Техническая программа проведения энергоаудита Гомельской ТЭЦ-2, страница 2

Проектное топливо:

–  основное - природный газ (70 %);

–  резервное - мазут (30 %).

1.1.2.  Турбоагрегат Т-180/210-130.

–  одновальный;

–  трехцилиндровый;

–  давление пара на входе - 12,75 МПа (130 кгс/см²);

–  температура перегретого пара - 540°С;

–  номинальная электрическая мощность - 180 МВт;

–  максимальная электрическая мощность - 210 МВт;

–  тепловая мощность - 1090 ГДж/ч (260 Гкал/ч);

–  расход пара на турбину:

–  номинальный - 656 т/ч;

–  максимальный - 670 т/ч;

–  расход пара в конденсатор:

–  минимальный - 30 т/ч (заводские данные, после уплотнения РД и установки новой системы охлаждения выхлопных частей ЧНД: на блоке ст. №  1 - 17 т/ч, на блоке ст. №  2 - 10 т/ч, на блоке ст. №  3 - 15 т/ч);

–  максимальный - 461 т/ч;

–  Система охлаждения - оборотная с двумя башенными градирнями S=3200 м² на 3 энергоблока и пятью циркуляционными насосами Д-12500-24.

1.1.3.  Водогрейный котел КВГМ-180-150.

–  тепловая производительность - 764 ГДж/ч (180 Гкал/ч);

–  рабочее давление в выходной камере - 2,5 МПа (25 кгс/см²);

–  температура сетевой воды на входе:

при работе на газе - 70°С;

при работе на мазуте – 110°С;

–  температура сетевой воды на выходе- 150°С;

–  номинальный расход сетевой воды - 4420 т/ч;

–  минимальный расход сетевой воды - 3700 т/ч.

1.2. Теплофикационная установка.

Проект состоит из ПСГ-1,2 энергоблоков (типа ПСГ-5000-2,5-8-11), 5 сетевых насосов I подъема типа СЭ-5000-70 и 2-х сетевых насосов типа СЭ-2500-70, установленных в объединенной насосной,11 сетевых насосов II подъема СЭ-2500-180, установленных в здании водогрейной котельной и 3-х водогрейных котлов КВГМ-180-150 теплопроизводительностью по 180 Гкал/ч каждый.

В 2007 году действовали ПСГ-1,2 турбин ст. №  1,2 и 3 (780 Гкал/ч), 7 сетевых насосов I-го подъема, 11 сетевых насосов II-го подъема и 3 водогрейных котла КВГМ-180 (540 Гкал/ч).

1.3. Электрическое оборудование.

В течение 2007 года на станции работало следующее электрическое оборудование:

–  генераторы ст. №  1,2 и 3 ТГВ-200-2МУЗ, мощностью 210 МВт с водородным охлаждением, тиристорным возбуждением и водяным охлаждением обмоток статора;

–  генераторы работают в блоке с трансформаторами ТДЦ-250000/110 мощностью 250 МВа;

–  рабочие трансформаторы собственных нужд ТРДНС-32001/35 мощностью 32 МВа;

–  два резервных трансформатора собственных нужд ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВа;

–  ячейки КРУ-6 кВ типа К-ХХУI с выключателями ВМПЭ-10;

–  ячейки КРУ-0,4 кВ типа КТПСН;

–  трансформаторы С.Н. 6/0,4 кВ типа ТСЗ;

–  две аккумуляторные батареи типа СК-28;

–  электролизная установка, состоящая из двух электролизеров СЭУ-10 производительностью по 10 нм³ водорода в час.

Турбогенераторы подключены к шинам 110 кВ через блочные трансформаторы ТДЦ-250000/110 по схеме генератор-трансформатор с трансформаторной отпайкой на С.Н. без выключателя в цепи генератора.

Схема ЗРУ-110 кВ выполнена с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

Напряжение С.Н. станции - 6 и 0,4 кВ.

Выдача электрической мощности в энергосистему производится по ЛЭП-110 кВ.

2.  Организационная структура станции.

Гомельская ТЭЦ-2 имеет в своем составе следующие структурные подразделения:

-  котлотурбинный цех (КТЦ);

-  электрический цех (ЭЦ) с электротехнической лабораторией (ЭТЛ), участком средств диспетчерско-технологического управления (СДТУ), лабораторией высоковольтных испытаний и измерений (ЛВИ);

-  цех тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ) с лабораторией автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);

-  химический цех (ХЦ) с химлабораторией;

-  цех централизованного ремонта (ЦЦР) с механическими мастерскими;

-  цех наладки и испытаний оборудования (ЦНИО);

-  топливный цех (ТЦ);

-  цех теплоснабжения и подземных коммуникаций (ЦТиПК);