СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ САКМАРСКОЙ ТЭЦ

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ САКМАРСКОЙ ТЭЦ

Сакмарская ТЭЦ расположена на территории г. Оренбурга и предназначена для обеспечения города горячей водой, отоплением и электроэнергией. Станция имеет установленную мощность – 445 МВт и установленную паропроизводительность – 2260 т/ч. В состав оборудования станции входят: три котла энергетических с установленной паропроизводительностью 420 т/ч, два котла энергетических с установленной паропроизводительностью 500 т/ч, одна турбина Т-50-130, одна турбина Т-55-130, две турбины ПТ-60-130, две турбины Т-110/120-130-4, два водогрейных котла ПТВМ-100 и три водогрейных котла КВГМ-180. Технологическое топливо – газ, резервное топливо – мазут. Территория мазутного хозяйства находится на территории станции, имеет отдельные выходы, состоит из 4 баков общей емкостью 40 000 м³, двух приемных резервуаров емкостью 600 м³ каждый, сливной эстакады мазутонасосной, насосной пенного пожаротушения с баком хранения пенообразователя. Отстоя в хранилищах не предусмотрено, 9000 т из мазутохранилища ежегодно перекачивается в цистерны и отправляется на другие станции (мазут также используется для опробования по графику мазутных форсунок), соответственно такое же количество мазута поступает в мазутохранилище. Объект пожароопасный, требует постоянного надзора и ухода за ним.

Электростанция имеет: компрессорную вне главного корпуса, две циркнасосных, оборудование ХВО (химводоочистка) в отдельно расположенном здании, мазутохозяйство, в т.ч. мазутонасосную в отдельно расположенном здании, котлы водогрейные в отдельно расположенных зданиях, очистные сооружения, средства диспетчерского и технологического управления.

Перечень схем водоподготовки:

1. Двухступенчатое обессоливание - 300 т/ч

2. Na-катионирование - 520 т/ч

3. Конденсатоочистка - 164 т/ч

4. Предочистка: известкование с коагуляцией – 800 т/ч.

ПУТИ СНИЖЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ ВОЗМОЖНОСТИ

КОНКУРЕНЦИ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ

ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОЭНЕГИИ

Основными путями снижения технико-экономических показателей для возможности конкуренции на оптовом рынке электро и теплоэнергии является внедрения энергосберегающих мероприятий. Перечислим основные энергосберегающие мероприятия:

1) Уплотнение топки и газоходов котлов первой очереди, ожидаемая экономия 3 503 тыс. тонн условного топлива в год.

2) Внедрение автоматизированного метода распределения нагрузок. При капитальных вложениях в 300 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект равен 7904 тыс. руб. в год.

3) Реконструкция атмосферных деаэраторов с переводом их на вакуумную деаэрацию (на примере деаэрации воды в щелевых деаэраторах). Ожидаемая экономия 119, 4 тыс. тонн пара, при капитальных вложениях в 267 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект равен 2561, 1 тыс.руб. в год.

4) Применение комплексонной обработки подпитки тепловой сети на Сакмарской ТЭЦ. При капитальных вложениях в 411, 2 тыс.руб. экономический эффект составит 2561 тыс.руб в год.

5) Применение комбинированной химической обработки циркуляционной воды. Ожидаемая экономия 9478 тыс.кВт.ч в год.

6) Организация работы котлов по режимным картам. При капитальных вложениях в 1750 тыс.руб. экономический эффект составит 1700 тыс.руб. в год.

7) Организация работы системы циркводоснабжения по режимным картам. При капитальных затратах в 900 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект составит 2880 тыс.руб.

8) Перевод турбины ПТ-60-130 на работу с ухудшенным вакуумом. Капитальные затраты составят 10000 тыс.руб., а ожидаемый экономический эффект 6287, 3 тыс.руб. в год.

9) Оборудование градирни №3 Сакмарской ТЭЦ противообледенительным тамбуром с жалюзийными створками. Капитальные вложения составят 179, 2 тыс.руб., а ожидаемый экономический эффект 112, 6 тыс.руб.

10) Замена мазутоподогревателей приведет к экономии тепловой энергии в 19300 Гкал/год.

11) Применение ступенчатой конденсации пара в конденсаторах турбин ( на примере турбины Т-100-130) позволит сэкономить 3230 тыс.кВт.ч в год, при капитальных затратах в 6000 тыс.руб. ожидаемый экономический эффект составит 1776 тыс.руб. в год.

12) Применение ГТУ и их совместная работа котлами СТЭЦ позволит дополнительно выработать электроэнергии в объеме 133 млн.кВт.ч в год.

13) Снижение потерь тепла в конденсаторах турбин за счет: а) снижения вентиляционного пропуска пара в ЧНД; б) установка выносного деаэрационного конденсатосборника; в) реконструкция встроенного пучка. Данные мероприятия позволят дополнительный отпуск тепла и увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении, а также повысят экономичность турбоустановок на 0, 2 – 0, 3 %.

Инновации

Проводимые на Сакмарской ТЭЦ работы по внедрению новых технологий можно условно «разбить» на несколько направлений. Прежде всего, это мероприятия, связанные с обеспечением надежности и безопасности энергопроизводства. Не менее важное направление – это автоматизация производства, позволяющая минимизировать влияние человеческого фактора на работу станции. Кроме того, большое внимание уделяется внедрению экономичных методов производства, позволяющих существенно снижать потребление электроэнергии на собственные нужды.

Одним из наиболее масштабных проектов последних лет стало внедрение на станции системы безопасного розжига газораспределительных систем котлов АМАКС. Как рассказал «ЭП» начальник ПТО Сакмарской ТЭЦ Петр Цыплаков, к настоящему времени АМАКС имеется на всех пяти станционных парогенераторах. Также около 2-х лет назад подобная система была установлена на водогрейном котле ст. №4. А в текущем году АМАКС появится и на водогрейном котле ст. №3.

Наряду с этим ведутся работы по внедрению автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). На турбине ст. №2 уже установлен полномасштабный вариант АСУ ТП. Кстати, это единственная станционная турбина, оснащенная подобной автоматикой. Помимо этого АСУ ТП установлена на водогрейном котле №4 (не в полном варианте). А в 2006 году подобные работы будут проводиться на водогрейном котле №3.

Одним из способов повышения надежности работы энергетического оборудования и уменьшения влияния на производственный процесс человеческого фактора является внедрение системы химико-технологического мониторинга. «СХТМ предназначена для оперативного комплексного автоматизированного контроля, анализа, диагностики и прогнозирования водно-химического режима обслуживаемого технологического объекта во всех режимах его работы, включая пуски и остановы - рассказал Петр Цыплаков. – Дело в том, что грубые нарушения водно-химических режимов могут повлечь за собой серьезную аварию, в результате которой в течение нескольких суток из строя будет выведено часть или все основное оборудование ТЭС, к примеру: занесена отложениями испарительная система паровых котлов или проточной части турбин. Весной 2003 года на Сакмарской ТЭЦ была введена в строй СХТМ ВХР (водно-химического режима) 2-й очереди ТЭЦ в полном объеме и в полном соответствии с «Общими техническими требованиями к системам химико-технологического мониторинга водно-химических режимов тепловых электростанций». В текущем году планами предусмотрено внедрение 1-го этапа СХТМ 1-й очереди ТЭЦ.Т За последние 2, 5 года количество отложений на энергетических котлах и проточной части лопаточного аппарата турбин резко сократилось. Специалисты связывают этот факт именно с внедрением системы ХТМ.

Еще один значимый проект – произведенная в прошлом году установка частотно-регулируемого привода напряжением 6 кВ на сетевом насосе 2 подъема СН-5В. Это позволило станции заметно сократить расход электроэнергии на собственные нужды и тем самым снизить удельный расход топлива. Это весьма актуально для ТЭЦ, где порядка 10-12% вырабатываемой электроэнергии тратится на нужды станции (для сравнения, на ГРЭС этот показатель составляет около 3% от выработки). Экономический эффект от внедрения привода сетевого насоса равняется 4 млн. рублей в год (при стоимости этого оборудования 12 млн руб. и сроке его окупаемости около 3-х лет) Всего же в прошлом году на Сакмарской ТЭЦ было внедрено 6 инновационных проектов. Среди них: внедрение системы автоматического регулирования возбуждения АРВ-Р на турбогенераторе ст. №4 типа ТВФ-63-2; внедрение аппаратуры вибродиагностики типа «Вектор» с контролем низкочастотной вибрации подшипниковых опор (на турбине ст. №4 Т-55-130); установка и ввод в эксплуатацию двух пиковых бойлеров типа ПСВ-500-15-23 на бойлерной ст. №4; модернизация АИИС КУЭ, которую в 2006 году предполагается ввести в промышленную эксплуатацию.

А в планах на текущий год значатся: замена набивки РВП-54 на парогенераторе ст. №2; замена пакета змеевиков КПП на парогенераторе ст. №5; реконструкция газораспреедилтельной системы водогрейного котла ст. №3; модернизация градирни ст. №2; монтаж системы обнаружения нарушений периметра ограждения электростанции и др.

ТОПОЧНАЯ КАМЕРА.

3.1.1. Топочная камера имеет призматическую форму с размерами в плане между осями труб 6016х4080 мм и разделена двухсветным экраном на две полутопки. Тепловое напряжение топочной камеры при номинальной нагрузке 180х10³ ккал/м³час. Топочная камера полностью экранирована.

3.1.2. С целью уменьшения влияния неравномерности обогрева на циркуляцию вся экранная система выполнена из секций. Секция имеет свой верхний и нижний коллектор, свои опускные и пароотводящие трубы. Таким образом каждая секция представляет собой простой, независимый контур циркуляции, всего 15 контуров циркуляции.

3.1.3. Боковые и задние стены топочной камеры экранированы испарительными трубами, на фронтовой стене установлен радиационный пароперегреватель.

3.1.4. Испарительные трубы экранов имеет диаметр 60х6 мм (материал ст.20) с шагом 64 мм. Боковые экраны имеют в нижней части скаты к середине топки с уклоном 15⁰ к горизонтали и образуют под.

3.1.5. Во избежание нарушения надежности циркуляции, расслоение пароводяной смеси, участки боковых экранов, образующие горизонтальный под, покрыты шамотным кирпичом и хромитовой массой.

3.1.6. Двухсветный экран изготовлен из труб диаметром 60х6 (материал ст.20), установленных с шагом 66 мм имеет окна, образованные подводкой труб для выравнивания давления в полутопках.

3.1.7. В нижней части двухсветный экран имеет лаз для свободного прохода из одной полутопки в другую.

3.1.8. Боковые экраны, радиационный пароперегреватель и двухсветный экран с помощью тяг подвешивается к металлоконструкции потолочного перекрытия и имеет возможность при тепловом расширении свободно опускаться вниз. Нижние камеры боковых и двухсветных экранов под подом топки образуют с помощью специальной конструкции жесткий узел.

3.1.9. Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры, защиты верхних камер заднего экрана от радиации, трубы заднего экрана в верхней части образуют выступ в топку с вылетом 1, 4 м. Выступ образован трубами заднего экрана, приблизительно 75% которых образуют выступ, а остальные трубы составляют вертикально необогреваемые участки и являются несущими. От верхних камер заднего экрана к барабану подведено 18 обогревательных пароотводящих труб (выполнены из стали 12Х1МФ в обогреваемых участках и из стали 20 в необогреваемых). Верхние камеры заднего экрана подвешены к металлоконструкциям потолочного перекрытия.

3.1.10. Фронтовая стена топки экранирована трубами настенного пароперегревателя (описание в разделе пароперегреватель).

3.1.11. Подвод воды к нижним камерам экранов осуществлен трубами диаметром 159х12 мм. К каждой секции боковых экранов (всего 6 секций) подводится по три трубы: к секциям заднего экрана (всего 6 секций) подводится по 3 трубы, к секциям двухсветного экрана (всего 3 секции) подводится по 4 трубы.

3.1.12. Котельный агрегат имеет двухступенчатую схему испарения. Сепарация пара в первой ступени испарения организована внутри барабана. Вторая ступень испарения организована четырьмя выносными циклонами, установленными по бокам котла. Двухсветный, задние экраны, средние и передние панели боковых экранов включены в первую ступень испарения. Во вторую ступень испарения включены задние панели боковых экранов.

3.1.13. Отвод пароводяной эмульсии осуществляется трубами 133х10 мм, выполненных из стали марки 20.

3.1.14. Пароводяная эмульсия 1-й ступени сепарации из каждой верхней камеры заднего и боковых экранов направляется в барабан по трем трубам, из каждой верхней камеры двухсветного экрана – 2 трубами.

3.1.15. Пароводяная эмульсия 2-й ступени сепарации направляется в улитку выносных циклонов по четырем трубам из каждого коллектора в каждую пару циклонов. Пар из выносных циклонов направляется в паровое пространство барабана, по двум трубам из каждого циклона.

ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ

3.8.1. По характеру тепловосприятия пароперегреватель котлов ТГМ-84 радиационно-конвективный. Он состоит из:

а) радиационной части (потолочный и настенный пароперегреватель);

б) полурадиационной части (ширмовый пароперегреватель);

в) конвективной части (конвективный паропергреватель).

3.8.2. Доля тепла, воспринимаемая радиационным путем составляет порядка 60%.

Радиационный настенный пароперегреватель состоит из шести отдельных панелей. Выходные камеры панелей сварены в два коллектора. Панели состоят из труб диаметром 42х5 мм (материал ст. 12Х1МФ) с шагом 46 мм. входные и промежуточные камеры из ст. 12Х1МФ. Две крайние секции имеют по 48 труб, остальные 4 секции по 49 труб. Каждая секция имеет 22 опускные трубы, расположенных в середине панели и подъемные трубы по краям.

3.8.3. Для предотвращения изгиба труб в топочную камеру выполнено крепление панелей к каркасу котла, допускающее вертикальное перемещение труб.

3.8.4. Потолочный пароперегреватель состоит из труб диаметром 32х4, материал ст.12Х1МФ. после потолочного пароперегревателя установлены 2 впрыскивающих пароохладителя (1-й впрыск и первый переброс пара).

3.8.5. Ширмовый пароперегреватель состоит из вертикальных ширм, размещенных в поворотной камере перпендикулярно фронту котла. Ширма состоит из входного, промежуточного и выходного коллекторов, соединенных 23-мя " U" образными трубами диаметром 32х4 мм, материал ст.12Х1МФ. Длина одной петли 7348 мм. на котлах 30 ширм, расположенных в один ряд.

3.8.6. В рассечку ширмового пароперегревателя установлено 2 впрыскивающих пароохладителя (II-й впрыск) и 2-й переброс пара.

3.8.7. Конвективный пароперегреватель горизонтального типа, состоит из правой и левой частей, размещенных в газоходе опускной шахты над водяным экономайзером. Каждая часть имеет два пакета – верхний и нижний. В рассечку их установлен впрыскивающий пароохладитель (III-й впрыск). Интервал между пакетами – 1310 мм.

3.8.8. Каждый пакет имеет два хода по пару: прямоточный и противоточный. Каждый пакет состоит из двух блоков. Блоки, ближайшие к фронту – противоточные, другие блоки – прямоточные. Каждый пакет имеет входную камеру, одну промежуточную и одну выходную камеру. На выходных камерах установлены главные предохранительные клапаны (по 2 на камеру). Диаметр труб конвективного пароперегревателя 38х6 материал ст.12Х1МФ.

3.8.9. После ширмового пароперегревателя сделан третий переброс пара. Перебросы пара делаются для выравнивая температуры пара.

3.8.10. Движение пара по перегревателю происходит двумя симметричными не смешивающими потоками. Потоки условно называются " левый" и " правый" соответственно стороне выхода пара из котла (если смотреть с фронта).

3.8.11.Движение пара по пароперегревателю следующее: из барабана насыщенный пар поступает во входные панели (6 шт.) настенного пароперегревателя, проходит опускные трубы, промежуточные коллекторы (6 шт.), подъемные трубы панелей и в выходной коллектор. Далее во входные коллекторы потолочного пароперегревателя и по панели в выходные коллекторы. После потолочного пар поступает в камеру 1 пароохладителя. Пройдя его, поступает в 14 крайних ширм, по которым движется от задней стенки к фронту котла (противоток).

3.8.12. Из крайних ширм поток пара направляется в камеру II-го пароохладителя. Пройдя его, пар подается в 16 средних ширм (прямоточные). Из выходных коллекторов ширм пар подводится к верхним пакетам конвективного пароперегревателя. Проходит противоточный блок, затем прямоточный и направляется в камеры III-го пароохладителя. Пройдя его, пар перебрасывается в нижние пакеты КПП. Движется сначала по противоточному блоку, затем по прямоточному и далее выходит из котла и направляется к потребителю.

МАСЛЯНАЯ СИСТЕМА.

1.2.1. Масляная система турбины служит для снабжения маслом подшипников

турбоагрегата с целью их смазки и охлаждения при давлении масла на подшип-

ники 0, 7-0, 9 ати, а также для подачи масла в систему регулирования и защиты

турбины с давлением 20 ати, для подачи масла на уплотнения генератора с дав-лением 6-8 ати. Применяемое масло марки ТП-22 (турбинное с присадками).Емкость масляной системы 16 тонн.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИНЫ.

1.3.1. Система регулирования турбины предназначена для автоматического под-

держания заданного числа оборотов на холостом ходу турбины и для управления тепловой и электрической нагрузками.

1.3.2. Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять

следующим требованиям:

n устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и

обеспечивать возможность их плавного изменения;

n устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом

ходу и плавно её изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управ-

ления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

n удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки сра-

батывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электри-

ческой нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответ-

ствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и

максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.