Газовик

Проектирование Газотурбинных и Парогазовых установок

Проектирование и эксплуатация Газотурбинных и Парогазовых установок, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил. А также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность. Согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления Газотурбинных установок (ГТУ) или Парогазовых установок (ПГУ).

Схема Газоснабжения ГТУ и ПГУ

Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:

• подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;
• пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки:
  • редуцирования (компримирования) давления газа,
  • в том числе ГРП,
  • узел стабилизации давления (УСД),
  • дожимную компрессорную станцию (ДКС),
  • газотурбинную редукционную станцию (ГТРС),
  • очистки,
  • осушки,
  • подогрева,
  • измерения расхода;
• наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;
• блоки отключающей арматуры газовых турбин;
• внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом. Управляемым из главного корпуса ТЭС. Располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск (останов) газовой турбины. Работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.

При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхронных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности должны определяться исходя из требований мобильности разворота газовой турбины.

Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь застойных зон.

Горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь разрешение Госгортехнадзора России на промышленное применение в установленном порядке.

Объем оснащения средствами контроля горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины. Определяются техническими условиями на поставку ГТУ.

Подвод газа к горелочным устройствам котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха. Проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.

В газовых турбинах могут применяться:

• теристорные пусковые устройства,
• воздушные стартеры,
• электростартеры,
• турбокомпрессорные стартеры.

Вентиляция газовоздушно го тракта котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.

Для проведения вентиляции газовоздушного тракта после останова газовых турбин, используют режим холодной прокрутки газовой турбины. Осуществляемый при помощи пусковых устройств.

Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны выполняться, вертикальными (башенной компоновки). С размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или теплообменником.

Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ и ПГУ, с котлами-утилизаторами или теплообменниками должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 мин. Не менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.

Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не обеспечивают выполнения этих условий- оснащаются дутьевыми механизмами.

Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен. Вентилируемых объемов до дымовой трубы или топочного пространства котлов-утилизаторов. С обеспечением скорости в самом широком сечении газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.

Системы автоматического пуска и останова

В проектной документации должны быть представлены системы автоматического пуска (останова) газовой турбины. Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки. Препятствующие выполнению последующего этапа пуска до полного завершения предыдущего.
Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать:

• разгрузку турбины в заданных параметрах по времени; закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;
• вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел- утилизатор;
• закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов;
• открытие запорных устройств на продувочных газопроводах.

Здания и помещения

Здания и помещения (укрытия), в которых располагается оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины. Следует относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения

(машинные залы), в которых размещены газовые турбины, – к категории Г. Степень огнестойкости этих помещений должна быть не ниже III.

Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами.

Пункт подготовки газа

На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.

Технологическая схема ГРП

Технологическая схема редуцирования давления газа в ГРП должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК). Обеспечивающие надежную работу оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры. Рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом, но не менее двух.

Производительность общестанционной компрессорной станции (ДКС)

Технологическая схема дожимной компрессорной станции (ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.

Производительность общестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ. А на электростанциях, сжигающих газ сезонно, – по расходу газа для летнего режима.

При суммарном расходе газа до 300 тыс. м3/ч может сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС и более.

Если суммарный расход газа до 50 тыс. м3/ч, количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании. Допускается установка третьего компрессора (на случай ремонта).

При суммарном расходе газа свыше 50 тыс. м3/ч до 100 тыс. м3/ч и свыше 100 тыс. м3/ч до 300 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.

Схема газоснабжения от ГРС

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (сэнергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.

При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС. С учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турбинам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами и без них.

На отводе газопровода к газовой турбине, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должны быть установлены:

• два запорных устройства, одно из которых (первое по ходу газа) – с ручным приводом, второе – с электрифицированным приводом;
• фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой;
• штуцер для подвода продувочного агента;
• расходомерное устройство;
• предохранительный запорный клапан;
• механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов.

При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом (первое по ходу газа) может не устанавливаться.

Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме. Подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПТУ и работы ГТУ или ПТУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

Трасса газопроводаа

Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной дорожке). По возможности максимально обеспечивать самокомпенсацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты делаются, под углом 90°.

Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.

Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным. Исключая участок, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции. Который может быть как надземным, так и подземным.

Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием несгораемых конструкций.

Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями. При этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.

Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на подземном газопроводе. И наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе. При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещения пожарной техники и подъёмно-транспортных средств.

Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и 0,003, если против.

П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами.

Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м, при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.

Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.

При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорное устройство.

Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией. Из условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.

Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть не менее:

• от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;
• от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;
• от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.

Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство. Предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны располагаться:

• с давлением более 1,2 МПа – не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросного трубопровода. Но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);
• с давлением менее 1,2 МПа – не менее чем на 1 м выше дефлектора здания. Или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего здания, но не менее 5 м от земли.

Сбросной трубопровод должен располагаться со стороны здания, противоположной воздухозабору. Расстояние от оголовка до мест забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.

Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения. А также попадание в него атмосферных осадков.

Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.

Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными у стройствами.

Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, должны прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам. Располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконных и дверных проемов.

Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания тепловой электростанции должны быть не менее:

• 150 мм для труб диаметром менее 200 мм;
• 300 мм для труб диаметром от 200 мм до 500 мм;
• 500 мм для труб диаметром более 500 мм.

Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.

Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещении, где находятся газоиспользующие установки. И прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с Правилами устройства электроустановок.

Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС. В обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из коррозионно-стойкой стали.

Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями государственного стандарта.

Пункт подготовки газа

Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от взвешенных частиц, редуцирования и (или) компремирования газа. А также его подогрев, осушку и измерение расхода.

Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки.

Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочного исполнения) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.

При блочном исполнении они, размещаются вблизи здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. В этом случае расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.

При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

Расстояние между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ нс нормируется.

Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать, в циклонных пылеуловителях с автоматическим сливом жидкости в резервуар. Вместимостью, определяемой из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м3.

Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулирующих клапанов следует проектировать с виброшумо-поглощающей изоляцией.

Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м2 должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.