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.

Поделиться

0
Помощь сайту Карта мир 2200700117468099 Юmoney 410011101320764 Добавить свой материал Как скачать Спасибо за помощь!	Скачивание невозможно. Авторизируйтесь