isritz.ruПроек миниТЭЦ
Общие данные ГСВ1.Общая часть
Проект Мини ТЭЦ выполнен в соответствии с заданием на проектирование.
В состав Мини ТЭЦ входят три газовых турбогенератора OPRA DTG-1.8/2GL электрической мощностью 1,8 МВт, с котлами утилизаторами УТ 52, электрических водогрейных котлов.
Турбогенератор выдает во внутреннюю сеть напряжение 10,5 кВт, для понижения напряжения установлен трансформатор напряжения.
После турбины выхлопные газы поступают в утилизатор. При максимальном электропотреблении теплоты дымовых газов хватает для покрытия расчетной тепловой нагрузки для нужд отопления вентиляции и горячего водоснабжения жилого комплекса.
Для покрытия тепловой нагрузки жилого комплекса в период пониженного электропотребления, в системе установлены четыре электрических водоподогревателя, мощностью 500 кВт каждый.
Расчетная таблица теплового баланса представлена в Приложении 1
Температурный график теплоносителя, поступающего в утилизатор 110 / 70 оС.
Расчетная нагрузка электроснабжения объекта 3480 кВА
Минимальная нагрузка электроснабжения 500 кВА
Расчетное теплопотребление объекта 6307 кВт
2. Турбогенератор
Турбогенератор OPRA DTG-1,8/2GL включает в себя следующие основные элементы:
- основание
- газовая турбина
- генератор
- соединительная муфта
- вспомогательные системы (система запуска, масляная система, система зажигания и т.д.)
- акустическая система
- система входного воздуха (входной патрубок, глушитель, фильтр)
- вентиляционная система (фильтр, глушитель, система воздушных каналов, вентилятор)
- система выхлопа (глушитель, каналы отвода горячих газов, теплоизоляция)
- система мониторинга и контроля, включая средства измерения
- противопожарная система.
Для выработки электроэнергии используются три энергоблока ГТЭС-1800, два из которых рабочие, один резервный.
Основные характеристики турбогенератора
1. Максимальная мощность 2000 кВт
2. Электрическое напряжение 10,5 кВ
3. Род электрического тока переменный трёхфазный
4. Частота тока 50 Гц
5. Топливо: Газ
Расход при максимальной нагрузке 712 м3/час
Давление 10,0-11 бар
6. Время выхода ТГУ на номинальный
режим работы 2 мин
7. Турбина:
• Частота вращения ротора 26000 об/мин
• Степень сжатия воздуха
• Объемный расход воздуха на входе 25400 м3/ч
• Объемный расход газа на выходе 78000 м3/ч
• Максимальная температура газа
на выходе 600° C
• КПД редуктора 98.5%
• Выходная скорость вала редуктора 1500 об/мин
• воспринимаемая ударная нагрузка 5g (вертикальная)
• Допустимая нагрузка на выходной вал:
Осевая 5000 Н
Радиальная 1000 Н
• Ресурс:
Редуктор и подшипники 80.000 ч
Прокладки и синтетические
Элементы 10.000 ч
Муфта свободного хода 8000 стартов
8. Уровень шума 85 dB(A) на расстоянии 1 м
9. Потери давления:
Система входного воздуха 1000 Пa
Система выхлопа 1250 Пa
10. Габаритные размеры основания
11. Длина 7570 мм
12. Ширина 2100 мм
13. Веса:
14. ТГУ в укрытии 20000 кг
15. Утилизационный теплообменник
16. УТ-52 16000 кг
17. Отвод, дымовая труба, глушитель 2000 кг
18. Электроэнергия на собственные нужды
19. Освещение 230 В / 50 Гц
20. Максимальная потребность в электроэнергии 60 кВт (в течение запус-
ка двигателя)
21. Базовая потребность в электроэнергии 5 кВт
22. Антиобледенительная система Необязательная
23. Взрывобезопасность В соответствии с правилами эксплуатации
Топливная система турбогенератора состоит из следующих компонентов:
Отсечной клапан с ручным управлением
Автоматический отсечной клапан
Предохранительный сбросной клапан
Клапан дозирования топлива.
Система отвода дымовых газов состоит из:
Диффузора,
Утилизатора,
Шумоглушителя
и газоходов
Утилизатор предназначен для использования теплоты уходящих газов энергоблока ГТЭС-1800 путем нагрева воды с целью теплоснабжения объекта.
Основные характеристики утилизатора
Показатели Единица измерения Величина
1. Расчетная теплопроизводительность МВт 3,5 4,3 4,0
2. Температурный график воды оС 70-110
3. Давление воды в УТ, не более МПа 1,2
4. Потери давления воды в УТ, не более МПа 0,05 0,07 0,06
5. Расход воды м3/ч 78 94 89
6. Расход продуктов сгорания кг/с 9,23 8,7 7,87
7. Потери давления продуктов сгорания в УТ,
не более Па
900
8. Температура продуктов сгорания
- на входе в УТ
- на выходе из УТ оС
471
100
573
102
591
100
9. Температура наружного воздуха оС -40 +15 +40
10. Диапазон регулирования теплопроизводительности 1:10
11. Габариты и масса УТ в целом:
- длина
- ширина
- высота
- масса
мм
мм
мм
кг
5832
3010
12000
16000
12. УРОВЕНЬ ШУМА, не более дБ 80
Отвод дымовых газов от каждого энергоблоков ГТЭС-1800 осуществляется через индивидуальную дымовую трубу.
3. Газоснабжение
Работа энергоблоков ГТЭС-1800 возможна на двух видах топлива:
- природный магистральный газ,
- жидкое дизельное топливо.
Жидкое топливо используется как резервное.
Газоснабжение объекта осуществляется от магистрального газопровода высокого давления ( ≤ 0,6 МПа).
Для повышения давления газа до требуемого турбогенератором, после коммерческого узла учета газа установлены три дожимные компрессоры (один резервный).
На вводе газопровода ø108х3.5 Г3 в помещение дожимных компрессоров устанавливается следующая запорная арматура:
1. фланцевый кран «Балломакс» d пр.усл.80 (для трубы ø108х3.5).
2.термозапорный клапан КТЗ 001 100-02,автоматически перекрывает газопровод при пожаре при температуре 100оС.
3.электромагнитный клапан КПЭГ-100.
Клапан блокируется с тремя датчиками по загазованности СТГ-1(один в помещении дожимных компрессоров, два других в помещении газотурбинных установок).
Установка клапана обеспечивает отключение газа в случаях: превышение норм метана в котельной, отключение электроэнергии, превышение СО выше нормы.
Световые и звуковые сигналы от электромагнитного клапана выводятся на диспетчерский пункт. Также на диспетчерский пункт выводятся сигналы от автоматики дожимных компрессоров.
4.газовый фильтр ФГ-100.
5.измерительный комплекс СГЭКВ-Т-0.75-400-1.6 с корректором ЕК-260 по температуре и давлению.
6.фланцевый кран «балломакс» d пр.усл.80 (для трубы ø108х3.5).
Для ремонта запорной арматуры предусмотрен байпас ø89х3.5 Г3 . На байпасе устанавливаются шаровой фланцевый кран «балломакс» с заглушкой и далее по ходу газа фланцевая задвижка 30с41нж. Между ними устанавливается манометр и монтируется продувочный газопровод (см.коммерческий узел учета газа)
7.предохранительный сбросной клапан ПСК-50В/1000. Сбросной газопровод ø57х3 Г3 выводится отдельно на фасад мини ТЭЦ . Сбросной газопровод вывести выше парапета крыши на 1 метр.
Далее прокладывается газопровод ø108х3.5 Г3 к дожимным компрессорам. Опуска к дожимным компрессорам – газопровод ø57х3.5 Г3. На опусках устанавливаются фланцевые краны «Балломакс» d пр.усл.50.
Перед входом в дожимные компрессоры устанавливаются манометры МПЗ-У – 7 шт. Предел измерения Р от 0 до 0,6 МПа.
В помещении дожимных компрессоров предусмотрен продувочный газопровод dу20.Продувка всех газопроводов от дожимных компрессоров осуществляется через соответствующие краны и продувочные линии в атмосферу.
Блок безопасности дожимного компрессора заводского изготовления: предохранительный сбросной клапан, обратный клапан, отвод конденсата, датчик давления.
Система управления каждого компрессора позволяет поддерживать высокое давление в газопроводе на заданном уровне.
Выход газопровода из дожимных компрессоров :
На выходах газопровода ø57х3.5 Г4 устанавливаются фланцевые краны «Балломакс» d пр.усл.50 (для трубы ø57х3.5).
После выхода газопровода из дожимных компрессоров устанавливаются манометры МПЗ-У – 3 шт. Предел измерения Р от 0 до 1,6 МПа.
Далее прокладывается газопровод ø108х3.5 Г4 через стену в помещение газотурбинных установок. Давление газа составляет ≤1,1 МПа.
Прокладка газопровода ø108х3.5 Г4 в помещении газотурбинных установок:
На газопроводе ø108х3.5 Г4 устанавливается предохранительный сбросной клапан СППК4Р-50-16. Сброс газа должен происхидить при повышении давления до 1.26 МПа. Нпа ПСК установить манометр МПЗ-У с пределом измерения от 0 до 1.6 МПа. Размещение СППК4Р-50-16 уточнить в рабочем порядке при монтаже внутреннего газопровода ø108х3.5 Г4.
Опуски к газотурбинным установкам – газопровод ø57х3.5 Г4.Перед газорегуляторным устройством газотурбиной установки устанавливается агрегатный счетчик СГ16М-100.Газорегуляторное устройство заводского изготовления.
Перед входом в газотурбинную установку устанавливаются манометры МПЗ-У – 3 шт. Предел измерения Р от 0 до 1,6 МПа.
Блок безопасности газотурбинной установки заводского изготовления: запорный кран с электроприводом, токоизолирующее фланцевое соединение, расходомерное устройство, предохранительный запорный клапан, газовый фильтр.
Также на диспетчерский пункт выводятся световые и звуковые сигналы от автоматики газорегуляторного устройства газотурбинной установки.
В помещении газотурбинных установок предусмотрен продувочный газопровод dу20.Продувка всех газопроводов от газотурбинных установок осуществляется через соответствующие краны и продувочные линии в атмосферу.
Газотурбинные установки мини ТЭЦ расположены в отдельном помещении.
Расчетный расход газа одним блоком ГТЭС 1800 составляет 712 норм.м3/ч,
Расчетный общий расход газа 1424 норм.м3/ч.
В качестве резервного топлива используется топливный мазут. Баки с топочным мазутом будут иметь рециркуляционные насосы для циркуляции топлива во время простоя.
4. Тепломеханическая часть.
Проектом предусмотрено следующее теплогенерирующее оборудование:
- три блока ГТЭС с утилизатором теплоты уходящих дымовых газов УТ 52, единичной тепловой мощностью 3800 кВт,
- электрические водонагреватели тепловой мощностью 500кВт каждый.
При максимальном электропотреблении утилизируемой теплоты дымовых газов хватает для покрытия расчетной тепловой нагрузки.
Для теплоснабжения в период провала электрической нагрузки установлены электрические водонагреватели. Водонагреватели питаются напряжением 0,4 кВ.
Для обслуживания главного жилого здания/бани, жилого корпуса фермы/здания фермы и здания теплицы предусматриваются три отопительных кольца горячей воды средней температуры с главной отопительной установки. Каждое циркуляционное кольцо имеет рабочие и резервные насосы.
Системы отопления жилого корпуса фермы, здания фермы и здания теплицы присоединены к главному циркуляционному кольцу по независимой схеме, через пластинчатые теплообменники.
Для компенсации тепловых расширений теплоносителя этих контуров, как и главного циркуляционного контура установлены мембранные расширительные баки.
Восполнение потерь и утечек в тепловой сети производится из хозяйственно-питьевого водопровода, после водоподготовительной установки. Исходная вода из водопровода, пройдя водоумягчительную установку, поступает в бак подпиточной воды, который обеспечивает 5-ти часовой запас.
5. Удаление дымовых газов.
Удаление дымовых газов от турбогенераторов осуществляется через индивидуальные дымовые трубы. Высота расположения устья дымовой трубы выбирается на основании расчета, с учетом фоновой концентрации вредных веществ в данном районе.
6.КиП и Автоматика (в данный проект не входит).
для справки
Предусмотрен автоматический пуск (останов) газовых турбин.
В системе газоснабжения ГТЭС обеспечено измерение:
давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины;
температуры газа на выходе из компрессора;
температуры подшипников электродвигателей дожимающих компрессоров;
температуры и давления масла в системе маслообеспечения дожимающих компрессоров;
температуры и давления охлаждающей жидкости на входе в систему охлаждения газа и выходе из нее;
мощности, потребляемой дожимающими компрессорами;
давления газа за компрессором;
частоты вращения пускового устройства ГТУ;
частоты вращения стартера ГТУ.
В системе газоснабжения ГТУ предусматривается технологическая сигнализация:
о повышении и понижении давления газа перед блоком очистки;
о повышении и понижении давление газа до и после дожимных компрессоров;
о повышении и понижении давления газа в газопроводе перед стопорным клапаном газовой турбины;
о включении аварийной вентиляции в помещениях установки дожимающих компрессоров;
о повышении температуры охлаждающей воды и масла на каждом дожимающем компрессоре;
о повышении температуры подшипников электродвигателя дожимающего компрессора;
о повышении температуры подшипников дожимающего компрессора;
о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;
о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;
о повышении температуры газа до и после дожимающего компрессора;
о срабатывании системы автоматического пожаротушения в помещениях дожимных компрессоров;
о повышении вибрации ротора дожимающего компрессора;
о наличии факела на пламенных трубах камеры сгорания газовой турбины;
о наличии факела на запальных устройствах газовой турбины;
о срабатывании технологических защит.
В помещении дожимных компрессоров системы газоснабжения предусматриваются следующие технологические защиты:
срабатывание ПСК при повышении давления газа выше установленного значения на выходе из ППГ и после каждого дожимающего компрессора;
отключение электродвигателей дожимающих компрессоров при понижении давления охлаждающей воды и масла ниже установленного значения и повышении температуры охлаждающей воды и масла выше установленного значения;
включение аварийной вентиляции при достижении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.
В помещении дожимных компрессоров системы газоснабжения предусматриваются технологические блокировки:
включение резервной нитки редуцирования (поставленной на автоматический ввод резерва) в случае понижения давления газа на выходе из блока редуцирования ниже установленного значения;
включение резервной нитки редуцирования и отключение рабочей нитки в случае повышения давления газа на выходе из блока редуцирования выше установленного значения.
При наличии двойного дистанционного или автоматического управления оборудованием и арматурой должна предусматриваться блокировка, исключающая возможность одновременного их включения.
ГИП О.С.Сахновский
http://churila.ucoz.ru/ - более подробная информация на моем сайте. Автор Сахновский Олег семенович,проектирую газопроводы всех давлений. В настоящее время разрабатываю программу построения профилей канализации, теплотрассы,газопровода,водопровода,дождевой канализации,дренажа. Новая программа состоит из трех модулей.
Отзывы и комментарии