Проект газотурбинной установки с использованием теплоты уходящих газов для подогрева питательной воды на ТЭЦ-ПВС ПАО "Северсталь"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Вологодский государственный университет»

Инженерно-строительный институт

Кафедра «Теплогазоснабжения и вентиляции»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Проект газотурбинной установки с использованием теплоты уходящих газов для подогрева питательной воды на ТЭЦ-ПВС ПАО "Северсталь"

Беляков Андрей

Вологда

2019 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 1.1 Общая характеристика тепловой части ТЭЦ-ПВС-2
• 1.1.1 Основное теплоэнергетическое оборудование ТЭЦ
• 1.1.2 Особенности тепловой схемы и характеристика вспомогательных систем
• 1.1.3 Теплофикационные установки
• 1.2 Характеристика энергетических котлоагрегатов ТЭЦ-ПВС-2
• 1.3 Характеристика паротурбинных установок ТЭЦ-ПВС-2
• 1.3.1 Общие технические характеристики паротурбинных установок
• 1.4 Характеристика водоподготовительной установки пароводяного цикла
• 1.5 Характеристика пиковых котлов ТЭЦ-ПВС-2
• 1.6 Основные технические решения проекта
• 1.6.1 Тепломеханическая часть
• 1.6.1.1 Основное оборудование
• 1.6.1.2 Газотурбинная установка типа ГТЭ-16
• 1.6.1.3 Котел - утилизатор
• 1.6.1.4 Тепловая схема
• 1.6.1.5 Компоновка оборудования
• 1.6.1.6 Маслохозяйство
• 1.6.1.7 Топливное хозяйство
• 1.6.2 Электротехническая часть
• 1.6.3 Архитектурно планировочные решения
• 1.7 Обзор периодической литературы
• 1.7.1 Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ
• 2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
• 2.1. Расчет тепловой схемы ГТУ без охлаждения
• 2.1.1. Исходные данные
• 2.1.2. Определение параметров рабочего тела в компрессоре
• 2.1.3. Расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ
• 2.1.4. Определение рабочих параметров рабочего тела в газовой турбине
• 2.1.5. Расчет энергетических показателей ГТУ
• 2.1.6 Расчет полного сгорания топлива
• 2.1.7 Тепловой расчет котла-утилизатора
• 3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
• 3.1. Расчет технико-экономических показателей
• 3.1.1. Расчет капитальных вложений
• 3.1.2. Расчет экономического эффекта
• 4 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
• 4.1 Анализ условий труда на ТЭЦ - ПВС-2
• 4.2 Меры по обеспечению безопасных и здоровых условий труда
• 4.3 Расчет искусственного освещения на посту машиниста котла
• 4.4 Меры по обеспечению устойчивости работы в условиях Ч.С
• 4.5 Меры по охране окружающей среды
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

«Северсталь» - российская металлургическая компания, владеющая Череповецким металлургическим комбинатом, вторым по величине сталелитейным комбинатом России. Полное наименование - Открытое акционерное общество «Северсталь». Расположена в Череповце (Вологодская область). парогазовый турбина установка

Компания выпускает горячекатаный и холоднокатаный стальной прокат, гнутые профили и трубы, сортовой прокат и т. п. Треть металлургических мощностей «Северстали» находятся за пределами России.

Ключевым активом Северстали является Череповецкий металлургический комбинат (ЧерМК). ЧерМК - это предприятие с полным металлургическим циклом, включающим коксохимическое, агломерационное, доменное, сталеплавильное и прокатное производство. Комбинат является одним из самых мощных и современных предприятий по производству черных металлов в мире.

Череповецкий металлургический комбинат включает восемь видов производств: агломерационное, коксохимическое, доменное, сталеплавильное, горячекатаного плоского проката, холоднокатаного проката, сортопрокатное и трубное.

Обеспечением потребностей металлургического комбината в электрической и тепловой энергии, обеспечением надежной и бесперебойной работы энерго- и электрооборудования, занимается Управление главного энергетика.

УГЭ включает в себя следующие цеха: ТЭЦ-ПВС-2, ТЭЦ-ЭВС-2, ТСЦ, газовый цех, кислородный цех, цех водоснабжения, цех электроснабжения, центр энергосбережения.

Назначение теплоэлектроцентрали - паровоздуходувной станции ТЭЦ-ПВС-2 ОАО «Северсталь»:

- сжигание отходов металлургического производства: доменного и коксового газов и промпродукта после переработки угля,

- выработка электроэнергии для ОАО «Северсталь»,

- отпуск тепла с паром для металлургического производства,

- отпуск тепла с горячей водой для теплофикации ОАО «Северсталь» и города Череповца,

- дутьё для доменных печей от паровоздуходувной станции,

- выработка химочищенной воды для технологических нужд.

В связи с недостаточной выработкой электрической энергии и пара на производственные нужды ЧерМК в данном дипломном проекте рассматривается установка на ТЭЦ-ПВС-2 газовой турбины и котла-утилизатора.

Площадка ТЭЦ-ПВС-2 расположена на территории ОАО «Северсталь».

Тип рельефа площадки строительства - спокойный.

Расчетная снеговая нагрузка в соответствии со СНиП 2.01.07-85* принята для IV-го района 240кгс/м² (2,4кПа).

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общая характеристика тепловой части ТЭЦ-ПВС-2

1.1.1 Основное теплоэнергетическое оборудование ТЭЦ

Установленные мощности ТЭЦ-ПВС-2 составляют: электрическая

300 МВт, тепловая паровых котлов - 5162 кДж/ч, в том числе тепловая мощность турбоагрегатов 2405кДж/ч. Тепловая мощность водогрейных котлов - 2262,6кДж/ч.

Число часов использования среднегодовой установленной электрической мощности достигает 5560 часов в год.

В котельном цехе ТЭЦ-ПВС-2 установлены три энергетических котла

ТП-170-1 ст. №№ 1,2,3, два энергетических котла ТП-21 ст. №№ 4,5, пять энергетических котлов БКЗ-210-140ФД ст. №№ 6,7,8,9,10 и три пиковых водогрейных котла ПТВМ-180 ст. №№ 1,2,3. Нормальная паропроизводительность энергетических котлов 1900 т/ч. Число часов использования среднегодовой установленной тепловой мощности энергетических котлов в рассматриваемый период не превышает 5880 ч/год. Год ввода в эксплуатацию паровых котлов и турбин, их наработка и парковый ресурс приведены в следующей таблице 1.1

Таблица 1.1 - Год ввода в эксплуатацию, наработка и парковый ресурс основного оборудования

	Станционный номер	Год ввода в эксплуата-цию	Число часов работы на 01.04.2014 г.	Парковый ресурс, тыс. ч.
1	2	3	4	5
Котельные агрегаты:
ТП-170	№ 1	1954	428 228 (96 847)	250
ТП-170	№ 2	1954	422 605 (108785)	250
ТП-170	№ 3	1957	399 198	250
ТП-21	№ 4	1959	381438	250
ТП-21	№ 5	1960	375 476	250
БКЗ-210-140	№ 6	1964	301 793(95 435)	300
БКЗ-210-140	№ 7	1964	295 536 (94 103)	300

1.1.2 Особенности тепловой схемы и характеристика вспомогательных систем

Тепловая схема ТЭЦ-ПВС-2 выполнена с поперечными связями и по рабочим параметрам установленного основного оборудования делится на две очереди.

На первой очереди установлено: пять энергетических котлов (ТП - 170-1 ст. № 1,2,3 и ТП-21 ст. № 4,5), работающих с давлением перегретого пара до 10 МПа и температурой 510°С, и пять паровых турбин (ВР-6-2 УТМЗ ст. №1;

ВПТ-25-4 ЛМЗ ст. №2; ПТ-30-8.8 ЛМЗ ст. №3;C10-R12-Eст.№4; ВПТ-50-2 ЛМЗ ст. №5).

На второй очереди ТЭЦ установлено: пять энергетических котлов типа БКЗ-210-140 ФД ст. № 6,7,8,9,10, работающих с давлением перегретого пара до 14 МПа и температурой 570°С, и две паровые турбины: ВТ-50-1 УТМЗ ст. №6; Т-100-130 УТМЗ ст. №7.

Пар от котлов 1-ой и 2-ой очереди поступает в соответствующие общестанционные коллекторы 10 и 14 МПа, откуда распределяется по соответствующим турбогенераторам. Между собой паровые коллекторы связаны через РОУ 140/100.

Оборудование турбинного цеха имеет также поперечные технологические связи по основному конденсату, питательной воде, пару собственных нужд, добавочной воде, циркуляционной и технической воде.

Основные потребители пара ТЭЦ-ПВС-2 и внешние потребители питаются паром от общестанционных магистралей давления:

3,3; 0,8-1,3 и 0,12 МПа.

Перечень и характеристика РОУ, установленных на ТЭЦ-ПВС-2, приводятся в следующей таблице 1.2

Таблица 1.2-Характеристика редукционно-охладительных установок

№ пп	Обозначение	Количество, шт.	Расход пара, т/час	Параметры на входе	Параметры на выходе
				Р, МПа	t, °C	Р, MПa	t, °C
1	2	3	4	5	6	7	8
1	РОУ 140/100	2	230	13,7	565	9,8	510
2	БРОУ 100/33	2	230	9,5	510	3,3	400
3	РРОУ100/1,2	1	60	9,8	510	0,12	120
4	РРОУ 40/1,2	1	60	13,7	565	0,12	120
5	РОУ 100/10	1	150	9,8	510	1,0	250
6	РОУ 13/1,2	2	60	1,0	250	0,12	150
7	РОУ 100/1,2	1	120	9,5	510	0,12	150
8	РУ 33/18	2	60	3,3	400	1,8	400
9	РУ 33/10	1	75	3,3	400	1,0	250

На ТЭЦ-ПВС-2 имеется пятнадцать деаэрационных установок, семь деаэраторов атмосферного типа (0,12 МПа) и 8 деаэраторов повышенного давления (0,6 МПа).

Деаэраторы атмосферного типа ст. №№ 1, 4, 10, 11 предназначены для деаэрации конденсата турбин доменных компрессоров, возвратного конденсата производственного пара, обессоленной воды, идущей на питание котлов.

Вторая группа деаэраторов атмосферного типа ст. №№ 12, 13 обеспечивает деаэрацию химически очищенной воды для вторичных энергоресурсов, и в деаэраторе ст. №7 деаэрируется химически очищенная вода для подпитки тепловых сетей.

Деаэраторы повышенного давления ст. №№ 2, 3, 5, 6, 8, 9, 16, 17 используются для деаэрации питательной воды паровых котлов.

Перечень и характеристика деаэраторов, установленных на ТЭЦ-ПВС-2, приводятся в таблице 1.3

Таблица 1.3 - Характеристика деаэраторов

Станционный номер деаэратора	Деаэрационная колонка	Емкость деаэраторного бака, м3
	Тип	Производительность, т/час	Р, МПа
1	2	3	4	5
№№ 2, 3, 5, 6, 8, 9	ДСП-225	225	0,6	70
№№ 10, 11, 12, 13	ДСА-300	300	0,12	70
№4	ДСА-300	300	0,12	45
№7	ДСА-300	300	0,12	75
№№ 16, 17	ДСП-500	500	0,6	100
№ 18	--		0,6	100

Для покрытия максимумов теплофикационной нагрузки на ТЭЦ-ПВС-2 установлены три пиковых водогрейных котла типа ПТВМ-180.

Энергетические котлы приспособлены для раздельного или совместного сжигания доменного, коксового и природного газов, и пыли промпродукта Воркутинского каменного угля. Водогрейные котлы эксплуатируются только на природном газе. На ТЭЦ-ПВС-2 имеется три водоподготовительные установки: обессоливающая установка для подпитки энергетических котлов производительностью 340 м³/ч; химводоочистка для вторичных энергоресурсов производительностью 450 м³/ч; химводоочистка для подпитки теплосети производительностью 180 м³/ч.

В состав ТЭЦ-ПВС-2 входит паровоздуходувная станция (ПВС), обеспечивающая дутьем доменные печи № 1-4. На ПВС установлено восемь компрессоров различного типа, шесть из которых ст. №№ 1-6, приводятся во вращение от конденсационных паровых турбин, и два компрессора ст. №№ 7, 8 имеют электрический привод. Пар на турбокомпрессоры ст. №№ 1, 5, 6 подается от котлов первой очереди из общестанционного коллектора свежего пара давлением 10МПа и температурой 510°С.

Паровые конденсационные турбины компрессоров ст. №№ 2, 3, 4 работают на паре средних параметров, подаваемом от противодавления турбогенератора ст. №1 (ВР-6-2 УТМЗ) с давлением 3,3 МПа и температурой 410°С и от двух РОУ 100/33. Конденсат из конденсаторов приводных турбин перекачивается в деаэраторы атмосферного типа ст. №№ 4, 10, 11.

ТЭЦ-ПВС-2 имеет оборотную систему технического водоснабжения. В качестве водоохладителей используется семь башенных градирен противоточного типа.

Оборотная система циркуляционного водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2 включает следующие сооружения и оборудование:

1) Охладители циркуляционной воды - градирни, семь шт.

2) Два подземных железобетонных самотечных канала охлажденной воды разделенных между турбогенераторами ст. № 4, 5 заглушками и входящими, соответственно, в циркуляционный контур № 1 и 2

3) Четыре стальных подземных коллектора охлажденной воды на ПВС,

Ду 1200 мм.

4) Два стальных подземных трубопровода нагретой воды Ду 1200 мм, и

Ду 1400 мм, разделенных между генераторами ст. № 4 и 5 заглушками и входящими, соответственно, в циркуляционный контур № 1 и 2.

5) Четыре подземных трубопровода нагретой воды от ПВС, Ду 1200 мм.

6) Циркуляционные насосы турбогенераторов и турбовоздуходувок, по два на каждой турбине.

7) Водяной тракт конденсаторов турбины.

8) Насосы технической и сырой воды для собственных нужд станции.

9)Теплообменники поверхностного типа: маслоохладители турбогенераторов и механизмов; газоохладители генераторов, возбудители, электродвигатели напряжением 6000 В.

10) Общестанционный коллектор технической воды Ду300 мм.

Подпитка коллектора может осуществляться с напора циркуляционных

насосов; через соответствующие перемычки, от главного водовода Ду 1400 мм и от насосов сырой воды.

Оборотная система циркуляционного водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2 разделена на два контура циркуляции и служит для отвода тепла от конденсаторов турбин, масло - и газоохладителей основного и вспомогательного оборудования станции.

Первый контур циркуляционного водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2 разделен на два контура и служит для отвода тепла от конденсаторов турбин, масло - и газоохладителей основного и вспомогательного оборудования станции.

Первый контур циркуляционного водоснабжения включает четыре башенных градирни №№ 1, 2, 3 и 7 и обеспечивает работу турбогенераторов №№ 2, 3, 4 и оборудования ПВС.

Второй контур циркуляционного водоснабжения включает башенные градирни №№ 4, 5, 6 и обеспечивает работу турбогенераторов ст. № 5, 6, 7.

Продувка оборотной системы циркуляционного водоснабжения не регулируется и практически не организована.

Источником технического водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2 является: река Шексна (единая фильтровальная станция (ЕФС) ОАО «Северсталь» и заводской водопровод).

Подпитка оборотной системы технического водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2, а также подача исходной воды для химического цеха, осуществляются из реки Шексны непосредственно цехом водоснабжения, по главному водоводу Ду 1400 мм.

Подпитка оборотной системы от фильтровальной станции цеха водоснабжения осуществляется по главному водоводу Ду 1000 мм.

Максимальный суммарный расчетный расход воды для химотделения и подпиточной воды для системы оборотного водоснабжения ТЭЦ-ПВС-2 отцеха водоснабжения ОАО «Северсталь» составляет 3400 м³/ч, в том числе расчетный расход сырой воды для нужд химического отделения 800 м³/ч.

Питьевое и противопожарное водоснабжение всех объектов ТЭЦ-ПВС-2 осуществляется от общезаводской водопроводной сети. Для нужд системы гидрозолоудаления используется осветленная вода в количестве до 680 м³/ч.

Все башенные градирни выполнены в виде многоугольников с металлическим наружным каркасом и обшиты к настоящему времени оцинкованными профлистами. Водосборный бассейн и нижнее опорное кольцо выполнены из сборного железобетона. Поступление воздуха в градирню регулируется шторами, установленными по периметру противооблединительного тамбура градирен. Шторы образованы горизонтальными поворотными щитами, управляемыми вручную, возможно одновременное изменение положения трех щитов. Характеристики градирен приводятся в таблице 1.4

Таблица 1.4-Техническая характеристика градирен

№ п/п	Показатели	Циркуляционный контур № 1	Циркуляционный контур №2
		1	2	3	7	4	5	6
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Тип градирни	пленочные, башенные
2	Конструктивные параметры
	высота башни, м	45,27	45	43,8	48,28	49,56	49,56	53,82
	диаметр основания башни (внутренний), м	40	40	40	40	40	40	46
	объем водосборного резервуара м3	6600	6600	6600	7430	7700	7700
3	Площадь орошения, м2	1200	1200	1200	1200	1280	1280	1600
4	Расчетная гидравлическая нагрузка, тыс. м3/ч	6-8	6,5-8,5	6-8	6,5-8,5	6-8	6-8	11
5	Расчетная тепловая нагрузка	36-64	39-68	36-64	39-68	42-64	42-64	77-78
6	Температурный перепад расчетной нагрузки, °С	6-8	6-8	6-8	6-8	7-8	7-8	7-8
7	Тип водораспредели-тельной системы	кольцевая, трубная	самотечная	кольцевая, трубная
	Тип разбрызгивающего устройства	форс.счашечн. отражат. из ПНД СВ-28-135 ПНДГ	разбрызгивающие розетки	форс, с чашечн. отражат. из ПНД
	Количество разбрызги-вающих устройств
8	Тип оросительного устройства	ПБГ-45М	ПБГ-45М	отсут-ствует	ПБГ-45М	ПБГ-45М	ПБГ-45М	ПБГ-45М

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Количество рядов оро-сителя	5	5		4	5	5	2
	Фактическая площадь орошения, м2
9	Нагрузки: проектные, м3/час фактические, м3/час.	(6000-8000)/6500	(6400-8000)/ 4400	(6000-8000)/ 5300	(7000-9000)/ 7000	(7000-9000)/ 7000	1100/ 6500	(6500-8500)/ 3300
10	Среднесуточная летняя температура до и после градирни: °С	44/40	44/37	44/37	45/34	45/35	45/36	44/28
11	Дата ввода в эксплуа-тацию, год	1954	1955	1960	1972	1963	1965	1971

1.1.3 Теплофикационные установки

а) Теплофикационная установка турбины ВПТ-25-4 ст. № 2

Состоит из двух последовательно включенных по сетевой воде основных бойлеров типа БО-350 и одного пикового бойлера типа БП-300-2. По пару бойлеры подключены к станционным паровым коллекторам собственных нужд, соответственно низкого (0,12МПа) и высокого (0,8-1,3 МПа) давлений.

Конденсат греющего пара пикового бойлера сливается каскадно в основные бойлеры, из которых перекачивается конденсатными насосами бойлеров в линию основного конденсата.

б) Теплофикационная установка турбины ПТ-30-8,8 ст. № 3 и C10-R12-E ст. № 4

Состоят из двух последовательно включенных по сетевой воде основных бойлеров типа ПСВ-315-3-23, и одного пикового бойлера типа БП-300-2.

Конденсат греющего пара пикового бойлера сливается каскадно в основные бойлеры, из которых перекачивается конденсатными насосами бойлеров в линию основного конденсата турбины за ПНД-2 или в деаэраторы высокого давления.

в) Теплофикационная установка турбины ВПТ-50-2 ст. № 5

Состоит из двух последовательно включенных по сетевой воде основных бойлеров типа БО-550-ЗМ. По пару они подключены к станционному коллектору собственных нужд низкого давления (0,12 МПа).

Конденсат греющего пара бойлеров подается в линию основного конденсата турбин конденсатными насосами или в деаэраторы высокого давления.

г) Теплофикационная установка турбины ВТ-50-1 ст. № 6

Состоит из двух последовательно включенных по сетевой воде бойлеров типа БГ-1300 (бойлер № 1) и БВ-1350 (бойлер № 2),подключенных по пару, соответственно, к нижнему и верхнему теплофикационным отборам турбины.

Конденсат греющего пара бойлеров подается в линию основного конденсата турбин конденсатными насосами бойлеров.

д) Теплофикационная установка турбины Т-100-130 ст. № 7

Состоит из двух последовательно установленных по сетевой воде подогревателей ПСГ-2300-3-8, включенных по пару, соответственно в верхний (5-ый) и нижний (6-ой) регулируемые отборы турбины.

Конденсат греющего пара ПСГ-1 подается конденсатными насосами в линию основного конденсата. Характеристики бойлеров теплофикационной установки указаны в таблице 1.5

Таблица 1.5 - Характеристика бойлеров теплофикационной установки

№ бойлерной установки	Тип бойлера	Коли-чество, шт.	Рабочее давление, МПа	Расход сетевой воды на бойлер, мЗ/час	Поверхность нагрева бойлера
1	2	3	4	5	6
БУ ТГ № 2	БО-350	2	0,25	650	350
БУ ТГ № 3	БО-350	2	0,25	650	350
БУ ТГ № 4	БО-350	2	0,25	650	350
БУ ТГ № 5	БО-550-ЗМ	2	0,25	1500	550
БУ ТГ № 6	БГ-1300	1	0,25	3000	1300
	БВ-1350	1	0,25		1350
БУ ТГ № 7	ПСГ-2300-2-8-1	1	0,25	5000	2300
	ПСГ-2300-2-8-11	1	0,25		2300

1.2 Характеристика энергетических котлоагрегатов ТЭЦ-ПВС-2

Общие характеристики паровых котлов приведены в таблице 1.6

Таблица 1.6 - Общие технические характеристики паровых котлов

	Наименование	Ед. измерения	Станционный номер котла
			1,2,3	4,5	6,7	8,9,10
1	2	3	4	5	6	7
1	Тип котла	-	ТП-170-1	ТП-21	БКЗ-210-140 ФД	БКЗ-210-140 ФД
2	Завод-изготовитель	-	ТКЗ	ТКЗ	БКЗ	БКЗ
3	Паропроизводительность	т/ч	170	170	210	210
4	Расчётное давление в барабане	МПа	11	11	15,5 (№6), 15,2 (№7)	15,6
5	Температура перегретого пара	С	510	510	570	570
6	Температура питательной воды	С	215	215	230	230
7	Давление за ГПЗ	МПа	10	10	14	14
8	КПД котла	%	87	87	87	87
9	Барабан котла: количество	шт.	2	2	1	1
	диаметр	мм	1496/1082	1496/1082	1600	1600
	толщина стенки	мм	100/91	100/91	92	115
	материал	-	Ст. 20Б	Ст. 20Б	16 ГПМ	16 ГПМ
10	Экраны: поверхность нагрева	м2	2600	2600	3800/686,6	3800/655
	диаметр труб	мм	76	76	60	60
	толщина стенки	мм	6	5	5,5	5,5
	материал	-	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20
11	Пароперегреватель: 1 ст.
	поверхность нагрева	м2	775	775	221	391
	количество труб	шт.	88	88	236	236
	диаметр и толщина стенки	мм	42х5	42х5	32х4	32х4
	материал	-	12Х1МФ	12Х1МФ	Ст. 20	Ст. 20
12	Пароперегреватель: 2 ст.
	поверхность нагрева	м2	545	545	352	352
	количество труб	шт.	88	88	16 ширм	16 ширм
	диаметр и толщина стенки	мм	38х4,5	38х4	32х4	32х4
	материал	-	Ст. 20	Ст. 20	12Х1МФ	12Х1МФ
13	Пароперегреватель: 3 ст.
	поверхность нагрева	м2			740	740

	количество труб	шт.			168	18 блоков
	диаметр и толщина стенки	мм			32х5	32х4
	Материал	-			12Х1МФ	12Х1МФ
14	Пароперегреватель: 4 ст.
	поверхность нагрева	м2			712	712
	количество труб	шт.			186	18 блоков
	диаметр и толщина стенки	мм			32х5	32х5
	материал	-			1Х18Н10Т	12Х2МФСР
15	Пароохладитель: тип	-	поверхно-стный	поверхно-стный	впрыскиваю-щий	впрыскиваю-щий
	количество	шт.	2	2	4	4
16	Конденсатор: тип	-	-	-	Змеевико- вый	Змеевико- вый
	количество	шт.	-	-	2	2
	диаметр труб	мм	-	-	25х3	25х3
	материал	-			Ст. 20	Ст. 20
17	Водяной экономайзер 1-я ступень
	поверхность нагрева	м2	1685	1685	1468	1100
	количество труб	шт.	122	122	238	368
	диаметр и толщина стенки	мм	32х4	32х4	32х3,5	32х3,5
	материал	-	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20
18	Водяной экономайзер 2-я ступень
	поверхность нагрева	м2	620	620	1380	1380
	количество труб	шт.	90	90	238	238
	диаметр и толщина стенки	мм	32х4	32х4	32х4	32х4
	материал	-	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20	Ст. 20
19	Горелки: тип		Много топливные	Много топливные	Много топливные	Много топливные
	количество	шт.	6	6	6	6
	расход топлива: доменный газ	нм3/ч	11 300	11 300	20 500	-
	коксовый газ	нм3/ч	2440	2440	4440	4440
	природный газ	нм3/ч	2 460	2 460	4 460	4 460
	промпродукт	т/ч	5,1	5,1	6,0	6,0
20	Горелки домен.газа котлов 8-10
	тип		-	-	-	щелевые
	количество	шт.	-	-	-	4
	производительность	нм3/ч	-	-	-	30 000
21	Водяной объём	м3			62	62
22	Объём паровой части	м3			32	32

1.3 Характеристика паротурбинных установок ТЭЦ-ПВС-2

1.3.1 Общие технические характеристики паротурбинных установок

Общие технические характеристики паротурбинных установок паро-воздушной станции (ПВС) приведены в таблице. 1.7

Таблица 1.7 - Паровые турбины паровоздушной станции

Станционный номер турбины	Тип, модификация Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВт	Параметры свежего пара	Расход свеже- го пара, т/ч	Конденсатор	Циркуляционные насосы
		номинальный	максимальный	Давление, МПа	Температура, оС	номинальный	Тип	Площадь поверхности охлаждения, м2	Расчетное количество охлаждающей воды, м3/ч	Тип	Количество	Подача, м3/ч	Напор, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ВКВ 22-II 1980	20,5	22	9	500	81,2	КП-1930	1930	4900	24 НДН	2	4700	20
2	АКВ-14-1 1955	9	14	2,9	400	40,4	КП-1610	1610	4000	24 НДН	2	3000	25
3	АКВ-14-1 1956	9	14	2,9	400	40,4	КП-1610	1610	4000	24 НДН	2	3000	25
4	АКВ-18-1 1962	18	19	2,9	400	67,0	КП 1740	1740	4900	24 НДН	2	3400	17,5
5	К-22-90-2 1987	20,5	22	9	500	81,5	КП-1930	1930	4900	24 НДН	2	4700	20
6	К-22-90-2 1996	20,5	22	9	500	81,5	КП -1930	1930	4900	24 НДН	2	4000	16,5

1.4 Характеристика водоподготовительной установки пароводяного цикла

Расчетная номинальная нетто-производительность обессоливающей установки равна 340 м³/ч. Установка находится в эксплуатации с 1972 г.

Обработка воды производится поэтапно путем:

- известкования и коагуляции в осветлителях типа ЦНИИ-3 сернокислым железом для снижения жесткости и общей щелочности воды, уменьшения содержания в ней взвешенных веществ, органических соединений, соединений кремния и железа;

- механической фильтрации в напорных механических фильтрах для более глубокого удаления из воды механических примесей;

- полного химического двухступенчатого параллельноточного обессоливания и обескремнивания воды.

Исходная вода подогревается в турбинном отделении в подогревателях сырой воды до температуры 351 ^оС и подается в осветлители, расположенные вне фильтровального зала. Осветлители оборудованы ершовыми смесителями. Для известкования используется негашеная известь, которую гасят в механическом известегасительном комбайне (МИК), установленном в соответствии с прежними нормами проектирования без резерва. Полученное известковое молоко сливают в две железобетонные ячейки. Из них известковое молоко с крепостью 12-16% перекачивают двумя насосами типа 2,5 НФ через гидроциклон-песколовушку в 2 гидравлических мешалки. В мешалках молоко разбавляется водой до 2%.

Для разбавления молока путем циркуляции и перекачки рабочего раствора извести в осветлителях используются два насоса рециркуляции типа СН-125/30-314/4-6.

Коагулянт (железный купорос, сернокислое закисное железо) выгружается в две ячейки мокрого хранения (крепость до 26%), откуда подается перекачивающими насосами 2х9Е-3-51 (два насоса) в два расходных мешалки-мерника, а из них - насосами дозаторами (по два на осветлитель) в осветлители.

В химотделении имеется реагентное хозяйство флокулянта (полиакриламида): мешалка и бак раствора, которые в настоящее время не используется.

Шлам, образовавшийся в осветлителях, удаляется из них при периодической и непрерывной продувке в две шламовых ямы, откуда перекачивается двумя насосами типа НС-50/10 в систему гидрозолоудаления.

Вода, обработанная в осветлителе (известково-коагулированная вода) самотеком сливается в два бака. Из них она перекачивается тремя насосами типа 6 НДС в напорные механические фильтры (9 фильтров).

Известково-коагулированная вода после механических фильтров проходит первую ступень обессоливания Н_I - OH_I и декарбонизаторы пленочного типа (два декарбонизатора и два бака декорбанизированной воды). Из баков декарбонизированная вода подается тремя насосами 6 НДС-60 на вторую ступень обессоливания и обескремнивания.

Обессоленная и обескремненная вода может быть подана либо непосредственно в турбинное отделение в атмосферные деаэраторы или в конденсаторы турбин под остаточным напором насосов, либо может быть направлена в два бака обессоленной воды. Из этих баков вода перекачивается в турбинное отделение тремя насосами типа 6 НДС-60.

Регенерация Н-катионитных фильтров первой ступени производится 1,5-2 % раствором серной кислоты, Н-фильтров II ступени - 3-6% раствором серной кислоты.

Кислотное хозяйство служит для приема, хранения концентрированной серной кислоты и подачи её на регенерацию Н-катионитных фильтров I и II ступеней.

Разгрузка кислоты из железнодорожной цистерны производится в бак приема (V=30 м³), созданием вакуума насосом (2 насоса, типа ВВН-1-6, Q=1,90-2,54 м³/мин, вакуум 90%) слив цистерны производят в 2 бака.

Перекачка из бака приема и заполнение бака хранения (2 бака, V=90 м³) ведется с помощью сжатого воздуха при избыточном давлении 0,1 МПа. Контролирование заполнения баков хранения кислоты ведется по световой сигнализации уровнемеров. Из баков хранения кислоту перекачивают в мерники кислоты (3 мерника V=1,5 м³) путем создания вакуума в них и из них насосами-дозаторами (3 насоса, типа НД 1000/10, Q=1000 л/час, P=1,0 МПа) в фильтры Н-катионитные I и II ступени для регенерации.

Регенерирующий раствор едкого натра, пропущенный через OH^- фильтры II ступени и имеющий концентрацию 0,8 - 1,2 % можно использовать повторно, подавая в бак повторного использования щелочи (V=100 м³) и из него насосом повторного использования щелочи (типа 3х-9Д-1-41, Q=29-54 м³/час, H=27-35 мвод.ст.) на OH - анионитовые фильтры первой ступени. Для восстановления анионита в OH - анионитовых фильтрах второй ступени регенерация проводится двумя порциями с интервалом 12 часов (метод «настаивания»).

Разгрузка едкого натрия и подача его на фильтры производится по той же схеме, что и для кислоты.

Сточные воды установки обессоливания после стадии взрыхления, пропуска регенерирующего раствора, отмывки по каналам поступают в железобетонные ямы (2 ямы) сбросных вод ( 2 насоса, типа ХОЕ 100-65-200, К-55/2, Q=90 м³/час, H=33,5 м вод.ст.).Из этих ям сточные воды направляются в котельное отделение в систему гидрозолоудаления по двум трубопроводам.

Установка аммиака служит для приема, хранения и дозирования раствора аммиака в тракт питательной воды.

Из временной емкости V=2 м³ 25% раствор аммиачной воды по временной схеме подается в баки хранения аммиака (2 бака V=3,5 м³) насосом эжектирующей воды (1 насос, типа 1 НЗ-3/25, Q=30 - 60 м³/час, H=23-25 м вод.ст.)

К схеме полного обессоливания относится и склад тринатрийфосфата. Из сухого тринатрийфосфата приготавливают в мешалке (V=1 м³) 16% раствор фосфата и, пропуская его через фильтр фосфата (1000 мм), подают в мерник фосфата (V=15 м³), где разбавляют обессоленной водой. Затем с концентрацией 2 - 4% насосами раствора фосфата (2 насоса, типа К-20/30, Q=10 - 30 м³/час, H=24-34 м вод.ст.) подают в баки котельного отделения.

Кроме ВПУ пароводяного цикла в химическом отделении ТЭЦ-ПВС имеются ещё 2 установки:

- водоподготовительная установка для производства, использующего вторичные энергоресурсы (ВПУ-ВЭР). ВПУ ВЭР работает по схеме (М-Na_I-Na_II) и имеет нетто - производительности 450 м³/час

- водоподготовительная установка подпитки теплосети (ВПУ ПТС). ВПУ ПТС работает по схеме (М-Na) и имеет производительность 180 м³/час.

1.5 Характеристика пиковых котлов ТЭЦ-ПВС-2

Для покрытия максимумов теплофикационной нагрузки на ТЭЦ-ПВС-2 установлены три пиковых водогрейных котла типа ПТВМ-180. Котел предназначен для подогрева воды, идущей для теплофикации и горячего водоснабжения производственных зданий Общества и жилых помещений г. Череповца.

Основные характеристики котла ПТВМ-180 и его вспомогательного оборудования представлены в таблице 1.8

Таблица 1.8 - Характеристики котлов ПТВМ-180 и их вспомогательного оборудования

Наименование оборудования	Ед.изм.	Данные
1	2	3
1.Котел	шт	3
1.1.Тип		ПТВМ-180, пиковый водогрейный теплофикационный радиационного типа с принудительной циркуляцией
1.2.Завод - изготовитель		БИКЗ
1.3.Теплопроизводитель-ность	Гкал/ч	180(754 ГДж/ч)
1.4.Поверхность нагрева: радиационная конвективная	м2 м2	479 5500
1.5.Рабочее давление воды в выходном коллекторе котла	МПа	До 2,5
1.6.Гидравлические параметры котла при 2-х ходовой схеме: а) расход воды через котел (номинальный)	т/ч	3860
(минимальный)	т/ч	3000 (при температуре 150 C)
б) скорость воды в трубах экранов и нижнем пакете конвективного пучка	м/с	1,42
в) скорость воды в верхнем пакете конвективного пучка	м/с	1,04
г) гидравлическое сопротивление при расходе воды через котёл 3860 т/ч	МПа	0,09
1	2	3
д) температура воды на входе/выходе из котла	С	104/150
1.7.Водяной объем котла	м3	55
2.Топка
2.1.Тип		камерная
2.2.Вместимость топочной камеры	м3	461
2.3.Габариты топки:
а) ширина	мм	11530
б) глубина	мм	6800
3.Газовая горелка
3.1.Тип горелки		С периферийным подводом газа (кольцо)
3.2.Производительность	м3/ч	1265
3.3.Количество отверстий	шт.	3 по 27 мм и 53 по 6,4 мм
3.4.Сечение отверстий по газу	м2	0,0034
3.5.Диаметр амбразуры	мм	450
3.6.Количество горелок	шт.	20
3.7.Сечение горелки по воздуху	м2	0,159
4.Дутьевой вентилятор
4.1.Тип		ЭВР-6
4.2.Завод - изготовитель		Крюковский вентиляторный завод
4.3.Расчетная производительность	м3/ч	14000
4.4.Полный напор	МПа	12,0
4.5.Температура воздуха	С	20
4.6.Способ регулирования		шибером
4.7.Электродвигатель	шт.	20
мощность	кВт	10
скорость вращения	об/мин	970
номинальный ток	А	21,5
5.Дымовая труба
5.1.Тип		Железобетонная, общая для трех котлов ПТВМ-180
5.2.Высота от уровня земли	м	120

1.6 Основные технические решения проекта

1.6.1 Тепломеханическая часть

1.6.1.1 Основное оборудование

Для развития системы электроснабжения ОАО «Северсталь» в составе ТЭЦ-ПВС предусматривается сооружение газотурбинной установки мощностью 16МВт, работающей на природном газе.

За ГТУ предусматривается установить паровой котел-утилизатор Компании «Энергомаш (ЮК) Лимитед», г.Белгород паропроизводительностью 50т/ч, Рраб=18кгс/см². Выработка дополнительной электроэнергии происходит за счет перераспределения паровой нагрузки станции.

По результатам сопоставления технических и стоимостных характеристик газотурбинных установок, выпускаемых отечественным производителемк установке предлагается энергетический газотурбинный агрегат ГТЭ-16 ЗАО «Уральский турбинный завод».

На выбор данного типа турбины повлияли следующие показатели:

- ГТЭ-16 экономична, проста по конструкции и надежна в эксплуатации, оснащена автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП), что обеспечивает ее нормальную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала в машинном зале;

- класс использования ГТУ - базовый: время работы свыше 6000ч в год. Число пусков не более 100 в год;

- конструкция ГТЭ допускает использование в пиковом и полупиковом режимах работы;

- конструкция ГТЭ позволяет производить сервисное обслуживание наместе эксплуатации без демонтажа и отправки на предприятие-изготовитель;

- ГТЭ-16 поставляется в блочно-комплектном исполнении.

1.6.1.2 Газотурбинная установка типа ГТЭ-16.

Газотурбинная установка типа ГТЭ-16 выполнена по простому открытому циклу, с однокаскадным осевым компрессором и свободной силовой турбиной низкого давления (ТНД), ротор которой соединен с ротором электрического генератора через понижающий редуктор. Технические характеристики ГТУ приведены в таблице 1.9

Таблица 1.9 - Технические характеристики ГТУ

Наименование параметра	Значение
1	2
Мощность на клеммах генератора, МВт	15,2
КПД (электрический), %	28,2
Относительный расход топлива, отнесенный на теплоэнергию	0,506
1	2
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, кг/(кВтч)	0,2149
Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло, кг/Гкал	145,5
Масса турбоблока, т	46
Габаритные размеры ГТУ, м х м х м	11,2х3,2х3,6
Частота вращения выходного вала редуктора, об/мин	3000
Температура газа перед турбиной, 0С	920
Температура выпускных газов, 0С	420
Расход выпускных газов, кг/с	83,0
Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах	4,4
Массовый расход топливного газа, кг/ч(Qрн=48610кДж/кг)	3992
Удельный расход условного топлива, кг/(кВтч)	0,435
Располагаемая тепловая энергия на выхлопе, (ГДж/ч)/(Гкал/ч)	96,1/23,0
Температура уходящих газов утилизатора, 0С	120
Коэффициент использования тепла топлива	0,773

В комплект поставки оборудования входят:

- ГТЭ-16 с системой автоматического регулирования и защиты, системой маслоснабжения, входным воздуховодом и выхлопным газоходом, комплексным устройством воздухоподготовки, жидкостной системой компрессора, блоком фильтров тонкой очистки, системой пожаротушения, газодожимающей компрессорной, звукозащитным укрытием и трубопроводами с арматурой в пределах машинного зала;

- понижающий редуктор для привода генератора поставляется комплектно с соединительными муфтами;

- турбогенераторный комплекс в составе турбогенератора и модулей:

* высоковольтного оборудования;

* системы возбуждения;

* местного щита генератора;

-автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Установка поставляется отдельными блоками. Блок турбины включает газотурбинную установку, систему регулирования, маслоснабжения и централизованного контроля (агрегатная часть), которые смонтированы на раме-маслобаке. Редуктор, генератор и другие составные части ГТУ поставляются также блочно.

Технические данные блока ГТУ:

масса, т - 66,2

габариты, м:

длина - 11,16

ширина - 3,2

высота - 3,6

Масса наиболее тяжелого узла при ремонте, т:

ГТУ - ротор газогенератора - 6

Генератора - ротора генератора - 13,8

Редуктора - зубчатое колесо - 4,5

Ротор турбины газогенератора ГТУ или турбины высокого давления (ТВД) и ротор силовой турбины (ТНД) не связаны между собой механически, они вращаются независимо друг от друга с разной частотой.

Частота ротора ТВД переменная и зависит от полезной нагрузки и параметров наружного воздуха, частота ротора ТНД постоянная.

ГТУ рассчитана для работы на природном газе.

ГТУ состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания, двух турбин: турбины высокого давления и турбины низкого давления, систем смазки и регулирования, пусковой турбины с расцепным устройством.

Компрессор, камеры сгорания и обе турбины расположены в едином корпусе, установленном на раме, являющейся одновременно масляным баком. На раме-маслобаке смонтировано оборудование масляной системы, пусковой и аварийный маслонасосы, фильтры и другое оборудование.

Осевой воздушный компрессор имеет 15 ступеней. Осевой входной патрубок компрессора обеспечивает равномерность потока воздуха на входе в направляющие лопатки.

Лопатки входного направляющего аппарата и направляющие лопатки первых трех ступеней компрессора выполнены поворотными, и угол их может изменяться в соответствии с алгоритмом управления.

Остальные направляющие лопатки жестко закреплены в трех обоймах, установленных в общем корпусе турбины.

Для облегчения запуска ГТУ по тракту компрессора производится сброс воздуха в атмосферу через два ряда противопомпажных клапанов.

Для защиты лопаточного аппарата компрессора, а также турбины от эрозийного износа пылью, содержащейся в наружном воздухе, перед компрессором установлено комплексное воздухозаборное устройство (КУВ). В КУВе производится очистка воздуха от пыли и его подогрев в холодное время года, чтобы избежать обледенения КУВ.

Предусмотрена также жидкостная очистка лопаток компрессора от отложений без останова агрегата.

Камера сгорания кольцевого типа, образована двумя жаровыми стенками, которые соединены в единое кольцо 20-ю фронтовыми устройствами. Все эти элементы смонтированы на общем каркасе, соединенном с обоймой ТВД.

В каждое устройство вставляются горелки, через которые подводится топливо из коллекторов, расположенных снаружи корпуса.

Зажигание газовоздушной смеси осуществляется двумя электрическими свечами, установленными в двух горелках с противоположных сторон турбины.

После срабатывания части энергии газового потока в ТВД, последний направляется к направляющим лопаткам турбины низкого давления (ТНД) через промежуточный патрубок.

Промежуточный патрубок образует канал, плавно соединяющий обе турбины по газу. Одновременно он защищает от воздействия горячих газов корпус подшипников, в котором расположены опорные вкладыши обеих турбин.

Выхлопной патрубок турбины по требованию заказчика может поставляться исполнения:

- с выхлопом газов вправо;

- с выхлопом газов влево;

- с выхлопом газов в обе стороны.

Ротор ТНД соединен с валом редуктора через промежуточный точный вал. Ротора обоих турбин опираются на подшипники скольжения. Смазка подшипников принудительная, масло подается к ним под давлением, создаваемым масляным насосом, приводимым непосредственно от вала ТНД. При пуске масло подается от пускового электронасоса.

Масляная система обеспечивает подачу турбинного масла на смазку подшипников редуктора и генератора, а также на смазку зубчатой передачи.

Для смазки применяется турбинное масло, вязкость которого должна быть в пределах 20…23 ССТ при 50°С.

Охлаждение масла осуществляется водой в масляных холодильниках. Вода прокачивается через холодильники насосом.

Холодильники рассчитаны на нормальную работу при температуре подаваемой воды до 33°С.

Агрегат работает без обслуживающего персонала в машинном зале. Пуск, останов, управление и контроль за работой агрегата осуществляется с пульта управления автоматически.

Вся турбина, входной и выхлопной трубопроводы защищены тепловой и шумоглушащей изоляцией. Корпус турбины, кроме того, накрыт шумоглушащим кожухом.

Средний эквивалентный уровень шума в машинном зале не превышает 80дб.

Для защиты от шума окружающей территории на входном воздуховоде и выхлопном газоходе установлены глушители шума, обеспечивающие снижение звукового давления до санитарных норм.

Для обеспечения проведения профилактических осмотров и ремонтных работ вместе с турбиной поставляются необходимые приспособления и инструмент.

Передача крутящего момента от ротора силовой турбины на ротор электрического генератора осуществляется через редуктор.

Передаточное число в зубчатом зацеплении редуктора 1,7.

Редуктор входит в объем поставки и устанавливается на общий с турбиной и генератором фундамент.

Смазка зубчатой пары и подшипников редуктора осуществляется маслом из системы смазки турбины.

Газотурбинная установка комплектуется электрическим генератором.

Технические данные генератора приведены в таблице 1.10

Таблица 1.10- Технические данные генератора

Напряжение, В	10500
Частота, Гц	50
Мощность, МВт	20
Частота вращения ротора, об/мин	3000
Ток статора фазный, А	1375
Масса, т	60
Масса статора, т	37
Масса ротора, т	12,1

Охлаждение обмоток воздушное. Воздух циркулирует по замкнутой схеме и охлаждается водой. Расход воды 192 м³/час. Отводимые потери не превышают 540 кВт.

Подшипники генератора и возбудителя рассчитаны на смазку турбинным маслом: масло на смазку подается из системы смазки турбины. Их температурное состояние контролируется термометрами.

Конструкция генератора предусматривает его работу при левом направлении вращения ротора. Направление вращения уточняется при оформлении заказа в зависимости от типа редуктора.

Генератор комплектуется безщеточным тиристорным возбудителем, аппаратурой теплового контроля, а также приспособлениями для монтажа ротора и для снятия и насадки бандажа ротора и специальным инструментом.

1.6.1.3 Котел - утилизатор

К рассмотрению принимается котел-утилизатор Е-50-1,8 ГТ паропроизводительностью 50т/ч, Рраб=18кг/см².

Котел - утилизатор предназначен для совместной работы с ГТУ.

Котел предназначен для утилизации тепло уходящих газов ГТ и может работать в следующих режимах:

- в автономном - выработка пара за счет сжигания природного газа;

- утилизационном - выработка пара за счет использования тепла уходящих газов ГТУ;

- в комбинированном - выработка пара за счет утилизации тепла выхлопных газов и дополнительного сжигания природного газа с использованием имеющегося в выхлопных газах избытка воздуха вкачестве окислителя.

Основные технические характеристики котла - утилизатора приведены в таблице 1.11

Таблица 1.11-Основные технические характеристики котла-утилизатора

Наименование	Е-50-1,8 ГТ
1	2
Паропроизводительность котла в комбинированном и автономном режиме, т/ч	50
Паропроизводительность котла в утилизационном режиме, т/ч	40
Рабочее (изб.) давление пара на выходе из котла, МПа (кгс/см2)	1,8(18)
Температура пара на выходе из котла, оС	233
Температура питательной воды, оС	100
Габаритные размеры котла с площадками обслуживания, м: длина ширина высота	25 12 12
Ориентировочная масса котла с арматурой в пределах котла, т	182

В комплект поставки котла-утилизатора входят:

- барабан котла с сепарационным устройством - компл.;

- экраны котла - компл.;

- экономайзер - компл.;

- устройство горелочное - компл.;

- трубопроводы котла, арматура и КИП - компл.;

- устройство отбора проб пара и воды -компл.;

- узел питания - компл.;

- опоры котла - компл.;

- каркас площадок обслуживания - компл.;

- помосты и лестницы - компл.;

- документация, в том числе:

- паспорт;

- проект обмуровки котла;

- ведомость поверхностей, подлежащих изоляции;

- комплект документации, необходимый для разработки проекта КИП и А котла и заказа приборов;

- комплект монтажных чертежей.

1.6.1.4 Тепловая схема

Для выработки электроэнергии за счет сжигания природного газа устанавливается газотурбинная установка ГТУ - 16. Выхлопные газы турбины по выхлопному газопроводу поступают в котел - утилизатор (утилизационный и комбинированный режим работы котла).

Вырабатываемый котлом - утилизатором пар направляется в коллектор пара 18 кгс/см² ТЭЦ - ПВС-2.

Вода для питания котла подается из существующих деаэраторов ДСА-300 ТЭЦ - ПВС-2 вновь устанавливаемыми питательными насосами.

Сброс дымовых газов установки осуществляется в собственную вновь сооружаемую дымовую трубу Ду~3,0 м.

1.6.1.5 Компоновка оборудования

Габариты вновь устанавливаемого оборудования не позволяют разместить его в существующем здании испытаний горелочных устройств ТЭЦ-ПВС, в связи с чем предусматривается демонтаж здания и строительство на его месте нового двухпролетного здания парогазовой установки, где размещаются газотурбинная установка, котел-утилизатор и вспомогательное оборудование.

В соответствии с чертежами, представленными заводами - изготовителями оборудования, газовая турбина, редуктор, генератор размещаются в машинном отделении размером 15х24 м, в котором обеспечивается проведение вскрытия ГТ, редуктора и демонтажа ротора генератора. К зданию машинного зала примыкает комплексное устройство воздухоподготовки (КУВ). Котел - утилизатор со вспомогательным оборудованием размещается в котельном отделении. Ячейка котельной установки 30х24 м.

Для обеспечения требуемого давления газа перед котлом в котельном отделении предусматривается газорегуляторная установка, к которой подается газ от ГРП. В котельном отделении также располагается щит управления. Газодожимающая компрессорная примыкает к котельному отделению.

В турбинном и котельном отделении выделены ремонтные площадки, предусмотрены коридоры для кабельных коробов и токопроводов генератора турбины, размещены вспомогательные помещения эксплуатационного песонала.

Турбинное отделение обслуживается мостовым краном г/п 10т.

Газоход от котла подключается к собственной дымовой трубе.

Паропровод от котла - утилизатора до северного торца ТЭЦ прокладывается по вновь проектируемой эстакаде.

На расстоянии 5,0 метров от здания машзала размещается подземный бак аварийного слива масла.

Схема тепловая принципиальная газотурбинной установки с котлом-утилизатором, а также компоновка оборудования представлена на чертежах, включенных в проект.

1.6.1.6 Маслохозяйство

Для замены и подпитки расходной емкости масла турбоагрегата в здании машинного отделения предусматривается бак чистого масла емкостью 1,0м. Заполнение и подпитка расходного бака производится по самотечному трубопроводу, для чего бак чистого масла V=1,0м3 устанавливается на высоту 1,0м от оперативной отметки обслуживания турбоагрегата.

Для аварийного слива масла из баков чистого масла и из маслосистемы ГТЭ -16 предусматривается подземный резервуар емкость 4м3, располагаемый за пределами здания ГТУ на расстоянии 5метров от стены машинного отделения.

Заполнение емкостей чистого масла и маслосистемы из привозных бочек осуществляется ручным масляным насосам.

Масло из баков аварийного слива вывозится автотранспортом. Вопрос очистки и регенерации масла решается централизованно для всего ТЭЦ - ПВС в целом.

1.6.1.7 Топливное хозяйство

Основным видом топлива для котлов-утилизаторов в автономном и комбинированном режиме является природный газ.

ГТУ рассчитана для работы на природном газе.

Давление на вводе в котельное отделение составляет 0,3МПа.

Газ подается на котел-утилизатор паропроизводительностью 50т/ч и на газотурбинную установку мощностью 16МВТ.

На подводящем газопроводе к котельному отделению устанавливается отключающая арматура с изолирующим фланцем, а внутри помещения - быстродействующий запорный клапан с электроприводом. Внутри котельного отделения газопровод разветвляется на два трубопровода: к газодожимающему компрессору газовой турбины и к котлу-утилизатору.

Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне на линии подачи газа к котлу-утилизатору после узла учета предусматривается газорегуляторная установка (ГРУ), состоящая из двух параллельных линий регулирования, одна из которых рассчитана на максимальный расход газа, другая - на минимальный.

На газопроводе к котлу последовательно устанавливаются отключающая арматура и фланцевое соединение для установки листовой заглушки.

Перед горелками котлов устанавливается газовый блок (БГ) ЗАО «АМАКС», оборудованный по ходу газа двумя, располагаемыми последовательно, предохранительными запорными клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.

1.6.2 Электротехническая часть

Выдача электрической мощности от генератора мощностью 16МВт газотурбинной установки ГТУ ГТЭ-16 осуществляется на VII секцию существующего ГРУ-10,5 кВ, с оборудованием дополнительной ячейки.

Связь щита генераторного выключателя ГТУ ГТЭ-16 с ГРУ-10,5кВ выполняется кабелями на напряжение 20кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, в ПВХ оболочке пониженной жаропрочности с низким дымо- и газовыделением. Кабели прокладываются в существующем кабельном тоннеле от стенда горелочных устройств до ГРУ-10,5 кВ.

1.6.3 Архитектурно планировочные решения

В качестве основных направлений, выбранных при проектировании здания парогазовой установки (ГТУ-16+котел-утилизатор) были использованы следующие принципы:

- уменьшение трудоемкости и стоимости строительно-монтажных работ и сокращение расходов за счет унификации объемно-планировочных и конструктивных решений, применения облегченных строительных конструкций, применения комплектно-блочного монтажа строительных элементов, оптимизации конструктивной формы элементов конструкций, сокращения номенклатуры строительных конструкций, материалов и изделий;

- применение модульной системы (ГОСТ 28984-91) при назначении геометрических параметров зданий и сооружений;

- удовлетворение технологических и производственных требований при размещении в структуре здания основного и вспомогательного оборудования, инженерных коммуникаций, цехов и помещений;

- обеспечение требований по охране труда, промсанитарии, противопожарным решениям и эвакуации персонала;

- создание эстетически выразительной архитектуры фасадов, интерьеров производственных помещений;

- применение современных эффективных методов комплексного шумоглушения.

Основные конструкции и материалы:

· здание ПГУ каркасного типа, каркас - металлический;

· ограждающие конструкции - облегченные с применением стального профилированного листа и негорючего эффективного утеплителя малой объемной массы;

· фундаменты - монолитные и сборные железобетонные простой геометрической формы;

· подземное хозяйство - бесподвальное при минимуме земляных работ.

Объемно-планировочные решения здания ПГУ приняты в соответствии с технологической компоновкой основного и вспомогательного оборудования, а также условиями организации производственного процесса.

Здание - двухпролетное, разновысокое, каркасного типа

Шаг колон принят 6 м, пролеты 21 и 6 м.

Класс капитальности - II.

Степень огнестойкости - IV, (стальной не огнезащищенный каркас с пределом огнестойкости R15), класс конструктивной пожарной опасности - СО по СНиП 31-03-2001.Категория здания по пожарной опасности - Г; категории помещений - В4, Г, Д. Класс функциональной пожарной опасности здания поСНиП 21-01-97* - Ф 5.1. Группа производственных процессов - 1б, 1в, 3а по СНиП 2.09.04-87*.

Архитектурные решения фасадов здания ПГУ с применением «Сендвич-панелей» класса ВUККЕR.

Каркас металлический. Устойчивость каркаса здания обеспечивается стальными вертикальными связями, межколонными дисками перекрытий и покрытия, горизонтальными связями по низу ферм.

Покрытие - из оцинкованного профилированного листа по стальным прогонам.

Кровля - рулонная малоуклонная из рулонного полимер-битумного материала типа «Изопласт» в 2 слоя. Утеплитель кровли - жесткие минераловатные плиты.

Наружные стены выполняются из облегченных сэндвич-панелей класса ВUККЕR толщиной 100мм полной заводской готовности с применением готово крашенной тонколистовой стали, поверхность которой оцинкована и покрыта высококачественным полимерным покрытием. В качестве тепло-изоляционного слоя в панелях используется базальтовая минеральная вата.