 |
Краткая характеристика основного оборудования ПГУ
|
|
|
|
Газовая турбинная установка V64.3A
номинальная мощность газовой турбины - 68,2 МВт;
номинальная температура газов на выхлопе газовой турбины - 582 °С;
номинальный расход природного газа - 4,0 кг/с;
расход отработавших газов - 198 кг/с.
Паровая теплофикационная турбина типа Т-130/160-12,8
номинальные параметры свежего пара - Ро=12,8 МПа, Тo= 555°С;
номинальный расход свежего пара - 500 т/ч;
мощность турбины при расчетной нагрузке и номинальном расходе пара-130 МВт;
максимальная мощность (160 МВт) соответствует конденсационному режиму.
Котел типа Е-0500-13,8-560ГН
номинальная производительность - 500 т/ч;
температура перегретого пара - 560 °С;
давление перегретого пара - 13,8 МПа (140 кгс/см2).
Дожимная компрессорная установка 3ГЦ-2-38/9,5-28-К.VI
производительность - 40,5 м3/мин (4,5 кг/с);
начальное давление - 0,93 МПа (9,5 кгс/см2 абс);
конечное давление - 2,55 МПа (26 кгс/см2 абс);
потребляемая мощность - 1286+64 кВт.
Объем работ и основные технические решения:
Для адаптации котла ТГЕ-435/ПГУ к газовой турбине блока ПГУ-190/220 приняты и реализованы следующие решения:
· исключен из конструкции котельной установки байпасный газоход с регулирующим клапаном сброса газов ГТУ в конвективную шахту;
· для обеспечения номинальной нагрузки котла, нормативных выбросов окислов углерода и снижения температуры дымовых газов ГТУ до расчетной, предусмотрен ввод дополнительного воздуха в газы ГТУ через смеситель; подача дополнительного воздуха осуществляется дополнительным дутьевым вентилятором с сохранением проектного дутьевого вентилятора для автономной работы котла без ГТУ;
· применены горелки увеличенного сечения с двумя раздающими узлами природного газа: центральным и промежуточным. Для снижения аэродинамического сопротивления часть газов ГТУ сбрасывается в сбросные сопла над горелками;
|
|
|
· в отличие от традиционных решений по паротурбинным энергоблокам, в схеме регенерации блока ПГУ-190/220 отсутствуют ПНД №№ 3 и 4 и полностью вытеснена регенерация высокого давления (отсутствуют ПВД). Вместо них в блоке ПГУ предусматривается установка газоводяных подогревателей низкого давления (ГВ ПНД) и высокого давления (ГВ ПВД), которые конструктивно размещаются в конвективной шахте энергетического котла. Конструктивно ГВ ПВД установлен в конвективной шахте котла по ходу дымовых газов после водяного экономайзера (ВЭ). После ГВ ПВД установлен газоводяной подогреватель низкого давления (ГВ ПНД), включенный по водяной стороне в конденсатный тракт турбины перед деаэратором. ПНД-1 и сетевой подогреватель №1 (ПСГ-1) выполнены в одном корпусе и составляют один комбинированный теплообменник ПСНГ-1. Аналогичную конструкцию имеет ПСНГ-2, объединяющий ПНД-2 и ПСГ-2.
· для отвода избыточной теплоты ГВ ПНД и исключения кипения конденсата в его поверхностях в основную схему введен промежуточный контур циркуляции конденсата, с помощью которого избыточная теплота от основного конденсата через водоводяной теплообменник (ВВТО) передается сетевой воде. Для возможности отключения ВВТО, а также обеспечения пусковых режимов схемой предусматривается байпас ВВТО по основному конденсату. С целью поддержания требуемой температуры основного конденсата перед деаэратором при растопке котла и в случае повышения температуры ОК после ГВ ПНД свыше 155°С предусматривается байпас ГВ ПНД. В контуре циркуляции конденсата предусмотрена установка специальных насосов рециркуляции.
· в соответствии с проектом предполагалась возможность реализации автономного режима работы, как газовой турбины, так и паросиловой части блока, в связи с чем между газовой турбиной и котлом была предусмотрена специальная отклоняющаяся заслонка. Однако в дальнейшем автономный режим газовой турбины был исключен и заслонка демонтирована.
|
|
|
Пусконаладочные работы <http://www.ec-quartz.ru/?id=30&project=6>
В ноябре 2003 г. после окончания монтажных работ по схеме предпусковой очистки была проведена комбинированная очистка пароводяного тракта котла и паропроводов. В основу разработки была заложена технология, состоящая из водно-химической очистки (ВХО) и паро-водокислородной очистки и продувки (ПВКОиП). В качестве основного реагента при выполнении химической очистки использовалась композиция лимонной кислоты с трилоном «Б». Непосредственно после химической очистки выполнялись меры по защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии до ввода котла в эксплуатацию. В декабре 2003 г. был проведен пробный пуск паросиловой части блока. Перед проведением наладочных пусков ГТУ были закончены монтажные и наладочные работы по системам подготовки и подачи газа высокого давления к ГТУ, проведены испытания и подготовлен к работе дожимной компрессор топливного газа.
В феврале 2004 г. проведены наладочные пуски газовой турбины для комплексной проверки работоспособности и параметров узлов и агрегатов ГТУ и связанных систем. На этих пусках отрабатываются режимы пусков, остановов, сброса нагрузок, выполнялась наладка логических пошаговых программ автоматического управления. Результатом этих наладочных работ явилось обеспечение автоматического управления ГТУ во всех эксплуатационных режимах.
В конце февраля 2004 г. блок ПГУ прошел комплексное опробование и был принят в опытную эксплуатацию. Доводочные работы, в основном связанные с устранением дефектов по котлоагрегату, были выполнены в период опытной эксплуатации. В этот период до передачи блока в промышленную эксплуатацию были произведены следующие основные работы:
· наладка режимов котла ТГЕ-435;
· определение оптимальных пусковых режимов котла;
· проверка температурного режима поверхностей нагрева;
· наладочные работы по вспомогательному контуру охлаждения ВВТО-ГВ ПНД;
· режимно-технологическая наладка и испытания запально-защитных устройств;
|
|
|
· балансовые (гарантийные) испытания газотурбинной установки V64.3A;
· тепловые (балансовые) испытания котельной установки;
· тепловые испытания паротурбинной установки;
· определение оптимальных пусковых режимов паротурбинной установки;
· оптимизация режимов расхолаживания паротурбинной установки;
· режимная наладка шарикоочистки конденсатора паровой турбины;
· наладочные работы по вспомогательному оборудованию газотурбинной установки;
· испытания конденсационной установки паровой турбины;
· выполнение наладки установки и схемы консервации осушенным воздухом паровой турбины и котла;
· наладка водного режима и теплохимические испытания котла;
· отработка режимов консервации котла (химический способ);
· наладка компрессорной установки сжатого воздуха.
Результат:
Заказчик получил энергоблок 220 МВт, в котором применены современные парогазовые технологии и максимально использовано оборудование отечественных производителей.
Парогазовая установка блока №1 Тюменской ТЭЦ-1 может стать прототипом новой серии ПГУ в рамках технической программы реконструкции и технического перевооружения отечественных ТЭЦ, основное оборудование которых выработало свой расчетный ресурс, устарело морально и физически.компания инжиниринг строительный проект
|
|
|
