Газотурбинные электростанции на нефте-газовых промыслах

Министерство образования Российской Федерации.

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет.

Филиал в городе Сургуте.

Контрольная работа

по НГПО

на тему: «Газотурбинные электростанции для нефтяных месторождений»

Выполнил: студент 3-го курса группы НР-99

Дорогавцев Н.А.

Проверил:

Сорокин П.М.

г. Сургут

2001г.

АННОТАЦИЯ

В данной работе рассматривается возможность размещения газотурбинных установок в районе нефтяных месторождений для утилизации попутного газа.

В качестве базового варианта при выборе основного и вспомогательного оборудования приняты решения по ГТД фирмы SOLAR TURBINES и технические возможности поставок российских предприятий- изготовителей.

В предложении представлен вариант компоновки основного оборудования в легко сборном укрытии.

Размещение оборудования в легко сборном укрытии позволяет создать нормативные условия для обслуживающего персонала при техническом обслуживании и ремонте, а также условия для последующей модернизации и реконструкции оборудования.

ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг» имеет лицензию Федерального лицензионного центра ФЛЦ а 007596 на выполнение функций Генподрядчика, Генпроектировщика,
Заказчика и инжиниринговых услуг на территории Российской Федерации, стран
СНГ и за рубежом, а также лицензии Госгортехнадзора России:

- на проектирование, строительство и эксплуатацию оборудования для объектов газового хозяйства (№ 4205П-02102523, № 4205С-02102524, № 4205 Э-
02102525);

- на проектирование объектов котлонадзора, монтаж и эксплуатацию объектов котлонадзора и подъемных механизмов (№ 12П-0219587, № 12М-
0219588, № 12Э-0219589).

Компания является корпоративным членом Российской Ассоциации Управления проектами "СОВНЕТ" и членом Международной Ассоциации Управления проектами
(IРМА), ведущие специалисты Компании в области инвестиций и финансового анализа являются членами "Гильдии профессиональных инвестиционных консультантов, советников и экспертов", созданной в 1997 г. по инициативе
Торгово-промышленной Палаты и Минэкономики РФ.

Персонал Компании представляет собой высококвалифицированных специалистов, имеющих большой опыт проектирования, строительства и организации работ на энергетических объектах, как в России, так и за рубежом.

Научно-технический потенциал Компании и квалификация сотрудников гарантирует высокое качество проведения исследовательских и проектных работ, изготовление оборудования, а также его шеф-монтаж и реконструкцию.

Высокая квалификация научно-технического персонала позволяет быстро и эффективно реагировать на запросы рынка энергетического строительства, разрабатывать новые технические решения и оказывать высококвалифицированные виды услуг и сервисного обслуживания.

Компания имеет свои представительства в городах: Тюмень, Сургут,
Ташкент и филиал в г. Екатеринбурге, что позволяет обеспечить организацию и контроль работ по заключенным Компанией контрактам в различных регионах.

В настоящее время Компания выполняет следующие работы:

• реконструкцию первой очереди Тюменской ТЭЦ-1, включая:

- проектные работы с привлечением на договорной основе ведущих проектных институтов ОАО "УралВНИПИэнергопром", ОАО
"СевЗапВНИПИэнергопром", ОАО "Энергомонтажпроект", АО "ЭНИН", КПК Санкт-
Петербургского технического университета, ОАО "ВТИ";

- строительно-монтажные работы с привлечением в качестве подрядчиков строительно-монтажных организаций: ОАО "Электрозапсибмотаж", ОАО
"Сибэнергомонтаж", АООТ СПК "Тюменьэнергострой", ОАО "Энергоспецстрой, ТОО
СФ "Тюменьпромстрой";

- комплектную поставку оборудования, реализуемую на основе двусторонних договоров поставок фирмами ОАО "ЭМК" (поставка паровой турбины и турбогенератора), ОАО ТКЗ "Красный котельщик" (котельная установка),
Белэнергомаш (трубопроводы высокого давления), Чеховэнергомаш (арматура высокого давления);

- наладочные работы совместно с ОАО "УралОРГРЭС" и другими организациями;

- разработку систем управления АСУ ТП совместно с ЗАО "ПИК- Прогресс".

• проводит инжиниринговые работы по созданию головного энергомодуля ГТУ-
60, включая разработку технических требований и технических условий на оборудование входящее в комплект модуля в контейнерном исполнении, АСУ ТП энергомодуля, шеф-монтажные работы и испытания, совместно с фирмами ОАО
"Электросила", АОЗТ "НИИТурбокомпрессор", ЗАО "ПуК-Прогресс", "АВВ-РЕЛЕ" г.
Чебоксары.

• осуществляет ввод в эксплуатацию энергоблока е 1 мощностью 800 МВт на
Талимарджанской ГРЭС (Республика Узбекистан).

В настоящее время Компания занимается решением задач по обеспечению электро- и теплоэнергией потребителей с использованием газотурбинных установок малой мощности.

Компания поддерживает деловые связи с зарубежными фирмами, производителями энергетического оборудования.

1. МОЩНОСТЬ ГТЭС

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) предназначена для обеспечения электроэнергией объектов нефтедобычи.

Режим работы ГТЭС постоянный параллельно с энергетической системой.

Потребность в электроэнергии для Конитлорского месторождения составляет
12 МВт, для Тянского месторождения – 16 МВт.

Мощности ГТЭС для месторождений выбирались с учетом возрастания потребления электроэнергии в будущем.

Мощность газотурбинной электростанции для Конитлорского, а также и для
Тянского месторождений составляет 5.2 х 3 = 15.6 МВт (три газотурбинных установки по 5.2 МВт).

2. МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

Площадки проектируемых ГТЭС располагаются на объектах нефтедобычи
(Конитлорском и Тянском месторождениях).

Учитывая местоположение проектируемых ГТЭС, приняты следующие климатические данные:

- скоростной напор ветра по 11 району (СНиП 2.01.07-85*)

30 кг/м2;

- вес снегового покрова по 1У району (СНиП 2.01.07-85*)

150 кг/м;

- расчетная зимняя температура для ограждающих конструкций

- 43 0С;

- сейсмичность района строительства ниже 9 баллов;

- среднегодовая температура

-3.1 0С

3. ТОПЛИВО

В качестве основного топлива используется попутный нефтяной газ с рабочим давлением 0.3 – О.б5 МПа и температурой 5 - 20' С.

Объемный состав попутного газа в процентах (%).
| |Конитлорское |Тянское |
| |месторождение |месторождение |
|Метан (CH4) |88,41 |92,42 |
|Этан (C2H6) |2,22 |1,45 |
|Пропан (C3H8) |3,21 |0,90 |
|i Бутан (C4H10) |0,74 |0,60 |
|n Бутан (C4H10) |1,35 |0,89 |
|i Пентан (C5H12) |0,30 |0,38 |
|n Пентан (nC5H12) |0,31 |0,41 |
|Гексан + высшие |0,60 |0,75 |
|СО2 |0,57 |0,55 |
|Азот (N2) |1,76 |1,62 |
|Молекулярный вес, кг/моль*103 |19,73 |18,52 |
|Плотность (в стандартных условиях), |0,820 |0,770 |
|кг/м3 | | |

Теплотворная способность – 8546 – 9163 ккал/м3.

Содержание капельной жидкости – не более 100 г/м3.

Содержание механических примесей – не более 50 мг/м3.

Максимальный размер частиц механических примесей – не более 1000мк.

Для обеспечения требуемого качества (топливный газ не должен содержать серы, загрязняющих веществ, воды и жидких углеводородов) и необходимого давления топлива (Рminизб=1.5 МПа и Рmaxизб=2,1 МПа) на входе в газовую турбину на территории станции предусматривается установка подготовки газа включающая в себя: удаление большого объема жидких фракций, повышение давления топливного газа, фильтрацию и учет газа, поставки фирмы Solar
Turbines.

Установка состоит из:

- модуля сепарации и учета топливного газа;

- здания компрессорной топливного газа.

Модуль сепарации и учета топливного газа.

На вход модуля подается топливный газ низкого давления. Жидкие фракции углеводорода и воды, содержащие в газе, удаляются в двухфазном сепараторе, который может содержать да 1.6 м3 жидкости. Далее газ направляется в здание компрессорной топливного газа.

Жидкость, удаленная из газа, собирается в нижней части сосуда и насосом перекачивается в автоцистерну или дренажную систему.

Здание компрессорной топливного газа.

В здании размещаются три компрессора. Два рабочих и один резервный.
Компрессор топливного газа – ротационный, винтового типа. В компрессор впрыскивается смазочное масло, которое предохраняет лопасти от изнашивания и является уплотнителем. Приводом компрессора является электромотор, сидящий на одном валу с компрессором.

Газ, поступающий в здание, направляется в скруббер газа на всасе компрессора, являющейся двухфазным сепаратором, в котором удаляются оставшиеся после сепарации в модуле топливного газа частицы жидкости.

Газ, выходящий из компрессора, захватывает с собой смазочное масло, которое удаляется в масляной ловушке. Ловушка представляет собой двухфазный коалесцентный фильтр с высокой эффективностью удаления частичек масла.

После масляной ловушки газ направляется в охладитель газа, располагаемый возле здания компрессорной.

Смазочное масло, отделенное от газа в ловушке, подается в охладитель масла, который является составной часть охладителя газа. Далее охлажденное масло, пройдя фильтры, где удаляются твердые частицы величиной 10 микрон и более, подается в боковое входное отверстие компрессора топливного газа.

Компрессор оснащен панелью управления и аварийной сигнализацией.

Газ высокого давления из здания компрессорной направляется обратно в модуль сепарации и учета газа, где поступает в скруббер топливного газа, являющийся коалесцирующим фильтром. В скруббере удаляются мелкие частицы, находящиеся в газе. Топливный газ после скруббера направляется к турбине.

Учет топливного газа производится измерительным устройством, меряющим перепад давления на измерительной диафрагме, установленной после скруббера топливного газа. По перепаду давления вычисляется расход топливного газа.
Замерное устройство позволяет менять диафрагму во время работы.

4. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Газотурбинный энергоблок «Таурус-60» представляет собой комплектный силовой модуль, оснащенный дополнительными и вспомогательными системами, необходимыми для нормальной эксплуатации при подсоединении к соответствующим системам электростанции.

Газотурбинный энергоблок рассчитан на промышленные условия эксплуатации и представляет собой малогабаритный облегченный модуль, занимающий минимальную площадь при монтаже. Блочный принцип позволяет существенно снизить затраты времени, материалов и стоимость монтажа.

В комплект газотурбинного энергоблока входят:

- газовая турбина «Таурус-603-7001», выполненная по одновальной схеме;

- воздухозаборный и выхлопной коллекторы турбины;

- основной понижающий редуктор планетарного типа; генератор;

- щит управления турбины/генератора; пусковая система;

- топливная система; система смазки;

- монтажная рама с поддоном для сбора утечек;

- электрическая разводка на монтажной раме.

Двигатель, редуктор и генератор смонтированы на стальной единой несущей раме. Механические соединения для подключения агрегата к системам станции размещены по внешнему контуру рамы. Редуктор присоединяется непосредственно к турбине; валы соединяются закрытой зубчатой муфтой, исключая необходимость в регулировке соосности на месте монтажа. Редуктор и генератор соединены сухой дисковой муфтой, закрытой кожухом. Выставление соосности генератора по редуктору обеспечивается регулировочными болтами.

Газовая турбина

Номинальная мощность турбины (по ISO) – 5,2 МВт.

Расчетные характеристики газовой турбины

|Наименование |Размер |Температура воздуха, 0С |
| | |- 40 |- 15 |0 |15 |
|Мощность на клеммах |КВт |6887 |6081 |5592 |5050 |
|генератора | | | | | |
|Расход выхлопных газов|кг/ч |89665 |82773 |80969 |77007 |
|Температура выхлопных |0С |463 |475 |484 |488 |
|газов | | | | | |
|Расход топлива** |м3/ч |2085 |1858 |1756 |1632 |
|КПД |% |31,98 |30,68 |30,81 |29,94 |
|Содержание NOx* |мг/нм3 |не выше |не выше 50|не выше 50|не выше |
| | |82 | | |50 |
|Содержание CO* |мг/нм3 |не выше |не выше 60|не выше 60|не выше |
| | |144 | | |60 |

* при стабильном режиме работы ГТУ в диапазоне нагрузок 50% ... 100% от полной, на срезе выхлопного коллектора турбины, при сухом выхлопе, приведено к 15% O2.

** расчет выполнен для топливного газа с низшей теплотворной способностью QPH=37824.4 кДж/м3, (=0.6388 кг/м3, следующего состава:
СН4=90,72%, С2Н4=3,05%, С3Н8=3,68%, С4Н10=1,49%, С5Н12=0,25%, СО2=0,81%,
N2=1,72%.

Газовая турбина «SoloNOx Таурус-60S» фирмы Solar Turbines представляет собой автономную осевую одновальную турбину с сухим методом подавления NOx.
Основной редуктор, включающий также коробку приводов вспомогательных систем, является отдельным узлом с закрытой муфтой, находящийся на переднем
(всасывающем) конце турбины.

В состав турбины входит:

- узел редуктора с приводами вспомогательных систем; коллектор воздухозабора с компенсатором;

- 12-ступенчатый осевой компрессор с изменяемой геометрией входных направляющих лопаток и первых трех ступеней лопаток статора компрессора;

- кольцевая камера сгорания «SoloNOx» с 12 топливными форсунками;

- трехступенчатая турбина;

- выхлопной коллектор турбины.

Основной редуктор с коробкой приводов вспомогательных систем приводится в движение валом турбины. На этом узле установлены приводимые им главный масляный насос, устройство запуска турбины и другие механизмы.

Воздух поступает в воздухозаборник газовой турбины и сжимается осевым компрессором. Сжатый воздух подается в камеру сгорания постоянным потоком.
Топливо впрыскивается в сжатый воздух в кольцевой камере сгорания. Горячие газы под давлением выходят из камеры сгорания и проходят через турбину, преобразуя энергию сгорания топлива в механическую энергию вращения выходного вала турбины.

Система сжигания предварительно обедненной горючей смеси «SoloNOx» уменьшает загрязнение окружающей среды за счет ограничения образования окислов азота (NOx) и окиси углерода (СО). Кроме того, параметры теплового цикла и аэродинамическая конструкция турбины подобраны таким образом, чтобы обеспечить ее максимальные характеристики в сочетании с надежностью в эксплуатации и большим сроком службы.

Выходной вал силовой турбины механически соединен с турбокомпрессором и турбиной, формируя «жесткую» и «одновальную» конфигурацию.

Типовые характеристики одновальной газовой турбины «SoloNOx Таурус-
60S».

Редуктор

Понижающий редуктор спроектирован и изготовлен фирмой «Solar» на принципе планетарной эпициклической конструкции.

Редуктор снижает выходную скорость турбины с 14944 об/мин до требуемой рабочей скорости генератора и рассчитана на длинный режим работы при выходной скорости 1500 об/мин.

Основные характеристики редуктора:

- расчетная долговечность 100 000 часов с осмотрами через каждые 30

000 часов;

- объединенная конструкция с турбиной;

- непосредственное болтовое соединение с турбинной и общая с ней рама основания;

- датчик вибрации;

- коробка приводов вспомогательных систем для:

- масляного насоса;

- пускового устройства;

- топливного насоса высокого давления (для двухтопливных агрегатов).

Турбогенератор

Турбогенератор синхронный, самообдуваемый, открытого типа и бесщеточной системой возбуждения фирмы «Ideal».

Мощность ~ 4,8 МВт, напряжение – 6,3 кВ, СОS ( = 0,8, скорость вращения ротора – 1500 об/мин, честота тока – 50 Гц, КПД – 97%.

К особенностям генератора относятся следующие:

- подшипники скольжения;

- соединение типа «звезда»;

- клеммная коробка;

- формованная обмотка статора;

- демпферная обмотка;

- успокоительная обмотка;

- балансировка ротора до скорости 125% от минимальной;

- нагреватели против конденсации;

- устойчивость к короткому замыканию в течение 10 сек;

- возможность перезагрузки по нормативу NEMA:

- ток 150% от номинальной в течение 1 мин;

- 110% в течение 2 часов.

Система смазки общая с турбиной.

Воздухозаборная система

В воздухозаборную систему входят компоненты, предназначенные для обеспечения чистого и равномерного потока воздуха, поступающего в турбину.
Глушитель, воздуховоды и вохдухозаборной фильтр спроектированы таким образом, чтобы свести потери давления на входе к минимуму. Как правило, такие потери при частом воздухозаборном фильтре не будут превышать 102 мм в. ст.

Выхлопная система

Выхлопная система турбины состоит из компенсатора, выхлопного газохода, глушителя и выхлопной трубы.

Снижение уровня шума выхлопа обеспечивается выхлопным шумоглушителем.
Ниже приведены расчетные характеристики:

|Частотный диапазон |63 |125 |250 |500 |1000 |2000 |4000 |8000 |
|(Гц) | | | | | | | | |
|Вносимое дин. |7 |15 |24 |30 |32 |29 |23 |15 |
|затухание | | | | | | | | |

Пусковая система

В пусковую систему входят стартер и соответствующие приборы системы контроля для создания крутящего момента, необходимого для начала вращения и разгона турбины до достижения установившегося режима. При отключении стартера работает его обгонная муфта, и турбина разгоняется самостоятельно до полной нагрузки.

Электрическая пусковая система прямого действия состоит из двух основных компонентов: электродвигателя переменного тока и частотно- регулируемого привода.

Двигатель поставляется смонтированным непосредственно на редукторе вспомогательного оборудования или на газогенераторе турбины.

Электрический стартер имеет преимущество перед газовым турбодетандером, так как является экологически чистым и более компактным элементом.

Топливная система

Топливная система способна работать на природном газе или жидком топливе и включает компоненты, необходимые для управления подачей топлива согласно требуемым нагрузкам, а также все необходимые элементы управления для перехода с одного вида топлива на другое в процессе работы.

В топливную систему для газа входит следующее: главный запорный топливный клапан;

- дополнительный запорный топливный клапан с управляющим приводом;

- управляющий топливный клапан для газа; узел дроссельного клапана;

- электрогидравлический привод топливной системы;

- 10-мкм газовый фильтр для системы импульсного газа; манометр топливного газа;

- 12 узлов топливных форсунок;

- реле давления предохранительного клапана;

- отключающее реле высокого давления топливного газа;

- фильтр-сепаратор топливного газа.

Топливный газ должен удовлетворять требованиям Технических условий ЕS 9-
98 компании Solar.

Система смазки

В агрегате используется комплексная система смазки. Масло из системы смазки подается под давлением к различным рабочим узлам турбины и приводимого оборудования. Масло в систему поступает из масляного бака, установленного на стальной монтажной раме турбины. Необходимая температура масла обеспечивается маслоохладителем.

В систему смазки входят:

- масляный бак;

- главный масляный насос с электродвигателем;

- вспомогательные насосы с электродвигателями;

- двойные масляные фильтры со сменными 10 мкм элементами;

- маслоохладители;

- приборы контроля уровня, давления и температуры масла;

- датчики давления масла;

- сетчатые фильтры.

В систему входят все трубки и коллекторы, установленные внутри монтажной рамы.

Система пред/послеэксплуатационной смазки обеспечивает подачу масла к подшипникам турбины до пуска турбины, а также для дополнительной смазки после ее останова. Система состоит из установленного на монтажной раме масляного насоса с приводом от электродвигателя.

Нагреватель масляного бака обеспечивает предпусковую температуру смазочного масла не ниже 100 С.

Система охлаждения масла состоит из воздушного маслоохладителя с приводом вентилятора от электродвигателя переменного тока и предназначена для поддержания температуры масла в системе смазки турбины и генератора в допустимом интервале температур. Маслоохладитель предназначен для работы при окружающей температуре воздуха от –550 С до 370 С.

В технических условиях ES 9-224 фирмы «Солар» указывается вид смазочного масла, предназначенного для использования в газовых турбинах
«Солар», редукторах и приводимом оборудовании при нормальной эксплуатации.
Разрешено использование турбинного смазочного масла российского производства марки ТП-22С.

5. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Магистраль отбора сжатого воздуха

Газоперекачивающий агрегат оснащается магистралью отбора воздуха, стравливаемого из турбокомпрессора, присоединяются к самоочищающемуся воздушному фильтру турбины. Охлаждение воздуха перед подачей в фильтр обеспечивается в теплообменнике, устанавливаемом в воздухозаборном тракте, между входным воздушным фильтром и глушителем.

Система промывки турбокомпрессора

Система промывки компрессора турбины обеспечивает возможность его периодической очистки. В систему входит распределительный коллектор с распылительными форсунками и соответствующей трубной разводкой с электромагнитными запорными клапанами. Эта система предназначена для промывки с проворачиванием ротора с помощью системы старта. Турбина вращается с максимальной скоростью, обеспечиваемой пусковой системой, но с отключенными системами подачи топлива и зажигания.

Моющий раствор, отвечающий техническим требованиям ЕS 9-62 компании
Бо1аг, подается в систему под давлением по трубопроводу, присоединяемому к входному штуцеру системы на раме блока. Подача моющего раствора обеспечивается под давлением 0.138 – 0.276 МПа. Расход воды составляет 23-
30 л/мин при минимальном потреблении воды 114 л за цикл промывки.

Установка подачи воды для промывки турбокомпрессора состоит из тележки, с монтируемым на ней насосом с электродвигателем переменного тока, смесительного бачка из нержавеющей стали емкостью 257л. Установка обеспечивает подачу раствора или дистиллированной воды 23-30 л/мин при давлении 0.138 – 0.276 МПа к промывочному коллектору турбины.

Грузоподъемная оснастка и такелажный комплект

В такелажный комплект входят стропы, траверсы и вспомогательные приспособления для такелажных операций с газотурбинным энергоблоком с укрытием или без него.

Комплект для перемещения турбины состоит из следующего:

- внутренний рельс для блока техобслуживания;

- внешняя надставка рельса блока техобслуживания длиной 3048 мм;

- устройство для подъема с одной точкой крепления;

- цепной полиспаст и блок.

Устройство для подъема с одной точкой крепления, которое имеет регулируемый центр тяжести, закрепляется на фланцах турбины, образуя одноточечное грузовое крепление к цепи лебедки, так чтобы обеспечить перемещение целой турбины, либо ее отдельных узлов.

Надставка рельса позволяет вынести турбину через одну из сторон укрытия. Один конец надставки прикрепляется к внутреннему рельсу, второй конец имеет опору на землю. Газовая турбина затем удаляется через боковую сторону укрытия и помещается в кузов грузовика или на тележку.

Укрытие турбины

Стальной корпус укрытия представляет собой автономное, защищенное от внешних воздействий, изолированное и шумозащищенное сооружение, смонтированное на платформе турбоагрегата.

Панели стен и крыши, а также стальные двери укреплены стальной рамой.
Панели стен и крыши легко снимаются по отдельности для обеспечения полного доступа к основным компонентам для инспекции и обслуживания, для удаления компонентов с помощью погрузчика или крана. Панели покрыты фиберглассовым материалом для шумо- и теплоизоляции, а между всеми панелями установлены прокладки для герметизации и шумоизоляции.

В укрытии находится отсек приводной системы, только до выходного вала редуктора. Генератор находится за пределами укрытия.

В укрытии предусматривается система вентиляции, освещение, система обнаружения и тушения пожара, система обнаружения горючих газов, а также установлен датчик, приводящий в действие сигнализацию при повышении температуры в укрытии.

6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ.

В приложении 1 представлена принципиальная технологическая схема ГТЭС.

По оси каждого энергоблока со стороны ГТУ примыкает тракт выхлопа, образованный выхлопным устройством ГТУ, газоходом, шумоглушителем и дымовой трубой.

Комплексное воздухоподготовительное устройство со встроенным шумоглушителем (КВОУ), которое соединяется с всасывающей улиткой, образует тракт всаса ГТУ.

Прежде чем поступить в ГТУ, топливо проходит установку подготовки

6.1 Исполнение ГТЭС в легкосборном укрытии

Компоновка ГТЭС в легкосборном укрытии представлена в двух вариантах в приложениях 3 – 6.

Вариант 1

Основное оборудование скомпоновано в здании размером 15 х 24 м и высотой по низу балок 7.8 м.

В машинном зале размещены три энергоблока. Расположение энергоблоков поперечное. Расстояние между осями энергоблоков составляет 6 метров.

Базовая сборочная единица электроагрегата – энергоблок, представляющий собой составную раму, на которой смонтированы ГТУ с редуктором, турбогенератор и укрытие (контейнер ГТУ).

Выхлоп – осевой, образован диффузором, шумоглушителем и дымовой трубой, имеющей высоту Н=20 м и диаметр устья с1 =1.6 м.

У ряда «А» на своих металлоконструкциях располагается воздухоподготовительное устройство (КВОУ).

Слева от энергоблоков (если смотреть со стороны генератора) располагается двухэтажный блок вспомогательных служб, в котором размещаются помещения электротехнического оборудования и АСУТП.

Со стороны ряда «В» на открытой площадке располагаются маслоохладители.

Для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются три монорельса грузоподъемностью Зт.

Вдоль ряда «А» организован автомобильный заезд.

Вариант 2

В этом варианте основное оборудование размещается в здании размером 9 х
45 м и высотой по низу балок 6.0 м.

Расположение энергоблоков продольное. Расстояние между осями КВОУ энергоблоков составляет 15 м. Выхлоп осевой.

Компоновка энергоблоков аналогична компоновке в варианте 1.
Маслоохладители располагаются на открытой площадке со стороны ряда «Б».

КВОУ (воздухоподготовительное устройство) располагается на своих металлоконструкциях у ряда «А».

Для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются три монорельса грузоподъемностью Зт и автозаезд у ряда «А».

Со стороны постоянного торца размещается одноэтажное здание, в котором располагаются помещения электротехнического оборудования и АСУТП.

6.2 Здание компрессорной топливного газа

В здании размером 6 х 6 м и высотой 3.6 м по низу балок размещаются три компрессорных установки.

Компрессор с приводом смонтированы на одной раме и поставляется на площадку полной заводской готовности.

Из коллектора топливного газа низкого давления газ направляется в скруббер на всасе компрессора. Каждый компрессор подсоединен к коллектору.
Рядом с компрессором размещается масляная ловушка.

Охладители газа и смазочного масла располагаются на открытой площадке рядом со зданием.

7. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Главная схема электрических соединений

Для приема и распределения энергии генераторов предусматривается распределительное устройство генераторного напряжения – ГРУ-б кВ.

Схема ГРУ-б кВ выполняется с одной рабочей секционированной системой сборных шин, между секциями устанавливается секционный выключатель.

Выдача мощности в систему осуществляется по двум отходящим от разных секций линиям 6.3 кВ. Собственные нужды 0.4,кВ питаются от двух подключенных к разным секциям б.3 кВ трансформаторов (ТСН) 6.310.4 кВ, работающим по схеме взаиморезерва.

К секциям ГРУ-б кВ подключаются электродвигатели 6 кВ газодожимных компрессоров мощностью около 300 кВт (уточняется при дальнейших стадиях проектирования).

Главная схема электрических соединений представлена в приложении8.

ГРУ-6 кВ выполняется из комплектных ячеек (КРУ-6 кВ) Самарского завода
«Электрощит» (К-59). Ячейки комплектуются вакуумными выключателями ВВ1ТЕЬ и имеют отсек защит и автоматики. В ячейках предусматривается блокировка от неправильных действий персонала, стационарные заземляющие ножи, автоматическое запирание шторок при ремонтном положении тележек.

7.2 Схема питания собственных нужд

Питание собственных нужд 0.4 кВ осуществляется от распределительного устройства (РУСН-0.4 кВ) по схеме с одной секционированной системой шин, между секциями устанавливается секционный выключатель.

РУ( Н-0.4 кВ выполняется на базе комплектного распределительного устройства (КТПСН-0.4) изготовления, по желанию Заказчика, или
Чебоксарского электроаппаратного завода, или Минского электромеханического завода. КТПСН комплектуется сухими трансформаторами мощностью по 250 кВА
(уточняется на дальнейших стадиях проектирования). Трансформаторы работают раздельно с АВР при отключении одного из трансформаторов.

Для питания цепей управления, защит, автоматики и аварийного освещения устанавливаются . стационарная аккумуляторная батарея напряжением 220 В и автоматы бесперебойного питания (АБП).

7.3 Расположение и конструкция электротехнических устройств

Рассматриваются два варианта расположения электротехнических устройств:

в двухэтажной встройке в здание электростанции; в одноэтажной пристройке к зданию электростанции.

При расположении в двухэтажном здании на первом этаже электротехнической встройки располагаются ГРУ-6 кВ, аккумуляторная батарея, аппаратура распределения постоянного тока и АБП, на втором этаже – РУСН-0.4 кВ и щит управления.

Размеры электротехнической встройки 12 х 6 х 9 метров.

При расположении в одноэтажной пристройке все вышеуказанное оборудование располагается на одном уровне.

Размеры пристройки 18 х 9 метров.

7.4 Электрическая защита и автоматика

Объем оснащения электрическими защитами, автоматикой и количества измерений для электрооборудования электростанции принимается на основании существующих норм и правил (ПУЭ-85, ПТЭ, ПТБ, НТП и т.д.) и соответствует
«Техническим требованиям» ОАО «Сургутнефтегаз» (пункты 7.3, 7.4).

Аппаратура электрических защит и автоматики основного оборудования выполняется на базе устройств фирмы Бо1аг.

Аппаратура электрических защит и автоматики собственных нужд выполняется с применением полупроводниковой и микропроцессорной техники на базе устройств БРАС «АББ Реле-Чебоксары».

Управление генераторами, трансформаторами и выключателями ГРУ- бкВ осуществляется из щита управления (ГЩУ).

В схемах защит и автоматики предусматриваются блокировки от ложных действий защит и отключение присоединений при исчезновении и затем восстановлении напряжения в оперативных цепях, предусматривается аварийная и предупредительная сигнализация.

8. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАCТЬ

8.1. Строительные нормы и стандарты. Основные архитектурные и строительные решения

Проектирование архитектурно-строительной части соответствии с нормами, правилами и стандартами РФ выполняется в Предполагается применение высококачественных строительных материалов и изделий, при этом будут учтены возможности заводов- изготовителей, предложения Заказчика и Подрядчика.

Для стальных конструкций предлагается принять марки сталей и профили по стандартам и сортаментам РФ: низколегированные стали; углеродистые стали.

Для монолитных бетонных и железобетонных конструкций будут применены бетоны класса В7.5, В15, В25.

Для конструкций, подвергающихся воздействию агрессивных сред, предусматривается антикоррозийная защита, соответствующая виду и степени агрессивного воздействия на конструкцию.

8.2. Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений

Данным предложением предусматривается размещение на промплощадке следующих зданий и сооружений:

- главный корпус;

- здание компрессорной топливного газа;

- модуль топливного газа.

В основу объемно-планировочных решений положен принцип максимальной блокировки зданий с целью сокращения протяженности технологических коммуникаций и производственных связей.

Схема генерального плана выполнена в соответствии с технологическими компоновками, нормами технологического проектирования и строительными нормами и правилами.

Предложением предусмотрено благоустройство территории промплощадки.

Главный корпус

Архитектурно-строительная компоновка главного корпуса выполнена в соответствии с технологическими компоновками по блочно-модульной схеме.

В предложении рассматриваются два варианта архитектурно- строительной компоновки главного корпуса.

Вариант I

Главный корпус – прямоугольное в плане здание с размерами 24,0 х 15,Ом и отметкой низа несущих конструкций 7,8м.

В одноэтажном турбинном отделении с размерами в плане 18,0 х 15,Ом размещаются поперечно три турбоагрегата со вспомогательным оборудованием.

Для обслуживания оборудования в турбинном отделении предусмотрен автомобильный въезд с воротами, а также три монорельса грузоподъемностью Я
= 3,От каждый.

В двухэтажном блоке вспомогательных служб с размерами в плане 6,0 х
15,Ом размещаются помещения электротехнических устройств, систем управления, а также помещения отдыха персонала с бытовыми сантехническими устройствами.

Для кабельных разводок в помещениях электротехнических устройств предусмотрены двойные полы.

Вариант II

Главный корпус – Г-образное в плане здание с размерами 9,0 х 18,0 м +
9,0 х 45,0 м.

В одноэтажном турбинном отделении с размерами в плане 9,0 х 45,0 м и отметкой низа несущих конструкций 6,Ом размещаются продольно три турбоагрегата со вспомогательным оборудованием.

В одноэтажном блоке вспомогательных служб с размерами в плане 9,0 х
18,Ом и отметкой низа несущих конструкций 6,Ом размещаются помещения электротехнических устройств, систем управления, а также помещения отдыха персонала с бытовыми сантехническими устройствами.

Для кабельных разводок в помещениях электротехнических устройств предусмотрены двойные полы.

Компрессорная топливного газа

Здание компрессорной топливного газа в обоих вариантах прямоугольное в плане с размерами 6,О х 6,Ом и отметкой низа несущих конструкций З,6м.

В здании компрессорной размещаются три газодожимных компрессора со вспомогательным оборудованием.

Главный корпус и здание компрессорной топливного газа – каркасной конструкции со стеновым и кровельным ограждением из легких панелей с эффективным термоизолирующим материалом.

Каркас зданий, балки перекрытий и покрытий, балки подъемно- транспортного оборудования, фахверки стен, опорные конструкции и площадки обслуживания основного и вспомогательного оборудования выполняются стальными из легких конструкций заводского изготовления.

В поперечном направлении жесткость каркаса обеспечивается жесткостью поперечной рамы здания и защемлением колонй в фундаменте.

Жесткость и устойчивость каркаса в продольном направлении обеспечивается постановкой распорок и вертикальных связей по каждому ряду колонн.

Перекрытия – монолитные железобетонные по неснимаемой опалубке из профлиста, укладываемого на металлические прогоны.

Внутренние стены и перегородки – из кирпича.

Для каждого блока предусматривается дымовая труба высотой 20 м из легированной стали.

Фундаменты каркасов зданий, фундаменты под основное и вспомогательное оборудование, все конструкции подземного хозяйства (каналы, тоннели, приямки и пр.) на данной стадии проектирования предусматриваются из монолитного железобетона на естественном основании.

После получения данных по инженерно-геологическим изысканиям конструкции фундаментов могут быть уточнены.

Объемы основных строи

Вернуться