Основное оборудование

Основное оборудование и его краткая техническая характеристика

 

Год ввода в эксплуатацию основного оборудования по станционным номерам.

Тип

Ст. №

Зав. №

Завод-изготовитель

Год изготов.

Год ввода

Котлы

ПК-19

1

10

г. Подольск, завод им. Орджоникидзе

1956

сентябрь 1958

ПК-19

2

11

1957

апрель 1959

ПК-19

3

14

1958

февраль 1962

ПК-19

4

21

1961

февраль 1962

ТП-47

5

201

Таганрогский завод «Красный котельщик»

1965

июнь 1966

ТП-47

6

206

1966

апрель 1967

ТГМЕ-464

7

69

Таганрогский завод «Красный котельщик»

1976

ноябрь 1978

ТГМЕ-464

8

81

1979

декабрь 1979

Турбины

ПТ-65/75-90/13

2

2149

ЛМЗ

ЛМЗ

1993

март 1999

ПТ-60-90/13

3

966

1965

декабрь 966

Т-100/120-130-3

4

26604

УТМЗ

УТМЗ

1975

декабрь1977

Т-100/120-130-3

5

26648

1979

декабрь 1979

Водогрейные котлы

ПТВМ-100

1

401

Дорогобужский котельный завод

1967

май 1968

КВГМ-100

2

1164

Бийский котельный завод

1974

май 1976

КВГМ-100

3

3756

Энергомаш г. Белгород

1981

сентябрь 1983

 

Характеристика энергетических котлов

 

Котельный агрегат типа ПК-19 (ст. №№ 1, 2, 3, 4) – вертикально-водотрубный, однобарабанный, с естественной циркуляцией предназначен для сжигания угля (с жидким шлакоудалением). В процессе эксплуатации котлы были реконструированы на сжигание газа и мазута. В настоящее время котел предназначен для сжигания газа, мазут - резервное топливо. Техническая характеристика котла ПК-19:

Паропроизводительность – 150 т/час;

Давление перегретого пара – 100 кгс/см2;

Температура перегретого пара – 540 оС;

Температура питательной воды – 195 оС;

Компоновка котлоагрегата выполнена П-образной.

Каждый котел ПК-19 оборудован2-мядутьевымивентиляторами типа ВД – 18 V= 64,9 тыс.м3/час, H=290/490 кгс/м2, N=100/160 кВт, n=590/740 об/мин. и 2-мя дымососами типа Д-15,5×2 (V=1117,0 тыс.м3/час, H=270 мм. вод. ст., N=250 кВт, n=740 об/мин.). (В числителе характеристика ДВ-1а и ДВ-2а, в знаменателе остальных вентиляторов котлов ПК-19). Котлы ст. №№ 1, 4 оборудованы вентиляторами горячего дутья типа ВМ-40/750 в количестве 1 шт. на котел, производительностью 40 тыс.м3/час; котлы ст. №№ 2, 3 оборудованы вентиляторами горячего дутья типа I3,5У в количестве 1 шт. на котел, производительностью 57,8 тыс.м3/час.

 

Котел ТП-47 (ст. №№ 5, 6) – однобарабанный, водотрубный с естественной циркуляцией. Спроектирован Таганрогским котельным заводом «Красный котельщик» и предназначен для выработки перегретого пара с температурой 540 °С и давлением на выходе из котла 100 кгс/см2.

Техническая характеристика котла ТП-47

Производительность котла - 230 т/ч;

Давление пара на выходе из пароперегревателя – 100 кгс/см2;

Температура перегретого пара – 540 °С;

Температура питательной воды – 215 °С;

Топливо - газ, мазут;

Котельный агрегат ТП-47 имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом, предназначен для работы с уравновешенной тягой. Топочная камера является восходящим газоходом, в котором расположены испарительные экраны, радиационный пароперегреватель, в верхней части топки установлены ширмы.

Дутьевой вентилятор типа ВДН-18-11 (2 шт.): V= 114000 м3/ч; H=440 кгс/м2; N=320 кВт; n=100 об/мин.

Дымосос типа Д-20х2 (2 шт.): V=163000 м3/ч; H=257 кгс/м2; N=400 кВт; n=600 об/мин.

 

Котельный агрегат ТГМЕ-464 (ст.№№ 7, 8) имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Техническая характеристика котла ТГМЕ-464

Производительность - 500 т/ч;

Давление пара на выходе из пароперегревателя - 140 кгс/см2;

Температура перегретого пара - 560°С;

Температура питательной воды - 230°С;

Топливо - газ, мазут;

 

Характеристика водогрейных котлов

 

Пиковый теплофикационный водогрейный котел типа ПТВМ-100 (ст. № 1) – прямоточный водотрубный котлоагрегат, с принудительной циркуляцией. Циркуляция воды в котле осуществляется по 2-х ходовой схеме, кратность циркуляции равна единице.

 

Техническая характеристика котла ПТВМ-100

Тепловая производительность - 100 Гкал/час;

Рабочее давление - от 10 до 16 кгс/см2;

Температура воды при пиковом режиме:

на входе в котел- 104°С;

на выходе из котла-150 °С;

Температура воды при основном режиме:

на входе в котел- 70 °С;

на выходе из котла - 150 °С;

Расход воды при пиковом режиме:

номинальный - 2140 т/час;

минимальный - 1500 т/час;

Расход воды при основном режиме:

номинальный - 1235 т/час;

минимальный - 800 т/час;

Пиковый теплофикационный водогрейный котел типа КВГМ-100 (ст. №№ 2, 3) – П-образной компоновки конструкции Белгородского завода Энергомаш.

Техническая характеристика котла:

Тепловая производительность - 100 Гкал/час;

Рабочее давление - 10÷16 кгс/см2;

Температура воды при пиковом режиме:

на входе в котел- 110°С;

на выходе из котла-150 °С;

Температура воды при основном режиме:

на входе в котел- 70 °С;

на выходе из котла - 150 °С;

Расход воды при пиковом режиме:

номинальный - 2460 т/час;

Расход воды при основном режиме:

номинальный - 1235 т/час;

 

Характеристика турбинных установок

Турбина паровая типа ПТ-65/75-90/13 (ст. № 2) – конденсационная с регулируемыми отборами пара, производственным и теплофикационным, номинальной мощностью 65 МВт.

Техническая характеристика турбины:

Абсолютное давление пара перед стопорным клапаном – 90 кгс/см2;

Температура пара перед стопорным клапаном – 535 °С;

Число оборотов – 3000 об/мин;

Максимальный расход пара через стопорный клапан – 398 т/ч.

Турбина имеет два регулируемых отбора пара:

-        производственный с номинальным абсолютным давлением 1,3 МПа (13 кгс/см2);

-        теплофикационный с номинальным абсолютным давлением 0,12 МПа (1,2 кгс/см2).

Расход охлаждающей воды через конденсатор турбины 8000 м3/ч при расчетной температуре 20 °С.

При номинальных параметрах свежего пара, номинальном расходе и номинальной температуре охлаждающей воды, полностью включенной регенерации, количестве питательной воды, проходящей через ПВД, равном 105 % расхода пара на турбину при мощности 64 МВт номинальные величины отборов составляют: производственный отбор прир=13 ата – 155 т/ч; теплофикационный отбор при р=1,2 ата – 130 т/ч.

Максимальная мощность турбины 75 МВт.

Максимальная мощность турбины при работе на конденсационном режиме (с выключенными производственным и теплофикационным отборами) – 64 МВт. Эта мощность достигается при полностью включенной регенерации и номинальных параметрах свежего пара и охлаждающей воды. Ориентировочный расход пара при этом составляет 250 т/ч.

Паровая турбина ПТ-65/75-90/13 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД.

Давление теплофикационного отбора регулируется поворотной диафрагмой.

Турбина ПТ-60/90-13 (ст. № 3) - конденсационная с регулируемыми отборами пара, производственным и теплофикационным, номинальной мощностью 60000 кВт.

Техническая характеристика турбины

Номинальная мощность                                                                             - 60 МВт;

Число оборотов                                                                                           - 3000 об/мин;

Давление перегретого пара перед стопорным клапаном                              - 90 кгс/см2;

Температура перегретого пара перед стопорным клапаном                       -535 °С;

Максимальный расход пара через турбину                                                       - 397 т/час;

Максимальный пропуск пара в конденсатор                                         - 155 т/час;

 

Паровая турбина ПТ-60/90-13 представляет из себя двухцилиндровый одновальный агрегат. Предназначена для привода генератора типа ТВФ-60.

Турбина паровая типа Т-100/120-130-3 (ст. №№4, 5) Уральского турбомоторного завода номинальной мощностью 110 МВт, конденсационная с двумя регулируемыми теплофикационными отборами пара.

Техническая характеристика турбины

Давление пара перед стопорным клапаном                 -130 кгс/см2;

Температура перегретого пара                           -555 °С;

Число оборотов                                                       -3000 об/мин;

Мощность турбины: номинальная                        -110 МВт;

                           максимальная                               -120 МВт;

Расход свежего пара на конденсационном

режиме при номинальной мощности -398 т/ч;

Номинальная отопительная нагрузка                 -175 Гкал/ч;

Турбина Т-100 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВт, монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

Турбина рассчитана для работы в блоке с барабанным котлом ТГМЕ-464 производительностью 500 т/ч.

 

Характеристика вспомогательного оборудования турбинного цеха

 

Конденсаторы

Турбина

Ед. измерения

ПТ-65

ПТ-60

Т-100

Тип

 

65 КЦСТ-3

50 КЦС 4

КГ-2-6200-2

Поверхность теплопередачи

м2

3000

3000

3100

Расход охлаждающей воды

м3

8000

8000

16000

Давление охлаждающей воды

кгс/см2

2

1,6

 

Гидравлическое сопротивление конденсатора

м.вод.ст.

3,85

3,6

 

Количество охлаждающих труб

шт.

5470

5800

4790

890

Внутренний и наружный диаметр труб

мм

23/25

23/25

22/24

Длина конденсаторных труб

мм

7000

6650

7500

7150

Материал труб

-

МНЖ 5-1

 

латунный

Число ходов охлаждающей воды

-

2

2

2

Число потоков охлаждающей воды

-

2

2

2

Масса конденсатора без воды

т

60,3

54

 

Масса конденсатора с заполненным водяным пространством

т

92,3

74,6

 

 

Циркуляционные насосы

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

Произв. насоса, т/ч

Напор насоса, м.вод.ст

Мощность эл. двигателя, кВт

Напряжение эл. двигателя, В

Частота вращения, об/мин

ТГ-2

32Д-19

2

5000

20

400

6000

740

ТГ-3

24НДН

2

4700

20

320

6000

750

ТГ-4, 5

Д6300-27

4

6300

27

630

6000

1470

ТГ-4,5

32Д-19

1

5000

20

400

6000

1480

 

Топливообеспечение

Основным топливом на Саранской ТЭЦ-2 является природный газ, резервное топливо – топочный мазут.

Учет природного газа на Саранской ТЭЦ-2 производится расходомером, установленным в помещении ГРП, на территории станции. Калорийность газа определяется автоматически современным калориметром, установленном на ГРП в 2004 г.

Мазутное хозяйство ТЭЦ-2 состоит из шести наземных металлических резервуаров, два из них строительной емкостью по 10000 м3 и четыре по 20000 м3.

Суммарная рабочая емкость всех шести баков составляет 97790 м3 или 89350 т мазута.

Мазут поступает на двухпутную сливную эстакаду, вместимостью 28 четырехосных цистерн, разогревается паром и самотеком идет по лоткам в две приемные емкости по 400 м3 каждая. Из приемных емкостей мазут перекачивается в емкости для хранения мазута, далее насосами подается в котельное отделение.

Нормативы по топливоиспользованию

В 2003 году были пересмотрены материалы по НТД по топливоиспользованию Саранской ТЭЦ-2. В январе 2004 г. данные материалы прошли экспертизу ОРГРЭС и были утверждены в Департаменте электрических станций РАО «ЕЭС России». По результатам рассмотрения материалов были определены коэффициенты резерва тепловой экономичности по группам оборудования, которые составили:

группа

90 ата

130 ата

на эл. энергию

3,2 % (10,7 г/кВт·ч)

3,7 % (4,7 г/кВт·ч)

на тепло

4,1 % (10,8 кг/Гкал)

4,4 % (5,0 кг/Гкал)

Срок действия нормативных характеристик заканчивается в январе 2009 г.

 

Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения - циркуляционная, включает пять градирен. Тип градирен – испарительно-пленочные башенного типа, с капельно-пленочными оросителями с разбрызгивающими дюралюминиевыми устройствами эвольвентного типа.

Все градирни (ст. № 1÷5) соединены водоводами в параллельную работу. Подпитка градирен добавочной водой производится насосами, находящимися на береговой насосной из р. Инсар. На береговой насосной станции установлено три насоса типа 6-НДВ.

Характеристика градирен приведена в таблице.

Ст. № градирни

Год ввода

Основные параметры

Расход воды, м3

Площадь орошения, м2

Высота градирни, м

Высота подачи воды, м

1

1958

5500

800

45

5,6

2

1962

5500

800

45

5,6

3

1967

9000

1200

48

6,45

4

1980

12000

1600

53

6,05

5

2004

 

2300

 

 

 

Тепловая сеть

Схема теплосети закрытая. Температурный график 150/70. Саранская ТЭЦ отпускает тепловую энергию в виде пара в Северный промышленный и Центральный промышленный районы и в виде горячей воды: Центральному промышленному району (ЦПР), Северо-западному промышленному району, Северо-восточному промышленному району и Заречному району.

В случае недостатка пара производственных отборов 8-13 ата на собственные нужды станции и на пиковые подогреватели сетевой воды, включается в работу БРОУ.

На станции установлены две быстродействующие БРОУ-100/8-13 ата производительностью по 150 т/ч и РОУ-100/1,2 ата – 60 т/ч. Кроме того, на каждом энергоблоке имеется пускосбросная РОУ-140/13 ата – 150 т/ч, включенная в общестанционный коллектор пара 8-13 ата.

Характеристика бойлеров приведена в таблице.

 

Наименование

Тип

Кол., шт.

Давл. в корпусе, кгс/см2

Давлен. тр. пуч., кгс/см2

Темп. пара, оС

Темп. воды, оС

F, м2

Бойлерная ТГ-2

БО-1 ТГ-2

ПСВ-500-14-23

1

2,5

14

400

150

500

БО-2 ТГ-2

ПСВ-500-14-23

1

2,5

14

400

150

500

БО-3 ТГ-2

ПСВ-500-14-23

1

2,5

14

400

150

500

БП-4 ТГ-2

ПСВ-500-14-23

1

14

14

400

150

500

Бойлерная ТГ-3

БО-1 ТГ-3

ПСВ-500-3-23

1

2,5

23

400

120

500

БО-2 ТГ-3

БО-550-3М

1

2

14

130

116

500

БП-3 ТГ-3

ПСВ-500-14-23

1

14

23

400

150

500

Бойлерная ТГ-4, ТГ-5

БО-1 ТГ-4, 5

ПСГ-2300-2-8-I

2

2,0

8

 

150

2300

БО-2 ТГ-4, 5

ПСГ-2300-2-8-II

2

2,5

8

 

150

2300

 

Химводоочистка

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭЦ имеется химводоочистка, состоящая из двух очередей, производительностью по 320 и 200 т/ч, работающих по схеме: известкование с коагуляцией и последующим двухступенчатым натрий-катионированием.

Для питания котлов III-й очереди используется конденсат испарительной установки, производительностью 120 т/ч и конденсат I и II очередей.

Для питания испарительной установки используется продувочная вода градирен, обработанная по схеме: известкование с коагуляцией, двухступенчатое Nа-катионирование. Обработка воды ведется на оборудовании ХВО-130, переоборудованном в ОПУ производительностью 200 т/ч. Избыток ХВО схемы используется для подпитки теплосети. В нормальном режиме работы испарительной установки часть ее конденсата направляется на I и II очереди для снижения жесткости питательной воды.

Обработка конденсата, возвращаемого с предприятий, производится на конденсатоочистке производительностью 130 т/ч, работающей по схеме: одноступенчатое натрий-катионирование.

Восполнение потерь в теплосети производится от химводоочистки подпитки теплосети, производительностью 250 т/ч, работающей по схеме одноступенчатого натрий-катионирования, а также обработанной водой с ОПУ в случае избытка для питания МИУ.

В качестве реагентов применяются: поваренная соль, известь и коагулянт. Исходной водой для химводоочистки является артезианская, получаемая из собственных скважин, городского водопровода и продувочная вода градирен.

 

Опытно-промышленная водоподготовительная установка.

В 1997 г. производительность ОПУ доведена до 200 т/ч. Технология получения конденсата для котлов 140 ата основана на термохимическом процессе обессоливания природных и сбросных вод ТЭЦ. Теоретической и опытно-промышленной основой проекта послужила работа МЭИ совместно с ВНИПИЭнергопромом, ИЭИ, АзИСИ, СПИ, ОРГРЭС и других организаций по внедрению на Саранской ТЭЦ-2 данной технологии.

Технология основана на применении испарителей кипящего типа и позволяет при минимальном расходе привозных реагентов (извести и коагулянта) перерабатывать сбросные и речные воды и дистиллят.

Структурно схема ОПУ включает в себя обработку продувки системы технического водоснабжения известью и коагулянтом в осветлителе с последующим умягчением осветленной воды на Nа-катионитных фильтрах. Далее умягченная вода поступает в многоступенчатую испарительную установку, дистиллят которой подается в тепловую схему. Продувочный концентрат испарителей подается в узел подготовки регенерационного раствора, куда поступает часть отработанного регенерационного раствора фильтров. Подготовленный регенерационный раствор поступает для регенерации Nа-катионитовых фильтров, откуда оставшаяся часть раствора (стоки процесса регенерации) направляются в узел выделения солей жесткости, где обрабатываются в низкотемпературном термохимическом умягчителе. Умягченные стоки направляются в начало технологии – осветлитель, а поступившие в цикл минеральные соединения выводятся в виде пригодных для использования продуктов (строительных шламов). Таким образом, цикл водоподготовки получается замкнутым с высокими экологическими показателями.

Настоящий цикл водоподготовки позволяет резко сократить потребление дефицитной и экологически чистой артезианской воды, практически прекратить сброс загрязняющих веществ в природную среду, удешевить производимые тепло и электроэнергию за счет снижения потребления дорогостоящих привозных реагентов.

В 2002 г. проведена работа по автоматизации узла сбора продувки испарителей.

Планируется проведение работ по автоматизации узла термоумягчения.

Учитывая важность и новизну настоящей работы, финансирование ее шло за счет централизованных средств фонда НИОКР.


Copyright © 2014 Филиал "Мордовский" ОАО "Волжская ТГК"» mor-reception@ies-holding.com
На первую страницу