Создание проекта строительства Ноябрьской электростанции, страница 7

Установка для подогрева сетевой воды

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два подогревателя первой и второй ступени  с расходом воды до 1500 м^з/ч, охладитель конденсата сетевых подогревателей, два конденсатных насоса производительностью 90 м^з/ч (один из них резервный).

Показатели надежности

Назначенный срок службы для комплектной  турбины - 40 лет, за исключением быстроизнашивающихся деталей и элементов, поставляемых в комплекте запасных частей, а также труб поверхности теплообмена.

Назначенный срок службы покупных изделий, в том числе электродвигателей и приборов, - по данным заводов-изготовителей.

Ресурс деталей и элементов турбины, работающих при температуре более 450 ^ОС - 200000ч.

Средняя наработка на отказ турбины и поставляемого с ней оборудования - не менее  7000 часов.

Коэффициент готовности турбины, не менее 0,98.

Срок службы между капитальными ремонтами (ремонт со вскрытием цилиндров) не менее 6 лет.

Коэффициент технического использования, не менее 0,95.

Расчетные характеристики паровой турбины в теплофикационном режиме представлены в таблице № 4.1.4.

Таблица № 4.1.4

№ п/п	Параметры	Величина
1	Температура наружного воздуха, °С	-46	-25	-6,5	+15	+30
2	Контур высокого давления: - Расход свежего пара, т/ч - Температура свежего пара, °С - Давление свежего пара, МПа	71,3 482 5,4	70,9 482 5,4	70,3 482 5,4	68,9 482 5,4	67,4 482 5,4
3	Контур низкого давления: - Расход пара, т/ч - Температура пара на входе в ПТ, °С - Давление пара на входе в ПТ, МПа	17,3 206,9 0,57	16,0 204,9 0,57	14,1 201,7 0,57	12,0 198,1 0,57	10,6 195,5 0,57
4	Давление пара в конденсаторе, кПа	3,5	3,5	5,3	7,9	11,0
5	Тепловая нагрузка конденсатора, МВт	8,5	8,1	8,2	8,3	8,1
6	Тепловая нагрузка теплофикационных отборов, Гкал/ч	41,9	41,2	38,7	36,4	35,0
7	Электрическая мощность ПТ, МВт	13,4	13,8	14,7	15,7	15,2

4.2. Принципиальная технологическая схема

Принципиальная технологическая схема ТЭС и схема сетевых трубопроводов представлены на листах 23 и 24.

Принципиальная тепловая схема

Тепловая схема ТЭС состоит из двух блоков, каждый из которых включает газотурбинную установку (ГТУ) MS6001B производства фирмы General Electric, номинальной электрической мощностью 41,3 МВт, паровой котел-утилизатор (КУП) двух давлений и паротурбинную установку (ПТУ), максимальной электрической мощностью в конденсационном режиме 23 МВт и водогрейного котла. Максимальная тепловая нагрузка в горячей воде составляет 130 Гкал/ч.

Тепло подводится в цикл при сжигании топлива в камерах сгорания газовых турбин. Часть тепла газов расходуется для выработки электроэнергии. Тепло газов выхлопа газовых турбин используется в паровых котлах-утилизаторах, вырабатывающих пар ВД и НД, который направляется на паровую турбину для выработки электрической и тепловой энергии. Выхлопной пар паровой турбины направляется в конденсатор. Тепло конденсации отводится из цикла в воздушной конденсационной установке.

Электроэнергия отпускается от генераторов газовых и паровых турбоустановок.

Тепловая энергия в виде горячей воды отпускается от сетевых подогревателей паротурбинных установок, водоводяных теплообменников (ВВТО) котлов-утилизаторов и водогрейного котла.

Основными технологическими системами (трактами) схемы энергоблока ПГУ на ТЭС являются:

−  тракт топлива ГТУ. Топливный газ поступает в пункт подготовки газа с газодожимающими компрессорами, где очищается, компримируется, при необходимости, подогревается и поступает в камеру сгорания газовой турбины.

−  тракт выхлопных газов ГТ. Образуется выхлопным устройством ГТ, входным вертикальным и выходным газоходами котла-утилизатора (КУ), шумоглушителем на выходе из КУ и дымовой трубой.       

−  воздушный тракт ГТУ. Воздух через комплексное воздухоподготовительное устройство со встроенным шумоглушителем (КВОУ) соединяется с всасывающей улиткой компрессора ГТУ.

−  пароводяной тракт ПГУ, состоит из следующих частей:

−  конденсатный тракт;

−  деаэратор, совмещенный с барабаном низкого давления котла;

−  питательные тракты высокого и низкого давлений;

−  главные паропроводы высокого и низкого давлений;

−  пуско-сбросные устройства высокого и низкого давлений;

−  трубопроводы пара собственных нужд;

−  теплофикационная установка, входящая в комплект поставки ПТУ;

−  водоводяной теплообменник (ВВТО).

Пароводяной тракт ПГУ образуется пароводяным трактом котла, паровой турбины (ПТ) и станционной частью. Пароводяной тракт котла включает барабан НД, совмещенный с деаэратором, поверхности испарителя и пароперегревателя НД, экономайзер, барабан ВД, поверхности испарительной и пароперегревательной части ВД, питательные насосы, циркуляционные насосы высокого и низкого давления, поверхности газового подогревателя конденсата (ГПК), насосы рециркуляции конденсата, трубопроводы подвода и отвода конденсата к водоводяным теплообменникам (ВВТО). Станционная часть пароводяного тракта  включает в себя коллектор собственных нужд 0,6 МПа. Пароводяной тракт ПТ образован паропроводами пара, поступающего на турбоустановку в пределах ПТУ, паропроводами пара теплофикационных отборов, конденсатором, конденсатными насосами, трубопроводами основного конденсата и конденсата сетевых подогревателей.

−  тракт системы основного охлаждения включает в себя конденсационную установку ПТ, циркуляционые насосы внешнего и внутреннего контуров, водоводы циркуляционной воды внешнего и внутреннего контуров, промежуточные теплообменники, воздушные секционные градирни.