курсач. Модернизация серийной электростанции паэс 2500 с установкой турбодетандера
 Скачать 1.44 Mb.
|
|
1000 м номинальный ток выключателя должен быть снижен; расчетные значения тока на высоте над уровнем моря 2000 м - 608 А, 3000 м - 598 А, 4300 м - 583 А. Температура окружающего воздуха от минус 40 до 55°С. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая газы, жидкость и пыль в концентрациях, нарушающих работу выключателей. Отсутствие непосредственного воздействия солнечного и радиоактивного излучения. Место установки выключателя должно быть защищено от попадания воды, масла, эмульсии и т. п. Группа условий эксплуатации в части воздействия механических факторов М3 по ГОСТ 17516.1-90Е. Рабочее положение выключателей в пространстве на вертикальной плоскости выводами 1, 3, 5 вверх с возможностью поворота от этого положения в указанной плоскости на 90° в обе стороны; допускается отклонение до 5° от рабочего положения в любую сторону. Степень защиты от воздействия окружающей среды и от соприкосновения с токоведущими частями по ГОСТ 14255-69 и ГОСТ 15543.1-89. По технике безопасности выключатели соответствуют ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.6-93, ГОСТ 9098-93. Выключатели отвечают требованиям ТУ 3422-001-05832917-97. ТУ 3422-001-05832917-97 Вводные автоматы питания серии ВА 51 имеют тепловой и электро-магнитный расцепители, то есть защита от перегрузки и короткого замыкания. Рис. Электромагнитные и тепловые расцепители автомата питания серии ВВА51-31. Рис. 1.7. Внешний вид ВА51-31. Таблица 1.7.1 Автоматы питания. № РП Sмакс, кВА Iмакс, А Вводной автомат Iном, А 1 14,2 23 ВА51-25 35 2 53,7 87 ВА51-31 100 3 121 186 ВА51-39 250 4 100,8 162 ВА51-39 250 5 100,8 162 ВА51-39 250 6 100,8 162 ВА51-39 250 7 100,8 162 ВА51-39 250 8 121 186 ВА51-39 250 9 121 186 ВА51-39 250 10 121 186 ВА51-39 250 1.8 Разработка газораспределительной станции Газокомпрессорная станция по магистральному газопроводу устанавливается через 120-160 км пути. Ясно, что падение давления газа происходит, прежде всего, за счет совершения газом работы – движение газа по трубопроводу. Кроме того, на давление газа в магистральном газопроводе существенное влияние оказывает и отбор газа на ГРС, то есть отвод непосредственно к потребителю. Основная задача ГРС – это редуцирование давления газа до 12-5 МПа, его очистка от механических примесей, добавление одоранта (этилмеркаптан, C2H2SH), удаление газового конденсата, влаги. В данном случае, ГРС расположена не так далеко от газокомпрессорной станции, что позволяет установить в байпас действующей ГРС турбодетандер для выработки электроэнергии, прежде всего для собственных нужд газокомпрессорной и газораспределительной станции. Для последней собственные нужды весьма невелики, однако как и газокомпрессорная станция ГРС – потребитель 1-й категории. Рис. 1.8. Схема ГРС В состав газораспределительной станции входит основные блоки: . отключающих устройств; . автоматического редуцирования (регулирования давления, измерения расхода газа); . автоматической одоризации газа. Газ из входного газопровода поступает в блок отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пылеуловители или в висциновые фильтры блока очистки, затем поступает в блок автоматического регулирования давления. Далее газ направляется в выходные газопроводы низкого давления, где производятся измерение расхода, его количественный учет и одоризация. Число линий редуцирования на газораспределительных станциях зависит от расхода газа; одна из линий предусматривается как резервная. Автоматизированные газораспределительные станции снабжаются комплектом запорной арматуры, которая при аварийной ситуации обеспечивает автоматический ввод в действие и отключение рабочих и резервных линий редуцирования. На ГРС давление снижается до 5 Мпа. 2. Исследовательская часть 2.1 Выбор и расчет турбодетандера Устройство турбодетандера. Турбодетандер, установленный в байпас действующей ГРС, позволит вырабатывать до 50 кВт/час электроэнергии на каждую 1000 м 3 , прокаченных через ГРС. Никаких затрат топлива, электроэнергии на собственные нужды от постороннего источника установка не требует. Рассмотрим технологическую схему установки. Эффективное применение турбодетандера возможно с применением схемы утилизации технологического тепла. Для повышения к.п.д. турбодетандера реализован подогрев газа перед установкой за счет утилизации тепла выхлопа ГТУ. При отсутствии подогрева природного газа на входе, температура на выходе из турбодетандера будет составлять -71 О С. Если же эксплуатировать такую установку, очевидны проблемы с обмерзанием, закупоркой тяжелыми углеводородными фракциями. Целесообразно турбодетандер устанавливать в непосредственной близости от газокомпрессорной станции. Следует отметить, что устойчивая работа турбодетандера возможна при наличии достаточно большого потребителя газа с постоянным расходом газа. Расходы на собственные нужды ГРС около 1300 кВт/час, причем график нагрузок не имеет такого широкого изменения в течении суток. Очевидно, что в практике существование конечных потребителей с постоянным расходом природного газа на данном уровне существенно меньше, чем более мелких. Поэтому, представляется целесообразным иметь в работе существующую ГТУ как источник электроэнергии на собственные нужды с загрузкой в диапазоне 0,3 0,8 от требуемой, оставшееся – получать на турбодетандере. В случае аварийного отказа одного из двух источников – соответственно загрузка на максимальную мощность. Рис. 2.1. Принципиальная схема турбодетандера. Система газоснабжения содержит трубопроводы природного газа высокого 1, среднего 2 и низкого 3 давления и газоперекачивающий агрегат. Где нагнетатель 4 и приводной двигатель (в нашем случае ГТУ) с выхлопным трактом, и турбодетандер 6. Входные патрубки нагнетателя 4 и турбодетандера 6 подключены к трубопроводу 2 среднего давления, выходной патрубок нагнетателя 4 к трубопроводу 1 высокого давления, а выходной патрубок турбодетандера 6 к трубопроводу 3 низкого давления. Система дополнительно снабжена теплообменником 7, размещенным на трубопроводе 2 среднего давления между местами подключения нагнетателя 4 и турбодетандера 6 по ходу газа среднего давления и соединенным своим входом по греющей среде с выхлопным трактом газотурбинной установки 5, а выходом с атмосферой. Система также снабжена дроссельным клапаном 8, который служит в качестве резервного и включается в работу при неработающем турбодетандере 6. Система газоснабжения работает следующим образом. Часть газа с температурой 5-20 o C, давлением 4-5 МПа из трубопровода 2 среднего давления поступает в теплообменник 7 уходящих газов газотурбинной установки 5. В теплообменнике 7 газ нагревается до 100-150 o C и далее направляется в турбодетандер 6, где происходит расширение газа со снижением давления до 0,9-1,2 МПа с одновременным совершением полезной работы определенной мощности, передаваемой на вал нагнетателя 4. Из турбодетандера 6 газ с давлением 0,9-1,2 МПа и температурой 10-20 o C направляется в трубопровод 3 низкого давления. Другая часть газа из трубопровода 2 среднего давления направляется к нагнетателю 4, где сжимается до давления 5-6 МПа и далее направляется в трубопровод 1 высокого давления. Уходящие газы газотурбинной установки 5 с температурой 400-450 o C направляются в теплообменник 7, где охлаждаются до 100-120 o C и уходят в атмосферу. Переданное в теплообменнике 7 тепло воспринимается природным газом для повышения температуры до 100-150 o C. Таким образом, турбодетандер снижает давление магистрального газа с 30-40 кгС/см 2 до давления распределительных газопроводов до 5 кгС/см 2 ; далее газ поступает в распределительный газопровод к потребителю. Дальнейшее снижение давления газа производиться в ГРП непосредственных потребителей – газораспределительных систем города и предприятия, потребляющих газ. При этом выработанная электроэнергия составит 60 кВт час на 1000 м3 прокаченного газа. Суммарная мощность составит 1200-1800 кВт час. Что вполне хватит на собственные нужды газокомпрессорной станции. 2.2 Разработка турбодетандера Рис. 2.2. Устройство турбодетандера. Турбодетандерная энергетическая установка содержит электрогенератор 1 с корпусом 2 и ротором 3 и двухступенчатый турбодетандер с рабочими колесами 4 и 5, расположенными консольно на валу ротора 3 электрогенератора 1. Стрелками ВХОД и ВЫХОД обозначены соответственно места входа природного газа на турбодетандерную электростанцию и выхода его в магистраль для подачи потребителю. На корпусе 2 имеется штуцер 6 для подачи природного газа высокого давления на газостатическую опору 7 ротора 3 электрогенератора 1. Такой же штуцер имеется для подвода природного газа на газостатическую опору 8. Кривой стрелкой на чертеже обозначено направление движения природного газа из рабочего колеса 5 турбодетандера в кольцевую полость 9 между корпусом 2 и кожухом 10 и далее в выхлопной патрубок 11. В работе природный газ подается через патрубки 12 и 13, кольцевую полость 14 и сопловой аппарат 15 на рабочее колесо 4 турбодетандера. После рабочего колеса 4 природный газ поступает в кольцевую полость 16 и далее по трубам 17 и 18 в кольцевую полость 19. Из кольцевой полости 19 через сопловой аппарат 20 природный газ поступает на рабочее колесо 5 турбодетандера. Из рабочего колеса 5 он подается в кольцевую полость 9 и далее в выхлопной патрубок 11. Проходя через рабочие колеса 4 и 5, природный газ преобразует энергию давления в механическую энергию вращения ротора 3 электрогенератора 1. При этом температура природного газа снижается. Холодный газ при прохождении кольцевой полости 9 охлаждает электрогенератор 1 и подогревается сам. Штуцер 6 соединен с магистралью природного газа высокого давления. Газ через штуцер 6 и другой такой же штуцер подается для смазки газостатических опор 7 и 8. После прохождения газостатических опор 7 и 8 природный газ попадает во внутреннюю полость 21 электрогенератора 1, охлаждает электрогенератор и далее через отверстия 22 выходит в кольцевую полость 9 и в выхлопной патрубок 11. 2.3 Разработка модернизации электросхемы распределительного устройства Действующая схема электроснабжения реализована следующим образом: ЭСН потребители получают по воздушной линии ВЛ 10 кВ и от генератора собственных нужд (ГТУ СН 2500 кВт). Резервирование питания по линии 10 кВ – через схему АВР с выключателем BB/TEL -10- 12,5/630-42-45 – запитываются либо ОРУ ВЛ 10 кВ, либо ЗРУ 10 кВ , ГТУ собственных нужд. ОРУ (ЗРУ) 10 кВ запитывает трансформаторы 1 и 2 марки ТМГ 1600 10/0,4 кВ. В свою очередь трансформаторы запитывают РУСН I, РУСН II 0,4 кВ. Каждая сборка имеет вводной автомат, запитывающийся с шины 0,4 кВ РУСН I и РУСН II. Резервирование между распределительными устройствами реализовано межсекционным переключателем. При аварийном отключении ГТУ включается схема электроснабжения с ВЛ 10 кВ. Рис. 2.3. Действующая схема распределительного устройства собственных нужд. Турбодетандерная установка в действующую схему ЭСН газокомпрессорной станции войдет следующим образом: запитает ЗРУ 10 кВ мощностью до 1500 кВт. Тогда схема примет вид: Рис. 2.4. Модернизированная схема распределительного устройства собственных нужд. Прокачка газа через турбодетандер позволяет выработать 40-50 кВт на каждую 1000 м 3 газа. Объем прокаченного газа позволяет вырабатывать турбодетандеру до 1500 кВтчас электроэнергии, это покрывает необходимую мощность электроэнергии для собственных нужд газокомпрессорной станции. При нормальном режиме ГТУ собственных нужд находиться в резерве, как и воздушная линия. Демонтаж ОРУ 10 кВ и ВЛ представляется нецелесообразным. При увеличении мощности собственных нужд или в случае вывода в ремонт турбодетандера или его аварийной остановки включается существующая ГТУ собственных нужд. Заключение В работе рассмотрена установка турбодетандера, выработанная электроэнергия которого рассматривается в виде источника питания собственных нужд. Ввиду того, что потребитель, получающий газоснабжение от ГРС, имеет различные расходы газа, не может быть речи о полной замене турбодетандером генератора собственных нужд газокомпрессорной станции. На выработанную единицу мощности электрической энергии приходиться 1,2 единицу тепловой энергии, затраченную на подогрев газа. Поэтому, работающая ГТУ собственных нужд дает возможность реализовать когенеративную установку. Тепло уходящих газов ГТУ идет на подогрев газа перед турбодетандером, что дает рост к.п.д. установки до 36,6%. В случае отсутствия подогрева природного газа перед турбодетандером, наряду с понижением его мощности, приводит к понижению температуры на выходе из него ниже "точки росы". При этом возникает конденсация паров воды, которая содержится в природном газе, образование жидких пробок, выпадение опасных смолообразных гидратов и другие опасные эффекты в трубопроводах. При подогреве природного газа на входе турбодетандера до 100 О С его мощность возрастает на 36,6%. Рассматривать тепло выделяемое при сжатии газа магистрального нагнетателями представляется достаточно труднореализуемым ввиду невысокой температуры, больших объемов прокачиваемого газа, создания дополнительного гидравлического сопротивления по газопроводному тракту. В других условиях отбор тепла на подогрев газа перед турбодетандером вполне может быть реализован. В России есть крупные магистральные газопроводы, многочисленные конечные потребители газа, заводы-производители необходимого турбодетандерного оборудования. Однако, по ряду причин, широкого внедрения турбодетандеров в энергетике пока не наблюдается. Выполненные на кафедре ПТС МЭИ (ТУ) расчеты показали, что при расходе природного газа 1 тыс. нм 3 /ч, температуре газа на входе в турбодетандер 100 ОС, давлении газа перед и за турбодетандером 1,2 и 0,2 МПа соответственно и КПД турбодетандера 80% его мощность составляет примерно 50 кВт. Очевидно, что для получения более значимой мощности турбодетандера, например, 0,5 или 1 МВт, требуется, чтобы расход природного газа составлял 10 и 20 тыс. нм 3 /ч соответственно. С целью обеспечения надежности работы газопотребляющего оборудования конечных потребителей обычно рекомендуется пропускать через турбодетандеры не весь поступающий к потребителю газ, а только около 30% расхода, остальная часть расхода по-прежнему направляется к потребителю через дроссельные устройства ГРС и ГРП. Исходя из этого, номинальный расход природного газа к конечному потребителю для турбодетандера мощностью 0,5 МВт должен составлять примерно 33 тыс. нм 3 /ч, а для турбодетандера мощностью 1 МВт - около 66 тыс. нм 3 /ч. Турбодетандеры установлены и работают на территории стран бывшего Советского Союза. Однако говорить о широком наступлении данных технологий пока рано. Так, например, в Республике Беларусь на Минской ТЭЦ-4, одной из самых экономичных станций в Беларуси, расход условного топлива 200 граммов на кВт*час. После монтажа и наладки двух турбодетандеров суммарной мощностью 5 МВт, расход условного топлива сократился и составил порядка 90-100 граммов на киловатт-час. Но такие экономичные режимы характерны при прохождения осенне-зимнего максимума. В ходе эксплуатации выяснилось, что при других режимах работы ТЭЦ регулирование давления в распределительных газопроводах предприятия затруднено. Турбодетандер выполняет задачи понижения и регулирования давления в распределительных газопроводах предприятия. Давление газа в газопроводе должно находиться в технологических пределах. При повышении давлении газа срабатывают защиты и блокировки оборудования, понижение давления – останов котлоагрегатов. Эффективное регулирование давления газа возможно при расходах газа от 0,5 до 1,0 от номинального. В технологических схемах газоснабжения предприятий предусмотрены основные и байпасные газопроводы, на различные расходы газа. Турбодетандеры понижают давления газа, но при этом задача регулирования давления газа при различном расходе представляет собой определенную техническую задачу. Одно из решений – разработка и внедрение турбодетандеров малой мощности. Точно так же как и в случае с основными и байпасными газопроводами на газораспределительном пункте (ГРП) предприятия. Авторегулирование давления газа, подогрев газа перед турбодетандером - очевидно, что решение этих и других задач приводит к надстройке турбодетандера дополнительными агрегатами, увеличивает стоимость комплектной турбодетандерной установки, усложняет ее эксплуатацию и в существенной степени снижает эффективность ее использования. Вместе с тем, вырабатываемая мощность невелика, стоимость агрегатов, напротив достаточно большая. Регулирование дроссельными клапанами давления газа на ГРП, ГРС представляется более удобной технологией, однако разработка новых, более успешных и маневренных установок неизбежно приведет к внедрению турбодетандеров в энергетике. Список литературы . Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов, М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. . Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР, - 6-е издание, - М.: Энергоатомиздат, 1985. . Электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния / Иван. гос. энерг. ун-т. – Иваново, 2002. – 168 с. . Газотурбинные установки: Атлас конструкций и схем. – М.: Машиностроение, 1976. . Газотурбинные установки в нефтяной и газовой промышленности / И.П. Могильницкий и др. – М.: Недра, 1971. – 160 с. . Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1992. – 264 с. . Пчёлкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей. – М.: Машиностроение. . Ревзин Б.С., Ларисов Н.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. – М.: Недра, 1991. . Основы современной энергетики. Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. Москва, издательство МЭИ. Приложения Приложение 1 Таблица расчета эффективного количества электроприемников n Kи ср m PH Формула для nэ переменная nэ=( )2/ постоянная nэ= n переменная nэ=n переменная nэ не опред.; Рм=К РнΣ; К=0,75 (повт.-кратковремен. режим) 0,9 (длительный); 1 (автоматический) переменная nэ=2 /Pнб переменная nэ= nэ* n; любая nэ= n Приложение 2 Таблица расчета Кисп в зависимости от эффективного n. nэ 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 4 3,43 3,22 2,64 2,14 1,87 1,65 1,46 1,29 1,14 1,5 5 3,23 2,87 2,42 2 1,76 1,57 1,41 1,26 1,12 1,04 6 3,04 2,64 2,24 1,88 1,66 1,51 1,37 1,23 1,1 1,04 7 2,88 2,48 2,1 1,8 1,58 1,45 1,33 1,21 1,09 1,04 8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,4 1,3 1,2 1,08 1,04 9 2,56 2,2 1,9 1,65 1,47 1,37 1,28 1,18 1,08 1,03 10 2,42 2,1 1,88 1,6 1,43 1,34 1,26 1,16 1,07 1,03 12 2,24 1,96 1,75 1,52 1,36 1,28 1,23 1,15 1,07 1,03 14 2,1 1,85 1,67 1,45 1,32 1,25 1,2 1,13 1,07 1,03 16 1,99 1,77 1,61 1,41 1,28 1,23 1,18 1,12 1,07 1,03 18 1.91 1.77 1,55 1,37 1,26 1,21 1,16 1,11 1,06 1,03 20 1,84 1,65 1,5 1,34 1,24 1,2 1,15 1,11 1,06 1,03 25 1,71 1,55 1,44 1,28 1,21 1,17 1,14 1,11 1,06 1,03 Приложение 3 ГОСТы Выключатели, автоматы питания: . ГОСТ 14255-69 . ГОСТ 15543.1-89. . ГОСТ 12.2.007.0-75, . ГОСТ 12.2.007.6-93, . ГОСТ 9098-93. . ТУ 3422-001-05832917-97. . ТУ 3422-001-05832917-97 ГОСТ по пунктам распределительным ПР85: . ГОСТ 22789-94 ГОСТ по кабельной продукции серии АВВГ: . ГОСТ 16442-80 ГОСТ по трансформатору ТМГ1600 10/0,4: . ГОСТ9.014-78 8.2.5 . ГОСТ14192-96 8.1.6 . ГОСТ12.1.004-91 4.1; 7.2 . ГОСТ14209-85 3.2.1.8 . ГОСТ12.2.007.0-75 3.8.1; 4.1 . ГОСТ15150-69 1.2; 1.3; 3.9.10; 8.3.2; |