УЧРЕДИТЕЛИ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, РОССИЙСКОЕ ОАО ЭНЕРГЕТИКИ

ÈЭЛЕКТРИФИКАЦИИ “ЕЭС РОССИИ”, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ АССОЦИАЦИЯ “КОРПОРАЦИЯ ЕЭЭК”, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА “ЭНЕРГОПРОГРЕСС”, РОССИЙСКОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКОВ

ÈЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Главный редактор

Ольховский Г.Г.

Зам. главного редактора

Антипов К.М.

Волков Э.П., Денисов В.И., Зотов В.М., Корниенко А.Г., Кощеев Л.А., Ляшенко В.С., Неклепаев Б.Н., Нечаев В.В., Орфеев В.М., Охотин В.Н., Прушинский Б.Я., Ремезов А.Н., Решетов В.И., Савваитов Д.С., Седлов А.С., Соловьева Т.И., Федосеев Б.С., Широкова М.И.

РЕДАКЦИЯ

Зам. главного редактора

Соловьева Т.И.

Ответственный секретарь

Широкова М.И.

Научный редактор

Шишорина Г.Д.

Литературный редактор

Евсеева В.Н.

Секретарь редакции

Васина С.А.

Компьютерный набор

Коновалова О.Ф.

Раздел “Энергохозяйство за рубежом”

Научные редакторы

Алексеев Б.А., Котлер В.Р.

АДРЕС РЕДАКЦИИ

115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23

ТЕЛЕФОНЫ

Редакция

[phone], 234-7419

Главный редактор

[phone]

Ôàêñ

[phone]

Internet www.energy-journals.ru

E-mail [e-mail]

Сдано в набор 31.11.2002 Подписано в печать 3.01.2003

Формат 60 84 1/8 Бумага офсетная ¹ 1. Печать офсетная

Печ. л. 10,75. Тираж 1820. Цена свободная

Оригинал-макет выполнен в издательстве “Фолиум”

127238, Москва, Дмитровское ш., 58 Тел/факс: [phone] Internet: www.folium.ru

E-mail: [e-mail]

Отпечатано в типографии издательства “Фолиум”

©НТФ “Энергопрогресс”, “Электрические станции”, 2003

Å Æ Å Ì Å Ñ ß × Í Û É Ï Ð Î È Ç Â Î Ä Ñ Ò Â Å Í Í Î - Ò Å Õ Í È × Å Ñ Ê È É Æ Ó Ð Í À Ë

I S S N 0 2 0 1 - 4 5 6 4

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Салихов А. А., Сулимов Д. Д. Газотурбинная теплоэлектростанция “Урал-4000” в Башкортостане . . .			2
Гаряев Г. А., Зайцев В. А., Карягин Ю. В. Опытно-промышленное сжигание низкореакционного топли-
ва на котлах П-57 блока 500 МВт Рефтинской ГРЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			8
Левит Г. Т., Ицкович В. Я., Соловьев А. К., Лебедев В. И., Ивакин А. В., Крайнов В. К., Шамко В. Н. Îïòè-
	мизация горелочных устройств для сжигания твердого топлива и природного газа примените-
	льно к котлам с шахтными мельницами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		13
Ермаков В. В., Кунтулов Б. М., Шабаль С. В. Автоматизированная система регулирования работы
	встряхивающих элементов электродов в комплексе с сухим удалением золы из бункера элект-
	рофильтра. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		17
Макаров А. Н. Распределение тепловых потоков в топке парового котла ТГМП-204 . . . . . . . . . .			20
Кузиванов В. И. Применение преобразования Фурье для вычисления “коленчатости” соединения ро-
торов. . . . . . . . . . . .		. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	25
Хаимов В. А., Кокин В. Н., Павлышев А. К., Базыленко А. А., Воронов Е. О., Ганжин В. А. Внедрение за-
	градительного охлаждения ЦНД мощных паровых турбин К-300 и Т-250 . . . . . . . . . . . .		29
Паршин С. Г. Повышение надежности сварных соединений подогревателей питательной воды . . . .			35
Зубков Н. П., Усманов Ф. Х. Эрозионно стойкий регулирующий клапан Ду 225 разгруженного типа . .			38
Кужеков С. Л. Анализ надежности схем резервного электроснабжения с.н. напряжением 6 кВ блочной
ÒÝÑ. . . . . . . . . . . . .		. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	42
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Мисриханов М. Ш., Попов В. А., Медов Р. В., Костюнин Д. Ю. Моделирование воздушных линий элект-
	ропередачи для расчета наведенных напряжений. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		47
ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Переводчиков В. И., Шапенко В. Н., Щербаков А. В., Калинин В. Г., Стученков В. М. Источники знакопе-
	ременного, импульсного и импульсно-знакопеременного питания электрофильтров . . . . . .		56
Лисицын А. А., Машенков В. М. О классе точности трансформаторов тока и напряжения для защиты
обратной мощности генераторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			61
ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОПЫТОМ
Пирогов В. Н., Старцев И. П., Парцахашвили И. П. О повышении достоверности учета и анализа допус-
	тимых и фактических небалансов электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в сетях .		65
Любич В. А., Радченко И. Н., Голован И. В. Устройство для быстрого пуска котельных агрегатов с есте-
	ственной циркуляцией . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		68
ХРОНИКА
Кадомская К. П., Виштибеев А. В. Вторая Всероссийская научно-техническая конференция “Ограни-
	чение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей 6 – 35 кВ” . . . . . . . . . . . . .		70
Итоги научно-технической конференции «Перспективные разработки ОАО «Фирма ОРГРЭС» . . . .			72
Лошак С. Б. (Некролог) . . . . .		. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	73
ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ЗА РУБЕЖОМ
Лейзерович А. Ш. Время большой ветроэнергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			74
Кожевников Н. Н. Датско-шведский проект использования энергии ветра в проливе Эресунн . . . . .			77
Гервиц М. Б. (К 90-летию со дня рождения) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			79
Рыжкин В. Я. (K 100-летию со дня рождения) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			80

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Газотурбинная теплоэлектростанция “Урал-4000” в Башкортостане

Салихов А. А., Сулимов Д. Д., инженеры

ОАО Башкирэнерго – ОАО “Авиадвигатель” (г. Пермь)

Газотурбинная станция с номинальной мощностью на клеммах генератора 4000 кВт 5000 кВ А (в настоящее время электростанция выпускается в серийном исполнении с условным обозначением ГТЭС “Урал-4000”, ðèñ. 1) разработана в ОАО “Авиадвигатель” по техническому заданию РАО “ЕЭС России”.

ГТЭС серии “Урал” предназначены для производства электроэнергии для промышленных и бытовых потребителей, а при использовании котлаутилизатора – для совместного производства электроэнергии, горячей воды и пара. Они имеют высокую степень унификации. Основные узлы ГТЭС – газотурбинная установка и генератор, размещенные в транспортабельном контейнере с шумо- и теплоизолирующей обшивкой. ГТЭС укомплектована всеми необходимыми системами жизнеобеспечения и вспомогательными устройствами, а также комплексом контроля и управления электростанцией КУЭС-2500Р, разработанным ОАО “Стар”(г. Пермь) на современном уровне с применением средств цифровой микропроцессорной техники.

При разработке ГТЭС использован многолетний опыт ОАО “Авиадвигатель” по созданию газотурбинных двигателей, приводных и энергетиче- ских ГТУ, в том числе на базе конвертированного авиационного двигателя Д-30 – одного из самых надежных. 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 выполнена по заданию ОАО Газпром. Газотурбинная установка – двухвальная, 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 и 12 свечами расположена между компрессором и турбиной. Силовая турбина – осевая, двухступенчатая, с газогенератором имеет только газодинамическую связь. Частота вращения силовой турбины 5520 об мин. Для снижения частоты вращения выходного вала ГТУ до 3000 об мин использован редуктор с передаточным отношением 1,84.

В состав турбоагрегата входит специально спроектированный турбогенератор ГТГ-4-2РУХЛ3 производства ОАО “Привод” (г. Лысьва), особенностью которого является картерная схема смазки подшипников (без маслостанции). В генераторе применена бесщеточная система возбуждения, которая упрощает обслуживание и облегчает автоматизацию энергоустановки.

Проектные значения основных показателей установки ГТУ-4П в условиях ISO (при tâõ = 15°Ñ, Ðí = 0,1013 МПа, влажности 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°С) – 8,5 Гкал ч; коэффициент использования топлива при совместной выработке электроэнергии и тепла – 81%; выбросы NOx CO ïðè 15% Î2 в уходящих газах – 50 50 мг м3.

Пермским центром экологической сертификации Государственного комитета РФ по охране окружающей среды на установку ГТУ-4П выданы экологический сертификат ¹ 00000027 [регистрационный номер СЕР (27)-Г-4 ЦС-1], удостоверяющий соответствие содержания оксидов азота в отработанных газах нормам ГОСТ 29328-92, и лицензия ¹ 00000027 [регистрационный номер ЛИЦ (27)-Г-4 ЦС-1], разрешающая применение знака экологической сертификации э .

При низких температурах атмосферного воздуха для повышения тепловой мощности выхлопных газов на выходе из силовой турбины предусмотрено специальное регулирование.

Первый экземпляр ГТЭС серии “Урал” электрической мощностью 4 МВт был изготовлен по заказу ОАО Башкирэнерго. Программой повышения эффективности энергопроизводства Республики Башкортостан для повышения надежности энергоснабжения потребителей и снижения себестоимости электрической и тепловой энергии принят курс на применение для совместной выработки электроэнергии и тепла газотурбинных техноло-

2

2003, ¹ 1

ТИННАЯ
ÒÓÐÁ
ÃÀÇÎ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ
Óðàë	-4000

АВИАДВИГАТЕЛЬ

гий, позволяющих увеличить производство электроэнергии на тепловом потреблении. ГТЭС “Урал” мощностью 4 МВт может обеспечить электроэнергией и теплом поселок с населением 7 – 8 тыс. чел., поэтому она была выбрана для строительства ГТУ ТЭЦ “Шигили” в с. Большеустьикинское Мечетлинского района Республики Башкортостан. Со 2 по 4 июля 2001 г. приемочная комиссия, назначенная приказом по РАО “ЕЭС России” ¹ 283 от 31 мая 2001 г., провела приемочные испытания теплоцентрали ГТУ ТЭЦ “Шигили” в с. Большеустьикинское с первым (головным) образцом ГТЭС. К этому времени ГТЭС в составе ГТУ ТЭЦ “Шигили” имела наработку 1133 ч. Первый пуск ГТЭС с выводом на режимы номинальной (4,0 МВт) и максимальной (4,8 МВт) электрической нагрузки в сети Башкирэнерго состоялся 27 декабря 2000 г.

Первые пуски, вопреки ожиданиям эксплуатационников, показали практически безотказную работу газотурбинной установки и в то же время выявили ряд конструктивных недостатков генератора, которые должны быть учтены при изготовлении последующих установок. В марте 2001 г. после комплексного опробования в течение 72 ч с нагрузкой ГТУ ТЭЦ “Шигили” принята в эксплуатацию.

Основные технико-экономические показатели ГТУ ТЭЦ “Шигили” приведены далее.

Установленная мощность:

электрическая, МВт

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

Коэффициент использования тепла топлива при совместной выработке тепла и электроэнергии, не менее, %

Топливо

4,0

7,6 (8,8)

75,4

Природный

ãàç

Состав основного оборудования: ГТЭС “Урал4000”; водогрейный теплоутилизатор; водо-водя- ной 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.

Технологическая схема ГТУ ТЭЦ “Шигили” показана на ðèñ. 2. Выхлопные газы после ГТУ поступают в теплоутилизатор (изготовитель – ДООО “Энергоремонт” Башкирэнерго), где происходит нагрев технологической воды, которая затем

2003, ¹ 1

3

Выхлопные

ãàçû

Природный газ (1237 кг/ч)

Воздух из блока воздухоочистки

2

ÒÓ

1

7

Подпиточная вода

	4
		Прямая сетевая вода
		(потребителям)
	4	Обратная сетевая вода
6	5	(от потребителей)
		Электроэнергия
		потребителям
Подпиточная вода		(10,5 êÂ, 50 Ãö)

(5-10 ì3/÷)

! "#$%

1 – ÃÒÝÑ “Óðàë-2500Д; 2 – теплоутилизатор; 3 – блок пластинчатых теплообменников; 4 – водогрейные котлы (котельная); 5 – сетевой насос; 6 – питательный насос; 7 – циркуляционные насосы

поступает в блок пластинчатых теплообменников и нагревает сетевую воду. Электрическая мощность, вырабатываемая генератором, передается в сеть Башкирэнерго или в локальную сеть.

Приемочные межведомственные испытания проводились по специальной программе, предусматривающей проверку работы ГТУ ТЭЦ “Шигили” (ðèñ. 3), ее оборудования, систем и инженерных коммуникаций в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на установленное оборудование. Время работы ГТУ ТЭЦ в процессе испытаний определялось с учетом ограничений по температуре сетевой воды (не выше 114°С).

Кроме того, успешно проведено уникальное испытание по проверке надежности энергоснабжения: отключение электропитания пос. Большеустьикинское от сети Башкирэнерго и переключе- ние ГТЭС из сети Башкирэнерго на локальную сеть с дефицитом мощности – имитация аварийной ситуации при коротком замыкании и отключе- нии ВЛ 110 кВ.

В процессе испытаний проверялись основные параметры ГТЭС на номинальном режиме (в установившемся тепловом состоянии), характеристики переходных процессов сбросов – набросов нагрузки ГТЭС; характеристики маслосистем газотур-

бинного 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 (NOx 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 типа КУЭС-2500Р и специальной измерительной системы “Парус”. Точность определения основных параметров ГТЭС, в том числе по выдаваемой электрической мощности и измеряемым параметрам режима ГТУ, удовлетворяет требованиям ГОСТ 20440-75.

Измеренные параметры (в том числе электри- ческая мощность, частота вращения роторов и температура газов на выходе из двигателя) приведены к стандартным (расчетным) атмосферным условиям: наружной температуре 15°С (288 К) и барометрическому давлению 0,1013 МПа (760 мм рт. ст.) в соответствии с ГОСТ 20440-75. На графиках ðèñ. 4 показаны характеристики двигателя ГТЭС, полученные в результате испытаний.

 таблице приведено сравнение параметров на номинальном режиме двигателя Д-30ЭУ-2 в со-

4

2003, ¹ 1

	4				19
14		17
15	13		16
					24
			21	20	22

12

	ÎÀÎ
	Óðàë-	АВИАДВИГАТЕЛЬ
	ГАЗОТУРБИН АЯ
5	2500Ð
	ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ
		1

	5	6
		7
		8

11	23	3

10

2

9

25

18	27

26

à)

32

28	33

30

31

29

á)

& "#$' ( ") ' (%

1 – турбоблок ГТЭС “Óðàë-4000”; 2 – теплоутилизатор; 3 – выхлопная труба с шумоглушителем; 4 – воздухозаборное устройство (шумоглушитель и блок воздухоочистки); 5 – трансформаторы; 6 – распределительное устройство РУ 0,4 кВ; 7 – распределительное устройство РУ 10 кВ; 8 – помещение энергоузла ÒÀ-6À; 9 – циркуляционные насосы греющего контура (не показаны); 10 – резервные емкости системы подпитки греющего контура; 11 – помещение оператора; 12 – смотровая площадка; 13 – воздуховод подвода воздуха от блока воздухоочистки к турбоблоку; 14 – воздуховод подвода вентиляционного воздуха к турбоблоку; 15 – воздуховод отвода вентиляционного воздуха от турбогенератора; 16 – воздуховод отвода вентиляционного воздуха от вытяжного вентилятора; 17 – воздуховод отвода пускового воздуха; 18 – центральный вход; 19 – лестница; 20 – стол оператора с ПЭВМ; 21 – шкаф управления КУЭС; 22 – панели управления систем газового анализа и синхронизации, измерительные приборы; 23 – панели защиты и управления КРУ; 24 – вспомогательное помещение; 25 – трубопроводы прямой и обратной сетевой воды; 26 – комната радиационной защиты; 27 – бытовые помещения; 28 – турбогенератор; 29 –редуктор; 30 – входная камера; 31 – газотурбинный двигатель; 32 – блок аппаратов воздушного охлаждения масла; 33 – вытяжной вентилятор

ставе ГТЭС, полученных при проведении приемочных испытаний (ПИ) ГТУ ТЭЦ “Шигили” с параметрами, полученными при проведении заводских приемосдаточных испытаний (ПСИ).

Из таблицы видно, что при Nýë = 4000 кВт = = const температура газа за силовой турбиной (Tñò )

и давление воздуха за компрессором (Pê ) ïðè ÏÈ

полностью совпадают с результатами ПСИ, давление же газа за силовой турбиной (Pñò ) ïðè ÏÈ

выше, чем при ПСИ, примерно на 0,46%. Коэффициенты восстановления полного давления воздуха (газа) на всасе и выхлопе при Nãåí = 4000 кВт отличаются от стендовых на âõ – 0,7% è

âûõ – 1% соответственно.

На номинальном режиме при совместной вы-

работке электроэнергии и тепла	(Nýë = 4000 êÂò,
Qò = 7,6 Ãêàë ÷, Nýë+ò = 12 800 êÂò,	Gò = 1237 êã ÷)

удельный расход условного топлива, определен-

2003, ¹ 1

5

êÂò,

ýë N

2êãñ/ñì

", cò P

6000					9
5000					8
4000				2	7
3000				",êãñ/ñì	6
2000				ê	5
				P
1000					4
0					3			nê, îá/ìèí
			nê, îá/ìèí		8000	9000	10 000
8000	9000	10 000
		à)					á)
1,08				800
1,06
				700
1,04				",Ê
				cò
1,02				Ò
				600
1,00
0,98				500
8000	9000	10 000	nê, îá/ìèí		8000	9000	10 000	nê, îá/ìèí
		â)					ã)

* +,-& " , , ")%

à – мощность; á – давление воздуха за компрессором; â – давление газа на выходе из силовой турбины; ã – температура газа на выходе из силовой турбины

íûé

по физическому

методу,

составляет

Запуск двигателя ГТЭС производится сжатым

161,73 г (кВт ч) (эквивалентный удельный расход

воздухом с избыточным давлением 4 – 6 кгс см2 è

условного топлива на выработку тепла равен

температурой 100 – 150°С по заданному алгорит-

188,09 кг Гкал). Коэффициент использования теп-

му САУ. Время автоматического запуска из про-

ловой энергии топлива при этом 75,4%. Если же

гретого состояния с момента подачи команды на

принять удельный расход условного топлива на

запуск до выхода ГТУ на режим “холостой ход”

выработку тепла 143,4 кг Гкал (средний по Баш-

составляет 420 с, включая период вентиляции пе-

кирэнерго в 2000 г.), то удельный расход условно-

ðåä

запуском 300 с. Время пуска и нагружения

ГТЭС, включая указанное время запуска и прогрев

го топлива на выработку электроэнергии составит

ÃÒÓ

в течение 2 – 5 мин,

составляло

примерно

245,1 г (кВт ч) [средний

ïî

Башкирэнерго

â

2000 г. равен 334, 9 г (кВт ч)].

12 мин. В аварийных ситуациях, при необходимо-

сти, время запуска из прогретого состояния может

По результатам эксплуатации ГТУ ТЭЦ “Ши-

быть сокращено до 130 с, время пуска и нагруже-

гили” в ноябре 2001 г. при работе по тепловому

íèÿ – äî 5 ìèí.

графику (средняя нагрузка примерно 1,7 МВт) се-

В процессе испытаний проверялись характери-

бестоимость

отпущенной

электроэнергии

(áåç

стики переходных процессов. При сбросах-набро-

учета

амортизационных отчислений)

составила

сах нагрузки до 50% номинальной переходного от-

12,1 êîï (êÂò ÷)

при средней

себестоимости

ïî

клонения напряжения генератора не отмечено (в

Башкирэнерго за тот же период 30,5 коп (кВт ч).

пределах допуска ГОСТ 13109). Во время пере-

Себестоимость отпущенного тепла составила со-

ключения ГТЭС из параллельной работы в сети

ответственно

76,5 и 107,3 руб Гкал. В декабре

Башкирэнерго на локальную сеть переходное от-

2001 г. при средней нагрузке 3 МВт себестоимость

клонение частоты генератора составляло 2% в те-

8,7 êîï (êÂò ÷)

электроэнергии

составила

ïðè

чение 5 с при сбросе 50% номинальной нагрузки

средней себестоимости по энергосистеме за тот

(с 4000 до 2000 кВт при переходе из параллельной

же период 34,6 коп (кВт ч), себестоимость тепло-

работы на локальную сеть) и 8% в течение 5 с при

вой энергии соответственно 76,3 и 109,1 руб Гкал.

сбросе нагрузки с 2000 до 110 кВт (собственные

Вид испытания, дата

nê, îá ìèí

P , êãñ ñì2

T

, Ê

P , êãñ ñì2

âõ

âûõ

ê

ñò

ñò

ÏÈ, 20 II 2001 ã.

10 060

7,56

7180

1,075

0,991

0,959

ÏÑÈ, 20 IX 1999 ã.

10 020

7,50

717,8

1,070

0,998

0,969

6

2003, ¹ 1

нужды ГТУ ТЭЦ). Характеристики переходных процессов сбросов-набросов нагрузки ГТЭС (с учетом указанных параметров стационарных режимов) соответствуют заданным в техническом задании (ТЗ).

Была проведена проверка увеличения тепловой мощности при снижении температуры воздуха на входе в ГТЭС при специальном регулировании 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 отрабатывается методика проведения регламентных работ (техобслуживание ГТУ) через 3000 ч, а не через 1500 ч, назначенных руководством по эксплуатации. Это позволит проводить техобслуживание ГТУ 2 раза в год – перед началом и по окон- чании отопительного периода.

При проверке маслосистем двигателя и редуктора 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 обеспечила надежную работу и подтвердила правильность решения, принятого при выборе системы смазки генератора.

Во время испытаний состав топливного газа, его давление и температура соответствовали ТЗ.

Уровень вибраций двигателя и генератора проверялся по замеру виброскоростей на корпусе двигателя в районе передней и задней подвесок двигателя и на крышках подшипников генератора. Измеренные виброскорости по двигателю 2,1 – 3,6 мм с (по ТЗ – не более 30 мм с), по генератору

– 2,9 – 3,3 мм с (по ТЗ – не более 4,5 мм с). Уровень звука при работе ГТУ ТЭЦ соответст-

вует требованиям СН 2.2.4 2.1.8.562-96 и составляет 75 – 80 дБА в энергоцехах и операторской кабине и 35 – 45 дБА в жилой зоне.

Измерения выбросов NOx производились на нагрузке 2000 – 4400 кВт, CO – на нагрузке 4000 – 4400 кВт. Приведенные к 15% О2 выбросы

NOx составляют 10 – 29 мг м3, выбросы СО – 54 – 75 мг м3.

Выводы

1.Приемочные испытания ГТЭС “Урал-2500Р” (“Урал-4000”) в составе ГТУ ТЭЦ “Шигили” подтвердили соответствие всех ее показателей техни- ческому заданию на проектирование.

2.Проведенная проверка показала, что при переключении ГТЭС из параллельной работы в сети Башкирэнерго на локальную сеть все системы ГТЭС “Урал-4000” обеспечивают сброс и прием нагрузки, гарантируя заданные ГОСТ 13109 показатели качества электроэнергии.

3.Коэффициент использования тепла топлива

на режимах Nýë = 4000 4200 кВт при утилизации тепла не менее 7,7 Гкал ч (температура уходящих газов после утилизации тепла меньше или равна 121°С) составляет 75,4%.

4.В холодное время при tíâ 2,1°С ГТЭС может нести электрическую нагрузку до 4800 кВт.

5.Подтверждена возможность в холодное время года получить увеличение тепловой мощности выхлопных газов за счет специального регулирования двигателя на 17%.

6.Обеспечиваются экологические характери-

стики:

содержание NOx в выхлопных газах ГТУ со-

ставляет 10 – 29 мг м3 (ïðè 15% Î2); уровень звука в жилой зоне 35 – 45 дБА.

7.Автоматизированная система контроля и управления (АСУ ТП), включая комплекс управления и контроля ГТЭС (КУЭС-2500Р), работает без замечаний, надежно обеспечивая выполнение заданных параметров ГТУ ТЭЦ как по электриче- ской, так и по тепловой части.

8.Эксплуатация ГТЭС “Урал-2500Р” в Башкортостане успешно продолжается. ГТУ ТЭЦ “Шигили” с начала отопительного сезона 2001 – 2002 гг.

âнепрерывном режиме полностью покрывает тепловую потребность подключенных потребителей

èна 25 XII 2002 г. ее наработка составила 5523 ч.

9.С целью обеспечения непрерывной работы ГТУ ТЭЦ в течение всего отопительного сезона проверяется методика проведения техобслуживания ГТУ через 3000 ч.

2003, ¹ 1

7