Южноуральская ГРЭС

1. ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Директор:
Главный инженер:
Жевтяк Сергей Павлович
Сосков Владимир Павлович

2. ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ

Южноуральская ГРЭС –одна из первых в Советском Союзе тепловых
электростанций мощностью 1000 Мвт – расположена в 90 километрах от города
Челябинска. Площадка для строительства Южно-Уральской ГРЭС была выбрана на
левом берегу реки Увельки. Все сооружения электростанции размещены на четырех
террасах, разность отметок верхней и нижней террасы составляет 25,5 м.
ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ
ГРЭС
Строительство электростанции началось в 1948 году, первый турбоагрегат введен в эксплуатацию в апреле 1952 года. В постоянную
эксплуатацию Южноуральская ГРЭС принята 30 апреля 1970 года.
Сооружение и монтаж электростанции осуществлялся в четыре очереди:
На первой очереди были установлены четыре турбоагрегата типа К-50-90 ЛМЗ ст. №1-4 мощностью 50 МВт и пять котлоагрегатов типа ПК10 ст.№1-5 Подольского машиностроительного завода паропроизводительностью по 230т/час с параметрами пара: Р=100 ати и Т=5100 С. В 1978
году турбоагрегат №1 был демонтирован по техническому состоянию. На ТА ст.№4 в 1985 году проведена реконструкция проточной части с
организацией производственного отбора;
На второй очереди расположены два турбоагрегата типа К-100-90 ЛМЗ ст.№ 5, 6 мощностью по 100 МВт и пять котлоагрегатов типа ПК-10
ст. № 6-10. В 1997 году вместо демонтированной турбины К-100-90 ст.№5 смонтирована турбина типа ПТ-83-100-90/9,0;
На третьей очереди расположены два турбоагрегата типа К-100-90 ЛМЗ ст.№7,8 мощностью 100 МВт и три котлоагрегата типа ПК-14 ст.№
11-13 Подольского машиностроительного завода паропроизводительностью по 230т/час, с параметрами пара Р=100 ати, Т=5100 С;
На четвертой очереди расположено два головных энергоблока мощностью 200 МВт, состоящие из турбоагрегатов типа К-200-130 ЛМЗ ст.№
9,10 МВт и котлоагрегатов типа ПК-33-83 сп ст.№ 14, 15 изготовленные Подольским машиностроительным заводом им. Орджоникидзе, с
номинальной паропроизводительностью по 640т/час каждый, с параметрами пара Р=140 ати, Т=5450 С.
Южноуральская ГРЭС явилась одной из первых электростанций Урала и Сибири, на которой было установлено оборудование
отечественного производства на высокие параметры пара. Установлены и введены в эксплуатацию головные блоки мощностью 200МВт.
Электростанция снабжает электрической энергией города Южного Урала, а также тепловой энергией промышленные предприятия и
бытовых потребителей города Южноуральска.

3.

Основные технико-экономические показатели электростанции.
(за 2011 год)
№пп
Показатель
ед.
измер
1
Выработка эл.энергии
млн.квтч
2
Отпуск теплп
Тыс.Гкал
3
Уд.расход условного топлива
4
5
1-3 оч.
4-я оч
станция
3 147,9
2091,3
5 239,3
416,77
_
416,77
на эл.энергию
г/квтч
427,2
на тепловую энергию
кг/Гкал
180.7
на производство э/э
%
8,31
на производство т/э
кВтч/Гкал
51,2
Доля газа
%
32.1
350,7
_
395,9
180.7
Расход э/э на СН
4,92
_
6,96
51,2
100
59.4

4. Главный корпус первых трех очередей электростанции имеет одинаковую компоновку. Он состоит из машинного зала (пролет 24 м),

Общая характеристика станции
Машинный зал I-IIIочередей
Главный корпус первых трех очередей электростанции имеет одинаковую
компоновку. Он состоит из машинного зала (пролет 24 м), деаэраторного
отделения (пролет 9 м), бункерного отделения (пролет 8 м), котельного отделения
(пролет 32,5 м), отделения золоуловителей (пролет 19 м) и дымососного отделения
(пролет 11,5 м).
Компоновка главного корпуса четвертой очереди отличается от предыдущих.
Он состоит из машинного зала деаэраторного отделения и котельного отделения.
Каркас главного корпуса - металлический, стеновое заполнение — кирпичное.
Отметка обслуживания котельного отделения - 3,0 м, машинного - 0,0.
Турбоагрегаты первых трех очередей размещены вдоль машинного зала,
расположение турбоагрегатов четвертой очереди - поперечное.
На электростанции сооружены пять дымовых труб; четыре высотой по 120 м,
пятая - 150 м.
Тепловая схема первых трех очередей Южно-Уральской ГРЭС выполнена с
поперечными связями, для последней очереди принята блочная тепловая схема.
Теплофикационная мощность 266 Гкал/ч по горячей воде и 129 Гкал/ч по пару.
Питательно-деаэрадионная установка первых трех очередей станции состоит
из 10 питательных электронасосов ПЭ-270/150 производительностью по 270 м3/ч
напором 1700-1580 м вод. ст., двух питательных насосов ПЭ-380/150
производительностью по 380 м3 /ч напором 1740-1540 м вод. ст., двух
питательных баков и 12 деаэраторов давлением 6 ата.
На четвертой очереди четыре деаэратора давлением 6 ата. и четыре
питательных электронасоса ПЭ-580-185/200 производительностью по 580-600 т/ч
давлением 185- 200 ата.
На первых трех очередях тяго-дутьевые установки выполнены по новой
аэродинамической схеме ОРГРЭСа (дымососы -Д-06-400-II, дутьевые
вентиляторы - ВД-07-160).
На блочной части установлены дымососы Д-25-2ш и вентиляторы ВД-32-Н с
двухскоростными двигателями.
Для обслуживания машинного зала первых трех очередей смонтированы два
мостовых крана грузоподъемностью по 100 т, четвертую очередь обслуживают
два мостовых крана грузоподъемностью по 125 т. Котельное отделение второй и
третьей очередей оборудовано одним краном грузоподъемностью 30 т, четвертой
очереди - двумя мостовыми кранами грузоподъемностью по 50 т

5.

Турбинное оборудование
ТА типа Т-82/100-90/2,5 ст.№7
На 1-3 очередях установлены две турбины типа К-50-90 и одна турбина типа
П-35/50-90/10 с регулируемым производственным отбором (Dпо=125 т/ч,
Рпо=10кгс/см², Тпо=250 ºС)
На второй очереди установлены турбина ПТ-83/100-90/9, имеющая
регулируемый теплофикационный отбор (Dто=100т/ч) и нерегулируемый
производственный отбор (Dпо=100т/ч), конденсационная турбина cт №6 типа
К-100-90.
Теплофикационный отбор турбины ст.№5 используется для подогрева
исходной воды ХВО в подогревателях ПСВ ст.№3,4 до температуры 35ºС.
Производственный отбор турбин ст.№4, 5 используется для подогрева
подпиточной воды теплосети до 65-70ºС, пароснабжения собственных нужд и
внешних потребителей.
На третьей очереди установлены две турбины типа Т-82/100-90/2,5
с регулируемыми теплофикационными отборами по 200т/ч.
Теплофикационные отборы турбин используются для подогрева сетевой
воды в подогревателях ПСВ-500 ст.№6-9 для нужд ГВС, отопления города и
промплощадки.
Котельное оборудование
На 1-3 очередях находятся десять котлов типа ПК-10Ш и три котла типа ПК-14Р
паропроизводительностью по 230 т/ч производства Подольского машиностроительного завода с
параметрами пара: Рп=100 кгс/см², Тп=510 ºС.
Основным топливом котлов является Челябинский бурый уголь растопочным- мазут.
Котлы ст.№ 4,5,7,8,9,10,12,13 могут работать на природном газе.
На всех котлах проведена реконструкция с целью организации трехступенчатого сжигания
твердого топлива.
Котлы оснащены золоулавителями следующего типа:
— скруббера с трубами Вентури на котлах ст.№ 2,4,7,8,10,11,12,13 со степенью
золоулавливания 96,5%;
— эмульгаторы кольцевого типа на котлах ст.№ 1,3,5,6,9 со степенью золоулавливания
99,6%;
Котел типа ПК-10ш

6. Два энергоблока по 200 МВт – являются головными, с оборудованием отечественного производства на высокие параметры. Они состоят

Блочная часть станции
Два энергоблока по 200 МВт – являются головными, с оборудованием
отечественного производства на высокие параметры. Они состоят из прямоточных
котлов типа ПК-33-83сп ст.№14,15 и турбин типа К-200-130 ЛМЗ ст.№9,10.
Котлы типа ПК-33-83сп изготовлены Подольским машиностроительным
заводом им. Орджоникидзе. Номинальная паропроизводительность котла 640 т/ч.
Давление свежего пара за котлом – 140 кгс/см². Температура перегретого пара –
545 ºС. Температура пара после вторичного пароперегревателя – 545 ºС.
Турбины типа К-200-130 представляет собой 3-х цилиндровый агрегат,
предназначенный для непосредственного привода генератора типа ТВФ-200-2 с
частотой вращения ротора 50Гц (3000об/мин). Цилиндр высокого давления (ЦВД)
и цилиндр среднего давления (ЦСД) однопоточные, цилиндр низкого давления
(ЦНД) двухпоточный. Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней давления,
включая одновенечную регулирующую ступень. В ЦСД расположено 11 ступеней
давления, в ЦНД- 8 ступеней (по 4 ступени в каждом потоке). Турбины имеет
"сопловое" парораспределение.
Машинный зал блока
Химический цех
Химический цех является самостоятельным структурным подразделением
ЮУГРЭС.
Цех выполняет следующие основные задачи:
— подготовка воды для питания котлов, испарителей и подпитки теплосети;
— поддержание оптимального водно-химического режима работы
теплоэнергетического оборудования станции;
— осуществление химического контроля качества исходных, сточных и
станционных вод, пара, топлива, энергетических масел, газа;
— проводит консервации и химпромывки оборудования;
— выполняет количественный и качественный анализ накипей и отложений в
трубопроводах и оборудовании станции;.
Источником воды для переработки в цехе является – Южноуральское
водохранилище.
Переработка воды (водоподготовка) происходит:
— в водоподготовительной установке(ВПУ) предварительной очистки воды,
производительностью - 1000 т/ч. Установка введена в эксплуатацию в 2000 году и
является первым промышленным образцом, на ней используется новая технология
водоочистки с применением осветлителей с рециркуляцией активного шлама.
Осветитель типа ОРАШ-500

7. ВПУ состоит из двух осветлителей типа “ОРАШ-500”, двух баков ИКВ (известково-коагулированной воды ) по 350 м3 каждый. — В

системе управления ВПУ с помощью АСУ ТП реализованы функции
автоматического управления и контроля группы механизмов, также
автоматического регулирования технологических параметров и управления
технологическими операциями.
— в ВПУ двухступенчатого обессоливания воды для питания котлов,
производительность - 125 т/ч с двумя баками обессоленной воды 400 м3.
— в ВПУ для подпитки теплосети производительностью - 400 т/ч,с баком
подпиточной воды –400 м3,
— в ВПУ для питания испарителей производительностью– 30 т/ч с баком
химводы 100 м3.
Технологический процесс водоочистки осуществляется непрерывно в
круглосуточном режиме.
Управление комплексом оборудования ВПУ предварительной очистки воды
Фильтровый зал химочистки
Топливное хозяйство:
состоит из базисного угольного склада емкостью 350 тыс. тонн,
расположенного на расстоянии 1 км от территории электростанции,
который обслуживается краном перегружателем грузоподъемностью
25 тн; расходного склада топлива на территории ГРЭС емкостью 250
тыс. тонн, оборудованного двумя козловыми кранами
грузоподъемностью по 25 тн, двух вагоноопрокидывателей роторного
типа ст.№ 1 (ВСР-150) и ст.№2 (ВРС 90-110), двух дробильных
отделений; двух топливоподач производительностью: первая – 625 т/ч;
вторая – 520 т/ч.
Первая топливоподача может подавать уголь в БСУ котлов ст. № 1-13;
вторая - только в БСУ котлов ст.№ 11-13. Общее количество
ленточных транспортеров составляет 28 штук. Их длина в развернутом
виде - 8000 м. В 2004 году 4000 м транспортерной ленты заменили на
трудновоспламеняемую.
Угольный склад

8.

План перспективных мероприятий системы
подачи и подготовки топлива
Внедрение проекта автоматического обнаружения и тушения загораний
по тракту топливоподачи
Организация 100% входного контроля качества поставляемого угля
Проведение реконструкции тракта топливоподачи в соответствии
с требованиями Правил взрывобезопасности
Монтаж новых конвейерных весов и мех.отборника на 2-й топливоподаче

9. Схема подачи и подготовки топлива

ж/д
станция
Вагонные весы
Вагоноопрокидыватель ст.№1,2
Угольный
склад №1
Отбор
проб
Мех.отборник
Угольный
склад №2
БСУ котлов
ст.№1-13

10. Система учета топлива

Количество угля и мазутавзвешиванием вагонными
весами в движении без расцепки
Количество природного газа учитывается
ИВК на базе микропроцессорного
преобразователя «Энергия-Микро-Т»
Качество поставляемого
угля – частичный
входной контроль
лабораторией ХЦ
Качество природного га
(калорийность , плотность) пр
ются по ежемесячным
данным Газпрома

11.

Система технического
водоснобжения:
Береговые насосные станции
оборотная с прудом охладителем, образованным плотиной, построенной
на реке Увельке. Забор воды осуществляется тремя береговыми
насосными станциями. В БН №1 и БН №2 установлено по 4 насоса типа
ОВ-2-110 производительностью по 18 тыс. м3/ч при напоре 10-13 м вод.
ст.На БН №3 утановлено 4 двухскоростных насоса типа ОПВ-5-110 К
производительностью по 14400-19250 м3/ч при напоре 10,5 м вод. ст.
Плотина длиной по гребню 1823 м, максимальной высотой 15,5 м. Тип
плотины – земляная намывная из песчаного грунта с суглинистым ядром.
На пойме левого берега в земляной плотине располагается водосброс
с шестью пролетами по 10,0 м. каждый. Водосброс представляет собой
бетонный водослив с уширенным оголовком. Отверстия водослива
перекрываются металлическими сегментами затворами размерами 10х5,5
м. маневрирование которых осуществляется двумя электрическими
подъемными кранами грузоподъемностью по 20 тонн каждый.
Струенаправляющая дамба длиной 900м.
Характеристика водохранилища:
Длина при НПУ – 9 км.
Ширина при НПУ – 2,5 км.
Глубина максимальная – 11м.
Площадь зеркала (при НПУ) – 18,22 км2
Объем (при НПУ) – 71,55 млн. м3
Абсолютные отметки уровня:
Верхний бьеф – 201,00 м.(НПУ)
Нижний бьеф – 190,5 м.
Максимально допустимый – 201,3 м.
Минимально допустимый – 190,0 м.
Водосброс

12.

Система золоулавнивания:
На котлах ст.№ 2,4,7,8,10,12– установлены мокрые золоуловители типа МВ-УООРГРЭС
(скрубера с трубами Вентури) со степенью золоулавливания 96,5 %.
На котлах ст.№ 1,3,5,6,9,13 установлены кольцевые эмульгаторы из титана. Кольцевой
эмульгатор предназначен для очистки дымовых газов от золы и частичной
нейтрализации окислов серы, за счет собственной щелочи золы, а при добавлении в
орошающую воду щелочных компонентов - для глубокой сероочистки. Эффективность
очистки кольцевого эмульгатора составляет 99,5 % по золе и 15-20% по окислам серы.
Для снижения негативного влияния ЮУГРЭС на окружающую среду проектом ПДВ
предусмотрено продолжение реконструкции системы золоулавливания с установкой
кольцевых эмульгаторов на всех котлах, сжигающих уголь. Ожидаемое снижение выбросов
золы от каждого котла в 7 раз. Для снижения выбросов окислов азота на котлах 1-3
очередей выполнено трехступенчатое сжигание твердого топлива.
Золошлакоудаление:
Кольцевой эмульгатор
гидравлическое, комбинированное, с гидроаппаратами и багерными
насосами. Удаление шлака из под топок котлов механизировано. Сброс золы
и шлака осуществляется на золошлакоотвал, расположенный на расстоянии 3
км от электростанции. Система гидрозолоудаления - оборотная.
Годовой выход золошлаков 1,1 млн.м3. ЮУГРЭС имеет для складирования
золошлаков 4 секции золоотвалов площадью 384 га . 1 и 2-я секции площадью
180га полностью заполнены и законсервированы . В настоящее время
складирование золошлаков ведется на 3 и 4 секции золоотвала , площадью 204
га с остаточной емкостью 1 млн.м3, в том числе : III секция 740 тыс. м3 , IV
секция –260 тыс.м3 .
Топливоснбжение:
Основное топливо для котлов ПК-10 и ПК-14 – челябинский бурый уголь,
котлы ст.№ 4,5,7,8,9,10,12,13 могут работать и на угле и на природном газе.
Котлы ПК-33 ст.№14,15 могут работать только на природном газе по
техническому состоянию каркасов.
Расход топлива за 2006 год составил:
— уголь -839437тут или 2053228 тнт
— газ - 1229457тут или 1085625тыс.м3
— мазут - 1565 тут или 1142 тнт
Ленточный транспортер

13.

ОРУ 220 кВ
Поставщик угля угля - ОАО по добыче угля “Челябинская угольная
компания”. Марка поставляемого угля ЗБСШ и ЗБР.
Договорное качество топлива: Wp=13,7%, Ас=39,9%, Qp=3300ккал/кг. Цена
угля в 2006 году составила 711,34руб (с НДС), в 2005 года составила 631,71
ру/тнт.
Фактическое качество топлива в 2006 году):
Wp=12,2%; Ap=44,0%; Qp=2806 ккал/кг
Поставщики природного газа:
— ООО “Челябинскрегионгаз”
и коммерческие организации:
-ОАО “НОВАТЭК” ;
- ЗАО "КомСис".
Схема газоснабжения ЮУГРЭС состоит из газопровода высокого
давления (Р=6кг/см2) диаметром 720 мм, газораспределительного пункта ГРП
с тремя технологическими нитками по 80 тыс.м3/ч каждая и трех
газопроводов низкого давления (Р=1кг/см2) от ГРП до энергетических котлов.
Поставляемый природный газ Тюменского месторождения, сухой
бессернистый газ с теплотой сгорания Q=7900-8000 ккал/м3.
Максимально возможное потребление газа ограничивается пропускной
способностью газовых сетей ОАО «Газком» и составляет 130 тыс. м3/ч.
Электрическая часть:
Выдача мощности с электростанции производится с открытых
распределительных устройств на напряжении 110 и 220 кв и с закрытого
комплектного распределительного устройства 10 кв.
Первые три генератора подключены через трансформаторы мощностью
по 60 Мва к шинам 110 кв. Следующие два подключены к шинами 110 и 220
кв через автотрансформаторы 110Мва, 7 и 8-й генераторы — каждый через
трехфазный трансформатор мощностью 125 Мва — подключены к шинам
220 кв, а последние два генератора — через группу из двух трансформаторов
мощностью по 120 Мва — соединены с шинами 220 кв.
Открытые распределительные устройства 110 и 220 кв выполнены с
двойной системой сборных шин и одной обходной шиной.
Собственные нужды обеспечиваются на напряжении 10, 6, 3 и 0,5,кв.
На электростанции установлены четыре резервных трансформатора
собственного расхода:
110/3,3 кв,10,5/3,2кв, 10,5/6,6кв, 13,8/3,3кв.
Автотрансформатор АТДЦТН-250000 / 110 / 13,8

14.

Тепловые сети:
1. Суммарная длина тепловых сетей составляет 69,927 км (однотрубное
исчисление). Разбивка по диаметрам в приложении 1.
2. Расход (циркуляция) сетевой воды составляет 3200 т/ч. Среднечасовая
подпитка в отопительный период - 172,6 т/ч.
3. Присоединенная тепловая мощность в сетевой воде - 128,5 Гкал/час. –
с потребителями тепловой энергии всего заключено 225 договоров.
4. Отпуск тепла потребителям 341917 Гкал (по данным 2006года).
В том числе населению
204719 Гкал;
На коммунально-бытовые нужды 65500 Гкал;
На производственные нужды
71698 Гкал.
5. Температурный график - 115/70 ˚С;
Давление в прямом трубопроводе - 10,5 ати;
Давление в прямом трубопроводе - 3,3 ати.
6. Максимальный расход пара внешним потребителем достигает 25 т/час.
Минимальный – 12 т/ч.
Главный шит управления
Управление и автоматика:
Управление котельным оборудованием первых трех очередей
осуществляется с четырех объединенных щитов управления,
оборудованием турбинного цеха — с местных щитов управления.
Управление блоками четвертой очереди производится с двух блочных
щитов, расположенных в одном помещении.
Координация работы всего общестанционного оборудования
осуществляется с главного щита управления, размещенного в
отдельном здании.
Агрегаты электростанции оборудованы всеми типовыми
автоматическими и защитными устройствами, технологическими
блокировками и сигнализацией.
В настоящее время производится обследование станции и разработка
предложений по обеспечению участия оборудования в первичном
регулировании частоты эл.энергии.
Блочный щит управления

15.

Характеристика
основного
энергетического
оборудования
Состав котельного оборудования
Состав турбинного оборудования

16.

Трансформатор типа АТДЦТН-250000/220/110/13,8
Состав парка генераторов
Состав парка трансформаторов и
автотрансформаторов
(напряжением от 110 кВ и выше)