Пресс-центр

Завершена реконструкция Астраханской ГРЭС с возведением парогазовой установки

26 Апреля 2011

На площадке Астраханской ГРЭС (ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго) введена в эксплуатацию парогазовая установка, которая стала первым объектом новой генерации, построенным ОАО «ЛУКОЙЛ» на Юге России. ПГУ-110 заменит отработавшую свой ресурс электростанцию, при этом устаревшее оборудование будет демонтировано.



Инвестиции в реконструкцию АстраГРЭС составили 4,6 млрд. руб. Реализация проекта не только повысила электрическую мощность – также значительно улучшены технико-экономические и экологические характеристики объекта:

- коэффициент полезного действия возрос с 29% до 51%;
- вдвое увеличится годовая выработка электроэнергии;
- почти в 2 раза уменьшится удельный расход условного топлива;
- в 2-3 раза снизятся выбросы окислов азота и оксида углерода в атмосферу.

В целом, ввод ПГУ-110 сведет к минимуму негативное воздействие на окружающую среду, увеличит выработку электричества в энергосистеме Астраханской области, оптимизирует городскую систему теплоснабжения, повысит надежность энергоснабжения жилищного комплекса и промышленных предприятий, что создаст условия для развития инфраструктуры Астрахани.

Парогазовая установка оснащена эффективным оборудованием с высокими техническими показателями. Здесь действуют две аэропроизводные газотурбинные установки производства GE – ГТУ типа LM6000 PF DLE с системой повышения мощности SPRINT. Эта технология помогает снижать температуру в камере сгорания турбины за счет разбрызгивания мелкодисперсной водяной пыли. При этом компрессор осуществляет сжатие и подачу большего количества воздуха, что повышает выходную мощность турбины.

Каждая ГТУ оснащена камерой сгорания типа DLE с системой сухого подавления выбросов оксидов азота во всем диапазоне мощности. Это позволяет сохранять низкий уровень выбросов даже при неполной загрузке турбины. Единичная электрическая мощность газотурбинных агрегатов на ПГУ-110 – 46,64 МВт.



Из турбин отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) с температурой порядка 450°C попадают в котлы-утилизаторы двух давлений КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210 (Белэнергомаш). Два КУ производительностью 58 т/ч вырабатывают пар для вторичной генерации электроэнергии.

Полученный в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ) на базе стационарной теплофикационной турбины Т-14/23-4,5/0,18 производства Калужского турбинного завода. Максимальная электрическая мощность ПТУ – 23,8 МВт. Часть пара в регулируемом режиме отбирается из ПТУ (отопительный отбор) для подогрева сетевой воды, которая затем подается в городскую сеть для отопления и горячего водоснабжения.

Таким образом, применяемые на парогазовой установке технологии обеспечивают комбинированную выработку энергии, высокую отдачу от использования топлива и общую эффективность объекта. Проектная электрическая мощность ПГУ составляет 110 МВт (фактическая – 121 МВт), тепловая – 66 Гкал/час. В качестве основного и резервного топлива используется местный природный газ.

В составе ПГУ-110 также действует дожимная компрессорная станция. ДКС от компании ЭНЕРГАЗ состоит из двух модульных компрессорных установок (КУ) и служит для компримирования и подачи топливного газа в турбины парогазового энергоблока. КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров, режим работы в составе ПГУ – непрерывный, с плановыми остановами на техническое обслуживание.

Высокотехнологичное оборудование обеспечивает высокую степень сжатия: давление газа на входе – 1 МПа, давление нагнетания – 4,8 МПа (ограничено уставками газотурбинных установок).



Номинальная производительность каждой КУ составляет 13 000 м3/ч. Расход газа зависит от динамики изменения нагрузки связанных ГТУ и контролируется в диапазоне от 0 до 100%. Для этого применяется специальная двухконтурная система регулирования.

Первый контур (управление золотниковым клапаном компрессора) обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование расхода газа в диапазоне 15... 100%. Для контроля производительности в нижнем диапазоне первый контур комбинируется с системой рециркуляции газа (второй контур), что позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.

Технологической схемой ДКС предусмотрено устойчивое поддержание расчетной температуры газа, необходимой для нормальной работы турбин. Оптимальная температура подачи топлива установлена производителем ГТУ (GE) и составляет +60°C.

Проектные требования по чистоте топливного газа обеспечивает система фильтрации КУ: входной стрейнер, газо-масляный сепаратор 1-й ступени очистки и коалесцирующий (страховочный) фильтр 2-й ступени.

Компрессорные установки размещаются в собственных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения. Согласно требованиям безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения. ДКС полностью автоматизирована, локальные САУ установок интегрированы с верхним уровнем АСУ ТП объекта.

Предыдущая новость Вернуться к списку Следующая новость