Иркутская ТЭЦ-9

Иркутская ТЭЦ-9

Станция предназначена для выработки электрической энергии и тепловой энергии для покрытия электрических и тепловых нагрузок в паре и горячей воде промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора г. Ангарск. Участок №1 ТЭЦ-9 расположен в г. Ангарск. Территория ТЭЦ находится на территории градообразующего предприятия – бывшего Ангарского нефтехимического комбината (ныне ОАО «АНХК»),

В настоящее время установленная электрическая мощность станции составляет 475 Мвт (за счет ограничения мощности турбины Р-100-130 в связи с отсутствием потребителя пара), установленная тепловая мощность – 2280 Гкал/час.

Cтанция включает в себя участок №1 ТЭЦ-9 (бывшая ТЭЦ-1).

ИсторияСтроительство ТЭЦ НПЗ началось в комплексе Ангарского нефтеперерабатывающего завода в июле 1958 года. Распоряжением по Иркутскому совнархозу N 764 от 16 июля 1959 года ТЭЦ НПЗ с 1 июля 1959 года была передана в энергосистему «Иркутскэнерго» с присвоением ей наименования «Иркутская ТЭЦ-9».

В соответствии с заданием ГлавНИИ Миннефтепрома и согласно указанию Госэкономкомитета Совета Министров СССР от 14. 03. 1957г. Ленинградским отделением Всесоюзного Государственного проектного института «Теплоэнергопроект» было разработано проектное задание на строительство ТЭЦ нефтеперерабатывающего завода.

Строительство ТЭЦ НПЗ началось в комплексе Ангарского нефтеперерабатывающего завода в июле 1958 года. Распоряжением по Иркутскому совнархозу N 764 от 16 июля 1959 года ТЭЦ НПЗ с 1 июля 1959 года была передана в энергосистему «Иркутскэнерго» с присвоением ей наименования «Иркутская ТЭЦ-9». Согласно этого же распоряжения была организована дирекция строящейся ТЭЦ-9 во главе с директором Таракановым В.П.

В июле 1959 года Ленинградским отделением ВГПИ «Теплоэлектропроект» была закончена разработка проектного задания Иркутской ТЭЦ-9.

Согласно проектного задания мощность станции была определена в 300 тыс. кВт со следующим составом оборудования:

Турбины типа ВПТ-50-3 – 2 шт.;Турбины типа ПВР-50-13 – 2 шт.;Турбины типа ВТ-50-1 – 2 шт.;Котлоагрегаты типа ТП-85, производительностью по 420 т/час пара каждый, в количестве 6 шт.Сооружение главного корпуса станции принято по типовому проекту ТЭЦ-350 в сборном железобетоне.

Пуск первого котлоагрегата и турбины произведен 16 мая 1963 года. В 1969 году на станции был закончен ввод в работу основного оборудования 1 очереди. Установленная мощность станции в конце 1969 года равнялась 300 МВт, выработка электроэнергии – 922,372 тыс. кВтч., отпуск тепловой энергии 3521,6 тыс. Гкал, удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – 205,9 кг/кВтч., удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии – 169,8 кг/Гкал, коэффициент использования тепловой мощности – 42,3%.

В качестве топлива станция должна была сжигать отсевы обогатительных фабрик Черемховского угольного разреза. С декабря 1968 года письмом Госплана СССР N АП-10-49/13-18-98 основным видом топлива для ИТЭЦ-9 определен уголь Азейского месторождения.

Для покрытия тепловых нагрузок в 1975-1980гг. на основании задания на проектирование, утвержденного заместителем министра Энергетики и Электрификации СССР от 2.07.70г. сибирским отделением «ВНИПИэнергопром» был выполнен технический проект расширения ИТЭЦ-9, осуществлявший увеличение установленной мощности станции с 300 тыс. кВт. до 760 тыс кВт. Согласно этого проекта в расширяемой части станции требовалось установить турбоагрегаты типа:

Т-100-130 – 1шт.;Р-100-130 – 2шт.;ПТ-135-130 – 1шт.;котлоагрегаты типа ТП-81, производительностью 420 т/час пара каждый, в количестве 9 штук.В соответствии с решением Госплана СССР от 12 апреля 1971 г. по вопросу «Обеспечение паром и теплофикационной водой Ангарского НХК Миннефтепрома СССР» расширение ИТЭЦ-9 было решено выполнить поэтапно. Сибирскому отделению «ВНИПИэнергопром» было поручено выделение этапов расширения ИТЭЦ-9.

Технический проект I этапа расширения станции с 300 тыс. кВт. до 425 тыс. кВт. включал в себя установку следующего оборудования:

котла N7 типа ТП-81, производительностью 420 т/ч пара;трех пиковых водогрейных котлов типа ПТВМ-100;котлаN8 типа ТП-81 и турбины N7 типа Т-100-130.Строительство I этапа расширения ИТЭЦ-9 закончено в 1980 году.

Установленная мощность станции равнялась – 410 МВт, выработка электроэнергии – 2338 тыс. кВт.ч, отпуск тепловой энергии – 6246,475 тыс. Гкал.

Технический проект II этапа расширения станции с 410 тыс. кВт до 510 тыс. кВт включал в себя установку следующего оборудования:

трех котлов типа ТП-81 станционные N9-11;турбины типа Р-100 станционный N8;бойлерных установок N9,10 мощностью 200 Гкал/ч;установки горячего водоснабжения, УГВ-2.Второй этап расширения в основном завершился в 1989году с вводом в работу котла ст. N11.

В 1999 году, после ввода в эксплуатацию бойлерных NN 9,10 в 1998 году, произведен демонтаж всех трех пиковых водогрейных котлов.

Технико-экономические характеристикиУчасток №1 ТЭЦ-9 является тепловой станцией с поперечными связями.

Состав основного оборудования участка №1 ТЭЦ-9: Паровые котлы ПК-10 ст.№ 12-18.

Паровые турбины:

ПТ-25-4 ТМЗ ст.№ 1;П-25 АЕГ ст.№ 5;ВР-25-18-2 ХТГЗ ст.№ 7;ПТ-25-3М ТМЗ ст.№ 9;ПТ-25-3М ТМЗ ст.№ 10;Т-25-4 БПЗ ст.№ 11;Т-25-4 БПЗ ст.№ 12.В качестве основного топлива для ТЭЦ принят уголь. Резервное топливо – мазут.

На ТЭЦ-9 установлено следующее основное оборудование:

два турбоагрегата типа ВПТ-50-3 (ПТ-60-130/13) ЛМЗ (ст.№ 1, 2). На турбоагрегате ст.№ 1 выполнена реконструкция и произведена замена ЦВД, по результатам испытаний его характеристики соответствуют турбоагрегату типа ПТ-65/75-130/13 ЛМЗ. В 1982 г. на турбоагрегате ст.№ 2 была произведена замена ротора высокого давления. Два турбоагрегата типа Р-50-130 ЛМЗ (ст.№ 3, 4). Два турбоагрегата типа Т-50-130 УТМЗ (ст.№ 5, 6), на турбоагрегате ст.№ 6 выполнена реконструкция с целью увеличения электрической мощности;турбоагрегат типа Т-100/120-130-3 УТМЗ (ст.№ 7);турбоагрегат типа Р-100-130 ЛМЗ (ст.№ 8);четыре котлоагрегата типа ТП-85 (ст.№ 1 — 4) и семь котлоагрегатов типа ТП-81 (ст.№ 5 — 11).Ввод турбоагрегатов осуществлён в 1963 – 1983 гг., котлоагрегатов – в 1963 — 1989 гг.

https://www.rosteplo.ru

https://www.so-ups.ru/

Мощность электрическая, МВт 540
Мощность тепловая, Гкал/ч 2402,5

Адреса и контакты

11:47
50

Упоминания в новостях:

Внедрение Системным оператором цифровой системы мониторинга запасов устойчивости позволит снизить ограничения выдачи мощности Иркутской ТЭЦ-9
Филиал Системного оператора Иркутское РДУ, осуществляющий оперативно-диспетчерское управление энергосистемой Иркутской области, ввел в эксплуатацию цифровую систему мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) для определения максимально допустимого перетока активной мощности (МДП) в трех контролируемых сечениях энергосистемы.
2.67K
Нет комментариев. Ваш будет первым!
Продолжая использовать данный сайт, вы принимаете условия Пользовательского соглашения, Политики конфиденциальности и даете свое полное согласие на сбор и обработку и распространение персональных данных и файлов cookies. Если вы не согласны с данными условиями вы обязаны покинуть сайт.