Расчёт тепловой схемы газотурбинной и парогазовой установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1 Обоснование реконструкции ООО «Лукойл-Кубаньэнерго»

2 Расчёт тепловой схемы ГТУ

2.1 Расчёт компрессора

2.2 Расчёт камеры сгорания

2.3 Расчёт газовой турбины

2.3.1 Расчет газовой неохлаждаемой турбины

2.3.2 Расчёт газовой охлаждаемой турбины

3 Параметры котла утилизатора

3.1 Условные обозначения

3.2 Общие сведения

3.3 Газовый тракт котла-утилизатора

3.4 Схема циркуляции и сепарации

3.5 Топливо

4. Расчет паровой части ПГУ

4.1 Параметры паротурбинной установки

4.2 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

4.3 Расчет тепловой схемы ПТУ

5. Специальный вопрос. «Разработка ПГУ на переменных режимах»

6. Экономические показатели проекта

6.1 Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии

6.2 Определение величины капитальных вложений

6.3 Определение основных показателей деятельности

6.4 Определение годовых эксплуатационных издержек

6.5 Расчет прибыли и рентабельности

6.6 Расчет чистого дисконтированного дохода

7 Мероприятия по охране окружающей среды

7.1 Расчет дымовой трубы

8 Техническое топливоснабжение

9 Техническое водоснабжение

10 Восполнение потерь конденсата на ТЭС

11 Схема главных электрических соединений ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго»

11.1 Компоновка электрооборудования

12 Автоматика ПГУ

12.1 Общие сведения

12.2 Назначение системы

12.3 Характеристики объектов оптимизации

12.4 Система построена на базе ПТК «ТОРНАДО-N», разработанного компанией «Модульные Системы Торнадо». 79

12.5 Надёжность технологических защит 82

12.6 Автоматизируемые функции системы 83

13. Безопасность жизнедеятельности на промышленном предприятии

13.1 Анализ условий труда

13.2 Разработка средств защиты

13.2.1 Средства защиты от воздействия вредных производственных факторов

Расчет искусственного освещения в механическом цехе

13.2.2 Расчёт путей эвакуации

13.3 Эргономическая оптимизация условий труда на ПГУ

13.4 Разработка системы управления охраной труда на электростанции

13.5 Безопасность жизнедеятельности» в условиях чрезвычайных ситуаций

Заключение

Список использованных источников



Введение

Электроэнергетика является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения ее успешного функционирования. Несмотря на это, развитие электроэнергетики в последние годы столкнулись со значительными трудностями, связанными в основном с переходом к рыночным отношениям, общим спадом производства и отсутствием действующих рычагов управления экономикой страны.

Для производства электрической и тепловой энергии на ТЭС ежегодно расходуется около 140 млрд. кубометров природного газа. Использование этого ценного энергоносителя в традиционных паровых установках конденсационных и теплофикационных электростанций недостаточно эффективно.

Хотя по проекту энергетической стратегии России до 2020 года, прироста потребления газа ТЭС в период до 2020 года по сравнению с современным уровнем практически не будет, сохранится относительно благоприятная для теплоэнергетики перспектива снабжения природным газом, доля которого составит 50…55% в общем топливном балансе ТЭС на уровне 2010-2020 годов. Это делает совершенно необходимым и экономически оправданным скорейшее внедрение высокоэкономичных газотурбинных установок на параметры, соответствующие мировому техническому уровню, и создание на их основе комбинированных парогазовых установок.

Эффективность парогазовых установок существенно выше, чем паровых. Это обусловлено в первую очередь значительной экономией топлива (на 30% и более по сравнению с традиционным паросиловым циклом), а также уменьшением объёмов капиталовложений и металлоёмкости на единицу вводимой мощности, сокращением продолжительности строительства ТЭС, уменьшением потребления воды, снижение численности обслуживающего персонала и др. Парогазовые установки являются экологически чистыми, им не нужны специальные установки по очистке дымовых газов от вредных выбросов.

Отечественное энергомашиностроение сегодня намного отстало в производстве нового поколения энергетических газовых турбин. Если головные ГТУ мощностью от 1,2 до 25Мвт. созданные оборонными предприятиями на основе авиационных прототипов с неплохими ТЭП, уже эксплуатируются, то в области более мощных ГТУ большим успехом было начало в 2002г. испытаний на ИВГРЭС головной установки ГТД-110 с параметрами и показателями близкими к достигнутыми за рубежом в начале 90-х годов - машина 3-го поколения с Тн=1180-1200єС.

Основными факторами негативного влияющими на развитие предприятий энергомашиностроительного комплекса являются:

- устаревшие и изношенные основные производственные фонды (износ 70%);

- кадровый дефицит на предприятиях отрасли;

- недостаток оборотных и инвестиционных средств;

- рост цен на продукцию и услуги естественных монополий;

- недостаточно эффективное взаимодействие финансово-кредитных организаций и реального сектора экономики.

По данным Минпромторга РФ, уровень использования среднегодовой производственной мощности по выпуску турбин в 2001г. составил 5,5% (в 2010 - 19%). К сожалению на сегодняшний день отечественные предприятия не обладают высоким потенциалом серийного изготовления прогрессивного оборудования для энергоблоков на базе современных технологий.

Начатые в 2002г. испытания ГТЭ-110 производства ОАО «Рыбинские моторы» (по лицензии НПО «Машпроект» г.Николаев) выявили многочисленные недоработки и дефекты конструкции двигателя.

В 2008г. на Ивановской ГРЭС в мае месяце был принят в эксплуатацию энергоблок ПГУ-320 ( с 2-мя ГТД-110) к апрелю 2011г. одна ГТ находилась в ремонте 903 дня, вторая 945 (по данным Интер РАО «ЕЭС»). В 2012г. произошла очередная авария ГТ с разрушением проточной части.

В настоящее время руководством Минэнерго и Минпромторга ставится вопрос об их замене на зарубежный аналог.

ГТ-65 ОАО «ЛМЗ» - наиболее востребованная по мощности ГТУ для энергетики РФ.

Начато проектирование в 1998г. Монтаж на ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго» -в 2006г. В настоящее время работы по подготовке к пробным пускам приостановлены по целому ряду причин и в первую очередь, по То.п. на выходе из КУ (~520-525єС), которая из-за отсутствия ПТУ подаётся в общестанционный коллектор, в котором То.п.-560єС. КУ тоже имеет массу недоработок и технических ошибок.

ГТЭ-180-250 ОАО ЛМЗ» - подготовлена конструкторская документация на опытный образец. При наличии финансирования опытный образец может появиться через 5-7 лет.

ГТЭ-160 ОАО «ЛМЗ» изготавливается по лицензии купленной у ф. Сименс на право производства ГТЭ V94.2 в России и Белоруссии. Освоено производство до 50% малоответственных деталей и сборочных единиц. При этом высокотехнологическую часть (КС,ОК, проточную часть ГТ необходимо закупать у ф.Сименс. Смонтированы и находятся в работе 14шт. ГТЭ-160 в составе энергоблоков ПГУ-450.

По результатам освоения отечественных ГТУ большой мощности стало очевидным, что реконструкция и модернизация тепловых эл.станций не может вестись с использованием ГТУ, выпущенных отечественной промышленностью. Поэтому приходится приобретать мощные ПГУ за рубежом. Однако приобретение современного оборудования не решает всех стоящих перед нами проблем.

В первую очередь, это низкий уровень проектной документации, что является следствием разрыва поколений, прошедшего в последние 15-20 лет.

Во вторых, устаревшая нормативная база (ГОСТ 29328-92, ПБ12-529-03, ПБ03-582-03.А Нормы технологического проектирования ГТУ и ПГУ, написанные в 2000 году до сего времени никем не утверждены и уже сегодня устарели).

В третьих, выбор площадки для строительства энергоблока с ГТУ производится без проведения мониторинга воздушной среды с тем, чтобы правильно выбрать конструкцию КВОУ. Сегодня это не заложено в нормативную базу. (Поэтому в Сочи и Туапсе построены ТЭС без учёта пагубного влияния испарений Черного моря, содержащих коррозионно-опасные элементы для проточной части ГТУ и открытых элементов высоковольтного оборудования.

По ПТЭ нормы запыленности воздуха не должны превышать 0,3мг/мі. В Европе и США -0,08мг/мі.

В Сочи в связи со строительством олимпийских объектов запыленность воздуха постоянно превышает допускаемые величины. Летом 2012г. при проведении плановой инспекции «Д» перед ОК было большое скопление грязи.

В четвертых, это растянутые по времени сроки ввода в эксплуатацию новых энергоблоков с ПГУ. И это при том, что основное и вспомогательное оборудование приобретается за рубежом. (Контракт на постановку ПГУ-420 для ТЭЦ-16 «Мосэнерго» подписан в августе 2008г. В 2012г. ГТ и ПТ уже поставлены на фундаменты, срок ввода в эксплуатацию в 2013г. весьма проблематичен. Кроме того, нарушаются заводские инструкции по консервации уже смонтированного оборудования.

Кроме того, отсутствие мощных специализированных организаций способных выполнять строительство и монтаж в запланированные сроки с высоким качеством и оформлением приемо-сдаточной документации в требуемом объеме, приводит к увеличению сроков строительства объектов ( Пример: ПГУ-420 на ТЭЦ-26).

При оформлении контрактов со сдачей объекта «под ключ» эксплуатационный и ремонтный персонал практически не допускается на стройплощадку для контроля за монтажом оборудования и ознакомлением с техдокументацией.

газотурбинный парогазовый электрический тепловой

1. Обоснование реконструкции ООО «Лукойл-Кубаньэнерго»

Возрастает доля физически изношенного и морально устаревшего оборудования при явном отставании при явном отставании технического перевооружения, что особенно тревожно в условиях наблюдающегося в последние годы роста электрических нагрузок. Отечественное машиностроение оказалось неподготовленным к возросшим экономическим и экологическим требованиям к энергетическому оборудованию, в частности, к выпуску высокоэкономичных экологически чистых газов турбин для ПГУ.

Длительное отсутствие необходимых вводов в действие энергетических мощностей привело к тому, что на электростанциях Российской Федерации, находящихся к началу 2002 года в эксплуатации, износ основных производственных фондов составил 52%, а к 2015 году выработает парковый ресурс оборудование суммарной мощностью 112 млн. кВт, что составит 62% его общей установленной мощности..

В последние годы за рубежом разработана концепция парогазовых установок, для которых характерно расположение электрического генератора, газовой и паровой турбины в виде единого валопровода. В зависимости от конкретных условий взаимное расположение агрегатов может меняться.

Краснодарская ТЭЦ построена в 1954 г. для покрытия потребностей г. Краснодара и близлежащих районов в тепле и электроэнергии. В настоящее время установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 1177 МВт, установленная тепловая мощность - 684 Гкал/ч. Основным топливом Краснодарской ТЭЦ является природный газ (98-99%), резервным - мазут.

В состав основного энергогенерирующего оборудования Краснодарской ТЭЦ входят: неблочная часть, состоящая из шести котлов и пяти паровых турбин, установленной мощностью 257 МВт и блочная часть, состоящая из трехех блоков открытой компоновки (паровой котел и турбина), установленной мощностью 480 МВт и блока ПГУ, мощностью 440 МВт. Оборудование неблочной части КТЭЦ имеет значительный физический износ.

Энергосистема Краснодарского края является дефицитной; часть потребности в электроэнергии покрывается за счет перетоков из соседних регионов. Строительство новых жилых районов в г. Краснодаре обуславливает рост тепловых нагрузок.

Сценарий исходных условий предполагает вывод из эксплуатации наиболее изношенного оборудования неблочной части КТЭЦ.

Недостающее количество электроэнергии (по сравнению с проектным сценарием) было бы покрыто третьими сторонами. Энергокомпании в составе ОЭС Юга могли бы увеличить производство электроэнергии за счет существующих мощностей и строительства новых энергоблоков. Недостающее количество тепловой энергии (по сравнению с проектным сценарием) было бы покрыто третьими сторонами за счет существующих мощностей и строительства новых газовых котельных

Расширение ТЭЦ производится за счет строительства парогазовой установки типа ПГУ-410 установленной электрической мощностью 440 МВт и тепловой мощностью от теплофикационных отборов паровой турбины 220 Гкал/ч.

Энергетический блок ПГУ-410 является моноблочной парогазовой установкой с тремя контурами давления пара и промежуточным перегревом, предназначенной для производства тепловой и электрической энергии в базовом режиме работы.

В состав основного оборудования ПГУ-410 входят:

газотурбинная установка (ГТУ) M701F4 электрической мощностью 320,5 МВт производства компании Mitsubishi Heavy Industry, Ltd., Япония;

котел-утилизатор трех давлений типа Еп-307/350/47-13,0-565/560/247 производства ОАО «ЭМАльянс», Россия;

паровая турбина Т-113/145-12,4 производства ЗАО «Уральский турбинный завод», Россия.

В качестве основного и резервного топлива в ПГУ будет использоваться природный газ. Расчетный электрический КПД ПГУ при работе в конденсационном режиме составляет 57,4%. Внедряемые технологии соответствуют современным экологическим стандартам.

После реализации проекта новый энергоблок начнет поставлять электроэнергию в сеть ОЭС Юга. Электроэнергия, вырабатываемая на новом энергоблоке, построенном с применением более эффективной технологии, будет замещать электроэнергию, которая в случае отсутствия деятельности по проекту вырабатывалась бы с использованием менее эффективных технологий.

Тепловая энергия, произведенная на новом блоке, помимо замещения отпуска теплоэнергии от выбывающих мощностей КТЭЦ будет предназначена для покрытия возрастающих тепловых нагрузок г. Краснодара на 2011-2025 гг., которые увеличиваются (по присоединениям для ТЭЦ) на 21-160 Гкал/ч в горячей воде.

Ожидаемые результаты проекта:

оптимизация схемы производства энергии на ТЭЦ, повышение ее надежности и экономичности;

будет произведено техническое перевооружение станции с установкой нового более эффективного и соответствующего современным экологическим и техническим требованиям оборудования;

увеличится отпуск электрической и тепловой энергии от КТЭЦ;

возрастет эффективность использования природного газа;

уменьшится негативное воздействие на окружающую среду, в том числе сократятся выбросы парниковых газов на 1130 тыс. т СО2-экв. в год.

2. Расчёт тепловой схемы ГТУ

В газовой турбине рабочим телом служат газообразные продукты сгорания топлива в смеси с воздухом. По принципу действия газовая турбина аналогична паровой. В ее проточной части расширение рабочего тела (газа) также сопровождается превращением теплоты в кинетическую энергию газового потока, которая затем преобразуется в механическую работу на валу вращающегося ротора. Но в связи с применением газа, обладающего свойствами, отличными от свойств водяного пара, имеется некоторое конструктивное различие между газовыми и паровыми турбинами. В целом же газотурбинные установки (ГТУ), а именно их схемы и остальное оборудование существенно отличаются от паротурбинных установок. При расчете тепловой схемы исходными данными (выбранными на основании предварительных расчетов или по оценке) являются следующие величины:

а) Температура газа за турбиной.

б) Температура воздуха перед компрессором.

в) Отношение давлений в компрессоре и в турбине.

г) Коэффициенты полезного действия турбины, компрессора, камеры сгорания и электрического генератора.

д) Низшая теплотворная способность топлива.

Расчёт газотурбинной установки начинается с расчёта компрессора.



Таблица 2.1 Удельная изобарическая теплоёмкость и энтальпия сухого воздуха продуктов сгорания углеводородного топлива (85% углеводорода и 15% водорода).

Сухой воздух; ; ;	Продукты сгорания; ; ; ;
0 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250	273 373 423 473 523 573 623 673 723 773 823 873 923 973 1023 1073 1123 1173 1223 1273 1323 1373 1423 1473 1523	1,0028 1,0098 1,0163 1,0244 1,0339 1,0445 1,0559 1,0677 1,0798 1,0918 1,1036 1,1150 1,1258 1,1361 1,1457 1,1546 1,1629 1,1707 1,1779 1,1846 1,1909 1,1969 1,2025 1,2079 1,2130	1,0028 1,0056 1,0080 1,0111 1,0147 1,0187 1,0232 1,0281 1,0331 1,0384 1,0438 1,0493 1,0547 1,0602 1,0656 1,0709 1,0760 1,0811 1,0860 1,0907 1,0954 1,0998 1,1042 1,1084 1,1125	0 100,56 151,21 202,22 253,67 305,51 358,13 411,22 464,91 519,20 574,09 629,58 685,58 742,13 799,17 856,68 914,62 972,97 1031,68 1090,75 1150,14 1209,83 1269,82 1330,08 1390,60	0 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250	273 373 423 473 523 573 623 673 723 773 823 873 923 973 1023 1073 1123 1173 1223 1273 1323 1373 1423 1473 1523	1,0660 1,0900 1,1031 1,1172 1,1320 1,1475 1,1634 1,1795 1,1956 1,2116 1,2272 1,2423 1,2568 1,2707 1,2839 1,2964 1,3083 1,3195 1,3302 1,3403 1,3499 1,3590 1,3676 1,3758 1,3835	1,0660 1,0778 1,0840 1,0905 1,0973 1,1044 1,1117 1,1191 1,1267 1,1344 1,1422 1,1499 1,1576 1,1651 1,1726 1,1800 1,1872 1,1942 1,2011 1,2078 1,2143 1,2207 1,2269 1,2330 1,2388	0 107,78 162,60 218,10 274,33 331,31 389,08 447,65 507,03 567,20 628,19 689,93 752,41 815,60 879,47 943,98 1009,10 1074,80 1141,04 1207,81 1275,02 1342,79 1410,96 1479,55 1548,53



2.1 Расчёт компрессора

Определим параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре и . По первому приближению примем:

,

;

отсюда находим:

;

Рассчитываем температуру воздуха за компрессором:

;

Где - температура воздуха перед компрессором. Принимаемая равной +15С, или 288К;

- степень сжатия воздуха в компрессоре;

- Внутренний относительный КПД компрессора. Принимаем .

По таблице 1, находим энтальпию воздуха после компрессора:

;

Вычисляем разность энтальпий воздуха в процессе сжатия:

;

Вычисляем среднюю теплоёмкость воздуха в процессе сжатия:

;

Уточняем значение:

;

Уточненное значение совпадает с принятым в пределах погрешности.

2.2 Расчёт камеры сгорания

За исходное топливо примем стандартный углеводород природный газ.

Состав природного газа подаваемого в камеру сгорания: ; ; ; ; ; ; ;

Теплота сгорания топлива: ;

Плотность газов: ;

Определяем коэффициент избытка воздуха в камере сгорания по формуле:



,

Где - характеристика топлива, вычисляемая по формуле:

;

- минимальное количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива, вычисляется по формуле:

- разность энтальпий воздуха при и :

;

- разность энтальпий воздуха до и после компрессора: ;

- Внутренний относительный КПД камеры сгорания. Принимаем ;

- разность энтальпий топлива при и :

;



- энтальпия топлива, подаваемого в камеру сгорания, при температуре :

Данное значение определяем по таблице 1, получаем:

;

Подставляем все полученные величины в уравнение , получаем:

;

Энтальпия газа перед турбиной:

.

2.3 Расчёт газовой турбины

Газовая турбина M701F4 состоит из17-ступенчатого высоко производительного осевого компрессора, топочной камеры с 20 камерами сгорания, расположенными по окружности вокруг двигателя, и 4-ступенчатой реактивной турбины. Реактивная турбина непосредственно соединена с генератором со стороны компрессора.

2.3.1 Расчет газовой неохлаждаемой турбины

Рассчитаем газовую турбину, тем самым определим параметры процесса расширения газа в турбине:

Температура газа перед турбиной:

,

Где - температура газа перед турбиной:

;

Энтальпия газа перед турбиной: ;

Давление газа перед турбиной с учётом гидравлических потерь в газо-воздушном тракте:

;

Где - коэффициент потерь в газо-воздушном тракте:

;

Рассчитаем параметр коэффициента :

,

Где - коэффициент политропы.

Температура газа за турбиной:

,

Где - Внутренний относительный КПД турбины. Принимаем .

Что бы найти температуру газа за турбиной, вычислим следующие разности энтальпий:

Разность энтальпий воздуха при и :



,

Где - Энтальпия воздуха при температуре газа , определяемой по таблице 1.

2) Разность энтальпий топлива при и :

,

Где - Энтальпия топлива, при температуре газа , определяемой по таблице 1.

Энтальпия газов за турбиной, определяемой по формуле:

;

Рассчитаем среднюю теплоёмкость газа в процессе расширения:

;

Рассчитаем среднюю объёмную долю продуктов сгорания:

,

Где - молекулярная масса топлива;

- молекулярная масса воздуха;

Подставляем все полученные величины в уравнение , получаем:

,

;

Определим молекулярную массу продуктов сгорания:

;

Газовая постоянная продуктов сгорания:

;

Работа расширения 1кг газа в турбине:

;

Работа затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

;

Работа ГТУ на валу агрегата:



,

Где - Механический КПД.

,

Где - коэффициент, характеризующий дополнительные расходы воздуха на утечки через уплотнения компрессора и турбины.

Принимаем , тогда рассчитаем численное значение коэффициента :

;

Рассчитаем значение :

;

Расход газа через турбину:

;

Расход воздуха подаваемого компрессором в камеру сгорания:



;

Расход топлива в камеру сгорания:

;

Мощность газовой турбины:

;

Мощность потребляемая компрессором:

;

Коэффициент полезной работы:

Коэффициент полезного действия (Электрический КПД неохлаждаемой ГТУ):

,

Где - КПД электрогенератора.

Рассчитаем значение электрического КПД неохлаждаемой ГТУ:



.

2.3.2 Расчёт газовой охлаждаемой турбины

Рассчитаем основные характеристики ГТУ с охлаждением первой ступени турбины, частью воздуха отобранным поле компрессора.

Наибольшая допустимая температура металла:

Находим относительный расход воздуха на охлаждение:

;

Температура газов за первой ступенью:

;

Определим внутреннюю работу ГТУ с охлаждаемой турбиной:

;

Таким образом:

,

,

,

,



Где - экспериментальный коэффициент, зависящий от конструктивных особенностей охлаждаемых деталей.

Тогда вычислим :

;

Тогда вычислим

;

Вычислим работу охлаждаемой турбины:

;

Из уравнения мощности находим расход газа:

Находим расход топлива:

Расход воздуха на входе в камеру сгорания:

Расход воздуха на входе в компрессор охлаждаемой турбины:

Расход газов на выходе из турбины:

Коэффициент полезного действия охлаждаемой газовой турбины (Электрический КПД):

.



3. Параметры котла утилизатора

3.1 Условные обозначения

В тексте приняты следующие условные обозначения и сокращения:

АС ВД - аварийный слив из барабана высокого давления;

АС СД - аварийный слив из барабана среднего давления; АС НД - аварийный слив из барабана низкого давления;

БВД - барабан высокого давления;

БСД - барабан среднего давления;

БНД - барабан низкого давления;

БРОУ ВД - быстродействующая редукционно-охладительная установка (контур высокого давления);

БРОУ СД - быстродействующая редукционно-охладительная установка (контур среднего давления);

БРУ НД - быстродействующее запорно-регулирующее устройство (контур низкого давления);

ВД - высокое давление;

ГПЗ ВД - главная паровая задвижка (контур ВД);

ГПЗ СД - главная паровая задвижка (контур СД);

ГПЗ НД - главная паровая задвижка (контур НД);

ГПК - газовый подогреватель конденсата;

ГТУ - газотурбинная установка;

ИВД - испаритель высокого давления;

ИСД - испаритель среднего давления;

ИНД - испаритель низкого давления;

ИПК - импульсный предохранительный клапан;

ИПУ - импульсные предохранительные устройства;

КУ - котел-утилизатор;

КЭН - конденсатный электронасос;

НД - низкое давление;

ПГУ - парогазовая установка;

ПТ - паровая турбина;

ПВД - пароперегреватель высокого давления;

ПСД - пароперегреватель среднего давления;

ПВт - пароперегреватель вторичный (промпароперегреватель);

ПНД - пароперегреватель низкого давления;

ПЭН - питательный электронасос;

ПК - предохранительный клапан;

РПК ВД - регулирующий питательный клапан высокого давления;

РПК СД - регулирующий питательный клапан среднего давления;

РПК НД - регулирующий питательный клапан низкого давления;

РП - расширитель пуска;

РЭН - насос рециркуляции конденсата;

СД - среднее давление;

ЦВД - цилиндр высокого давления паровой турбины;

ЦСД - цилиндр среднего давления паровой турбины;

ЭСД - экономайзер среднего давления;

ЭВД - экономайзер высокого давления;

3.2 Общие сведения

Котел-утилизатор ЭМА-003-КУ (Еп-307/353/41,5-12,6/3,1/0,5-565/560/250) предназначен для получения перегретого пара трех давлений высокого (ВД), среднего (СД), низкого давления (НД) и подогрева конденсата за счет использования тепла горячих выхлопных газов ГТУ в составе блока ПГУ - 410.

Блок ПГУ - 410 включает в себя газотурбинную установку типа М701F4 (далее ГТУ) производства Mitsubishi Heavy Industries, Ltd (Япония), котел-утилизатор ЭМА-003-КУ (Еп-307/353/41,5-12,6/3,1/0,5-565/560/250) (далее КУ) производства ОАО «ЭМАльянс» и паровую турбину типа Т-113/145-12,4 производства ЗАО «Уральский турбинный завод».

Индексы в обозначении котла-утилизатора означают следующее:

Еп - тип котла-утилизатора с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом пара;

307 - паропроизводительность контура высокого давления (ВД), т/ч;

353 - паропроизводительность контура промперегрева (ПВт), т/ч;

41,5 - паропроизводительность контура низкого давления (НД), т/ч;

12,6 - давление пара на выходе из контура высокого давления (абс.), МПа;

3,1 - давление пара на выходе из контура промперегрева (абс.), МПа;

0,5 - давление пара на выходе из контура низкого давления (абс.), МПа;

565 - температура пара на выходе из контура высокого давления, єС;

560 - температура пара на выходе из контура промперегрева (ПромПП), єС;

250 - температура пара на выходе из контура низкого давления, єС;

ЭМА-003-КУ - заводское обозначение котла-утилизатора.

Параметры указаны для номинальной нагрузки ГТУ при температуре наружного воздуха плюс 15 єС, относительной влажности 60% и атмосферном давлении 101,3 кПа.

Котел-утилизатор трех давлений с промперегревом с естественной циркуляцией в испарительных контурах, вертикального профиля, подвесной, с горизонтальным расположением труб поверхностей нагрева.

Основные расчётные характеристики котла-утилизатора при номинальной нагрузке в режимах для характерных температур наружного воздуха при атмосферном давлении 101,3 кПа и относительной влажности окружающего воздуха ц=60% приведены в таблице 3.1.



Таблица 3.1

Наименование параметра	Значение
Температура наружного воздуха, tн.в, єС	-20	-10	-1,7	-1,7	+15
Тип топлива ГТУ	природный газ	дизельное топливо	природный газ
Тип режима	теплофикационный	конденсационный
Нагрузка ГТУ, %	100	100	100
Атмосферное давление, кПа	101,3
Относительная влажность воздуха, %	60
Температура газов на входе в КУ, єС	590	589	590	490	602
Температура газов на выходе из дымовой трубы,°С	111	108	100	114,2	80
Расход газов на КУ, т/ч	2686	2762	2751	2758	2573
Расход конденсата перед ГПК (до ввода рециркуляции, до байпаса ГПК), т/ч	423,5	432,6	427,8	343,2	408, 9
Температура конденсата перед ГПК (до ввода рециркуляции), єС	75	70	60	60	25,9
Давление конденсата на входе в ГПК МПа	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
Контур высокого давления:
Номинальная паропроизводительность, т/ч	302,4	312,1	317,3	225,6	307,9
Давление пара на выходе из котла (абс.), МПа	12,35	12,76	13,0	8,79	12,65
Температура пара на выходе из котла, єС	547,1	550	557,5	481	565
Контур промперегрева:
Расход пара на выходе, т/ч	362,2	369,1	366,4	284,1	353,3
Температура пара на выходе из котла, єС	540,4	544	552	475,8	560
Расход пара после ЦВД паровой турбины на входе в КУ (до смешения с паром контура СД), т/ч	297,4	307,12	311,72	218,38	302,94
Давление пара после ЦВД паровой турбины на входе в КУ (абс.), МПа	3,138	3,232	3,264	2,462	3,161
Давление пара на выходе из КУ (абс.), МПа	3,013	3,105	3,137	2,348	3,037
Температура пара после ЦВД паровой турбины на входе в КУ (до смешения с паром контура СД), єС	366	367,5	372,6	316,7	379,3
Контур низкого давления:
Номинальная паропроизводительность, т/ч	36,1	38,3	37,1	39,2	41,15
Отбор насыщенного пара из барабана НД на собственные нужды ПТ, т/ч	15	15	15	15	5
Давление пара на выходе из котла (абс.), МПа	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Температура пара на выходе, єС	259	258	258	254	251

Гарантийные параметры КУ устанавливаются для работы котла-утилизатора на продуктах сгорания природного газа при номинальной нагрузке газотурбиной установки для конденсационного режима при температуре наружного воздуха плюс 15єС, при относительной влажности ц=60% и атмосферном давлении 101,3 кПа.

Гарантийные значения параметров при работе КУ и условия их выполнения приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Наименование параметра	Значение
Гарантийные показатели КУ:
Контур высокого давления (на выходе из КУ на границах проектирования):
Номинальная паропроизводительность, т/ч	307,2
Температура пара на выходе, єС	565±5
Контур промперегрева (на выходе из КУ на границах проектирования):
Номинальная паропроизводительность, т/ч	352,5
Температура пара на выходе, єС	560±5
Контур низкого давления (на выходе из КУ на границах проектирования):
Номинальная паропроизводительность, т/ч	41,47
Наименование параметра	Значение
Температура пара на выходе, єС	250±10
Условия гарантий:
Температура наружного воздуха, єС	+15
Атмосферное давление, кПа	101,3
Относительная влажность воздуха, %	60
Нагрузка ГТУ, %	100
Температура газов на входе в КУ, єС	602
Расход газов на котел-утилизатор, т/ч	2573
Характеристики топлива	в соответствии с пунктом 2.5 РЭ
Состав продуктов сгорания: N2, % (вес) O2, % (вес) CO2, % (вес) H2O, % (вес) Ar, % (вес)	73,35 13,85 6,06 5,43 1,31
Давление пара ВД в выходном паровом коллекторе КУ (абс.), МПа	12,6
Давление пара промперегрева в выходном паровом коллекторе КУ (абс.), МПа	3,06
Давление пара НД в выходном паровом коллекторе КУ (абс.), МПа	0,5
Расход пара после цилиндра высокого давления (далее ЦВД) паровой турбины на входе в КУ (до смешения с паром контура СД), т/ч	302,2
Температура пара после ЦВД паровой турбины на входе в КУ (до смешения с паром контура СД), єС	375
Давление пара после цилиндра высокого давления (далее ЦВД) паровой турбины на входе в КУ (абс.), МПа	3,177
Отбор насыщенного пара из барабана низкого давления на собственные нужды ПТ, т/ч	5
Температура конденсата перед газовым подогревателем конденсата (далее ГПК) (до ввода рециркуляции), єС	26
Давление конденсата на входе в ГПК (абс.), МПа	1,5
Расход конденсата перед ГПК (до ввода рециркуляции, до байпаса ГПК), т/ч	408,9
Качество конденсата, питательной воды	в соответствии с пунктом 6.3.2 РЭ
Дополнительные показатели:
Температура газов на выходе из дымовой трубы, єС	80

Выброс в атмосферу отработавших выхлопных газов из котла- утилизатора осуществляется через индивидуальную дымовую трубу.

Деаэрация конденсата для котла-утилизатора производится в надстроенной деаэрационной колонке над барабаном низкого давления (БНД).

КУ допускает работу при изменении расхода и температуры газов, поступающих от ГТУ, обусловленных изменением температуры наружного воздуха от минус 36С до плюс 42С.

Рабочий диапазон изменения нагрузки КУ в соответствии с заданным рабочим диапазоном изменения нагрузки ГТУ составляет 100 ч 50% от номинальной нагрузки ГТУ. Изменение нагрузки достигается изменением расхода топлива и воздуха в ГТУ. При этом изменяется расход и температура газов на входе в КУ.

КУ работает на скользящих параметрах пара, определяемых расходом и температурой газов, поступающих от ГТУ и характеристиками паровой турбины.

КУ выполнен газоплотным, максимальное рабочее избыточное давление на входе 4,62 кПа. Газоплотность КУ обеспечивает наружная металлическая обшивка, которая крепится к каркасу. В обшивке КУ выполнены лазы для доступа к поверхностям нагрева.

Поверхности нагрева котла скомпонованы в виде последовательно расположенных по ходу газов девяти модулей:

-модуль № 1: ПВт-2 + ПВД-3;

-модуль № 2: ПВД-1 + ПВт-1 + ПВД-2;

-модуль № 3: ИВД-1 + ИВД-2.

-модуль № 4: ЭВД-3 + ПСД;

-модуль № 5: ПНД + ЭВД-2;

-модуль № 6: ИСД;

-модуль № 7: ЭВД-1 + ЭСД;

-модуль № 8: ИНД;

-модуль № 9: ГПК,

состоящие по ширине газохода из четырех блоков. Каждый блок состоит из секций горизонтальных труб с наружным поперечным спирально-ленточным оребрением (ПНД и ПВД-1 из гладких труб) в сборе с коллекторами, трубных досок и вспомогательных деталей, внутренней и наружной обшивки с теплозвукоизоляцией и элементов уплотнений.

Оребренные трубы имеют длину оребрения 21,82 м. Трубы всех поверхностей нагрева КУ размещаются в шахматном порядке для оптимальной теплопередачи. Расположение секций блоков по глубине газохода выбрано с учетом параметров теплоносителя в секциях и оптимальных температурных напоров в поверхностях нагрева. Диаметр труб и расстояние между ними выбраны таким образом, чтобы обеспечить оптимальную теплопередачу и скорость среды в каждом пучке труб.

Блоки расположены в вертикальном газоходе котла с внутренней изоляцией и внутренними размерами 21500Ч10730 мм. Коллектора (за исключением выходного коллектора ПВД-1, размещенного внутри газохода) и гибы пакетов расположены с фронта и тыла котла, в так называемых «тепловых ящиках». Такая конструкция позволяет обеспечить удобные условия для проведения ремонта объединительных коллекторов и трубопроводов, а также подводящих и отводящих труб секций поверхностей нагрева.

Блоки котла-утилизатора имеют модульную конструкцию, рассчитанную на максимально возможные размеры с учетом ограничений по транспортировке с применением железнодорожного транспорта.

Жесткость конструкции блоков модулей обеспечивается несущими трубными досками. Блоки через трубные доски подвешены к потолочному перекрытию каркаса КУ при помощи жестких подвесок, которые крепятся к поперечным балкам. Каждый следующий модуль через трубные доски подвешен к находящемуся выше при помощи жестких подвесок. Между модулями организованы проёмы, предназначенные для осмотра и ремонта поверхностей нагрева.

Все поверхности нагрева КУ (кроме ПНД, ПВД-1) выполнены из труб с наружным просечным и сплошным спирально-ленточным оребрением. Максимальная плотность ребер составляет 270 ребер на метр. Ребра ПВт-1, ПВт-2 и ПВД-2, ПВД-3, выполняются из нержавеющей стали марки ТР 409, ребра других труб выполняются из углеродистой стали 08кп.

Поверхности нагрева ПНД, ПВД-1 выполнены гладкотрубными.

Заводка труб в коллектора радиальная.

Дренирование секций поверхностей нагрева КУ выполняется в расширитель пуска. Дренаж из коллекторов секций пароперегревателя всех давлений не допускает заполнения конденсатом нижних коллекторов и теплообменных труб секций в режимах пуска и останова.

Модуль № 1

Включает в себя ПВт-2 и ПВД-3.

ПВт-2 состоит в общей сложности из 660 труб Ш38х2,9, Х10CrMoVNb9-1. Плотность навивки составляет 185 ребер на метр. Ребра сплошные, 1х10 мм. Входной коллектор 630х28, 15Х1М1Ф расположен с фронта КУ, выходной коллектор 610х25 Х10CrMoVNb9-1 расположен с тыла КУ.

ПВД-3 состоит в общей сложности из 264 труб Ш38х5, Х10CrMoVNb9-1. Плотность навивки составляет 245 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 355,6х30, Х10CrMoVNb9-1 расположен с фронта котла, выходной коллектор 355,6х55, Х10CrMoVNb9-1 находится с тыла КУ.

Модуль № 2

Включает в себя ПВД-1,ПВт-1,ПВД-2.

ПВД-1 состоит в общей сложности из 264 гладких труб Ш38х4, 12Х1МФ. Входной коллектор 219х20, 12Х1МФ расположен с тыла КУ, выходной коллектор 219х20, 12Х1МФ расположен с фронта котла внутри газохода.

ПВт-1 состоит в общей сложности из 660 труб Ш38х3, 12Х1МФ. Плотность навивки составляет 185 ребер на метр. Ребра сплошные, 1х10 мм. Входной коллектор 630х28, 15Х1М1Ф расположен с фронта КУ, выходной коллектор 630х28, 15Х1М1Ф находится с тыла КУ.

ПВД-2 состоит в общей сложности из 528 труб Ш38х4, Х10CrMoVNb9-1. Плотность навивки составляет 240 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 219х20, Х10CrMoVNb9-1 расположен с фронта КУ, выходной коллектор 355,6х32, Х10CrMoVNb9-1 расположен с фронта КУ.

Модуль № 3

Состоит из ИВД-1 и ИВД-2.

ИВД состоит в общей сложности из 1848 труб Ш38х4, 12Х1МФ. Плотность навивки ИВД-1 составляет 170 ребер на метр, ИВД-2 - 260 ребер на метр. Ребра ИВД-1 сплошные, 1х10 мм, ребра ИВД-2 просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 377х34, 12Х1МФ и выходной коллектор 465х40, 12Х1МФ расположены с тыла КУ.

Все испарители КУ работают по принципу естественной циркуляции. Надежная циркуляция котловой воды на всех режимах обеспечивается за счет оптимально рассчитанных характеристик как самих испарителей, так и опускных и отводящих трубопроводов.

Трубы ИВД соединяются с верхними и нижними коллекторами. Входной коллектор ИВД расположен ниже выходного на 2470 мм.

Модуль № 4

Включает в себя экономайзер ЭВД-3 и ПСД.

ЭВД-3 состоит в общей сложности из 1056 труб Ш38х4, 12Х1МФ. Плотность навивки составляет 230 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 325х30, 12Х1МФ расположен выше выходного коллектора 325х30, 12Х1МФ на 1340 мм. Оба коллектора расположены с тыла КУ.

ПСД состоит из двух рядов труб и включает в себя в общей сложности 264 труб Ш38х3, сталь 20. Плотность навивки составляет 120 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 219х13, сталь 20 расположен выше выходного коллектора 219х13, сталь 20 на 820 мм. Оба коллектора расположены с фронта КУ.

Модуль № 5

Включает в себя ПНД и ЭВД-2.

ПНД состоит из двух рядов труб и включает в себя в общей сложности 66 труб Ш42х3, сталь 20. Входной коллектор 426х14,сталь 20 расположен с тыла КУ, выходной коллектор 465х16, сталь 20 расположен с фронта КУ.

ЭВД-2 состоит в общей сложности из 1056 труб Ш38х4, 12Х1МФ. Плотность навивки составляет 230 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 273х24, 12Х1МФ расположен выше выходного коллектора 325х30, 12Х1МФ на 1340 мм. Оба коллектора расположены с тыла КУ.

Модуль № 6

Состоит из ИСД.

ИСД состоит в общей сложности из 1584 труб Ш38х3, сталь 20. Плотность навивки составляет 195 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 273х13, сталь 20 и выходной коллектор 426х16, сталь 20 расположены с фронта КУ.

Трубы испарителя соединяются с верхними и нижними коллекторами. Входной коллектор ИСД расположен ниже выходного на 2210 мм.

Модуль № 7

Включает в себя ЭВД-1 и ЭСД. Блоки № 1,2,3 являются поверхностями нагрева ЭВД-1. В блоке № 4 12 крайних рядов труб являются поверхностью нагрева ЭВД-1, 21 ряд труб расположенных ближе к центру газохода являются поверхностью нагрева ЭСД.

ЭВД-1 состоит в общей сложности из 1110 труб Ш38х4, 12Х1МФ. Плотность навивки составляет 210 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 273х32, 12Х1МФ расположен выше выходного коллектора 273х32, 12Х1МФ на 1480 мм. Оба коллектора расположены с тыла КУ.

ЭСД состоит в общей сложности из 210 труб Ш38х3, сталь 20. Плотность навивки составляет 210 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 168х10, сталь 20 расположен выше выходного коллектора 168х10, сталь20 на 1480 мм. Оба коллектора расположены с тыла КУ.

Модуль № 8

Состоит из ИНД.

ИНД состоит в общей сложности из 2112 труб Ш38х3, 12Х1МФ (4 блока по 528 труб). Плотность навивки составляет 245 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 426х14, сталь 20 и выходной коллектор 426х14, 12Х1МФ расположены с фронта КУ.

Трубы испарителя соединяются с верхними и нижними коллекторами. Входной коллектор ИНД расположен ниже выходного на 2690 мм.

Модуль № 9

Состоит из газового подогревателя конденсата (ГПК).

Газовый подогреватель конденсата позволяет глубоко охладить уходящие из котла газы и, тем самым, повышает экономичность КУ. ГПК состоит из одной ступени, располагается в последнем по ходу газов модуле КУ и включает в себя в общей сложности 2904 трубы Ш38х3, сталь 20. Плотность навивки составляет 245 ребер на метр. Ребра просечные, 1х13 мм. Входной коллектор 325х13, сталь 20 расположен с фронта котла, выходной коллектор 325х13, сталь 20 находится с тыла КУ.

3.2.10 Каркас котла представляет собой пространственную жесткую рамную конструкцию, составленную из колонн, ригелей, связей, потолочного перекрытия, опирающегося на колонны, и металлоконструкций лестничной этажерки.

Потолочное перекрытие представляет собой балочную клетку, состоящую из основных несущих балок, перевязанных между собой вспомогательными балками. Вся балочная клетка опирается на колонны и хребтовую балку. Поскольку потолочные балки работают в условиях их омывания уходящими газами, предусмотрена возможность их теплового перемещения относительно верха колонн.

3.2.11 Элементы металлоконструкций КУ соединяются между собой на монтаже при помощи высокопрочных болтовых соединений и сваркой.

3.2.12 КУ устанавливается в защищенном от воздействия атмосферных осадков помещении обеспечивающем температуру окружающей среды не ниже +1С и не выше +40С. Предельное значение относительной влажности 98% при +25С.



3.3 Газовый тракт котла-утилизатора

Газовый тракт КУ включает в себя: компенсатор после «горячего» диффузора ГТУ на входе в КУ, входной диффузор, вертикальный подъемный газоход с размещенными в нем поверхностями нагрева, выходной конфузор с размещенным в нем газовым шумоглушителем, дымовую трубу с размещенным в ней отсечным клапаном (дождевой заслонкой).

Неметаллический компенсатор на входе в КУ круглого сечения Ш6200 мм, выполнен из специальных тканевых многослойных материалов и предназначен для восприятия радиальных и осевых тепловых расширений при переходе от “горячего” диффузора газовой турбины к диффузору КУ.

Входной диффузор КУ состоит из поворотного диффузора-переходника за компенсатором круглого сечения Ш6200 мм с переходом на прямоугольное сечение 21500Ч10730 мм на входе в котел, выполненного из щитовых конструкций.

Для монтажа, осмотра и ремонта внутренней обшивки и изоляции в диффузоре установлены лазы для доступа персонала и доставки элементов инвентарных лесов и материалов.

Вертикальный подъемный газоход выполнен из щитов, крепящихся к балкам потолочного перекрытия каркаса. Внутренний объем газохода перегородками разделен на проточную часть, содержащую теплообменные поверхности нагрева КУ и «тепловые» камеры, содержащие входные и выходные коллектора блоков с подводящими и отводящими трубами.

Для равномерного распределения потока продуктов сгорания в блоках и по всему сечению газохода установлены разделительные перегородки (по 2 шт. в каждом). Для выравнивания поля скоростей газов по сечению газохода на входе в газоход установлена дроссельная решетка.

Доступность ремонтного персонала в газоход к поверхностям нагрева обеспечивается через прямоугольные лазы в щитах газоплотной обшивки котла-утилизатора и через газоход в «тепловые» камеры - через прямоугольные лазы в перегородках, отделяющих газоход от «тепловых» камер.

Конфузор представляет собой сужающийся короб прямоугольного сечения, соединяющий газоход котла и дымовую трубу.

Для осмотра и ремонта шумоглушителя, установленного на входе в конфузор, предусмотрены лазы и ремонтная площадка.

Шумоглушитель снижает уровень шума за КУ за счет поглощения звуковой энергии материалами, которыми заполнены кассеты глушителя. Эквивалентный уровень звукового давления на расстоянии 1 метр по горизонтали от среза дымовой трубы котла-утилизатора не превышает 80 дБ А.

Шумоглушитель обладает умеренным аэродинамическим сопротивлением. Весовая нагрузка шумоглушителя передается на каркас котла.

Газы от котла-утилизатора отводятся через дымовую трубу (отметка среза 60 м, внутренний диаметр 7,5 м) с теплоизоляцией и антикоррозионной защитой.

Дымовая труба КУ снабжена отсечным клапаном, который обеспечивает поддержание котла-утилизатора в горячем резерве при остановах.

Для осмотра и ремонта отсечного клапана газохода за котлом-утилизатором предусмотрены лазы.

Дымовая труба поставляется на монтажную площадку в разобранном виде отдельными сегментами.

Изоляция выполнена по всей высоте дымовой трубы. Изоляция дымовой трубы в пределах здания выбрана из условий безопасности рабочего персонала, а изоляция трубы, выходящей за пределы здания, выполнена с целью исключения образование конденсата, который может вызвать коррозию в дымовой трубе в зимний период времени. Изоляция дымовой трубы защищена от внешних воздействий обшивкой из алюминиевого листа.

Дымовая труба усилена приваркой ребер жесткости.

Щиты ограждений входного диффузора и подъемного газохода состоят из холодной внешней газоплотной обшивки, усиленной системой ребер и поясов жесткости, слоя теплозвукоизолирущего материала и внутренней горячей обшивки, предназначенной для защиты изоляции от выдувания со стороны дымовых газов.

Конструкция обшивки предотвращает повышенное напряжение и растрескивание ее элементов, обусловленные быстрыми тепловыми переходными процессами. Внутренние листы обшивки выполнены подвижными (“плавающими”). Они могут свободно перемещаться при тепловом расширении. Маты изоляции устанавливаются на шпильки, приваренные к газоплотной обшивке, и укрепляются металлическими листами внутренней обшивки. Внутренняя обшивка устанавливается на изоляцию без зазора.

Места прохода через газоплотную обшивку труб и коллекторов, уплотняются с помощью уплотнений из специальных тканевых термостойких многослойных материалов.

Щиты ограждений, включая изоляцию и внутреннюю обшивку собираются на заводе и поставляется блоками.

В газоплотной обшивке КУ предусматривается установка закладных деталей для первичных датчиков контроля температуры, давления, установки газоанализатора. Щиты ограждений выходного конфузора интегрированы с опорными металлоконструкциями дымовой трубы и состоят из внутренней горячей газоплотной обшивки, усиленной элементами жесткости, и слоя внешней теплоизоляции, покрытой внешней декоративной обшивкой из оцинкованного листа.

Для теплозвукоизоляции щитов ограждений входного диффузора и подъемного газохода КУ используется материал Durablanket S. Поверхность конфузора и дымовой трубы покрыта наружной изоляцией из матов базальтовых прошивных энергетических МБПЭ-1-75. Изоляция газоплотной обшивки КУ обеспечивает температуру на газоплотной обшивке не выше 45єC и эквивалентный уровень звукового давления от котла-утилизатора и газоходов на расстоянии 1 м от обшивки 80 дБА.

Пароводяной тракт котла-утилизатора

Каждый контур ВД, СД, НД включает в себя испарительный контур с естественной циркуляцией, состоящий из барабана с внутрибарабанными сепарационными устройствами, блоков испарительных поверхностей нагрева и системы подводящих и отводящих трубопроводов, пароперегревательных поверхностей нагрева.

Таблица 3.3

Часть под давлением	Описание	Объем, м3
Контур ВД	Пароперегреватель (с паропроводом в границах поставки КУ)	28,5
	Испаритель с опускными и отводящими трубами	55,1
	Экономайзер с трубопроводом питательной воды	62,5
	Барабан - паровой объем	18,7
	Барfбан - водяной объем	29,9
	ИТОГО	194,7
Контур ПВт	Пароперегреватель (с паропроводом в границах поставки КУ)	55,7
Контур СД	Пароперегреватель (с паропроводом в границах поставки КУ)	8,5
	Испаритель с опускными и отводящими трубами	44,3
	Экономайзер с трубопроводом питательной воды	5,0
	Барабан - паровой объем	7,0
	Барабан - водяной объем	8,2
	ИТОГО	73,0
Контур НД	Пароперегреватель (с паропроводом в границах поставки КУ)	21,5
	Испаритель с опускными и отводящими трубами	58,6
	Газовый подогреватель конденсата с трубопроводом питательной воды	57,9
	Барабан - паровой объем	24,5
	Барабан - водяной объем	80,8
	ИТОГО	243,3
ИТОГО		566,7

Контур высокого давления, включает в себя:

- запорно-питательный узел;

- водяной экономайзер (ЭВД-1 в модуле № 7, ЭВД-2 в модуле № 5, ЭВД-3 в модуле № 4);

- барабан с внутрибарабанными сепарационными устройствами (БВД);

- испаритель (ИВД модуль № 3);

- пароперегреватель (ПВД-1 в модуле № 2, ПВД-2 в модуле № 2, ПВД-3 в модуле № 1);

- систему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками.

Питательная вода из барабана низкого давления с надстроенной деаэрационной колонкой подается трубопроводом 426х9, сталь 20 на всас ПЭН ВД (один ПЭН в работе, 2-ой в резерве), а затем в ЭВД-1 одним трубопроводом 273х20, сталь 20, на котором установлены: расходомерное устройство, запорно-питательный узел, состоящий из основной и байпасной линий. Байпасная линия предназначена для заполнения водой КУ. На основной линии установлены запорный клапан с электроприводом, регулирующий клапан с электроприводом. На байпасной - запорный клапан с электроприводом.

Пройдя регулирующий клапан с электроприводом, питательная вода проходит ЭВД-1 (вход-273х32, 12Х1МФ, выход-273х32, 12Х1МФ). Далее трубопроводом 273х24, сталь 20 питательная вода подается в ЭВД-2 (вход- 273х24 12Х1МФ, выход-325х30, 12Х1МФ), далее трубопроводом 325х28, сталь 20 питательная вода подается в ЭВД-3 (вход-325х30 12Х1МФ, выход-325х30, 12Х1МФ) и затем, трубопроводом 325х28, сталь 20 подается в барабан высокого давления (БВД).

Для обеспечения недогрева воды до температуры насыщения в БВД ЭВД-2 оснащен байпасной линией с регулирующим клапаном. Линия используется в режимах пуска КУ. Порядок использования уточняется в процессе пробных пусков КУ.

Из БВД котловая вода двумя трубами 377х28, сталь 20 подается в ИВД (вход- 377х34 12Х1МФ, выход- 465х40 12Х1МФ). Из испарителя пароводяная смесь двумя трубами 465х36, сталь 20 поступает в обратно в барабан.

После отделения пара от воды в БВД, пар шестью трубами 168х22, сталь 20 поступает в два коллектора 219х28, сталь 20, затем двумя трубами 219х16, сталь 20 в ПВД-1 (вход- 219х20, 12Х1МФ, выход- 219х20, 12Х1МФ). Далее двумя трубами 219х19, сталь 20 пар поступает в ПВД-2 (вход- 219х20, 12Х1МФ, выход - 355,6х32, Х10CrMoVNb9-1, далее одной трубой 377х42, 15Х1МФ пар поступает в ПВД-3 (вход- 355,6х30 Х10CrMoVNb9-1, выход-355,6х55, Х10CrMoVNb9-1). После ПВД-3 пар поступает в ЦВД паровой турбины.

Регулирование температуры перегретого пара в эксплуатационных режимах обеспечивается впрыскивающим пароохладителем, установленным между ПВД-2 и ПВД-3.

На трубопроводе после ПВД-3 установлены: линия отбора проб (перегретый пар) с двумя запорными клапанами, предохранительный клапан с импульсом из барабана ВД, предохранительный клапан с импульсом из паропровода за ПВД-3, паровая продувка ПВД с клапаном с электроприводом и запорно-регулирующим клапаном с электроприводом, бобышки для датчиков температуры пара, штуцеры для датчиков давления и установки манометра, расходомерное устройство, штуцер для трубопровода на БРОУ ВД.

На сбросных трубопроводах пара от предохранительных клапанов и паровой продувки ПВД установлены шумоглушители.

Из паропровода ВД до подачи пара на паровую турбину выполнен отбор пара на БРОУ ВД.

Контур среднего давления CД включает в себя:

- запорно-питательный узел;

- водяной экономайзер (ЭСД в модуле № 7);

- барабан с внутрибарабанными сепарационными устройствами (БСД);

- испаритель (ИСД модуль № 6);

- пароперегреватель (ПСД в модуле № 4);

- промпароперегреватель (ПВт-1 в модуле № 2 и ПВт-2 в модуле № 1);

- схему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками.

Питательная вода из барабана низкого давления с надстроенной деаэрационной колонкой подается трубопроводом 426х9, сталь 20 на всас ПЭН СД (один ПЭН в работе, 2-ой в резерве), а затем в ЭСД одним трубопроводом 159х9, сталь 20, на котором установлены: расходомерное устройство, запорно-питательный узел, состоящий из основной и байпасной линий, предназначенной для заполнения водой КУ. На основной линии установлен клапан запорный с электроприводом. На байпасной - клапан запорный с электроприводом. Далее на трубопроводе установлены предохранительный клапан и бобышки для датчиков температуры и штуцера для датчиков давления. Пройдя узел питания, питательная вода поступает в ЭСД (вход- 168х10, сталь 20, выход- 168х10, сталь 20), далее трубопроводом 114х5, сталь 20, на котором установлен регулирующий питательный клапан с электроприводом, подается в БСД.

Из БСД двумя трубопроводами 273х10, сталь 20 котловая вода подается в ИСД (вход- 273х13, сталь 20, выход- 426х16, сталь 20). Из испарителя пароводяная смесь двумя трубами 426х14, сталь 20 поступает в барабан, после отделения пара от воды, пар четырьмя трубами 168х6,5, сталь 20 поступает в сборный коллектор 273х16, сталь 20, затем трубой 219х8, сталь 20 в ПСД (вход- 219х13, сталь 20, выход- 273х13, сталь 20).