Создание проекта строительства Ноябрьской электростанции, страница 8

−  тракты системы охлаждения вспомогательного оборудования энергоблока (маслоохладителей газовой и паровой турбоустановок, воздухоохладителей генераторов ПТ) включают в себя теплообменники охлаждения масла, промежуточные теплообменники и перекачивающие насосы.

Снабжение ГТУ топливом осуществляется по газопроводам от ДНС Спорышевского месторождения. Давление попутного газа в точке подключения газопровода составляет 0,65 МПа. Резервным топливом является природный газ, поступающий от магистрального газопровода. Газодожимная компрессорная станция состоит из компрессоров, сепараторов и фильтров для очистки газа, а также ресивера для сглаживания давления.

Схема подачи конденсата одноступенчатая. Основной конденсат, пройдя последовательно охладитель пара эжекторов и конденсатор пара уплотнений турбины, поступает в ГПК, где нагревается до температуры на 10 – 15 оС ниже температуры насыщения в деаэраторе. После ГПК конденсат поступает в деаэратор. Для повышения температуры конденсата перед ГПК до 60 оС часть конденсата после ГПК насосами рециркуляции подается на вход в ГПК.

Для снижения температуры уходящих газов после КУ предусматривается установка ВВТО. ВВТО происходит нагрев сетевой воды за счет тепла конденсата после ГПК. Температура уходящих газов при подключении ВВТО составляет около 100 оС. По тепловой схеме предусмотрена блочная установка деаэратора давлением 0,6 МПа. Деаэратор совмещен с барабаном НД котла-утилизатора. От деаэратора питательными насосами вода подается в экономайзерную часть контура ВД КУ и далее в барабан ВД. На деаэрационную колонку подается пар контура НД. При пусках котла подвод пара производится от паропровода СН (для первого блока пар поступает от электрокотла). Принудительная циркуляция в испарительных поверхностях ВД и НД обеспечивается соответствующими циркуляционными насосами.

Пар ВД от котла-утилизатора поступает на паровую турбину. Пар НД от КУ также поступает на ПТ. Для обеспечения пусковых операций и аварийного сброса пара после котла предусмотрены байпасные паропроводы по пару ВД и НД с БРОУ, обеспечивающие сброс пара в конденсатор.

Тепловой схемой предусматриваются узлы приема опорожнения котла через атмосферный расширитель в бак слива котла и от трубопроводов высокого и низкого давления машинного зала через атмосферный расширитель в дренажный бак. Ввод нормального и аварийного добавка производится в конденсатор паровой турбины. Питание пускового электродвигателя ГТУ в аварийных ситуациях обеспечивается дизель-генератором мощностью 500 кВт.

Схема сетевых трубопроводов

Схема сетевых трубопроводов включает в себя теплофикационные установки паровых турбин, ВВТО, водогрейный котел, сетевые подъемные насосы, предназначенные для преодоления сопротивления бойлеров и водогрейного котла, 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. На схеме показано включение нового оборудования в теплосеть существующей котельной г. Ноябрьска., при этом, согласно Заданию на территории ТЭЦ предусматривается установка насосов, позволяющих пропускать весь расчетный расход сетевой воды (около 10000 м3/ч), циркулирующий в системах теплоснабжения потребителей (внешних и внутренних).

Поскольку паровые турбины и водогрейный котел могут выдать только определённое, ограниченное техническими условиями количество тепловой энергии, соответственно, пропустить ограниченное количество сетевой воды, то оставшаяся часть воды (около 6250 м3/ч) с напора подъемных сетевых насосов отводится к трубопроводам обратной сетевой воды существующей котельной, работающей в не обозначенном тепловом режиме обеспечения тепловой нагрузки внешних и станционных потребителей. Прямая сетевая вода от ТЭС с температурой 130 оС (в расчетном зимнем режиме) должна отводиться в городскую теплосеть.

Теплофикационные установки ТЭС работают в базовой части графика несения тепловой нагрузки. Водогрейный котел и сетевые подогреватели работают в параллель друг с другом.

Недостатком схемы является перерасход электроэнергии на перекачку всего расхода сетевой воды.




Возможны также следующие, отличающиеся от приведенного на рисунке, варианты схем.

1. Вариант, отличающийся тем, что подогретая на ТЭС сетевая вода отводится в линии обратной сетевой воды существующей котельной.

В этом случае часть сетевой воды в количестве до 3750 т/ч проходит через теплофикационные установки, а остальная часть с расходом 6250 т/ч перепускается без подогрева помимо теплофикационных установок ТЭС в трубопровод прямой сетевой воды за теплогенерирующими установками ТЭС. При смешении потоков холодной и нагретой сетевой воды в пределах промзоны ТЭС на выходе выводных теплопроводов (граница присоединения внешних тепловых сетей) температура сетевой воды в расчетном максимально-зимнем режиме теплоснабжения составит 92,5 оС, т.е. заданные условия отпуска тепловой энергии от ТЭС с параметрами по графику 130/70 оС не выполняются. Данное обстоятельство вынуждает принять дальнейшую структуру и последовательность нагрева сетевой воды в количестве 10000 т/ч, имеющей максимальную температуру 92,5 оС в котлах существующей котельной. Такая схема потребует модернизации и оптимизации работы существующей котельной с учетом перевода работы котлов в пиковый режим.

2. Вариант с последовательным включением сетевых подогревателей и водогрейного котла.

Теплофикационные установки ПТУ работают в базовой части графика несения тепловой нагрузки, а водогрейный котел на ТЭС работает в режиме снятия пиковой нагрузки.