Документация по вновь сооружаемому хозяйству газового топлива ГРЭС предназначено для снабжения газом топливопотребляющего оборудования, устанавливаемого при строительстве ГРЭС.
Содержание:
Заверение проектной организации Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений
Система газоснабжения Назначение и область применения Характеристика источника газоснабжения Сведения о типе и количестве установок потребляющих топливо. Описание системы газоснабжения Эстакады газопроводов Пункт подготовки газа Дожимная компрессорная станция Блок отключающей арматуры (БОА) Газорегуляторный пункт (ГРП) Газопровод от ГРП до водогрейных котлов Внутренние газопроводы Р ≤ 1.2 МПа
В составе Проекта предусмотрен ввод в эксплуатацию следующего топливопотребляющего оборудования (весь состав устанавливается в главном корпусе):
- семи газотурбинных установок (ГТУ) LM 6000PF, укомплектованных турбогенераторами производства фирмы General Electric (США), четыре ГТУ вводятся с первой очередью строительства, три ГТУ со второй очередью строительства.
- трех водогрейных энергетических котлов типа ПТВМ-100, вводимых в эксплуатацию с первой очередью строительства.
В соответствии с Техническим заданием на выполнение проектных работ для ГТУ ГРЭС приняты следующие исходные данные:
Топливо:
- основное, резервное природный газ КГМ;
- аварийное дизельное топливо марки «3» по ГОСТ 305-82;
Режим работы базовый, согласно диспетчерского графика нагрузок.
Годовое число часов работы 7491 час
Энергетическая установка предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (в виде горячей воды) для обеспечения потребностей жилищно-коммунального хозяйства и предприятий промышленного района в горячей воде и электрической энергии. В состав каждого энергоблока входит следующее основное оборудование:
- одна газотурбинная установка типа LM 6000PF поставки фирмы «General Electric» номинальной мощностью при условиях ISO 42,3 МВТ;
- один котёл - утилизатор водогрейный с температурным контуром сетевой воды 180 0С/100 0С.
Так же проектом предусмотрена установка трех пиковых водогрейных котлов, работающих на двух видах топлива (газ/дизельное топливо) тепловой производительностью 100 Гкал/час каждый.
Строительство ГРЭС предусматривается с выделением двух пусковых комплексов:
• пусковой комплекс №1:
- энергоблок №1, состоящий из четырех энергоблоков ГТУ + КУВ и трех пиковых водогрейных котлов с необходимой общестанционной инфраструктурой;
• пусковой комплекс №2:
- энергоблок №2 состоящий из трех энергоблоков ГТУ + КУВ с необходимой общестанционной инфраструктурой.
Климат и категория размещения – УХЛ 3.1 по ГОСТ 15150,
в климатическом районе I B по СНиП 23-01-99. Сейсмичность района по карте общего сейсмического районирования 7 баллов по шкале MSK-64.
Режим работы ГТУ - базовый, согласно диспетчерского графика нагрузок с возможностью участия в общем нормированном регулировании частоты и мощности энергосистемы.
Режим работы водогрейных котлов в соответствии с графиком отопительной системы. Пиковые водогрейные котлы работают в соответствии с графиком отопительной системы.
Для увеличения нажмите на картинку
Графическая часть:
Принципиальная схема газоснабжения Компоновка дожимной компрессорной станции План сетей газоснабжения План газоснабжения главного корпуса Принципиальная схема дизельного топлива Компоновка насосной дизельного топлива
Характеристика источника газоснабжения
Основным и резервным топливом для топливопотребляющего оборудования ГРЭС является природный газ. Аварийным топливом в соответствии с Техническим заданием является дизельное топливо марки «3» по ГОСТ 305-82.
Состав природного газа, который планируется подавать на блок, имеет следующие показатели:
Составляющая газа
|
Содержание (% об.)
|
Метан
|
91,5-93,0
|
Этан
|
5,0-5,2
|
Пропан
|
1,2-1,6
|
Изо-бутан
|
0,11-0,25
|
П-бутан
|
0,1-0,3
|
Изо -пентан
|
0,007-0,0055
|
Н-пентан
|
0,004-0,0045
|
Азот
|
0,5-1,2
|
Диоксид углерода
|
0,055-1,2
|
Предельные содержания составляющих газа:
Составляющая или параметр
|
Значение
|
Калорийность газа на границе подачи
|
8400-8600 ккал/м3
|
Давление газа в точке присоединения
|
1,8±0,05 МПа
|
Температура газа в точке присоединения
|
-120С ÷+4 0С
|
Проект внешнего газоснабжения от ГПЗ ОАО «транснефтегаз» выполняет по договору с Генпроектировщиком ООО по согласованию с газоснабжающими и газотранспортными организациями. Работы по проектированию и строительству наружных сетей газоснабжения проводятся на основании «Технического задания на разработку проектной и рабочей документации «Строительство линейной части наружной сети инженерного обеспечения ГРЭС. Газоснабжение.
Внеплощадочные газопроводы прокладываются подземно двумя нитками Ду 530х7 с учетом самокомпенсации. Линии идут параллельно на расстоянии 75 метров друг относительно друга. Протяженность трассы внеплощадочных газопроводов составляет 2906 м.
Диаметр газопроводов определен на основании проведенных гидравлических расчетов и технических условий ОАО «» исходя из обеспечения транс-порта требуемых расходов газа. Трубопроводы выполняются из электросварных прямошевных труб, материал сталь 09Г2С ТУ-14-3р-1471-2002. Сварные стыки подлежат 100% контролю качества неразрушающими метода-ми. Проектом ООО «газпроект» предусмотрена противокоррозионная изоляция внеплощадочных газопроводов усиленного типа полимерными лентами. Проект внешнего газоснабжения предусматри-вает ввод обе-их ниток на территорию площадки строительства и вывод из под земли. Точкой стыковки ООО «теплогазпроект»/ ОАО «» являются отводы газопроводов расположенные над землей. Точка подключения внутриплощадочных газопроводов указана на чертеже 68N1-ИОС5-310-TD. В объем проектирования ОАО «Теплоэлектропроект» входит арматурный узел, так же показанный на чертеже 68N1-ИОС5-310-TD, а так же на схеме газоснабжения 68N1-ИОС5-311-ТD Рев. 1. Арматурный узел включает в себя:
- установку изолирующего фланцевого соединения (п. 2.1.8.9. РД 153-34.1-30.106-00);
- установку отключающего устройства с электроприводом, управляе-мым из главного корпуса ТЭС (п. 2.1.1.6. РД 153-34.1-30.106-00);
- установку поворотной заглушки;
- установку продувочной свечи;
- установку штуцера подвода сжатого воздуха.
Так же в арматурном узле предусмотрена установка газового расходомера.
ООО «//теплогазпроект» допущено к работам по подготовке проектной документации, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства на основании «Свидетельства №0458.1-2011-1435115464-П-011» от 16.03.2011 (приложение №3).
5.6.2.1 Сведения о типе и количестве установок потребляющих топливо.
На ГРЭС будет установлено следующее топливопотребляющее оборудование, в соответствии с таблицей 5.6.2.1
Таблица 5.6.2.1
№№
П/П
|
Наименование топливопотребляющей установки
|
Количество установок
|
Часовой расход газа нм3/час*
|
очередь №1
|
очередь №2
|
1.
|
ГТУ типа LM 6000 PF
|
4
|
-
|
48000
|
2.
|
ГТУ типа LM 6000 PF
|
-
|
3
|
36000
|
3.
|
Водогрейный котёл ПТВМ-100
|
3
|
-
|
37860
|
4.
|
Суммарный расход газа на I очередь
|
|
|
85860
|
5.
|
Суммарный расход газа на I и II очередь
|
|
|
121860
|
*В таблице указан максимальный расход газа на ГТУ.
Расход газа на ПВК определен исходя из мощности ПВК.
Для удаления продуктов сгорания топливопотребляющего оборудования (дымоудаления) предусмотрено сооружение следующих дымовых труб:
- с первой очередью строительства вводится четыре котла-утилизатора, для каждого из которых сооружается индивидуальная дымовая труба высотой по 60 метров;
- со второй очередью строительства вводится три котла-утилизатора, для каждого из которых сооружается индивидуальная дымовая труба высотой по 60 метров;
- для каждого из трех пиковых водогрейных котлов типа ПТВМ-100, вводимых с первой очередью, сооружаются индивидуальная дымовая труба высотой 60 метров.
Описание системы газоснабжения
Система газоснабжения спроектирована в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:
- РД 153-34.1-30.106-00 (СО 34.30.106-00) Правила технической эксплуатации газового хозяйства газотурбинных и парогазовых установок тепловых электростанций;
- СП 42-101-03 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб;
- СП 42-102-04 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб;
- CO 34.03.355-2005 – Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации ГТУ;
- ПБ 12-529-03 – Правила безопасности систем газораспределения и газоснабжения;
- СНиП 42-01-2002 – Газораспределительные системы;
- СНиП III-42-80 – Магистральные трубопроводы;
- РД 34.03.201-97 – Правила техники безопасности тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей;
- ПБ 03-576-03 – Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
Принципиальная схема газоснабжения представлена на чертеже 311-TD.
Основные элементы принципиальной схемы газоснабжения ГТУ:
- подводящие газопроводы 2×Ду500 от Якутского газоперерабатывающего завода до входа на площадку ГРЭС-2 давлением 1,8±0,05 МПа, температурой +4 0С÷ -120С;
- подводящие надземные трубопроводы на эстакаде Ду 400, на которых осуществляется измерение расхода и калорийности поступающего на площадку газа для определения его стоимости;
- подводящий надземный газопровод-коллектор Ду 400;
- две нитки подводящих надземных газопровода на эстакаде Ду 350 каждый от тройника до общестанционного ППГ, вводимого с первой очередью строительства;
- подводящий наземный газопровод Ду 250 от коллектора до ГРП;
- газо – регуляторный пункт (ГРП) в контейнерном исполнении;
- подводящий наземный газопровод от ГРП до входа в котельное отделение главного корпуса Ду1000;
- три подводящих газопровода Ду 500 к пиковым водогрейным котлам, вводимым с первой очередью строительства;
- пункт подготовки газа в контейнерном исполнении;
- подводящий надземный газопровод от ППГ Ду 350 тремя нитками Ду250 к трем газодожимным компрессорам, (две ДКС вводятся с первой очередью строительства, одна ДКС вводится со второй очередью строительства);
- три газодожимных компрессорных установки расположенных в отдельном здании,
- подводящие надземные газопроводы от ДКС к общестанционному коллектору Ду 250;
-подводящий надземный газопровод на эстакаде от здания ДКС до входа в главный корпус Ду 250;
- подводящие надземные газопроводы 7хДу 125 к блоку отключающей арматуры (БОА) ГТУ;
- подводящие надземные газопроводы в главном корпусе от БОА к ГТУ №1, ГТУ №2, ГТУ №3, ГТУ №4, вводимым с первой очередью строительства, к ГТУ №5, ГТУ №6, ГТУ №7, вводимыми со второй очередью строительства.
От ДКС природный газ по эстакаде проходит через БОА и далее по главному корпусу подается в систему газообразного топлива ГТУ.
Давление перед блоком регулирования газовой турбины не превышает 4,654 МПа ±0,138 МПа, температура не превышает 120 0С.
Газопроводы выполнены с заземлением. Между всеми фланцевыми соединениями арматуры устанавливаются токопроводящие перемычки из полосы 40х4.
Сбор газового конденсата из всех дренажных точек фильтров – сепараторов и фильтров предусматривается в бак сбора газового конденсата V=10 м3, поставляемый комплектно с ППГ с последующей утилизацией на специализированных предприятиях.
Дренажи от фильтров ППГ и ГРП собираются в трубопровод-коллектор Ду 50, который заводится в бак сбора газового конденсата. На каждом трубопроводе - дренаже устанавливается запорная арматура и поворотная заглушка. На газопроводе – коллекторе предусматривается подвод сжатого воздуха и продувочная свеча диаметром не менее Ду20.
Газопроводы при монтаже подлежат испытаниям на прочность и герметичность согласно ПБ 03-585-03 п.8 и согласно РД 153-34.1-30.106-00 п.2.2.8 (В соответствии со СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы» газопроводы при монтаже подлежат испытаниям на прочность в течение 24 часов и герметичность в течении 12 часов.).
Перед проведением испытания на прочность и герметичность проводится продувка всех газопроводов с целью очистки их внутренней поверхности.
Продувка газопроводов осуществляется воздухом после проведения монтажных и ремонтных работ. Продувка участков газопроводов для вытеснения газа производится азотом, который подается от баллонов.
Все газопроводы после монтажа подлежат 100% контролю сварных соединений неразрушающими методами
Запорная, регулирующая и предохранительная арматура на газопроводах должна соответствовать классу «А» герметичности по ГОСТ Р 54808-2011.
Газопровод от ППГ до входа в газовую турбину выполняется с теплозвукоизоляцией. После нанесения изоляции наносятся участки опознавательной окраски с предупреждающими кольцами.
В соответствии с таблицей 1 ГОСТ 14202-69 наносится опознавательная окраска желтого цвета с предупредительными кольцами красного цвета (в соответствии с таблицей 2). При этом (в соответствии с таблицами 2, 3 и 4 ГОСТ 14202-69) окраска наносится на участках равных четырём диаметрам с одним предупреждающим кольцом красного цвета. Расстояние между опознавательными кольцами составляет L=6000 мм, ширина по 100 мм. Общая толщина покрытия должна быть не менее 100 мкм.
Газопровод от фильтра в ППГ до входа в газовую турбину выполняется из нержавеющей стали.
Технические условия на изготовление и поставку блоков и фасонных деталей для трубопроводов из нержавеющей стали по ТУ 34-42-388-78, для трубопроводов из низколегированной стали по ОСТ 34.10.1202-97.
Расчёт газопроводов выполняется по программе «Старт-PROF» версия 4.67 R4.
Расчетный ресурс газопроводов -200 тыс. часов. Цикличность – не менее 2000 циклов. Срок службы - 25 лет. |