Реконструкция Омской ТЭЦ – 3

1.3 Тепловая схема

 

Строительство ТЭЦ велось в три очереди:

1 очередь  – оборудование с параметрами  острого пара 9,8 МПа, 510 ^оС;

2 очередь  – оборудование с параметрами  острого пара 13,73 МПа, 560 ^оС;

Тепловая  схема первой и второй очереди  выполнена с поперечными связями, имеется РОУ между коллекторами острого пара 13,73МПа и 9,8 МПа. Для  отпуска пара на производство, с  давлением 3 МПа установлены РОУ 9,8/3 МПа.

Теплофикационные  отборы турбин “ПТ” подключены на основные сетевые подогреватели и на коллектор  пара 0,12 МПа, от которого запитаны подогреватели  сырой, водопроводной, химочищенной и  химобессоленной воды и атмосферные  деаэраторы подпитки котлов и теплосети.

Производственные  отборы  турбин “ПТ” и противодавление  турбин Р-25 и Р-50 подключены на пиковые  сетевые подогреватели и на коллекторы пара 1 – 1,5 МПа, от которых отпускается  пар на производство, мазутохозяйство, подогреватели химобессоленной  воды перед деаэраторами 0,6 МПа.

Теплофикационные  и производственные отборы турбин резервируются  соответствующими РОУ.

Подпитка  колов ТП-230-2 (9,8 МПа) производится химочищенной водой, колов ТП-82 (13,73 МПа) – химобессоленной  водой.

Исходной  водой для подпитки котлов является техническая вода, которая перед  ХВО подогревается в конденсаторах  турбин ст. № 10,11,12 и в подогревателях сырой воды паром 0,12 МПа.

Химочищенная  вода после ХВО подогревается  в конденсаторе турбины ст. № 6 или  в подогревателях химочищенной воды паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных  деаэраторах и поступает в  систему регенерации турбин “Т”  (8,83 МПа) и деаэраторы 0,6 МПа.

Химобессоленная вода после ХВО подогревается  в теплообменниках паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах  и поступает в систему регенерации  турбины “ПТ” (12,75 МПа) и, частично, через подогреватели химобессоленой воды в деаэратор 0,6 МПа.

Исходной  водой для подпитки теплосети  является водопроводная вода. Подогрев водопроводной воды перед ХВО  подпитки теплосети осуществляется в конденсаторе турбины ст.№9 и  подогревателях водопроводной воды паром 0,12 МПа. Деаэрация подпиточной  воды производится в атмосферных  деаэраторах, в качестве греющего потока в которых используется пар 0,12 МПа. На ТЭЦ установлены аккумуляторные баки горячего водоснабжения 4x3000 м³. подпитка теплосети осуществляется зимними и летними подпиточными насосами. Коллекторной сетевой воды на ТЭЦ не имеется. Сетевая вода подогревается в отдельных группах основных и пиковых подогревателей, которые имеют свои сетевые насосы. Между группами сетевых подогревателей имеются перемычки с секционирующими задвижками. Водогрейные котлы работают в основном режиме.

От первой очереди ТЭЦ обеспечивается теплом и горячей водой жилищный сектор, от второй очереди – промзона.

1.4 Топливо

 

Основным  видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным – мазут  М – 40”В”.

Мазут на ТЭЦ  – 3 поступает с Омского нефтеперерабатывающего завода по двум  мазутопроводам диаметром 200 мм.

Склад мазута общей емкостью 5000 м³ оборудован тремя приемными подземными резервуарами по 1000 м³ каждый.

Здание мазутонасосной состоит из заглубленной и надземной  частей. Заглубленная часть оборудована  четырьмя насосами типа 5Н-5х4 с подачей 170 м³/ч, напором 70 м. вод. ст. и служит для перекачки мазута из подземных резервуаров в наземные расходные резервуары. Надземная мазутонасосная оборудована четырьмя насосами типа 8НД-9х3 с подачей 290 м³/ч, напором 270 м. вод. ст. и служит для подачи мазута в котельное отделение.

Для подогрева  мазута установлено восемь подогревателей восемь подогревателей типа ТВТ-80 с  поверхностью нагрева по 80 м².

Подача мазута в главный корпус осуществляется  по двум трубопроводам диаметром 200 мм.

Номинальное давление мазута перед форсунками котлов составляет 2,5 МПа.

По действующим  нормам технологического проектирования емкость существующего мазутного  хозяйства недостаточна для емкости  резервного мазутного хозяйства, кроме  того его оборудование физически  устарело.

 

1.5 Существующее газоснабжение

 

Природный газ  на ТЭЦ – 3 поступает с ГРП – 1 по газопроводу диаметром 700 мм.

Трасса проложена  подземно и надземно на высоких опорах. Длина трассы примерно 6,2 км.

Газ поступает  на ГРП, где проходит очистку и  двухступенчатое редуцирование. В  результате давление газа в ГРП снижается  с 1,2 МПа на входе до 0,1 МПа на выходе (давление избыточное). Производительность ГРП – 382000 нм³/ч.

Из ГРП  выходят два газопровода среднего давления:

- диаметром  1200 мм. – на 1 очередь строительства  ТЭЦ;

- диаметром  1000 мм. – на 2 очередь строительства  ТЭЦ.

 

1.6  Технические решения по реконструкции

 

Реконструкцию и перевооружение ТЭЦ – 3 предусматривается  проводить в два этапа:

Этап 1

Строительство нового главного корпуса для установки  в нем трех газотурбинных блоков в составе 3хGТ8С+3хКУ (без дожигания)  разбивкой ввода на два пусковых комплекса:

первый пусковой комплекс - 2хGT8С+2хКУ;

второй пусковой комплекс - 1хGТ8С+1хКУ.

Этап 2

Демонтаж  физически и морально устаревшего  турбинного и котельного оборудования первой очереди. Планируется демонтировать  две турбины ПТ-25-3М ст. № 1,2 и  вывести из работы два котла ТП-230-2 (9,8 МПа). 

Реализация  второго этапа реконструкции  может начаться после ввода двух блоков ГТУ.

Срок ввода  третьего блока ГТУ должен быть увязан с выполнением второго этапа  реконструкции при разработке отдельного ТЭО реконструкции 1 очереди ТЭЦ.

Реализация  этих решений будет обеспечивать не только непрерывность монтажа  и ввода замещающего основного  оборудования, но и надежность теплоснабжения, отпуска пара на производство и энергоснабжения  потребителей на всех этапах реконструкции.

 

1.7 Турбина газовая

 

GT8C выполнена  по схеме простого открытого  цикла. Ротор газогенератора и  силовой турбины является единым  и сочленяется с ротором электрогенератора  через редуктор (6200/3000 об/мин). Турбина  и компрессор помещены в корпусе,  разделенные по горизонтальной  плоскости на уровне оси оборудования, представляющая собой в собранном  состоянии единый блок.

Для контактирующих с горячим газом деталей существует система воздушного охлаждения с  целью поддержания допустимого  диапазона температур. Имеется термоизоляция, служащая и как звукоизоляция, для  предотвращения попадания тепла  в окружающую среду, равномерного распределения  тепла на все детали оборудования и изоляции шума.

Камера сгорания установлена в вертикальном положении  на корпусе турбины, предусмотрено  противоточное охлаждение. Газовая  турбина может работать как на газотурбинном, так и на жидком топливе. Имеется возможность переключения с газообразного топлива на жидкое (автоматически) и с жидкого на газообразное (вручную) без прекращения  эксплуатации.

В качестве аварийного топлива используется дизельное  топливо.

В процессе сжигания жидкого топлива происходит впрыскивание воды  с целью поддержания  эмиссии NO_x выхлопных газов на низком уровне. Процесс горения неблагоприятных изменений не претерпевает. Генераторный блок присоединяется редуктором к газотурбинному блоку.

Генератор –  двухполюсный, трехфазный, синхронный, в полностью закрытом корпусе  с воздушным охлаждением. Подача смазки, охлаждающей жидкости и смазочного масла для подшипников обеспечивается системами, обслуживающими газовую  турбину.

Всасывающий патрубок выполнен перпендикулярно  оси компрессора. Для очистки  воздуха перед компрессором предусмотрена  одноступенчатая фильтрующая система  с высокой степенью фильтрации. Для  очистки фильтрующих элементов используется сжатый воздух с давлением от шести до восьми бар. Степень сжатия компрессора равна 15,8.

Компоновка  оборудования выполнена для размещения всех агрегатов установки в отдельном  боксе. Выход отработавших газов  выполняется по оси ротора турбины. Уходящие газы сбрасываются в атмосферу  через сбросную дымовую трубу, установленную  вне бокса.

Газонепроницаемое соединение между сбросным диффузором и дымовой трубой и компенсация  термического расширения обеспечиваются посредствам расширения места соединения, изготовленного из легкого материала. Дымовая труба по всей высоте покрывается  звуко-теплоизоляцией. Кроме того в  дымовую трубу встроен шумоглушитель.

Характеристика  машины дается при стандартных потерях  давления по тракту: всасывающий и  сбросной тракт в сумме составляют 25 миллибар.

В качестве топлива принят природный газ  состава (% по объему): CH₄=98,9; C₂H₆=0,13; C₃H₈=0,01; CO₂=0,08; N₂=0,87.

Оборудование  поставляется в собранном виде на собственном основании.

Основные  показатели GT8C даны при работе турбины  с номинальной мощностью при  следующих условиях: t_нв=+15 °С, Р=0,1013 МПа показаны в таблице 1.2

 

 Таблица 1.2 - Основные показатели работы GT8C

 

Показатель	Величина	Размерность
Мощность	51,6	МВт
КПД	33,9	%
Расход топлива	3,045	кг/с
Расход уходящих газов	177,4	кг/с
Температура уходящих газов	517	°С
Температура газов на входе	1100	°С
Избыток воздуха	3,309

 

 

 

 

1.8 Тепловая схема газотурбинной  установки с котлами – утилизаторами

 

Утилизация  теплоты выхлопных газов газовых  турбин происходит в котлах – утилизаторах для генерации промышленного  пара 1,5 МПа, 295 ^ОС. Схема принята с поперечными связями. Котлы – утилизаторы подключены по промышленному пару на два коллектора, соединенные с соответствующими коллекторами существующей части главного корпуса, от которых пар подается на пиковые сетевые подогреватели и на производство.

Конденсат с  производства, конденсат теплообменников  и подпиточная химочищенная подогретая вода деаэрируется в атмосферных  деаэраторах. Пар в деаэраторы поступает  из коллектора пара 0,12 МПа существующей части. Деаэраторы имеют перемычки  по пару и воде. Питательная вода с температурой 104  ^ОС подается в экономайзеры КУ.

Непрерывная продувка котлов после расширителей непрерывной продувки (РНП) направляется без охлаждения на испарительную  установку, пар из РНП поступает  в коллектор пара 0,12 МПа.

Для глубокого  охлаждения газов на выходе из котла  на линии рециркуляции газоводяного теплообменника (ГВТО) устанавливаются водоводяные теплообменники, в которых тепло снимается водопроводной водой перед ХВО подпитки теплосети.

 

1.9 Котлы – утилизаторы

 

Для утилизации тепла уходящих газов за газовыми турбинами устанавливаются горизонтальные котлы – утилизаторы  АОЗТ “Подольский  машиностроительный завод”. Котлы  – утилизаторы вырабатывают технологический  пар давлением 1,5 МПа, температурой 295 ^оС и позволяет получать горячую воду для теплоснабжения за счет размещения в котлах газоводянных  теплообменников (ГВТО), включенных в замкнутый контур, тепло от которых снимается в специальных теплообменниках.

Котел выполняется  газоплотным. Поверхности нагрева  котла выполняются дренируемыми из труб с наружным спиральным оребрением.

За каждым котлом предусматривается установка  шумоглушителя, газового плотного клапана  и ремонтной заглушки.

Котел –  утилизатор горизонтальной компоновки имеет следующие преимущества по сравнению с вертикальным:

- меньшее   аэродинамическое сопротивление  газоходов;

- отсутствуют  циркуляционные насосы, что упрощает  компоновку и схему котла, снижает  расход электроэнергии на собственные  нужды ТЭЦ;

- имеется  возможность использования кранового  оборудования для монтажа и  ремонта котлов.

Техническая характеристика котла-утилизатора  горизонтальной компоновки приведена в таблице 1.3