Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

ГТЭС-168 МВт. Электрическая часть станции и разработка технических мероприятий по наладке и испытаниям элегазовых выключателей - файл 1.1. описание действ и проек оборуд..docx


ГТЭС-168 МВт. Электрическая часть станции и разработка технических мероприятий по наладке и испытаниям элегазовых выключателей
скачать (38974.3 kb.)

Доступные файлы (36):

выключатель.vsd
Главная схема .vsd
ОРУ-110 разрез линии.vsd
ОРУ-110 разрез транса.vsd
релейка траннс 041 A1.vsd
СПЕЦвопроспеределка.vsd
1.1. описание действ и проек оборуд..docx1138kb.27.06.2010 00:23скачать
1.2. Выбор электрооборудования проектируемой ГТЭС-168.docx44kb.21.06.2010 11:40скачать
1.3. Расчёт токов КЗ.docx1215kb.27.06.2010 00:49скачать
1.4 Выбор выключателей разъединителей.docx294kb.27.06.2010 00:25скачать
1.4 Выбор ТТ и ТН.docx109kb.27.06.2010 00:26скачать
1.5 Выбор шин.docx269kb.23.06.2010 00:24скачать
1.6. Релейная защита трансформатора.docx608kb.23.06.2010 11:24скачать
Вывод.doc24kb.24.06.2010 10:58скачать
расчёт ТКЗ К1 К2.xlsxскачать
расчёт ТКЗ К3.xlsxскачать
2.1 Разработка технических мероприятий по наладке и испытаниям.docx20936kb.29.06.2010 01:04скачать
Вывод.doc23kb.24.06.2010 12:21скачать
Моё БЖД.docx7647kb.24.06.2010 12:43скачать
Книга1.xlsxскачать
ЭКОНОМИКА.docx40kb.24.06.2010 12:50скачать
Введение.docx19kb.24.06.2010 13:29скачать
Ведомость Диплома..doc175kb.28.06.2010 22:49скачать
МОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ.docx18kb.24.06.2010 16:19скачать
ПРИЛОЖЕНИЕ А.docx48kb.27.06.2010 00:47скачать
Приложение Б.docx24kb.27.06.2010 00:46скачать
Приложение В-... Спцификации.doc319kb.28.06.2010 23:01скачать
СОДЕРЖАНИЕ.doc38kb.28.06.2010 23:05скачать
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ МОЙ!.docx20kb.24.06.2010 14:27скачать
расчёты.xmcd
расчёты КЗ К1.xmcd
расчёты оборудования 10.xmcd
расчёты оборудования 110.xmcd
расчёты оборудования 35.xmcd
расчёты оборудования.xmcd
расчёты элементов схемы.xmcd

содержание
Загрузка...

1.1. описание действ и проек оборуд..docx

Реклама MarketGid:
Загрузка...
1 Проект электрической части станции

1.1 Общая характеристика проектируемой станции и обоснование реконструкции силового оборудования

Проектируемую ГТЭС-168МВт предполагается строить на базе существующей подстанции Б-3 110/35/10кВ. Схема подстанции Б-3 приведена на рисунке 1.1.

Подстанция Б-3 входит в состав филиала ОАО “МРСК-Юга” - “Ростовэнерго” ПО “СВЭС Ростовэнерго”, расположена в северовосточной части города Белая Калитва и предназначена для электроснабжения ЗАО ''Белокалитвинское металлургическое производственное объединение'', а также промышленных и коммунальнобытовых потребителей Белокалитвинского района.

Площадь подстанции составляет 4812 м2. На территории подстанции построен общеподстанционный пункт управления (ОПУ) совмещённый с ЗРУ–10кВ, имеется мастерские для ревизии оборудования подстанции и релейной защиты и автоматики (РЗА), для снабжения трансформаторов и масляных выключателей маслом - открытый склад трансформаторного масла с тремя емкостями объёмом 60м3.

На подстанции применяются следующие схемы распределительных устройств

- ОРУ–110кВ – с двумя рабочими и обходной системами шин;

- ОРУ–35кВ – с двумя рабочими системами шин;

- ЗРУ–10кВ – две системы шин – одна рабочая, одна резервная с секционированием рабочей системы шин (рабочая система разделена на три секции, 1и 2 секции выполнены ячейками стационарного типа, 3 секция выполнена из шкафов типа КРУ-2).

^ 1.1.1 Основное электротехническое оборудование и аппараты подстанции

Связь подстанции с энергосистемами осуществляется по трём одноцепным и одной двухцепной линиям электропередач. Основные технические характеристики систем и линий связи с системами приведены в таблицах А.1 – А.2 приложения А.

На подстанции установлено следующее электротехническое оборудование и аппараты:

- три силовых трансформатора связи типа ТДТН-40000/110;



- два трансформатора собственных нужд типа ТЗС-160, подключённых к 1 и 3 секции шин;

- выключатели типов: МКП-110Б, ВГБУ-110, ВЭБ-110, ВГБЭ-35, МГГ-10, ВМГ-133, ВМПЭ-10, BB/TEL-10;

- разъединители типов: РПГ-110/1000УХЛ1, РГП СЭЩ- 110/2000, РДЗ-СЭЩ 35, РЛНД-СЭЩ 10, РВ(З)-СЭЩ 10;

- трансформаторы напряжения типов: НКФ – 110-83У1, НАМИ-110, НАМИ-35 УХЛ1, ЗНОМ-10-63У2, НТМИ – 10-66У3;

- трансформаторы тока типов: ТНД-110, ТВТ-110, ТВ-110, ТВД-110, ТВЭ-35, ТПОЛ-10, ТПШЛ-10, ТПЛ-10;

- разрядники типов: РВС-110, РВС-35, РВС-10;

- ограничители перенапряжения типов: ОПНп-110, ОПНп-35, ОПНп-10;

- конденсаторы связи типа СМР 100/√3 – 0,0064.

Основные технические характеристики электротехнического оборудования и аппаратов подстанции приведены в таблицах А.3 – А.10 приложения А.

Для питания цепей управления, сигнализации, автоматики, аварийного освещения на подстанции установлены аккумуляторные батареи типа СК-14, состоящая из 119 элементов емкостью 504 А*ч.

Рис. 1.1. Принципиальная схема ПС Б-3.



^ 1.1.2 Реконструкция подстанции Б-3

В 2005году закончен первый этап реконструкции ПС Б-3, заменено оборудование ОРУ-35кВ по проекту “Реконструкция ОРУ-35кВ ПС 110/35/10кВ “Б-3” (1-й этап)”:

- замена масляных выключателей МКП-35 на элегазовые выключатели ВГБЭ-35;

- ТН-35кВ типа ЗНОМ-35кВ на ТН-35кВ - НАМИ-35кВ;

- разъединители, разрядники.

В 2010 году заканчивается второй этап реконструкции по проекту “Реконструкция ОРУ-110кВ ПС 110/35/10кВ “Б-3” (2-й этап)”:

- построена обходная система шин 110кВ;

- заменены четыре линейных ячейки 110кВ;

- заменена ячейка трансформатора Т-1;

- построена и введена в работу новая ячейка ВЛ-110кВ предназначенная для питания строящейся шахты “Быстрянская”.

Оставшееся оборудование ОРУ-110кВ на ПС Б-3 (2 линейных ячейки, 2 ячейки ТН-110кВ, 2 трансформаторных ячейки и ячейка ШСМВ-110кВ) эксплуатируются более 45 лет. За это время оборудование (разъединители, масляные выключатели, ТН, ТТ и др.) выработало свой технический ресурс, морально и физически устарело. На сегодняшний день полностью самортизировано. Детали, узлы и запасные части выпускаемые промышленностью Российской федерации в настоящее время, не подходят к эксплуатируемым на ПС Б-3 разъединителям и масляным выключателям (большинство оборудования и запасных частей к ним уже давно не выпускается). На предприятии необходимые запасные части (включая и б/у) отсутствуют.

Идет активное разрушение опорных металлоконструкций и фундаментов под оборудованием. Необходима полная замена контура заземления. Разъединители 110кВ типа РНД(3)-110 в том числе вертикально-рубящего типа с комплектацией ОСИ типа ПНГД-35 (снятые с производства более 30 лет назад), в количестве 4 шт., установлены на ПС Б-3 в 1953 г. В результате длительной эксплуатации произошел механический износ практически всех элементов разъединителей (контактной системы, гибких связей, подшипниковых узлов). При осмотре выявлен целый ряд неустранимых дефектов в виде трещин и сколов как в теле фарфора, армировке так и в станине и метал

лических частях разъединителя. Из вышеизложенного следует что произвести ремонт разъединителей с заменой отдельных узлов невозможно.

Установленные на ОРУ-110кВ ПС Б-3 четыре масляных выключателя типа МКП-110 60-х -70-х годов выпуска за период эксплуатации полностью выработали свой коммутационный и механический ресурс, морально и физически устарели. Уровень износа контактной системы – предельно-допустимый (при следующем среднем ремонте шлифовать, будет попросту уже нечего), изоляционные характеристики внутрибаковой изоляции и вводов 110кВ также являются критичными (необратимый процесс старения твёрдой изоляции). Кинематические узлы привода имеют предельно-допустимую механическую выработку. В связи с этим очень трудно производить регулировку блок – контактов, от этого напрямую идёт увеличение отказов по причине MB. Запасные части к данному типу заводами не выпускаются.

Силовые трансформаторы Т-2 типа ТДТНГ-31500/110 1952 года выпуска и Т-3 типа ТДТНГ-40500/110 1968 г. выпуска полностью выработали свой ресурс. Контакторы, переключатели и привода РПП требуют замены, на Т-2 в нерабочем состоянии, ПБВ-35 Т-3 зашунтировано. Наблюдается тенденция снижения изоляционных характеристик обмоток трансформаторов.

Панели защит и автоматики BJI-110, Т-2 , Т-3, ДЗШ-110кВ, щит постоянного тока, щит переменного тока, АБ, панели регистрирующих и фиксирующих приборов приняты в эксплуатацию в 1954 году, полностью амортизированы, имеют нулевую остаточную стоимость.

В результате длительной эксплуатации и ускоренного старение изоляции, механические и электрические части реле выработали свой ресурс что привело к значительному (в 2-3 раза) росту отказов и увеличению времени, необходимого для профилактического обслуживания.

Выпускаемые в настоящее время промышленностью запасные части и узлы реле не подходят к эксплуатируемым защитам.

Закрытая часть подстанции включает в себя ЗРУ-10кВ, здание ОПУ со всеми вспомогательными помещениями и оборудованием. Здание и первая очередь ЗРУ построены в 1953году. Первая очередь ЗРУ в индустриальном исполнении по схеме «две системы шин - одна рабочая, одна резервная с секционированием рабочей системы шин». Установленное оборудование: выключатели типов ВМГ-133 (1951-1959 года изготовления), МГГ-10 (1953-1955 года изготовления), разъединители РВ-10 - выработали свой коммутационный и механический ресурс. Восстановительный ремонт по затратам яв

ляется экономически нецелесообразным, так как ремонтные затраты на восстановление работоспособности соизмеримы, а иногда и превышают затраты на приобретение нового оборудования. Износ сопрягаемых узлов масляных выключателей делает невозможным обеспечение их герметичности даже при полном объеме капитального ремонта. Этот недостаток приводит к возможности упуска масла и приводит к аварийной ситуации. в том числе к возможности возникновения пожара.

Износ активной части разъединителей приводит к частым появлениям локальных нагревов, которые требуют вывода секции для их устранения. При этом значительно снижается надежность работы оборудования подстанции и энергообеспечение подключенных потребителей.

Третья секция ЗРУ выполнена из шкафов КРУ-2-10 1971 года выпуска с выключателями типа ВМПЭ-10. За время эксплуатации оборудование выработало свой ресурс и подлежит замене.

За более чем 30 лет эксплуатации оборудование выработало свой технический ресурс, морально и физически устарело. На сегодняшний лень полностью самортизировано. Детали, узлы и запасные части, выпускаемые промышленностью Российской федерации в настоящее время не подходят к эксплуатируемым па ПС Б-3 масляным выключателям 10кВ (большинство оборудования и запасных частей к ним уже давно не выпускается). Па предприятии необходимые запасные части (включая и б/у) отсутствуют.

В результате длительной эксплуатации, многочисленных режимных отключений, конструктивных недостатков, привода данных выключателей практически выработали свой коммутационный ресурс, имеются большие люфты и выработки. На выключателях обнаружены многочисленные течи масла через трещины в баках в местах уплотнения. Контактная система имеет значительные выработки и раковины. Опорные изоляторы имеют трещины и сколы, что при демонтаже баков MB (при среднем ремонте) часто приводит к их разрушению. Наблюдается тенденция роста переходного сопротивления и уменьшение сопротивления изоляции MB. Сопротивление изоляции соленоидов приводов включения близко к критическим значениям. Из-за плохого состояния MB-10кВ межремонтный период сократился до 4-х лет.

Трансформаторы тока установленные в ЗРУ-10 к В 50-х 60-х годов выпуска не соответствуют сегодняшним требованиям по классу точности. Разъединители имеют значительный механический износ, что приводит к увеличению переходных сопротивлений.



Сигнальные и силовые кабели в результате длительной эксплуатации потеряли пластичность изоляции повторному использованию не подлежат. Панели защит и автоматики ВЛ-10 приняты в эксплуатацию в 1954 году, полностью амортизированы имеют пулевую остаточную стоимость. В результате длительной эксплуатации, и ускоренного старения изоляции, механические и электрические части реле выработали свой ресурс, что привело к значительному (в 2-3 раза) росту отказов и увеличению времени, необходимого для профилактического обслуживания. Выпускаемые в настоящее время промышленностью запасные части и узлы реле не подходят к эксплуатируемым защитам.

Оборудование щитов постоянного и переменного тока собственных нужд полностью изношено, восстановлению не подлежит, так как примененные в схеме узлы и оборудование в настоящее время не выпускаются.

Аккумуляторная батарея типа СК-14, состоящая из 119 элементов емкостью 504 А*ч установлена в 1954 году. прошла восстановительный ремонт в 1991 году к настоящему времени батарея полностью выработала свой ресурс и восстановительному ремонту не подлежит, так как узлы активной части промышленностью не выпускаются, батарея требует замены.

На основании изложенного, для обеспечения надежного электроснабжения потребителе расположенных в г. Белая Калитва и прилегающих к нему поселков и объектов жизнеобеспечения необходимо, по проекту “Реконструкция ОРУ-110кВ ПС 110/35/10кВ “Б-3” (3-й этап)”, реконструкции ПС Б-3 произнести замену оставшегося электрооборудования и строительной части ОРУ-110кВ, провести капитальный ремонт кабельных каналов с прокладкой нового кабеля, смонтировать новый контур заземления. Провести реконструкцию, по проекту “Реконструкция ЗРУ-10кВ ПС 110/35/10кВ “Б-3”, ЗРУ-10кВ с полной заменой оборудования, заменить щиты постоянного тока и собственных нужд, установить соответствующею сегодняшним требованиям установку постоянного тока, что позволит ощутимо уменьшить затраты на обслуживание и ремонт оборудования, значительно повысит надежность электроснабжения потребителей и безопасность обслуживающего персонала.

^ 1.1.3 Обоснование расширения электрической части ПС Б-3

На основе сценариев развития экономики страны, рассмотренных в энергетической стратегии согласно “Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.” (распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г.№215-р ), принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления в России к 2015 году до уровня 

1426 млрд. кВт·ч (базовый вариант) с возможным вариантом увеличения электропотребления в этот период до 1600 млрд. кВт·ч (максимальный вариант).

Базовый вариант электропотребления характеризуется относительно устойчивой территориальной структурой на рассматриваемый период. Прогнозируется увеличение доли регионов Северо-Запада, Центра и Дальнего Востока в общем энергопотреблении по России (суммарная доля рассматриваемых регионов может увеличиться с 36,8 процента в 2006 году до 39,9 процента в 2020 году), стабилизация доли региона Урала на уровне
24,6 - 24,7 процента и уменьшение доли регионов Средней Волги, Юга и Сибири (с 36,4 процента до 34 процентов).

Опережающее развитие субъектов Российской Федерации, входящих в регионы Северо-Запада и Центра, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств.

Максимальный вариант потребления электрической энергии характеризуется более значительными территориальными изменениями.

В качестве основного варианта в указанной работе принят максимальный вариант развития экономики с уровнем электропотребления по России 1600 млрд. кВт∙ч. В соответствии с этим вариантом общая потребность в установленной мощности электростанций России в 2015 г. составит 275 млн. кВт против установленной мощности 206 млн. кВт 2000г. При этом используемая в балансе мощность не более 170 млн. кВт, что вызвано целым рядом технических и системных ограничений (износ или выработка ресурса оборудования, использование непроектных типов топлива, недостаточная пропускная способность линий электропередач и т.д.).

В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит увеличение числа оборудования, выработавшего парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и снижению надёжности электроснабжения потребителей. В настоящее время наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электроснабжения, устанавливаемых как на существующих станциях и подстанциях, так и на вновь строящихся станциях.

Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 

210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности).

Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности.

Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 40,5 процента, в том числе оборудования подстанций - 63,4 процента

Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн. кВт новых мощностей.

К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 47,7 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт.

В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с 65,9 процента до 68,1 процента, а доля угля снизилась с 26,7 процента до 25,3 процента.

Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период (до 2020г.) является техническое перевооружение существующих электростанций и подстанций.

Для технического перевооружения электростанций и подстанций у энергетиков имеются два альтернативных пути:

  1. Применение самых современных технологий производства энергии, в том числе с использованием газотурбинной и парогазовой технологий, прежде всего на имеющихся площадках действующих электростанций и подстанций. Это позволит использовать существующие связи с энергосистемой, элементы технического водоснабжения и топливоподачи, имеющуюся инфраструктуру, эксплуатационный персонал. При этом предполагается после

  2. довательный вывод из эксплуатации морально устаревшего и неэкономичного оборудования и параллельное строительство на этих площадках современных высокоэкономичных установок.

  3. Использование имеющегося технического и научного потенциала для модернизации паросилового оборудования станций в соответствии с соответствии с современными требованиями.

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций.

Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности электроснабжения потребителей, снижение потерь в электрических сетях, относительно сетей подключенных к крупным источникам электроэнергии.

Эксплуатационные показатели ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционное энергетическое оборудование. Для них характерна готовность к работе в течение 90% календарного времени, 2 – 3 летний ремонтный цикл, безотказность пусков 95 – 97%.

В последнее время ввиду возникших трудностей с финансированием крупных объектов традиционной энергетики возросло количество заказов с использованием ГТУ и ПГУ на имеющихся площадках, что исключает необходимость в приобретении земельных участков. При этом существенно снижается стоимость проекта, например в некоторых городах Московской области в 2000 г. минимальная нормативная стоимость земли составляла 260 тыс. дол./га, минимальная экспертная цена земли в Москве – 6 млн. дол./га.

Таким образом, с учётом вышеизложенного в дипломном проекте рассматривается вариант развития энергетики с подключением парогазовых установок типа ПГУ-80 к распределительному устройству 110кВ подстанции Б-3. Принципиальная схема ГТЭС-168мВт представлена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Принципиальная схема ГТЭС-168.



^ 1.1.4 Описание оборудования проектируемой ГТЭС-168.

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Тепловая энергия используется для дополнительного производства электричества. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.

В соответствии с заданием на дипломное проектирование в состав основного оборудования ПС Б-3 введены два дубль-блока ПГУ-80 мощностью 80÷84МВт.

В состав дубль-блока 80÷84МВт входит следующее оборудование:

- две газотурбинные установки (ГТУ) типа SGT-700 (GT10C) фирмы «Siеmens» (аналогичны установленным ГТУ типа GT10C на блоках № 1 и №2 Сочинской ТЭС) в комплекте с электрогенератором, компрессорной установкой топливного газа в контейнерном исполнении типа ELT 255/600 фирмы «Eltacom engineering BV» и компрессорной установкой приборного воздуха;

- котёл-утилизатор Пр-39/8-5,5-487/212 производства ЗАО «Подольский машиностроительный завод «ЗиО»»;

- одна паротурбинная установка (ПТУ) – турбогенераторная установка типа SST-PAC 300 производства фирмы «Siеmens» в комплекте с генератором трехфазовым, 4-х полюсным, синхронным, охлаждаемым воздухом.

^ Газотурбинная установка SGT-700 предназначена для установки на открытом воздухе и оборудована системой DLE (сухое подавление выбросов окислов азота), позволяющей снизить выбросы NOx до 48 мг/нм3 при содержании O2 в выхлопных газах 15%.



Таблица 1.1. ^ Технические характеристики газовой установки SGT-700

Наименование

Размерность

Величина

Выходная мощность

МВт

29

КПД

%

36

Удельный расход тепла

кДж/кВт-ч

9999

Степень повышения давления




18:1

Массовый расход выхлопа

кг/сек

91

Температура выхлопных газов

°C

518

Скорость вращения силовой турбины

об/мин

6500

Требуемое давление газа

бар

27±0,5

SGT-700 является двухвальной турбиной с 11-ступенчатым компрессором. Две первых ступени имеют регулируемый входной направляющий аппарат. Ротор состоит из дисков, которые сварены электронно-лучевой сваркой в единый цельный узел.



Рис. 1.3. Газотурбинная установка SGT-700.

Первая ступень регулируемого входного направляющего аппарата имеет конвекционное охлаждение с пленочным охлаждением кромок. На второй ступени предусмотрены лопатки в бандажном кольце и сотовые уплотнения. Кольцевая камера сгорания имеет сварную конструкцию из листового металла. Внутренняя поверхность камеры имеет термоизолирующее покрытие, которое снижает уровень теплопередачи и удлиняет срок службы.

Для облегчения сборки 18 горелок являются съемными (с наружной стороны). Двухступенчатая свободным силовая турбина имеет вал и диски, которые крепятся к нему болтами. При производстве электроэнергии, к турбине через гибкую муфту мембранного типа подсоединяется редуктор. При работе в качестве механического привода, турбина соединяется через гибкую муфту напрямую с ведомым агрегатом, т.е. насосом или компрессором.

Котел-утилизатор (КУ) предназначен для работы в составе парогазовой установки, состоящей из газовой турбины, котла-утилизатора и паровой турбины.



Рис. 1.4. Котел-утилизатор Пр-39/8-5,5-487/212.

Барабанный котел-утилизатор предназначен для выработки пара высокого и низкого давления за счет утилизации тепла дымовых газов после ГТУ. В качестве основного и резервного топлива ГТУ принят природный газ.

Котел-утилизатор вертикального профиля, барабанного типа с принудительной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давлений.

Котел-утилизатор разработан с учетом открытой компоновки и сейсмичности района строительства 9 баллов по шкале MSK-64.

Котел-утилизатор выполнен газоплотным за счет металлической обшивки.



Пароводяной тракт состоит из контуров высокого и низкого давлений. Контур высокого давления включает в себя экономайзерную, испарительную и пароперегревательную поверхности. Контур низкого давления - испарительную и пароперегревательную поверхности. В барабан низкого давления встроена деаэрационная колонка.

Для снижения температуры уходящих газов на котле установлен газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Поверхности нагрева подвешиваются к собственному каркасу котла через промежуточные металлоконструкции.

Поверхности нагрева котла-утилизатора выполнены из труб с наружным спирально-ленточным просечным оребрением и поставляются модулями максимальных габаритов исходя из условий транспортировки.

Рабочий диапазон регулирования котла-утилизатора 100%-50% от номинальной нагрузки.

Регулирование давления и температуры пара в котле-утилизаторе не предусматривается, так как он должен работать при скользящих параметрах пара.

Котел-утилизатор оснащается системами контроля технологических параметров, защит и блокировок, автоматического регулирования, необходимыми для оперативного управления, безопасной эксплуатации и экономичной работы.

Таблица 1.2. ^ Технические характеристики котла-утилизатора Пр-39/8-5,5-487/212

Наименование

Размерность

Величина

Производительность котла по пару:

- высокого давления

- низкого давления

т/ч

т/ч

39,6

8,0

Давления пара:

- высокого давления

- низкого давления

МПа

МПа

5,5

0,58

Температура пара:

- высокого давления

- низкого давления

0С

0С

487

212

Температура газов на входе в котел

0С

523

Температура газов на выходе из котла

0С

100

Аэродинамическое сопротивление

Па

2800



Паровая теплофикационная турбинная установка типа SST-PAC 300 производства Siemens Industrial Turbomachinery s.r.o. предназначена для выработки электрической и тепловой энергии.

Рис. 1.5. Паровая теплофикационная турбинная установка SST-PAC 300.



Турбины SST-300 - это одноцилиндровые паровые турбины, обеспечивающие редукторный привод электрических генераторов, установленных на общей с турбиной фундаментной раме. Они представляют собой совокупность технических решений, основанных на многолетнем опыте в области производства паровых турбин малой и средней мощности и применяются:

- для выработки электроэнергии,

- на промышленных электростанциях, таких как ТЭЦ, химических, целлюлозно-бумажных, горнорудных, металлургических, текстильных предприятий, а также на сахарных заводах,

- для комбинированного производства тепловой и электрической энергии,

- для использования на отопительных ТЭЦ,

- на мусоросжигательных заводах и электростанциях на древесном топливе, а также при использовании вторичных энергоресурсов в химической, металлургической и др. отраслях промышленности,

- в составе парогазовых установок,

- в нефтехимической промышленности, в производстве бензина и в составе плавающих установок по добыче и первичной обработке нефти.

Турбины SST-300 поставляются как блочные установки. Элементы турбоагрегата установлены на общей фундаментной раме, которая также включает в себя узлы системы маслоснабжения. Масляный бак встроен в фундаментную раму. Все средства измерений предварительно соединены кабельными линиями с клеммными коробками, расположенными на переднем торце фундаментной рамы.

Количество внешних соединений сведено к минимуму, все соединительные линии (трубные, кабельные и др.) имеют тщательно продуманную трассировку.

Блочные, размещенные на общей фундаментной раме турбоагрегаты SST-300 могут устанавливаться как на фундаменте, выполненном на нулевой отметке машзала, так и на опирающейся на колонны верхней плите двухуровневого фундамента.

Конструкция турбоагрегата позволяет устанавливать их на существующие фундаменты демонтированных установок, а также использовать фундаментную раму агрегата в качестве верхней плиты фундамента.



В этом случае фундаментная рама присоединяется через специальные пружинные блоки к предварительно установленным бетонным или стальным колоннам.

Турбины серии SST-300 могут быть изготовлены с выхлопом, направленным вверх или вниз, а также могут иметь осевой выхлоп, что позволяет использовать их в любой выбранной компоновке турбоустановки.

Симметричный корпус одноцилиндровой турбины с горизонтальным фланцевым разъемом обеспечивает короткое время пуска и возможность быстрого изменения нагрузки. Конструкция подвесок обойм, в которых установлены лабиринтовые уплотнения и направляющие лопатки, позволяет легко изменять геометрию проточной части в соответствии с требованиями индивидуального заказчика к параметрам свежего пара, давлению регулируемого отбора и т.д.

Регулирующие органы парораспределения позволяют поддерживать заданное постоянное давление пара в регулируемом отборе в широком диапазоне расходов пара.

Ротор турбины SST-300 выполнен цельнокованым и имеет защищенные от резонанса рабочие лопатки. Надежность облопачивания достигается главным образом благодаря общему низкому уровню напряжений в рабочих лопатках.

^ Таблица 1.3. Технические характеристики паровой теплофикационной турбинной установки SST-PAC 300.

Наименование

Размерность

Величина

Выходная мощность

МВт

до 50

Скорость вращения силовой турбины

об/мин

до 12000

Требуемое давление газа

бар

27±0,5

Параметры свежего пара:

- давление

- температура

МПа

0С

до 12

до 520

Максимальное давление нерегулируемого отбора

МПа

до 6

Параметры пара на выходе из турбины:

- производственное противодавление

- отопительное противодавление

- давление в конденсаторе

МПа

МПа

МПа

до 1,6

до 0,3

до 0,06

Тепловая схема энергоблока построена по дубль-блочному принципу. Пар от двух котлов-утилизаторов поступает в паровую турбину. Автономная 

работа газотурбинных установок без котлов-утилизаторов не предусматривается.

Принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-80 показана на рис.1.6.

Рис. 1.6. Принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-80.

К – компрессор, ГТ – газовая турбина, N – турбогенератор, ПТ - паровая турбина, КН – конденсатор, КС – камера сгорания, КУ – котёл-утилизатор, В – воздух, Т – топливо, W – вода, УГ – уходящие газы.

Тепловая нагрузка 25 Гкал/ч обеспечивается путем подогрева сетевой воды в бойлерной установке паром регулируемого отбора турбины и в ВВТО теплом уходящих газов.

В состав бойлерной установки входят: сетевой подогреватель, охладитель конденсата сетевого подогревателя и сливные насосы охладителя конденсата. Конденсат греющего пара подогревателя сетевой воды охлаждается в охладителе конденсата и конденсатными насосами отводится в тракт основного конденсата. Подача сетевой воды на бойлерную установку предусматривается тремя сетевыми насосами (2 рабочих, 1 резервный).



Основными сооружениями, которые необходимо ввести в эксплуатацию являются: главный корпус (машзал ПТУ и сблокированное с ним электротехническое отделение), открытая установка ГТУ и КУ с дымовой трубой Н=120м на их каркасах.

Энергетическая установка ПГУ-80 предназначена для электротеплоснабжения средних и малых городов и поселков, резервирования электроснабжения ответственных объектов. Парогазовая установка ПГУ-80 может использоваться как в отдаленных от энергосистем и вновь осваиваемых районах страны, так и в черте крупных городов при реконструкции выработавших ресурс станций и подстанций.

Для работы ПГУ-80 необходим подвод газа с давлением не ниже 0,18 МПа и расходом до 13 000 кг/ч и воды с расходом до 6 м3 /ч. Парогазовая установка предназначена для работы в базовом и полупиковом режимах. При необходимости она может использоваться и для покрытия пиковых нагрузок при работе газотурбинной части, обладающей высокой маневренностью (время пуска примерно 12 мин). Основным топливом для ПГУ является природный газ. В качестве резервного топлива предусмотрено дизельное топливо.

Продолжительность пуска и нагружения первого пускаемого газотурбогенератора составляет 12 мин, в экстренных случаях — не более 5 мин. Продолжительность пуска котла-утилизатора до полной нагрузки — не более 60 мин.

Продолжительность пуска паровой турбины, начинающегося при высоком давлении пара 1,2 МПа (абс.), из холодного состояния — не более 40 мин, из прогретого состояния — не более 25 мин. Изменение нагрузки работающей ПГУ в регулировочном диапазоне производится без ограничения по времени за счет изменения нагрузки ГТУ.

Работа парового контура ПГУ обеспечивается в режиме скользящего высокого давления пара с изменением величины давления в зависимости от нагрузки от 4,0 до 2,0 МПа (абс.). Низкое давление пара на всех режимах поддерживается постоянным и равным 0,75 МПа (абс.).

Для пуска ГТУ предусмотрены дизель-компрессор топливного газа, обеспечивающий давление газа перед двигателем примерно 1,7 МПа, и электрокомпрессор пускового воздуха для пуска двигателя от пневмостартера.

При наличии питания во внешней сети станции пуск выполняется с использованием основных топливных компрессоров. Компрессоры пускового 

газа и воздуха являются общими для двух ГТУ и размещены в отдельном контейнере. Компрессоры оборудованы обслуживающими системами по обеспечению их пуска и работы, устройствами очистки подаваемого газа и воздуха. Необходимые в системе пускового воздуха ресиверные емкости и арматура установлены в отдельном модуле (блоке). Уходящие газы после каждого котла поступают в установку нейтрализации сырой водой оксидов азота, образовавшихся в камере сгорания ГТУ. Эффективность очистки газов 90…95 %. Содержание оксидов азота за установкой ожидается не более 50 мг/м3. Конденсат из всех аппаратов установки отводится в электрофлотационный фильтр, из которого очищенная вода возвращается в ионизаторы для дальнейшего использования в цикле очистки газов, а твердые отходы высушиваются и сбрасываются в бункер, откуда с расходом (от двух установок) примерно 3,5 т/сут направляются в два бункера-накопителя, рассчитанных на трехсуточную загрузку. Оборудование подготовки воды и ее очистки после использования в установке размещается в отдельных модулях.

В ПГУ-80 все загрязненные, засоленные и замасленные стоки, а также эксплуатационные протечки через не плотности соединений оборудования, собираемые в станционный бак-накопитель, поступают в установку термического обезвреживания (УТО). Способ термического обезвреживания стоков не является экономичным, но это практически единственный комплексный метод утилизации сточной воды для экологически чистой технологии производства электроэнергии. Эффективность очистки сточной воды 96…99 %. Принцип действия УТО основан на выпаривании сточной воды в огневой камере, работающей на природном газе, концентрировании примесей и выделении твердой фазы в узле разделения суспензий. Расход газа 0,1 м3 на 1 кг сточной воды. Твердая фаза, собираемая в бункер, должна периодически удаляться с территории станции в места складирования.

В ПГУ предусмотрены две установки обезвреживания сточной воды, одна из которых выполняет функции резервной. Все оборудование УТО располагается в отдельном модуле.


Скачать файл (38974.3 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации