9

Тепловая мощность ТЭЦ, Гкал/ч

189,5

152,1

117,6

102,0

26,0

Объемный расход топлива, 
?103 нм3/ч

59,06

53,9

49,98

48,84

46,58

КИТ ТЭЦ, %

80,5

80,0

78,3

76,0

59,2

КПД по отпуску электроэнергии ТЭЦ, %

67,6

68,5

68,1

66,1

54,0

КПД по отпуску теплоэнергии ТЭЦ, %

89,3

89,3

89,3

89,3

89,3



Баланс тепловой и электрической мощности представлены в таблице 4



Таблица 4

Балансы тепловой и электрической мощности Курганской ТЭЦ

Источники

Потребители



-37

-17,7

-6,6

+1,5

+15,8



-37

-17,7

-6,6

+1,5

+15,8

Тепловая мощность, Гкал/ч

ВВТО

20,3

15,9

13,3

11,5

6,8

ОиВ

133,8

100,3

71,2

57,0

0

Бойлера

125,3

117,8

104,3

90,5

19,2

ГВС

38,0

38,0

38,0

38,0

24,3

ВК

43,9

18,4

0

0

0

СН

8,7

6,8

5,1

4,3

0,6













Потери

9,0

7,0

3,3

2,7

1,1

Итого

189,5

152,1

117,6

102,0

26,0

Итого

189,5

152,1

117,6

102,0

26,0

Электрическая мощность, МВт

ГТУ

178,2

174,1

168,7

125,9

153,5

Отпуск

211,6

213,3

216,5

215,9

215,8

ПТУ

43,4

49,3

58,0

62,2

72,4

СН

10,0

10,1

10,2

10,2

10,1

Итого

221,6

223,4

226,7

226,1

225,9

Итого

221,6

223,4

226,7

226,1

225,9



2.3. Компоновка главного корпуса

На Курганской ТЭЦ-2 предусматривается установка двух парогазовых установок ПГУ-110 МВт и двух водогрейных котлов КВ-Г-58,2-150. 

Общий размер главного корпуса в плане имеет габарит 133?72 метра, шаг колонн шесть метров, отметка низа фермы машинного отделения 26,350 метра.

В рядах «А» и «Б» в помещении турбинного отделения пролетом 36 м и длиной 133 м размещаются:

две газотурбинные установки (ГТУ) типа PG6111FА (поставки фирмы «General Electric»);

две паротурбинные установки (ПТУ) типа SST-400 (поставки фирмы «Siemens»).

Расположение газотурбинных и паротурбинных установок – поперечное. Отметка обслуживания ГТУ-0,00 м, отметка обслуживания ПТУ +8,00 м.

Для обслуживания основного оборудования машинного отделения предусматривается два мостовых электрических крана грузоподъемностью 80/10 т.с.

В рядах «Б» - «В» главного корпуса в помещении котельного отделения располагаются два паровых котла – утилизатора горизонтального типа. Габариты котельного отделения составляют 133?36 м. Отметка низа фермы котельного отделения +31,00 метр.

В осях 11-18 котельного отделения размещается основное и вспомогательное оборудование водогрейной котельной.

Отвод дымовых газов после каждого котла–утилизатора организован в отдельностоящие дымовые трубы высотой 45 м, узел шумоглушения размещается в дымовой трубе.

Два водогрейных котла подключаются к своей дымовой трубе.

В осях 1-6 котельного отделения размещается этажерка внутри которой расположены помещения:

общестанционный щит управления; 

общестанционное РУСН; 

бытовые помещения;

кабельные помещения;

ремонтные мастерские;

ВПУ и АОУ;

экспресс-лаборатории.

Этажерка помещений электротехнических устройств и помещений АСУТП расположена в рядах А-А1, имеет длину 133 м, пролет 6 м, шаг колонн 6 м.

Управление энергоблоками и электрической частью ПГЭ выполняется с объединенного щита управления (ОЩУ), расположенного в осях 13-18, рядов А1-А2.

На отм. +8,00 главный корпус соединен переходным мостом с административным корпусом.

Фундаменты под каркас приняты монолитные железобетонные отдельностоящие на естественном основании.

Все технологические процессы размещены в отдельных помещениях, при этом помещения категорий «А», «Б» и «В» отделены от помещений' «Г» и «Д» и коридоров противопожарными перегородками.

Для обслуживания основного оборудования машинного отделения предусматриваются два мостовых электрических крана грузоподъемностью 80/20 т.с.

Вдоль ряда «А» выполнен сквозной проезд для автотранспорта.

Для централизации выполнения операций по заполнению доливочных баков системы маслоснабжения установок ПТУ и ГТУ в пределах машинного отделения выделено помещение системы маслоснабжения габаритом 6 м ? 4 м в осях 1-2 машинного отделения. От маслоаппаратной предусмотрены общестанционные стационарные разводки подачи масла по трубопроводам к доливочным маслобакам ПТУ и ГТУ.

Подвод и отвод циркуляционной воды, подвод исходной воды, а также прокладка трубопроводов аварийного слива масла осуществляются со стороны ряда «А1» главного корпуса. Трубопроводы циркуляционной воды заглублены и имеют отметку оси трубопровода у ряда «А1» -1,440 м. Размещение отключающей арматуры на трубопроводах циркуляционной воды, врезки трубопроводов охлаждающей воды со своей арматурой выполнены в заглублении у паровой турбины, на отметке пола минус 2,000 м в районе выхода труб из конденсатора ПТУ. В заглублении имеется приямок с отметкой низа минус 3,000 м для сбора дренажей. Для механизации ремонтных работ над арматурой в зоне действия мостового электрического крана грузоподъемностью 80/20 т.с. выполнены съёмные участки настила на отм. 0,000. 

В осях 6-7 у ряда «Б» установлена этажерка с двумя ПСВ для блока №1 и для блока № 2 в осях 17-18.

Для приёма аварийного слива масла из маслосистем ПТУ и ГТУ предусмотрена установка двух подземных, монолитных железобетонных резервуаров за пределами ряда «А1» главного корпуса.

КВОУ газовых турбин расположены на специальных металлических конструкциях с отметкой низа конструкций +10,757 м в осях «9»-«10» и «20»-«21» и проходят через отапливаемое помещение пристроя в осях «А1»-«А» в помещение машинного отделения к всасывающей улитке компрессора ГТУ.

В рядах «Б» – «В» главного корпуса в помещении котельного отделения располагаются два паровых котла-утилизатора горизонтального типа производства. Габариты котельного отделения составляют 133 м?36 м. Отметка низа фермы котельного отделения +31,000 метра.

В помещении котельного отделения размещается оборудование, поставляемое с котлом:

расширители непрерывной продувки высокого и низкого давления, расширитель периодической продувки, установленные на площадке отм. 0,00 м;

насосы рециркуляции и питательные насосы, размещаемые на отм. 0,00 м;

барабаны низкого и высокого давлений, установленные на площадке отм.+18,00 м над котлом-утилизатором.

В приямке вдоль ряда «Б» в осях 7-9 на отметке -3,00 м размещаются бак слива из котла и бак низких точек с насосами и замкнутая система охлаждения подшипников и механизмов. 

В осях 13-14 вдоль ряда «В» размещается деаэраторная этажерка, высотой 18 метров.

Компрессорная с ресиверами сжатого воздуха расположена у ряда «В» в осях 23-24.

В осях 11-18 рядов «Б» - «В» котельного отделения размещается основное и вспомогательное оборудование пиковой водогрейной котельной:

два водогрейных котла КВ-Г-58,2-150 с тягодутьевыми механизмами;

насосное оборудование водогрейной котельной: зимние и летние сетевые насосы, насосы подпитки теплосети, насосы рециркуляции водогрейных котлов;

деаэратор ДВ-200 с водоструйным эжектором, установленный на этажерке, на отметке +18,000 м;

подогреватели сырой и химочищенной воды, установленные на деаэраторной этажерке, на отметке +10,000 м;

Вне котельного отделения размещается оборудование и трубопроводы бакового хозяйства в составе:

двух баков запаса чистого конденсата и одного бака сбора грязного конденсата ёмкостью 1000 м3 каждый;

баков-аккумуляторов ёмкостью по 250 м3;

одного бака рабочей воды эжекторов;

четырёх баков ВПУ ёмкостью 160 м3;

В осях 1-3 рядов котельного отделения размещается этажерка внутри которой расположены помещения:

На отм. 0,000:

бытовые помещения;

ремонтные мастерские;

 общестанционное РУСН и узел управления оборудованием химводоочистки.

На отм. +5,000:

помещения центральной химической лаборатории;

бытовые помещения.

На отм. 8,000:

вентсистема.

Газовые блоки арматуры с коалесцирующими фильтрами, стопорно-предохранительными клапанами и расходомерными устройствами для газовых турбин располагаются в главном корпусе в отдельных помещениях (входных газовых модулях). Модули газового топлива расположены в машинном зале главного корпуса. Разводка труб внутри помещения газового модуля выполнена из коррозионностойкой стали.

По требованию фирмы GE – завода-изготовителя газовой турбины, входные газовые модули максимально приближены к газовым турбинам и расположены в отдельном помещении, с учетом обеспечения кратности воздухообмена в корпусе каждого газового модуля, полной защиты данных отсеков с обеспечением продувки газопроводов от газовых модулей за пределы главного корпуса в течение не более 15 сек. По выполненным расчетам фирмы GE время продувки газопровода составляет 11,23 сек, что ниже указанного фирмой GE времени.

В проекте выполнены все необходимые условия установки помещения газового модуля категории «А» в помещении категории «Г»:

оборудован дежурной и аварийной вентиляцией;

тамбурами, разделяющими помещения категории «А» газового модуля и «Г» главного корпуса;

системой обнаружения газа внутри газового модуля;

предусмотрен удаленный сигнал тревоги к Speedtronic для проведения нормального останова ГТ в случае обнаружения газа.

Схема водогрейной части

Расчетные характеристики ТЭЦ приводятся для характерных режимов при температурах наружного воздуха, принятых в соответствии с 

СНиП 23-01-99, представлены в таблице 5.

Таблица 5

Расчетные характеристики ТЭЦ

Характеристика

Расчетная температура

Средняя наиболее холодной пятидневки (расчетная для отопительного периода)

-37 °С

Средняя самого холодного месяца (январь)

-17,7 °С

Средняя отопительного периода

-6,6 °С

Средняя годовая

+1,5 °С

Средняя летнего периода

+15,8 °С



Для покрытия максимальной тепловой нагрузки дополнительно к ПГУ предусматривается установка двух водогрейных котлов производства Белгородского котельного завода типа КВ-Г-58,2-150 единичной теплопроизводительностью 50 Гкал/ч.

Количество устанавливаемых водогрейных котлов обусловлено также необходимостью покрытия тепловой нагрузки равной 70 % от отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха - 37°С при выходе из работы наиболее мощного теплоисточника.

Температурный график теплосети 130-70°С.

Схема оборудования теплофикационной установки ТЭЦ включает в себя водогрейные котлы КВ-ГМ-58,2-150, бойлерные установки и ВВТО котлов–утилизаторов блоков ПГУ, сетевые насосы (СЭ-2500-180-11 – три штуки, и СЭ 1250-45 – две штуки), узел подготовки подпиточной воды.

Схема сетевых трубопроводов включает в себя теплофикационные установки паровых турбин, ВВТО, водогрейные котлы и сетевые насосы. Сетевые насосы предназначены для преодоления сопротивления бойлеров и водогрейных котлов, создания необходимого напора для тепловых потребителей и обеспечения надежной работы циркуляции системы теплоснабжения, как в пределах сооружаемой электростанции, так и в системах теплоснабжения внешних потребителей.

	

3. Основное оборудование

3.1. Газотурбинная установка PG6111FA



На станции установлена дновальная ГТУ PG6111FA (MS6001FA) производства фирмы «General Electric» (рисунок 1)

Рисунок 1. Общий вид ГТУ

ГТУ предназначена для привода электрического турбогенератора 6 FAG. Мощность на клеммах генератора составляет 77,06 кВт.

Комплектация газотурбинной установки (ГТУ) включает в себя следующее основное оборудование:

трехступенчатая газовая турбина;

многоступенчатый осевой компрессор с осевым потоком;

редуктор;

турбогенератор, электрооборудование;

топливная система, включая газовый модуль и модуль подавления NOx;

воздухозаборное устройство с шумоглушителем, фильтрами и системой подогрева воздуха при пуске (КВОУ);

система смазки и регулирования;

система замкнутого контура охлаждения вспомогательного оборудования;

пусковое устройство;

система управления и контроля;

система пожаротушения;

система промывки компрессора (одна на два блока);

вспомогательные системы.

Рисунок 2. Продольный разрез ГТ

Газотурбинный агрегат (рисунок 2) включает многоступенчатый осевой компрессор. Ротор компрессора состоит из отдельных дисков для каждой ступени, которые соединяются между собой при помощи болтов. Газовая турбина MS9001(FA) производства General Electric – имеет одновальный сболченный ротор с присоединением генератора со стороны компрессора (холодного конца). Такая компоновка улучшает контроль выравнивания и обеспечивает осевой выхлоп – оптимальный для решений с комбинированным циклом или утилизацией уходящего тепла.

Рабочая скорость – 3000 об/мин, максимальная окружная скорость – 532 м/с. Номинальная температура горячего газа – 1327°C.

Турбина имеет три ступени. Охлаждение лопаток, элементов ротора и статора – воздушное. Турбина включает два опорных подшипника для опоры ротора и один опорно-упорный подшипник для сохранения исходного положения ротора относительно статора.

Технические характеристики газовой турбины PG6111FA (MS6001FA) GE приведены в таблице 6.

 Таблица 6

Расчетная производительность PG6111FA 50 Гц

	Условия нагрузки

		Базисная

	Статическое давление на выхлопе

	мм в ст

	371

	351,6

	336,5

	309,2

	236

	Температура наружнего воздуха

	°C

	-25

	-6,6

	1,5

	15

	41

	Тип топлива

	-

	Газ

	Газ

	Газ

	Газ

	Газ

	НТС топлива

	кДж/кг

	48 878

	48 878

	48 878

	48 878

	48 878

	Температура топлива

	°C

	27

	27

	27

	27

	27

	Выходная мощность

	кВт

	86 250

	83 440

	80 940

	76 180

	60 450

	Удельный расход топлива (НТС)

	кДж/кВт-ч

	9 935

	9 910

	9 985

	10 170

	11 060

	Расходуемое тепло (НТС)

	ГДж/час

	856,9

	826,9

	808,2

	774,8

	668,6

	Выхлопной поток 103

	кг/час

	837,8

	811,5

	791,1

	752,5

	649,5

	Температура выхлопных газов

	°C

	560,6

	572,8

	582,8

	601,1

	633,9

	Энергия выхлопных газов

	ГДж/час

	524,7

	504,9

	495,2

	479,1

	431



Компрессор имеет конструкцию из 18 ступеней с осевым потоком и регулируемые направляющие заслонки на входе. Отбор воздуха между ступенями применяется для охлаждения и уплотнения (сопла турбин, турбины и подшипников), а также для противопомпажного регулирования во время пуска.

Ротор турбины состоит из трех ступеней, с одним колесом на каждую ступень. Колеса ротора турбины соединены между собой сквозными болтами аналогично компрессору.

3.1.1. Система сжигания



 Система сжигания со сниженным содержанием окислов азота и влаги. В ней используется реверсивный поток, шесть камер, с шестью топливными форсунками на камеру, две извлекаемые свечи зажигания и четыре детектора пламени. Патрубки переброса пламени соединяют каждую из камер сжигания с прилегающими камерами с обеих сторон. Эти патрубки обеспечивают переброс пламени из камер, оснащенных свечами зажигания, в камеры, где пламени нет.

Уходящие газы ГТУ утилизируются в котле-утилизаторе (КУ), вырабатывая пар двух давлений. Располагаемое давление на выходе ГТУ должно превышать сопротивление КУ настолько, чтобы обеспечить отвод дымовых газов за счет самотяги дымовой трубы.

Для постоянной эффективной очистки атмосферного воздуха, поступающего на всас газотурбинной установки, а также для шумоглушения предназначено комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ), оснащенное необходимой системой фильтрации и воздухоподогрева.

3.1.2. Система КВОУ

Система КВОУ обеспечивает снижение уровня шума до санитарных норм. Вся система доступна для осмотров и технического обслуживания и включает в себя погодозащитные колпаки, сетку защиты от насекомых, фильтр предварительной очистки, коалесцирующие фильтры, высокоэффективные фильтры. КВОУ комплектуются встроенной противообледенительной системой (подвод горячего воздуха от компрессора к фильтрам).

3.1.3. Система подачи газового топлива 

Система подачи газового топлива (Газовый модуль) представляет собой модуль газового топлива, включающий запорную и регулирующую арматуру, трубопроводы, фильтр тонкой очистки, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопровода.

3.1.4.Система смазки турбины 

Система смазки турбины работает на минеральном масле и обеспечивает смазку подшипников турбины, редуктора и генератора. Система смазки состоит из бака, подогревателей, насосов, фильтров, вентиляторов, маслоохладителей, трубопроводов и КИП. Емкость маслобака составляет 21600 л. 

Турбина снабжена звукозащитным укрытием для сокращения шума, производимого газовой турбиной, до уровня, сравнимого с проектными требованиями. Шумозащитный кожух газовой турбины имеет различные смежные секции, что образует:

внешний и внутренний защитный корпус.

	Звукоизолирующий кожух газовой турбины разделен на три отсека;

отсек редуктора нагрузки;

отсек турбины;

отсек выходного диффузора;

	Функции шумозащитного кожуха:

защита персонала от теплового излучения;

противопожарная защита со средствами пожаротушения;

вентиляция для удаления тепла и обеспечения достаточного воз.......................