Паровой котел Описание паровых котлов типов ДКВР и Е (ДЕ) Вихревые горелки Автоматизированная система управления технологическими процессами Газотурбинная теплоэлектростанция Метрологическое обеспечение.

Наряду с наружными загораниями пыли часто наблюдаются загорания, хлопки и взрывы внутри самой системы пылеприготовления из-за внутренних отложений на стенках пылепроводов, сепараторов, циклонов. Для выявления внутренних отложений пыли оборудование после остановов регулярно осматривают. Ликвидация отложений на работающем оборудовании (открытие лазов и люков) запрещена.

Газотурбинная теплоэлектростанция «Урал-4000»

Для обеспечения надежности энергоснабжения и снижения себестоимости электрической и тепловой энергии в Республике Башкортостан взят курс на применение газотурбинных технологий для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. В связи с тем, что газотурбинная установка мощностью 4 МВт в состоянии обеспечить электроэнергией и теплом поселок с населением в 7–8 тыс. человек, было принято решение о строительстве в с. Большеустьикинское Мечетлинского района ГТУ-ТЭЦ "Шигили" на базе газотурбинной электростанции (ГТЭС) "Урал-2500Р" (в настоящее время электростанция выпускается в серийном исполнении с условным обозначением "Урал-4000") табл. 2.11 и 2.12.

ГТЭС серии "Урал" предназначена для производства электроэнергии для промышленных и бытовых потребителей, а при использовании котла-утилизатора – для совместного производства электроэнергии, горячей воды и пара. Основными узлами ГТЭС являются газотурбинная установка и генератор, размещенные в транспортабельном контейнере с шумотеплоизолирующей обшивкой. ГТЭС укомплектована всеми необходимыми системами жизнеобеспечения и вспомогательными устройствами, а также комплексом контроля и управления электростанцией
КУЭС‑25ШР, разработанным ОАО "СТАР".

При разработке ГТЭС использован многолетний опыт ОАО "Авиадвигатель" по созданию газотурбинных двигателей, приводных и энергетических ГТУ, в том числе на базе конвертированного авиационного двигателя Д-30 – одного из самых надежных и доведенных за 30 лет эксплуатации. Основные конструкторские решения ранее были успешно отработаны на серийно выпускаемых установках ГТУ-2,5П и ГТУ-4П (мощностью 2,5 и 4,0 МВт соответственно), разработка которых осуществлена по заданию РАО "Газпром". Газотурбинная установка выполнена двухвальной, со свободной силовой турбиной. Ротор газогенератора состоит из 10-ступенчатого осевого компрессора и двухступенчатой осевой турбины. Камера сгорания – трубчато-кольцевого типа с 12 жаровыми трубами. Частота вращения силовой турбины составляет 5520 оборотов в минуту. Перспективы применения тепловых насосов В системах теплоснабжения многих стран широкое распространение получили парокомпрессионные тепловые насосы (ТН) мощностью до 0,5 МВт с поршневыми компрессорами. Производятся также винтовые ТН установленной тепловой мощностью до 9 МВт и турбокомпрессорные – выше 9 МВт. В настоящее время в мире в системах теплоснабжения эксплуатируется более 18 млн крупных ТН. В наибольших масштабах они применяются в Швеции, где общая установленная тепловая мощность ТН превысила 1200 МВт, а самый крупный из них имеет мощность 320 МВт.

В состав турбоагрегата входит специально спроектированный турбогенератор ГТГ-4-2РУХЛ3 производства ОАО "Привод", особенностью которого является картерная схема смазки подшипников (без маслостанции). В генераторе применена бесщеточная система возбуждения, которая упрощает обслуживание и облегчает автоматизацию энергоустановки. Так как частота вращения турбогенератора составляет 3000 об./мин, используется редуктор с передаточным отношением 1,84.

Выхлопные газы из двигателя поступают в теплоутилизатор, где происходит нагрев технологической воды, которая затем поступает в блок пластинчатых теплообменников и нагревает сетевую воду. Электрическая мощность, вырабатываемая генератором, передается в сеть ОАО АК "Башкирэнерго" или локальную сеть.

Проектные значения основных показателей установки ГТУ-4П в условиях ISO (tвх = + 15 °С; рн = 0,1013 МПа; влажность = 60 %, без потерь давления на входе и выходе) следующие: степень сжатия – 7,3; расход газа за турбиной – 29,41 кг/с; мощность на клеммах генератора – 4,17 МВт; КПД в простом цикле = 24 %; температура газов на входе в турбину – 790 °С; температура отработавших в турбине газов – 421 °С; тепловая мощность отработавших в турбине газов (при снижении их температуры до 110 ºС) – 8,5 Гкал/ч; коэффициент использования топлива при совместной выработке электроэнергии и тепла – 81 %; выбросы NОх и СО при 15 % О2 в выходящих газах – не более 50 мг/м3.

Таблица 2.11

Параметры двигателя Д-30ЭУ-2 в составе ГТЭС "Урал-2500Р"

на номинальном режиме

Вид

испытания

nk, об./мин

рк, кгс/см2

Тст,

К

рст,

кгс/см3

σвх

σвых

ПИ от 20.02.01

10060

7,56

718

1,075

0,991

0,959

ПСИ от 20.09.99

10020

7,5

717,8

1,07

0,998

0,969

* Получены в процессе приемочных испытаний (ПИ) ГТУ-ТЭЦ «Шигили» и заводских приемо-сдаточных испытаний (ПСИ).

Таблица 2.12

Основные технико-экономические показатели

ГТУ-ТЭЦ "Шигили"

Наименование показателя

Величина

Установленная мощность:

− электрическая, МВт;

− тепловая (при снижении температуры газов после теплоутилизатора до 150 °С), Гкал/ч (МВт)

4,0

7,6 (8,8)

Коэффициент использования энергии топлива при комбинированной выработке тепла и электроэнергии, %

> 75,4

Первый пуск ГТЭС с выходом на режимы номинальной (4,0 МВт) и максимальной (4,8 МВт) электрической нагрузки в сети ОАО АК "Башкирэнерго" состоялся 27 декабря 2000 г.

Первые пуски, вопреки ожиданиям эксплуатационников, показали практически безотказную работу газотурбинной установки и одновременно выявили ряд конструктивных недостатков генератора, которые были учтены при поставке последующих установок. В марте 2001 г. (после комплексного опробования ГТУ-ТЭЦ с ГТЭС "Урал-2500" в течение 72 ч с нагрузкой) ГТУ-ТЭЦ "Шигили" с ГТЭС "Урал-2500Р" была принята в эксплуатацию. Общий вид представлен на рис. 2.38.

В состав основного оборудования ГТУ-ТЭЦ входят:

ГТЭС "Урал-2500Р";

водогрейный теплоутилизатор;

водоводяной пластинчатый теплообменник; система газоснабжения для ГТЭС;

система подачи пускового сжатого воздуха от агрегата ТА-6А к ГТЭС;

автоматизированная система контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП) ГТУ-ТЭЦ.

При создании АСУ ТП ГТУ-ТЭЦ "Шигили" было принято принципиальное решение об использовании в проекте отечественного оборудования и собственного программного продукта. Это позволило снизить стоимость и существенно упростить обслуживание и эксплуатацию всего комплекса в целом, а также оперативно вносить необходимые коррективы на любом уровне.

В период со 2 по 4 июля 2001 г. приемочная комиссия, назначенная приказом по РАО "ЕЭС России", провела приемочные испытания теплоцентрали ГТУ-ТЭЦ "Шигили" с первым (головным) образцом ГТЭС "Урал-2500Р" (ГТЭС "Урал-4000"). К этому времени ГТЭС в составе ГТУ‑ТЭЦ "Шигили" имела наработку 1133 ч. Приемочные межведомственные испытания проводились по специальной программе, предусматривающей проверку работы ГТУ-ТЭЦ "Шигили", ее оборудования, систем и инженерных коммуникаций в соответствии с требованиями эксплуатационной документации. Время работы ГТУ-ТЭЦ в процессе испытаний определялось с учетом ограничений по температуре сетевой воды (не выше 114 °С).

В процессе испытаний проверялись основные параметры ГТЭС на номинальном режиме (в установившемся тепловом состоянии), характеристики переходных процессов при включении/отключении нагрузки ГТЭС, характеристики маслосистем газотурбинного двигателя, редуктора и генератора в системе ГТЭС, характеристики топливной и пусковой систем в составе ГТЭС, уровень вибраций двигателя и генератора в системе ГТЭС, уровень шума и содержание вредных веществ ((Ж)Х и СО) в выхлопных газах.

Измерения параметров режима ГТЭС в процессе пусконаладочных работ и межведомственных испытаний проводились с помощью штатных средств АСУ ТП, комплекса управления КУЭС-2500Р и специальной измерительной системы "Парус".

Измеренные параметры (в том числе электрическая мощность, частота вращения роторов и температура газов на выходе из двигателя) были приведены к стандартным (расчетным) атмосферным условиям: наружной температуре + 15 °С (288 К) и барометрическому давлению 1,013 бар (760 мм рт. ст.) в соответствии с ГОСТ 20440-75.

Запуск двигателя ГТЭС производился сжатым воздухом с избыточным давлением 4...6 кгс/см2 и температурой 100... 150 °С по заданному алгоритму САУ. Время автоматического запуска из прогретого состояния с момента подачи команды на запуск до выхода ГТУ на режим "холостой ход" составляло до 420 с, включая период вентиляции перед запуском (300 с). Время пуска и нагружения ГТЭС, включая указанное время запуска и прогрев ГТУ в течение 2–5 мин, составляло до 12 мин. В аварийных ситуациях, при необходимости, время запуска из прогретого состояния может быть сокращено до 130 с, время пуска и нагружения – до 5 мин.

В процессе испытаний проверялись характеристики переходных процессов при отключении электропитания с. Большеустьикинское от сети ОАО АК "Башкирэнерго" и переключении ГТЭС "Урал-2500Р" из сети "Башкирэнерго" на локальную сеть с дефицитом мощности – имитация аварийной ситуации при коротком замыкании и отключении ВЛ (110 кВ). При включении/отключении нагрузки до 50 % номинальной переходного отклонения напряжения генератора не было отмечено (в пределах допуска ГОСТ 13109). Во время переключения ГТЭС из параллельной работы » сети ОАО АК "Бишкирэнерго" на локальную сеть переходное отклонение частоты генератора составляло + 2 % в течение 5 с при сбросе 50 % номинальной нагрузки (с 4000 до 2000 кВт при переходе из параллельной работы на локальную сеть) и + 8 % в течение 5 с при сбросе нагрузки с 2000 до 110 кВт (собственные нужды ГТУ-ТЭЦ). Характеристики переходных процессов с учетом параметров стационарных режимов соответствовали заданным в ТЗ.

Была проведена проверка увеличения тепловой мощности при снижении температуры воздуха на входе в ГТЭС с помощью специального регулирования двигателя. Подтверждено увеличение тепловой мощности на 17 %, что обеспечивает требуемую минимальную тепловую мощность в соответствии с ТЗ при снижении температуры окружающей среды до минус 36 °С.

Для обеспечения непрерывной работы теплоутилизатора в течение всего отопительного периода отрабатывалась методика проведения регламентных работ по техобслуживанию ГТУ через 3000 ч, а не через 1500 ч, назначенных руководством по эксплуатации. Это позволит проводить техобслуживание ГТУ два раза в год – перед началом и по окончании отопительного периода.

При проверке маслосистем двигателя и редуктора были определены безвозвратные потери масла: по двигателю – 0,107 кг/ч (по ТЗ – 0,4 кг/ч), по редуктору – 0,07 кг/ч (по ТЗ – 0,2 кг/ч). Картерная смазка генератора показала надежную работу и подтвердила правильность принятого решения при выборе системы смазки генератора.

Уровень вибраций двигателя и генератора определялся по измерениям виброскоростей на корпусе двигателя в районе передней и задней подвесок двигателя и на крышках подшипников генератора. Измеренные виброскорости двигателя составили 2,1...3,6 мм/с (по ТЗ – не более 30 мм/с), генератора – 2,9...3,3 мм/с (по ТЗ – не более 4,5 мм/с).

Уровень шума при работе ГТУ-ТЭЦ соответствует требованиям СНиП.

Измерения выбросов NОx производились на режимах 2000...4400 кВт, СО – на режимах 4000...4400 кВт. Приведенные к 15 % О, выбросы NОХ составили 10...29 мг/м3, выбросы СО – 54...75 мг/м3. Кстати, Пермским центром экологической сертификации Государственного комитета РФ по охране окружающей среды на установку ГТУ-4П выданы экологический сертификат, удостоверяющий соответствие содержания оксидов азота в отработанных газах нормам ГОСТ 29328-92, и лицензия, разрешающая применение знака экологической сертификации.

Удельный расход условного топлива на номинальном режиме при совместной выработке электроэнергии и тепла (NЕ = 4000 кВт, Qг = 7,6 Гкал/час, G5 = 12800 кВт, Qт = 1237 кг/ч) составил 161,73 г у.т./(кВт·ч) (эквивалентный удельный расход на выработку тепла – 188,09 кг у.т./Гкал). Коэффициент использования тепловой энергии топлива при этом равнялся 75,4 %. Если же принять удельный расход на выработку тепла 143,4 кг у.т./Гкал (средний по ОАО АК "Башкирэнерго" в 2000 г.), то удельный расход на выработку электроэнергии составил 245,1 г у.т./(кВт·ч) (средний показатель по ОАО АК "Башкирэнерго" в 2000 г. – 334,9 г у.т./(кВт·ч).

По результатам работы ГТУ-ТЭЦ "Шигили" в ноябре 2001 г. при эксплуатационных условиях, то есть при работе по тепловому графику (средняя нагрузка – примерно 1,7 МВт), себестоимость отпущенной электроэнергии (без учета амортизационных отчислений) составила 12,1 коп./(кВт·ч) при средней себестоимости по ОАО АК "Башкирэнерго" за этот же период – 30,5 коп./(кВт·ч). Себестоимость отпущенного тепла составила соответственно 76,5 и 107,3 руб./Гкал. В декабре 2001 г. при средней нагрузке 3 МВт себестоимость электроэнергии составила 8,7 коп./кВт·ч при средней себестоимости по энергосистеме за тот же период – 34,6 коп./кВт·ч. себестоимость тепловой энергии – 76,3 и 109,1 руб./Гкал соответственно.

Главный вывод приемочных испытаний: ГТЭС "Урал-2500Р" ("Урал-4000") в составе ГТУ-ТЭЦ "Шигили" подтвердила соответствие всех ее показателей техническому заданию на проектирование. С начала отопительного сезона 2001–2002 г. в непрерывном режиме полностью покрыта тепловая потребность подключенных потребителей. На 16 января 2002 г. наработка электростанции составила 3124 ч. Эксплуатация ГТЭС "Урал-2500Р" в Республике Башкортостан успешно продолжается.

Мобильная энергоустановка ЭУ-53 на базе авиационного двигателя ТВД-20 В 1956 г. для создания малоразмерных газотурбинных двигателей (ГТД) было организовано ОАО "Омское моторостроительное конструкторское бюро" (ОМКБ).

Мини-ТЭЦ: большие возможности малой энергетики Кризис, испытываемый энергетикой России, вышел за рамки экономических явлений, обернувшись для отдельных регионов серьезной проблемой, когда без тепла остались жители целых городов. Главная причина –отключения электроэнергии. Ответственные лица ссылались на отсутствие топлива для ее получения, но даже решение этой проблемы не гарантирует защиту от подобных бедствий ввиду старения энергетического оборудования.

Блочные ТЭЦ – эффективное электро- и теплоснабжение

Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике из-за нарушений водно-химического режима Задача данного раздела представить краткое описание наиболее необычных и сложных случаев нарушений водно-химического режима, приведших к аварийным ситуациям с теплоэнергетическим оборудованием и тепловых сетей.

При повышении температуры сушильного агента в конце установки загорания учащаются. Хлопки и взрывы происходят при взрыхлении тлеющей пыли, например при пусках и остановах мельниц, случайных ударах. Учитывая зависимость загораний от температуры сушильного агента за мельницей, для каждого вида топлива регламентируется определенное ее значение. Для ликвидации загораний в системе пылеприготовления служат средства пожаротушения, которые применяют при повышении температуры, а также видимом разогреве элементов мельницы.
ремонт стиральных машин
Малая теплоэнергетика