Расчёт тепловой схемы газотурбинной и парогазовой установки

На паропроводе после ПСД установлены: штуцер дренажей в РП, штуцеры для датчиков давления, бобышки для датчиков температуры пара, предохранительный клапан после ПСД, расходомерное устройство и клапан запорный с электроприводом.

На входе пара холодного промперегрева установлен предохранительный клапан.

Пар СД смешиваясь с паром холодного перегрева из отбора паровой турбины, подается в ПВт-1 (вход- 630х28, 15Х1М1Ф, выход- 630х28, 15Х1М1Ф). Далее одной трубой 630х16, 15Х1МФ пар поступает в ПВт-2 (вход- 630х28, 15Х1М1Ф, выход- 610х25, Х10CrMoVNb9-1). Пар горячего перегрева после ПВт-2 поступает в ЦСД паровой турбины.

Регулирование температуры пара промперегрева в эксплуатационных режимах обеспечивается впрыскивающим пароохладителем, установленным в рассечку между ПВт-1 и ПВт-2.

На паропроводе после ПВт-2 установлены: штуцер дренажей в РП, линия отбора проб (перегретый пар) с двумя запорными клапанами, бобышки для датчиков температуры пара, штуцеры для датчиков давления и установки манометра, расходомерное устройство.

Для регулирования температуры пара перед ЦСД в пусковых режимах промперегреваталь оснащен байпасной линией с регулирующим клапаном.

Контур низкого давления и ГПК включает в себя:

- запорно-питательный узел;

- газовый подогреватель конденсата (ГПК модуль № 9);

- барабан с внутрибарабанными устройствами с надстроенной деаэрационной колонкой БНД;

- испаритель (ИНД модуль № 8);

- пароперегреватель (ПНД в модуле № 5);

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

Конденсат подводится к ГПК (вход- 325х13, сталь 20, выход- 325х13, сталь 20) одним трубопроводом 325х8, сталь 20, на котором установлены: запорный клапан с электроприводом, обратный клапан, бобышки для датчиков температуры, штуцер линии байпаса ГПК с регулирующим клапаном с электроприводом, штуцер для датчика давления, штуцер ввода нагретого конденсата на вход в ГПК, штуцер линии отбора проб, предохранительный клапан со сбросом среды в РП.

После ГПК конденсат подается в надстроенную деаэрационную колонку БНД по трубопроводу 273х8, сталь 20, на котором установлены: бобышки для датчиков температуры, штуцер отбора нагретого конденсата на всас двух РЭН для регулирования температуры холодного конденсата перед ГПК, штуцер подвода линии байпаса ГПК, регулирующий клапан с электроприводом.

На линии каждого РЭН установлены: клапан с электроприводом на всасе РЭН, фильтр, сам насос, обратный клапан и клапан с электроприводом на напоре. На общей напорной линии насосов рециркуляции установлен регулирующий клапан, позволяющий регулировать расход конденсата через насос.

Пройдя надстроенную деаэрационную колонку, деаэрированная вода поступает в БНД. Из барабана вода поступает в ИНД (вход- 426х14, сталь 20, выход- 426х14, 12Х1МФ), далее пароводяная смесь 24-ю трубами 219х7,5, 12Х1МФ возвращается в БНД. Из барабана насыщенный пар шестью трубами 273х10, сталь 20 поступает в коллектор 426х14, сталь 20 и далее в ПНД (вход- 426х14, сталь 20, выход- 465х16, сталь 20), далее одним паропроводом 465х16, на котором установлены: линия отбора проб (перегретый пар) с запорным клапаном, предохранительный клапан, бобышка для датчика температуры пара, штуцеры для датчиков давления и установки манометра, расходомерное устройство и штуцер для трубопровода на БРУ НД.

3.4 Схема циркуляции и сепарации

Котел-утилизатор состоит из трех испарительных контуров с естественной циркуляцией - высокого, среднего и низкого давлений. Каждый контур циркуляции включает в себя барабан с внутрибарабанными сепарационными устройствами, блоки испарительных поверхностей нагрева и систему подводящих и отводящих трубопроводов.

Барабаны КУ расположены перпендикулярно поперечной оси котла, на потолочных металлоконструкциях. Отметка оси барабана ВД - 37250 мм, оси барабана СД - 37350 мм, оси барабана НД - 37750 мм.

Барабан ВД имеет внутренний диаметр 2000 мм, длину цилиндрической части 14000 мм, толщину стенки 85 мм. Материал: сталь 15NiCuMoNb5-6-4.

Внутрибарабанные сепарационные устройства состоят из циклонов, предназначенных для отделения пара от пароводяной смеси и дырчатых листов предназначенных для предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие трубы.

Подвод питательной воды в барабан производится из ЭВД-3 трубопроводом 325х28, сталь 20.

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 обратно в БВД.

После отделения пара от воды в БВД, пар шестью трубами 168х22, сталь20 поступает в два коллектора 219х28, сталь 20, затем двумя трубами 219х16, сталь 20 во входной коллектор ПВД-1.

Непрерывная продувка осуществляется из барабана через линию, направленную в РП, на которой установлены: клапан запорный, клапан запорный с электроприводом, регулирующий клапан с электроприводом, измерительное устройство. Диаметр линии непрерывной продувки Ш32Ч4, сталь 20.

Из барабана предусмотрена линия аварийного слива в РП с двумя электрифицированными клапанами, позволяющая сбросить лишнюю воду при повышении уровня до первого предела.

Для контроля за водно-химическим режимом предусмотрены линии отбора проб с ручными вентилями:

- котловая вода (из БВД);

- насыщенный пар (из пароотводящей трубы из БВД);

- перегретый пар (из общего паропровода после ПВД-3).

Барабан снабжен двумя указателями уровня воды прямого действия для контроля уровня по месту и тремя датчиками уровня для системы автоматизации котла. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра, три штуцера для датчиков давления, штуцер отбора импульса на блок управления предохранительными клапанами.

Ввод химреагентов от системы дозирования в барабан осуществляется через трубопровод DN25 с установленными на нем обратным клапаном и двумя запорными клапанами.

Для проведения консервации котла предусмотрен штуцер для подачи азота в барабан.

Испаритель высокого давления (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.

Из коллекторов ИВД выполнены дренажные линии Ш50х5, сталь 20, которые объединяются общей линией Ш50х5, сталь 20 с двумя запорными вентилями и отводятся в РП. Эти линии могут использоваться как в качестве дренажной, так и в качестве продувочной линии.

Пусковой пар подается двумя трубопроводами DN65 в трубопроводы отвода пароводяной смеси из ИВД.

Барабан среднего давления имеет внутренний диаметр 1600 мм, длину цилиндрической части 8000 мм, толщину стенки 50 мм. Материал: сталь 22К.

Внутрибарабанные сепарационные устройства состоят из циклонов, предназначенных для отделения пара от пароводяной смеси и дырчатых листов предназначенных для предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие трубы.

Подвод питательной воды в БСД производится из ЭСД трубой 114х5, сталь20.

Отвод воды из барабана вколлектора Ш273х43, сталь 20 ИСД производится двумя опускными трубами 273х10, сталь 20.

Подвод пароводяной смеси из выходных коллекторов Ш426х46, сталь 20 ИСД в барабан производится двумя трубами Ш426х14, сталь 20.

Отвод пара из барабана в ПСД производится четырьмя пароотводящими трубами 168х6,5, сталь 20, в сборный коллектор Ш273х16, сталь 20 и затем одной трубой 219х8, сталь 20 во входной коллектор ПСД.

Отвод воды на аварийный слив осуществляется через штуцер, расположенный вблизи нижней образующей барабана, трубопроводом 133х5, сталь 20 с установленными на нем запорным клапаном и клапаном с электроприводом.

Непрерывная продувка осуществляется из барабана через линию, направленную в РП, на которой установлены: клапан запорный, клапан с электроприводом, регулирующий клапан с электроприводом, измерительное устройство. Диаметр линии непрерывной продувки Ш32Ч4, сталь 20.

Для контроля за водно-химическим режимом контура СД предусмотрены линии отбора проб с ручными вентилями:

- из БСД (котловая вода из линии непрерывной продувки);

- из пароотводящей трубы из БСД в общий трубопровод насыщенного пара в ППСД (насыщенный пар).

- перегретый пар (из общего паропровода после ПВт-2).

Барабан снабжен двумя указателями уровня воды прямого действия для контроля уровня по месту и тремя датчиками уровня для систем автоматизации котла. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра, три штуцера для датчиков давления.

Ввод химреагентов от системы дозирования в барабан осуществляется через трубопровод DN25 с установленными на нем обратным клапаном и двумя запорными клапанами.

Для проведения консервации котла предусмотрен штуцер для подачи азота в барабан.

ИСД состоит из 1584 труб Ш38х3, сталь 20.

Котловая вода на испарение из барабана СД отводится двумя вертикальными опускными стояками Ш273х10, сталь 20, расположенными за пределами основного газохода КУ. После прохождения ИСД пароводяная смесь двумя трубами 426х14, сталь 20 подается в барабан.

Из коллекторов ИСД выполнены дренажные линии Ш50х5, сталь 20, которые объединяются общей линией Ш50х5, сталь 20 с двумя запорными вентилями и отводятся в РП. Эти линии могут использоваться как в качестве дренажной, так и в качестве продувочной линии.

Пусковой пар подается двумя трубопроводами DN50 в трубопроводы отвода пароводяной смеси из ИСД.

Барабан низкого давления имеет внутренний диаметр 3200 мм, длину цилиндрической части 13500 мм, толщину стенки 28 мм. Материал: сталь 20К.

Внутрибарабанные сепарационные устройства состоят из направляющих щитов, предназначенных для осушения пара, и дырчатых листов, предназначенных для предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие трубы.

Подвод питательной воды из надстроенной деаэрационной колонки в БНД производится через штуцер 1200.

Отвод пара из барабана в ПНД производится 6 пароотводящими трубами 273х10, сталь 20, в сборный коллектор Ш426х14, сталь 20 и затем трубой426х14, сталь 20 во входной коллектор ПНД.

Отвод воды на всас ПЭН ВД и ПЭН СД производится трубопроводом426х9, сталь 20.

Отвод воды на аварийный слив осуществляется через штуцер 108х4,5, сталь 20, расположенный на нижней образующей барабана.

Для контроля за водно-химическим режимом контура НД предусмотрены линии отбора проб с ручными вентилями:

- из БНД (котловая вода контура НД из линии подачи питательной воды из БНД на ПЭН);

- из пароотводящей трубы из БНД в общий трубопровод насыщенного пара в ПНД (насыщенный пар).

- перегретый пар (из общего паропровода после ПНД).

Барабан снабжен двумя указателями уровня воды прямого действия для контроля уровня по месту и тремя датчиками уровня для систем автоматизации котла. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра, штуцер для датчика давления. Также из БНД предусмотрен отвод пара в коллектор уплотнения и на охлаждение патрубков ЦНД.

Для проведения консервации котла предусмотрен штуцер для подачи азота в барабан.

ИНД состоит из 2112 труб Ш38х3, 12Х1МФ.

Надёжность циркуляции испарителя низкого давления ИНД обеспечивается за счет применения на отводе котловой воды на испарение двух опускных стояков Ш325х10, сталь 20, расположенных за пределами основного газохода КУ. Из выходных камер панелей пароводяная смесь 24 трубами 219х7,5, 12Х1МФ поступает в барабан.

Пусковой пар подается 6 трубопроводами DN40 в отводящие трубы ИНД и трубой DN100 в перфорированный коллектор разогрева БНД. Это позволяет ускорить процесс прогрева поверхностей нагрева и создать циркуляцию в контуре НД при пуске КУ.

Надстроенная деаэрационная колонка (деаэратор).

Деаэратор является второй ступенью деаэрации (удаления растворенного кислорода и углекислого газа) из питательной воды, поступающей в КУ из конденсатора паровой турбины. Удаленные газы выпускаются в атмосферу с небольшим количеством пара. Деаэрированная питательная вода поступает в БНД. Насыщенный пар, образующийся в БНД, используется для подогрева поступающей воды из конденсатора. Перепад между температурой пара в деаэраторе и температурой конденсата после ГПК регулируется при помощи байпасного клапана подогревателя в диапазоне 5 - 10 °С.

Уровни воды в барабанах:

- нормальный уровень воды (НУВ) при номинальной паровой нагрузке располагается на 250 мм выше геометрической оси барабана ВД, на 50 мм выше геометрической оси БСД и в барабане НД - на 700 мм выше геометрической оси. Допустимые отклонения при неавтоматическом регулировании 50 мм при номинальной нагрузке, а при автоматическом регулировании 20 мм;

- максимально высокое положение уровня выше НУВ:

для БВД на 300 мм;

для БСД на 200 мм;

для БНД на 300 мм;

- минимальное положение уровня ниже НУВ:

для БВД на 950 мм;

для БСД на 500 мм;

для БНД на 1900 мм;

- пусковой уровень воды:

в БВД на 400 мм ниже НУВ;

в БСД на 300 мм ниже НУВ;

в БНД на 400 мм ниже НУВ.

Фактические значения допустимых величин уровня при пусковой и номинальной нагрузке должны быть уточнены при испытаниях КУ.

3.5 Топливо

Основным топливом для ГТУ является сухой природный газ по ГОСТ 5542-87 следующего состава (в процентах по объему):

Таблица 3.4

Наименование	Количество
1 Метан	93,6201
2 Этан	3,0014
3 Пропан	0,7385
4 Бутан	0,2155
5 Пентан	0,0654
6 Гексан	0,027
7 Двуокись углерода	0,3297
8 Азот (N2)	1,9884
9 Кислород (О2)	0,014

Низшая теплота сгорания при 0°С , 101,3 кПа Qнр=34122 кДж/м3

(8144 ккал/м3).

Аварийным топливом для ГТУ является дизельное топливо по ГОСТ Р 52368-2005 Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия.

Котел-утилизатор предназначен для работы на продуктах сгорания поступающих от ГТУ, следующего состава:

Таблица 3.5

Наименование параметра	Значение
Температура наружного воздуха, єС	-20	-10	-1,7	-1,7	+15
Относительная нагрузка ГТУ, %	100
Состав продуктов сгорания:	природный газ	дизельное топливо	природный газ
N2, % (вес)	73,71	73,70	73,67	72,7	73,35
O2, % (вес)	13,56	13,72	13,82	15,0	13,85
CO2, % (вес)	6,34	6,22	6,14	6,8	6,06
H2O, % (вес)	5,07	5,04	5,05	4,1	5,43
Ar, % (вес)	1,32	1,32	1,32	1,3	1,31
SOх (в пересчете на SO2), мг/Нм3	-	-	-	2,971	-

Регулировочный диапазон КУ

Регулировочный диапазон нагрузки КУ с автоматическим поддержанием параметров пара при различных температурах наружного воздуха составляет 100ч50% нагрузки ГТУ.

Расчётный ресурс

При работе на продуктах сгорания природного газа расчётный ресурс элементов КУ, работающих под давлением составляет:

- 150000 часов для труб и коллекторов поверхностей нагрева, а также для выходных коллекторов ПВД;

- 200000 часов для трубопроводов, барабанов и остальных элементов.

Расчетный срок службы котла-утилизатора при работе в базовом режиме составляет 30 лет.

Средняя наработка на отказ - 7000 часов.

Срок службы между капитальными ремонтами - 6 лет.

Расчётное число пусков КУ за весь срок службы не менее:

- 100 из холодного состояния (останов более 12 часов);

- 1400 из неостывшего состояния (останов на 2-12 часов);

- 6000 из горячего состояния (останов менее 2 часов).

4. Расчет паровой части ПГУ

4.1 Параметры паротурбинной установки

Температура пара:

Контура высокого давления: ;

Контура низкого давления: ;

Давление пара:

Контура высокого давления: ;

Контура низкого давления: ;

Давление в конденсаторе: ;

Энтальпия пара:

Контура высокого давления: ;

Контура низкого давления: ;

Расход пара:

Контура высокого давления: ;

Контура низкого давления: ;

4.2 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

Внутренний относительный КПД проточной части ЦВД до смешения пара основного потока с паром второго контура:



,

Где - средний удельный объем пара в рассматриваемом отсеке турбины;

- начальный объём пара;

- объём пара ЧВД в точке смешения;

;

- располагаемый теплоперепад в рассматриваемом отсеке:

;

- утечки пара через передние уплотнения ЦВД:

;

Принимаем:

;

Подставляя все полученные значения в уравнение , получаем:



;

Действительный теплоперепад пара в ЦВД до смешения потоков пара высокого и низкого давления.

;

Отсюда энтальпия основного потока пара до смешения потоков:

;

Энтальпия пара в ЦВД после смешения потоков пара:

;

Внутренний относительный КПД ЦНД турбины:

;

Где - располагаемый теплоперепад ЦНД турбины.

- потери энергии с выходной скоростью:

;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние влажности пара на КПД последнего отсека турбины:

;

Где - коэффициент учёта влияния средней влажности на внутренний КПД, принимаемый в зависимости от конструкции проточной части:

;

- влажность пара в начале и в конце группы ступеней Z:

, ;

- теплопадение в области влажного пара.

Отсюда найдём :

;

Отсюда найдём :

;

Действительный теплоперепад в ЦНД турбины:

;

Энтальпия пара за турбиной:



;

Потери вне проточной части турбины, составляют следующие величины:

В стопорных и регулирующих клапанах ЦВД:

;

Принимаем:

.

4.3 Расчет тепловой схемы ПТУ

Паровой баланс турбины:

;

Утечки пара через передние и задние концевые уплотнения цилиндра:

;

;

Общий расход пара на эжектор:

;

Величина продувки воды из барабанов котла составляет:

;

;

Расход питательной воды:

;

Расход добавочной воды:

;

Энтальпия добавочной воды:

;

Расход ОК через ОУ с учетом потерь:

;

Погрешность. Принимаем значение погрешности не более 0,2%:



;

Значение погрешности удовлетворяет условию.

Внутренняя мощность паровой турбины:

,

;

Расход тепла на турбоустановку:

,

;

КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

;

КПД ПГУ по производству электроэнергии:

,

Где - КПД котла утилизатора вычисляемого по формуле:

Подставляя найденные значения, получим:

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

При эксплуатации блока возникает необходимость изменения нагрузки. При изменении нагрузки газовой турбины изменяется температура и давление уходящих газов на выходе из газовой турбины/на входе в котел-утилизатор. В следствии чего меняются параметры пара в котле-утилизаторе и меняется нагрузка паровой турбины.

Таблица 5.1 Зависимость температуры уходящих газов, мощности паровой турбины и мощности блока от мощности газовой турбины

Nгт,МВт	tух.г	Nпт, МВт	Nб, МВт
134	506	69	203
137	517	80	217
147	523	84	231
157	529	87	244
167	534	90	257
177	537	93	270
187	542	96	283
197	547	99	296
207	552	101	308
217	557	104	321
227	561	106	333
237	564	110	347
247	565	115	362
257	566	120	377
267	567	122	389
277	568	126	403
287	575	126	413

Рисунок 5.1 График зависимости



6. Экономические показатели проекта

6.1 Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии

В настоящее время в Краснодарском крае остро ощущается дефицит выработки электрической энергии. В сложившихся условиях весьма эффективно использование парогазовых установок.

Парогазовые установки обладают наиболее высоким КПД по сравнение с паротурбинными и газотурбинными технологиями производства электроэнергии. И в условиях государственной программы "Энергосбережение" строительство ПГУ является наиболее актуальным.

Таблица 6.1. Показатели, характеризующие исследуемый объект

Показатели	3начение
Номинальная мощность: - электрическая, МВт - тепловая, Гкал/ч	440 220
Количество часов использования установленной мощности энергоблока, час/год	6700
Максимальная часовая нагрузка, Гкал/ч	220
Удельный расход условного топлива на отпуск энергии:
- электрической, кг/кВт•ч	0,216
- тепловой, кг/Гкал	186,9
Расход на собственные нужды электроэнергии, кВт•ч	50720
Вид сжигаемого топлива	Природный газ
Средний тариф на природный газ, руб./мі	4,39
Средний тариф на холодное водоснабжение, руб./мі	22,4
Средний тариф на электроэнергию, руб./кВт•ч	3,23
Средний тариф на теплоэнергию, руб./Гкал	1930,45
Средняя норма амортизации общестроительных работ, %	3,7
Средняя норма амортизации оборудования с монтажом, %	3,7
Штат ТЭС, чел.: всегов том числе рабочих	68
Среднемесячная заработная плата одного рабочего, руб.	25000
Страховые взносы во внебюджетные фонды, %	30
Налог на прибыль, %	20



6.2 Определение величины капитальных вложений

Капитальные вложения на осуществление мероприятия складываются из следующих составляющих:

К = К₁ + К₂;

где К - капитальные вложения на осуществление мероприятий, руб.;

К₁- затраты на приобретение оборудования, руб.;

К₂- стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, руб.

Потребность в капитальных вложениях сведем в таблицу 6.2.

Таблица 6.2. Капитальные вложения

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы оборудование
M701F4 (Mitsubishi)	1	4500000000
Т-113/145-12,4 (ЗАО «УТЗ»)	1	1500000000
КУ (ОАО «ЭМАльянс»)	1	1000000000
Монтаж и пусконаладочный работы	-	1000000000
Вспомогательное оборудование	-	5000000000
Подготовка площадки и строительство основных и вспомогательных сооружений	-	3500000000
Итого капитальные вложения	16500000000

6.3 Определение основных показателей деятельности

Установленная мощность ТЭС определяется по формуле:

где N_у - установленная мощность ТЭС, МВт;

- мощность блока, МВт;

-число блоков, шт.

Годовая выработка электроэнергии определяется по формуле:

где W_выр - годовая выработка электроэнергии, кВт•ч/г.;

- число часов использования установленной мощности, ч/г.

Годовой отпуск электроэнергии потребителям:

где W_отп - годовой отпуск электрической энергии, кВт•ч/г.;

к_сн - относительный расход электроэнергии на собственные нужды, зависящий от типа оборудования и вида сжигаемого топлива.

Годовой отпуск тепловой энергии:

где - годовой отпуск тепловой энергии, Гкал/г.;

- максимальная часовая нагрузка, Гкал/час;

- число часов использования максимальной тепловой нагрузки, час/год.

Годовой расход условного топлива на производство электроэнергии:



где В_эл - годовой расход условного топлива на производство электроэнергии, т/г.;

b_эл - удельный расходусловного топлива на производство электроэнергии нетто, кг/кВт•ч.

Годовой расход условного топлива на производство тепловой энергии:

где В_тэ - годовой расход условного топлива на производство тепла, т/г.;

- удельный расход условного топлива на производство тепла, кг/Гкал.

Удельные капиталовложения:

где k - удельные капиталовложения, руб./кВт.

Амортизационные отчисления:

где S_а - сумма амортизационных отчислений, руб./г.;

- среднегодовая норма амортизационных отчислений оборудования, %;

- среднегодовая норма амортизационных отчислений общестроительных работ, %.



6.4 Определение годовых эксплуатационных издержек

Ежегодные издержки производства учитывают затраты на топливо и электроэнергию, воду и вспомогательные материалы, заработную плату и страховые взносы во внебюджетные фонды, амортизацию основных фондов, текущий ремонт и прочие расходы.

Затраты на топливо:

где S_т - годовые затраты на топливо, руб. /г.;

- годовой расход натурального топлива, кг/год (мі/г.);

- цена 1 кг или мі топлива, руб./кг (руб/мі);

% - естественные потери топлива в пути.

Расходы на электроэнергию, используемую для собственных нужд:

где S_эл - годовые затраты на электроэнергию, руб. /г.;

к_сн - годовой расход электроэнергии на собственные нужды, кВт•ч;

- цена электроэнергии, руб./кВтч (руб/кВтч).

Годовые расходы на заработную плату с начислениями:

где S_зп- годовые расходы на заработную плату с начислениями, руб.;

- численность эксплуатационного персонала, чел.;

- основная заработная плата одного рабочего, руб./мес.;

- дополнительная заработная плата одного рабочего, руб./мес.;

- страховые взносы во внебюджетные фонды, руб./мес.:

где Н_вн - отчисления во внебюджетные фонды, %.

Затраты на текущий ремонт:

руб/г

где S_тр - годовые затраты на текущий ремонт, руб. /год.

Затраты на воду: Прочие суммарные расходы принимаются в среднем равными 30 % затрат на амортизацию, заработную плату, текущий ремонт:

где S_пр - прочие суммарные расходы, руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

где S - годовые эксплуатационные расходы ТЭС, руб. /год.

При цеховой структуре управления ТЭЦ рассчитываются издержки производства по цехам.

Таблица 6.3 Распределение затрат по цехам руб./г

Цеха		Всего
	Sт	Sа	Sзп	Sтр	Sв	Sпр
Котельный и топливо-транспортный, Sк	100% 3,012·109	50% 305,3·106	40% 15,57106	50% 30,53·106	50% 105,2·106	-	3,469·109
Турбинный и электрический, Sм	-	45% 274,73·106	30% 11,8·106	45% 27,473·106	45% 94,64·106	-	408,607·106
Общестанционный расходы, S0	-	5% 30,53·106	30% 11,8·106	5% 3,053·106	5% 10,515·106	100% 213,3·106	269,11·106
Всего по ТЭС	3,012·109	610,5·106	39,25·106	61,05·106	210,3·106	213,3·106	4146,2·106

Затраты котельного цеха, распределенные между тепловой и электрической энергией пропорционально расходам топлива:

где - затраты котельного цеха на отпуск тепла, руб. /г.;

- суммарные затраты котельного цеха в год, руб. /г.;

где - затраты котельного цеха на отпуск электроэнергии, руб. /г.

Все затраты турбинного и электрического цехов:

где - затраты турбинного цеха, отнесенные на себестоимость электроэнергии.

где - затраты турбинного цеха, отнесенные на себестоимость тепловой энергии.

Общестанционные затраты распределяем между электрической и тепловой энергией пропорционально распределению всех цеховых затрат:

где - затраты на производство электроэнергии, руб./г.

Затраты на производство тепла:

где - затраты на производство тепловой энергии, руб./г.

Суммируем все затраты на электрическую и тепловую энергию:

руб/г.

Рассчитываем себестоимость единицы электрической и тепловой энергии ТЭС:

Полученные данные сводятся в таблицу 6.4.



Таблица 6.4 Калькуляция затрат

Вид затрат	Затраты
Стоимость топлива на технологические цели, млн. руб.	3011,85
Стоимость электроэнергии на собственные нужды, млн. руб.	1841,14
Стоимость воды на технологические цели, млн. руб.	210,3
Амортизация, млн. руб.	610,5
Основная и дополнительная заработная плата, руб.	37000
Обязательные отчисления от заработной платы, руб.	11100
Расходы на ремонт и эксплуатацию оборудования, млн. руб.	61,05
Прочие ежегодные затраты, млн. руб.	213,24
Итого годовые эксплуатационные издержки, млн. руб.	4146,2
Затраты на выработку электроэнергии, млн. руб.	227,18
Затраты на выработку тепловой энергии, млн. руб.	41,926
Себестоимость выработки электрической энергии, руб./кВт•ч	1,22
Себестоимость выработки тепловой энергии, руб./Гкал	1012,5

6.5 Расчет прибыли и рентабельности

Объем реализуемой продукции :

где - объем реализуемой продукции, руб. /г.;

- тариф на электроэнергию, руб.;

- тариф на теплоэнергию, руб.;

- электроэнергия, принятая потребителем, кВт·ч/г.

где - коэффициент, учитывающий потери электроэнергии в электрических сетях.

Прибыль до налогообложения:

руб

где П_б - прибыль до налогообложения, руб.

Величина общей рентабельности:

где S_ноб - среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств, руб.

Налог на прибыль составляет:

руб

где Н - налог на прибыль, %.

Чистая прибыль равна:



6.6 Расчет чистого дисконтированного дохода

Таблица 6.5 Расчет чистого дисконтированного дохода

Показатели	Инв. фаза	Эксплуатационная фаза
	0	1	2	3	4
1 Объем реализуемой продукции, млн руб	-	11039,3	11591,28	12170,84	12779,4
2 Годовые эксплуатационные издержки, млн руб	-	4146,184	4162,77	4179,5	4196,14
3 Капитальные вложения, млн. руб	16500	-	-	-	-
4 Налоги и платежи, млн руб	-	1378,63	1485,7	1598,3	1716,65
5 Чистый денежный поток, млн руб	-16500	5514,5	5942,8	6393,14	6866,6
6 Коэффициент дисконтирования	1	0,83	0,69	0,57	0,48
7 Чистый дисконтированный доход, млн руб	-16500	4595,42	4126,950	3699,73	3311,5
8 Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом, млн руб	-16500	-11904,580	-7777,63	-4077,9	-766,459
Показатели	Эксплуатационная фаза
	5	6	7	8
1 Объем реализуемой продукции, млн руб	13418,35	14089,3	14793,74	15533,43
2 Годовые эксплуатационные издержки, млн руб	4212,92	4229,8	4246,7	4263,7
3 Капитальные вложения, млн. руб	-	-	-	-
4 Налоги и платежи, млн руб	1841,1	1971,9	2109,4	2253,95
5 Чистый денежный поток, млн руб	7364,35	7887,6	8437,6	9015,8
6 Коэффициент дисконтирования	0,4	0,33	0,28	0,23
7 Чистый дисконтированный доход, млн руб	2959,56	2641,5	2354,8	2096,8
8 Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом, млн руб	2193,11	4834,65	7189,2	9286,2



Таблица 6.6 Экономические показатели работы ТЭЦ

Показатели	Проектируемый вариант
1 Годовая выработка электроэнергии, кВт•час/год	2948000000
2 Годовой отпуск электроэнергии потребителям, кВт•час/год	2874300000
3 Годовой отпуск тепла, Гкал/год	638000
4 Годовой расход условного топлива на производство электроэнергии, т у.т.	636,768
5 Капитальные вложения, млн руб	16500
6 Себестоимость тепловой энергии, руб/Гкал	1012,49
7 Себестоимость электрической энергии, руб/кВт•час	1,22
8 Срок окупаемости капитальных вложений, лет	4,5



7. Мероприятия по охране окружающей среды

В настоящее время на площадке ТЭЦ основными источниками загрязнения атмосферы являются три дымовые трубы, к которым подключены следующие источники выделения загрязняющих веществ:

труба №1 (высота 80 м) - три котла ПК-19 и один котел ТП-19;

труба №2 (высота 100 м) - два котла ТП-15 и один котел ТГМ-94;

труба №3 (высота 100 м) - три котла ТГМ-94.

В атмосферу при сжигании выбрасывается: оксид углерода, диоксид азота, диоксид серы, оксид азота, мазутная зола в пересчете на ванадий.

Ниже представлены нормативы ПДВ на существующее положение по основным загрязняющим веществам.

Таблица 7.1 Выбросы основных загрязняющих веществ в пределах ПДВ на существующее положение, т/год

Наименование	Норматив ПДВ
1	2
Азота диоксид	2469,64
Азота оксид	401,31
Сера диоксид	2102,021
Углерод оксид	3438,17
Итого	8411,141

В проектируемом главном корпусе предусматривается к установке ГТУ, паровая теплофикационная турбоустановка, котел-утилизатор (без сжигания топлива) и вспомогательное оборудование.Число часов использования установленной мощности - 7500 часов в год.Основное топливо газ, аварийное - мазут.В результате реализации проектных решений появится новый источник выбросов дымовая труба. Параметры источника: диаметр 5 м, высота 50 м.Максимальный расход газообразного топлива составляет 82 000 м3/час.

Перечень вредных веществ, которые будут выбрасываться от вновь вводимого оборудования, их санитарно-гигиенические характеристики приведены ниже.

Таблица 7.2 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Наименование загрязняющего вещества	ПДКм.р, мг/м3	ПДКс.с., мг/м3	ОБУВ, мг/м3	Класс опасности
2	3	4	5	6
Азота диоксид (Азот (IV) оксид)	0,2	0,04		3
Азот (II) оксид (Азота оксид)	0,4	0,06		3
Углерод оксид	5	3		4

7.1 Расчет дымовой трубы

Уровень загрязнения воздушного басейна в районе расположения предприятия определяется на основе рачетов, которые выполнены с учетом физико-географических и климатических условий местности, расположения предприятия.

Исходные данные:

Gчнд = 108 кг/с - суммарный расход пара, генерируемого КУ;

V^г_кг = 32,839 м³/кг - действительный объем продуктов сгорания;

t_ух = 137,4 - температура уходящих газов;

t_окр = 15 - температура окружающей среды;

В_охл = 21,2 кг/с - расход топлива потребляемого ПГУ.

Действительная производительность котла:

D = Gчнд =108 кг/с;



Номинальная производительность котла:

Dн = D;

Низшая теплота сгорания отнесенная к 1 н.м.куб

кДж/м³

Коэффициент учитывающий расход топлива на выход окислов азота ;

Выбросы окислов азота:

кг/с

Вычислим диаметр устья дымовой трубы:

,

где

- число труб одинаковой высоты;

- объемный расход:

;



Принимаем скорость выхода газов из устья дымовой трубы: ;

Диаметр устья (предварительно): ;

Предварительная минимальная высота дымовой трубы:

где:

- коэффициент учитывающий метеорологические условия для Кавказа:

;

ПДК_NO= 0,06 - предельно-допустимая концентрация окислов азота

H=73.35 м.

Безразмерные коэффициенты:

,

Т.к, то n = 1

Минимальная высота дымовой трубы во втором приближении:

;

Безразмерные коэффициенты при высоте Н1:



Т.к, то n = 1

Максимальная предельная концентрация NOx при Н1=50 м:

Проверим условие:

Т.к. условие выполняется, то выбираем дымовую трубу с параметрами, полученными в данном расчете.



8. Техническое топливоснабжение

В качестве основного топлива для ПГУ предусматривается использовать природный газ, в качестве аварийного (на время ликвидации аварий на газопроводе - не более 5 суток в год) - дизельное топлива.

Для подачи газа на ПГУ предусматривается использовать существующий газопровод диаметром 500 мм с переводом последнего на давление 12 кгс/см². Повышение давления газа до необходимого для подачи на газовую турбину (14,7 кгс/см²) будет производится в газо-дожимной компрессорной станции, сооружаемой рядом с главным корпусом ПГУ.

В результате реализации Проекта, с учетом вывода из работы неблочной части ГРЭС, годовой расход топлива на ТЭЦ увеличится со 1884,8 тыс. тут (1649,2 млн. нм³ природного газа) до 2092,9 тысяч тут (1831,3 млн. нм³ природного газа), или на 11%. Дополнительное топливо намечено получить за счет поставок сверхлимитного газа от независимого поставщика через систему газопроводов ОАО «Газпром». Хозяйство дизельного топлива создается на базе существующего хозяйства газотурбинного топлива.



9. Техническое водоснабжение

После насосов береговой насосной станции, меньшая часть воды реки Кубань, насосами техводы перекачивается в цех химводоочистки а оставшаяся большая часть, на охлаждение отработавшего пара в конденсатор турбины.

В качестве источника технического водоснабжения сохраняется р. Кубань с использованием всех действующих на ТЭЦ гидротехнических сооружений.

Система технического водоснабжения ТЭЦ прямоточно-оборотная с использованием в качестве охладителя водоема «Старая Кубань».

После реконструкции общий расход охлаждающей воды в летний период составит 461841 м3/час, в зимний период составит 290 м3/час. Забор свежей воды из р. Кубань составит 202633,61 м3/год.

В связи с тем, что действующие насосные станции не обеспечивают в главном корпусе необходимый напор, предусматривается новая насосная станция подкачки технической воды. При реконструкции ТЭЦ предусматриваются новые циркводоводы - с условным диаметром 1500 мм. В связи с тем, что действующая береговая насосная станция № 1 находится в неудовлетворительном состоянии, предусматривается реконструкция насосной.



10. Восполнение потерь конденсата на ТЭС

Восполнение потерь конденсата (питательной воды), от продувки барабанов высокого и низкого давления, и других видов потерь на ТЭС, производится подпиткой химически очищенной водой. Химочищенной водой считается вода рек, озёр или других крупных водоёмов находящихся близ станции, прошедшая не только фильтрацию от крупных примесей, но и процесс химводоочистки.

Химводоочистка для - это процесс восполнения потерь воды от продувки барабанов высокого и низкого давления, и других видов потерь. Химводоочистка работает по схеме - известкование с коагуляцией в осветителе, доставление на механических фильтрах, двухступенчатое Na - катионирование. Резервная обессоливающая установка производительностью 100 т/час работает по схеме - известкование с коагуляцией в осветителе, трехступенчатое обессоливание на Н - катионированных и анионитовых фильтрах. В качестве ускорителя коагуляции воды в осветлителях применяется поликриламид.

Для вывода из цикла блока солей и нерастворимых загрязнений предусматривается очистка турбинного конденсата на целлюлозных фильтрах и обессоливание его на фильтрах смешанного действия.

Особенно большое количество солей и других загрязнений в турбинном конденсате будет в начальный период работы.

Эти установки расположены у блоков турбогенераторов и состоят из пяти целлюлозных фильтров диаметром 1000 мм производительностью по 120 т/час и четыре фильтров смешанного действия диаметром 2000 мм, загруженных катионитом КУ - 2 и высокоосновным анионитом АВ - 17.

Схема установки предусматривает возможность также очистки на ней грязного конденсата слитого в бак при промывке котла.

В этом случае для очистки конденсата из бака используется три целлюлозных фильтра и два фильтра смешанного действия. Остальные фильтры в это время используются для очистки турбинного конденсата.

Регенерация катионита производится раствором серной кислоты концентрацией полтора и два целых четыре десятых процента. Регенерация анионита - четырех процентным раствором едкого натра.

Для приготовления регенерационных растворов, применяются эжекторы, куда крепкий раствор кислоты или щелочи поступает из баков - мерников. В баки - мерники крепкая серная кислота и щелочь подаются из передвижных цистерн. Сбросные воды после регенерации подаются в циркуляционный водовод. В качестве эжектирующей среды используется обессоленный турбинный конденсат.

Для возможности перегрузки ионитов из фильтров смешанного действия во время ремонта, предусматривается установка водород - катионитового фильтра диаметром 2000 мм. Перегрузка материала производится гидравлическим способом.

Целлюлозные фильтры обслуживаются мостовым краном машинного зала. Для намыва целлюлозы в кассеты на отметки 0,0 между осями сорок девять и пятьдесят устанавливаются мешалка емкостью 0,5кубометров.

Регенерация фильтров смешанного действия автоматизирована. Обработка питательной воды гидразином применяется для полного удаления кислорода. Подача раствора гидразина осуществляется во всас питательных насосов с помощью насосов дозаторов.

Для предотвращения углекислотной коррозии питательного тракта предусматривается амминирование конденсата блока.

Установка для амминирование располагается в машинном зале и состоит из двух блоков - мерников емкостью 1 м³ и двух насосов дозаторов типа НД - 25В. Крепкий раствор аммиака из хим. водоочистки поступает в один из этих мерников, откуда самотеком сливается во второй, где доводится до концентрации пол процента и затем насосом - дозатором направляется во всас конденсатных насосов.

Для очистки внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов блоков от производственных окалин, продуктов коррозии, кремнекислых соединений и прочих загрязнений предусматривается щелочно - кислотная промывка.

Для промывки используется лимонная кислота и раствор аммиака. Ориентировочно требуется на промывку одного блока 17 тонн лимонной сто процентной кислоты и 56 тонн двадцати пяти процентного раствора аммиака. Все реагенты хранятся на складе химводоочистки.

Для хранения лимонной кислоты перед промывкой используется цистерна серной кислоты емкостью 30 м³. Приготовление раствора лимонной кислоты производится в мешалке, из которой раствор насосом перекачивается в цистерну.Для хранения раствора аммиака используются в дополнение к имеющейся цистерне аммиака емкостью 15 м³ еще три цистерны едкого натра емкостью по 15 м³ каждая. Подача растворов лимонной кислоты и аммиака из цистерн химводоочистки производится сжатым воздухом во всас промывочных насосов. Сброс использованных растворов после промывки производится в канал гидрозолоудаления.



11. Схема главных электрических соединений ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго»

Краснодарская ТЭЦ входит в энергосистему ОАО «Кубаньэнерго». Установленная мощность Краснодарской ТЭЦ составляет1177 МВт, из них: 257 МВт (неблочная часть) скоммутирована на шины 110 кВ и 480 МВт (энергоблоки) и 440 МВт (ПГУ) - на шины 220 кВ.

В настоящее время Краснодарская ТЭЦ имеет 3 распределительных устройства для связи с энергосистемой ОАО «Кубаньэнерго» - ЗРУ-35 кВ, ОРУ-110 кВ, ОРУ-220 кВ.

В проекте рассматривается вариант выдачи мощности ПГУ-410 через ОРУ-220 кВ. Вариант выдачи мощности парогазовой установки ПГУ-410 через ОРУ-110 кВ является невыполнимым в связи с отсутствием возможности территориального расширения ОРУ-110 кВ и отсутствием свободных ячеек на существующем ОРУ-110кВ. Кроме того, схема выдачи мощности 160 МВт на напряжении 110кВ является менее экономически выгодной по сравнению со схемой выдачи этой мощности на напряжении 220 кВ.

Выдача электрической мощности ПГУ-410 в энергетическую систему ОАО «Кубаньэнерго» осуществляется через ОРУ-220кВ.

Подключение генераторов ГТУ и ПГУ на шины ОРУ-220 кВ производится по блочной схеме генератор-трансформатор с отпайкой на генераторном напряжении на трансформатор собственных нужд.

Связь турбогенераторов с блочными трансформаторами выполнена посредством пофазно-экранированных закрытых жестких токопроводов с компенсированным внешним электромагнитным полем.

Между генераторами и трансформаторами путем врезки в токопровод устанавливаются генераторные распределительные устройства, в состав которых входит выключатель, разъединитель, заземлители и трансформаторы тока. Для генератора с газовой и для генератора с паровой турбиной принято элегазовое распределительное устройство.

В настоящее время максимальный ток короткого замыкания на шинах 220 кВ составляет 17 кА и при подключении ПГУ-410 возрастет до 23 - 25 кА.

На ОРУ-220 кВ предлагается к установке баковые элегазовые выключатели.

В ЗРУ-35 ток трехфазного короткого замыкания в настоящий момент составляет 29,7 кА и, при вводе в эксплуатацию ПГУ-410, возрастет более чем на 13 кА. В данных условиях необходима установка более мощных токоограничивающих реакторов в цепи трансформаторов на стороне 35 кВ и замена выключателей на более мощные ВБЭК-35-45/630ч1600 УХЛ2.

На ОРУ-110 кВ ток однофазного короткого замыкания в настоящий момент составляет 24,5 кА и при вводе в эксплуатацию 2 новых генераторов суммарной мощностью 505 МВт, может увеличиться более чем на 7 кА. Таким образом, необходима замена выключателей на более мощные ВБЭ-110.

11.1 Компоновка электрооборудования

Помещение системы возбуждения и релейных панелей генератора находится в главном корпусе модуля между рядами А и Б от 1 до 2 оси.

Управление вновь вводимыми в эксплуатацию ячейками ОРУ-220 кВ осуществляется с панелей РЗиА, устанавливаемых на действующем ГЩУ. Для связи ГЩУ со зданием релейных панелей ОРУ-220 кВ предусматривается новая кабельная эстакада. Помещение системы возбуждения и релейных панелей генератора «MITSUBISHI», а также пульт управления газовой турбиной поставляется комплектно фирмой «MELCO» и располагается в главном корпусе модуля между рядами А и Б от 6 до 9 оси.

Управление генераторами, трансформаторами, ЭГРУ и вводными выключателями секций КРУ-6 кВ, РУСН-0,4 кВ предусматривается с АРМ, расположенного на БЩУ.

На пристанционном узле расположены блочные повышающие трансформаторы, 2 отпаечных трансформатора собственных нужд, эстакады для прокладки комплектных шинопроводов генераторного напряжения и 6 кВ, порталы для установки кабельных муфт 220 кВ.

В связи с расположением между модулем ПГУ-410 и ОРУ-220 кВ маслохозяйства генераторы газовой и паровой турбины от блочных повышающих трансформаторов не могут быть подключены гибкими связями (голыми проводами) воздушных линий и к шинам расширяемой части ОРУ-220кВ подключаются высоковольтным кабелем 220 кВ. Для прокладки кабелей 220 кВ, силовых и контрольных кабелей от модуля ПГУ-410 до ОРУ-220 кВ предусмотрены 2 эстакады с установкой на них по 2 кабельных короба.

Для прокладки кабельных линий предусматриваются кабельные полуэтажи под секциями КРУ-6 кВ, РУСН-0,4 кВ и аккумуляторными батареями, которые размещаются в главном корпусе модуля между рядами Б и В/1 от 1 до 9 оси, а также под помещением системы возбуждения и релейных панелей генератора, которые размещаются в главном корпусе модуля между рядами А и Б от 1 до 2 оси.

Для связи новых ячеек ОРУ-220 кВ с ГЩУ, новых зданий и сооружений прокладываются кабельные каналы. Для прокладки кабелей 220 кВ, силовых и контрольных кабелей от модуля ПГУ-410 до ОРУ-220 кВ предусмотрены 2 эстакады с установкой на них по 2 кабельных короба.



12. Автоматика ПГУ

12.1 Общие сведения

Полное наименование системы

Автоматизированная система управления технологическими процессами энергоблока ПГУ-410 МВт Краснодарской ТЭЦ.

Условное обозначение - АСУТП энергоблока ПГУ-410 МВт Краснодарской ТЭЦ. В дальнейшем тексте - система или АСУТП.

Перечень организаций, участвовавших в разработке системы

В разработке рабочего проекта АСУТП принимали участие следующие организации: ОАО «Южная генерирующая компания - ТГК-8», г. Ростов-на-Дону - Заказчик; ОАО «Группа Е4», г. Москва - генеральный подрядчик по АСУТП; ЗАО «Е4-Си6КОТЭС», г. Новосибирск - генеральный разработчик АСУТП; ЗАО «МСТ», г. Новосибирск - разработчик и поставщик ПТК

12.2 Назначение системы

На АСУТП возлагаются современные полномасштабные функции контроля и управления технологическими процессами и режимами работы теплотехнического и электротехнического оборудования энергоблока.

Система выполняется как технически распределенная система, реализующая принцип централизованного автоматизированного контроля и управления энергоблоком с блочного щита управления (БЩУ) при участии оперативного персонала.

В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» №603 обеспечена передача необходимой информации в РДУ Системного оператора.

Для безаварийного останова энергоблока при отказе технических средств ПТК, исключающего автоматизированное управление, предусмотрена аварийная панель управления (АПУ), реализованная на непрограммируемых технических средствах.

Центральной частью АСУТП является программно-технический комплекс (ПТК) «ТОР-НАДО-N», который включает в себя программируемые средства автоматизации и другие средства вычислительной техники.

ЗАО «МСТ» имеет лицензию на осуществление деятельности по проектированию АСУТП, выданную Федеральным агентством по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Приложение В).

ПТК «ТОРНАДО-N» соответствует требованиям ГОСТ Р 60950-1, ГОСТ 21552, ГОСТ 26329, ГОСТ 27818, ГОСТ Р 51318.22, ГОСТ Р 51318.24, ГОСТ Р 51317.3.2 и ГОСТ Р 51317.3.3 и имеет сертификат соответствия № РОСС ЯИ.АЯ79. В11600, выданный 29 июля 2009 г. Органом по сертификации продукции и услуг ООО «Новосибирский центр сертификации и мониторинга качества продукции» РОСС RU.0001.10 АЯ79 (Приложение В).

ПТК «TORNADO-N» («ТОРНАДО-N») зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 42754-09 и допущен к применению в Российской Федерации (Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии об утверждении типа средств измерений RU.C.34.004.A № 37908 от 20.01.2010 г.) (Приложение В).

ПТК «ТОРНАДО» имеет Разрешение на применение № РРС 00-27672, выданное Федеральным агентством по экологическому, технологическому и атомному надзору (Приложение В).

Кроме ПТК в состав системы входят: датчики сигналов, местные показывающие приборы, исполнительные механизмы ЗРА и МСН, сборки задвижек, местные шкафы и другое оборудование.



12.3 Характеристики объектов оптимизации

Объектом автоматизации является энергоблок ПГУ-410, в состав которого входят:

газотурбинная установка (ГТУ) поставки «Mitsubishi Heavy Industries» (MHI) комплектно с генератором с водородным охлаждением поставки «Mitsubishi Electric Corporation), вспомогательным оборудованием и системой автоматического управления (САУ ГТУ) (Япония);

котел-утилизатор и вспомогательное оборудование поставки ОАО «ЭМАльянс» (Российская Федерация) совместно с «AE&E CZ s.r.o.» (Чехия);

паротурбинная установка (ПТУ) c турбиной Т-113/145-12,4 мощностью 113 МВт и вспомогательным оборудованием поставки ЗАО «Уральский турбинный завод» (Российская Федерация), включая электрогидравлическую систему регулирования (ЭГСР) и систему виброконтроля и вибродиагностики;

турбогенератор ТФ-160П-2УЗ номинальной мощностью 200 МВА (160 МВт) с воздушным охлаждением поставки ОАО «НПО «ЭЛСИБ» (Российская Федерация);

оборудование тепловой схемы ПГУ-410 (подогреватели, насосы, эжекторы и т.п.);

пункт подготовки газа (ППГ) с дожимной компрессорной станцией (ДКС) и ЛСУ;

хозяйство жидкого топлива (ХЖТ) с ЛСУ;

водоподготовительная установка (ВПУ) с ЛСУ;

дизельная электростанция (ДЭС) с ЛСУ;

циркуляционное и техническое водоснабжение с ЛСУ, выполненной на ПТК «TORNADO-N»:

электротехническое оборудование блока (генераторы; силовые трансформаторы для выдачи мощности от генераторов ГТУ и ПТУ; силовые трансформаторы собственных нужд; ТПУ (тиристорное пусковое устройство); системы возбуждения генераторов; вводы рабочего и резервного питания на секциях 6 и 0,4 кВ; трансформаторы 6/0,4 кВ; основные механизмы собственных нужд 6/0,4 кВ). 3.1 Газотурбинная установка

Номинальная мощность газотурбинной установки типа M701F4 определена заводом-изготовителем (Mitsubishi Heavy Industries) при нормальных условиях по ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2:1997) при работе на природном газе с теплотой сгорания 48175 кДж/кг. Для базового режима работы она составляет 303,94 МВт. Газовая турбина является одновальной турбиной открытой компоновки простого цикла, с опорой на два подшипника с приводным холодным концом (компрессорный конец).

Газотурбинная установка состоит из воздушного компрессора, кольцевой камеры сгорания, и газовой турбины. Кроме того, в состав ГТУ входят следующие системы: система контроля факела и воспламенения; двухтопливные форсунки, оборудованные для сжигания природного газа и жидкого топлива; система защиты от повышенного напряжения; система охлаждения горячих частей турбины с охладителем охлаждающего воздуха; система газового топлива; система жидкого топлива.

В модуль заводской поставки также входят следующие системы: система смазочного масла, общая для газовой турбины и генератора; пусковые устройства; локальный щит управления генератором; шкаф возбуждения; центр управления двигателями; аккумуляторы и зарядное устройство для аккумуляторов; система подачи жидкого топлива на ГТУ; воздухозаборная система; система выхлопных газов; углекислотная система противопожарной защиты; система подвода продувочного воздуха; система влажной очистки компрессора; система очистки газового топлива.

С газовой турбиной устанавливается турбогенератор производства Mitsubishi Electric Corporation (MELCO) мощностью 412 МВА (350 МВт) с водородным охлаждением напряжением 15,75 кВ.

Котёл-утилизатор

Для утилизации тепла выхлопных газов газовой турбины устанавливается котел-утилизатор (КУ) Еп-307/350/47-13,0/3,1/0,5-565/560/247, без автономного сжигания топлива, производства ОАО «ЭМАльянс».

Котел-утилизатор барабанный, на три уровня давлений: 13 МПа, 3,1 МПа, 0,5 МПа с промежуточным перегревом пара с естественной циркуляцией в испарительных контурах высокого, среднего и низкого давлений, вертикального профиля, подвесной, с горизонтальным расположением труб поверхностей нагрева и вертикальным потоком выхлопных газов ГТУ. Котёл-утилизатор допускает работу на скользящих параметрах пара высокого и среднего давления. Давление в контуре низкого давления постоянно и равно 0,5 МПа в выходном паровом коллекторе котла-утилизатора и обеспечивается системой регулирования паротурбинной установки.

Регулирование температуры пара в эксплуатационных режимах обеспечивается впрыскивающими пароохладителями, установленными в тракте пароперегревателя высокого давления и в тракте промежуточного пароперегревателя.

При работе блока в теплофикационном режиме охлаждение идущего от паровой турбины конденсата до требуемой температуры перед газовым подогревателем конденсата осуществляется обратной сетевой водой в водо-водяном теплообменнике.