Реферат: Список графических документов: 2 3 Введение. 4 Описание основного оборудования 5 Техническая характеристика. 5 Описание работы нагнетателя 5 3

Содержание

Список графических документов:.................................................................. 2

Реферат............................................................................................................ 3

Введение.......................................................................................................... 4

1. Описание основного оборудования........................................................... 5

1.2. Техническая характеристика.................................................................... 5

1.2. Описание работы нагнетателя.................................................................. 5

1.3. Технические характеристики................................................................... 6

1.4 Описание конструкции............................................................................... 7

1.5 Принцип работы ГТУ.............................................................................. 11

1.6 Система контроля за работой турбины.................................................. 14

1.7 Система регулирования ГТУ................................................................... 14

2. Теплоснабжение........................................................................................ 16

3. Система водоснабжения............................................................................ 18

4. Система канализации................................................................................ 21

5. Водозаборные сооружения...................................................................... 21

6. Электроснабжение компрессорной станции............................................ 22

7. Расчет теплопотребления.......................................................................... 26

8. Описание котла – утилизатора................................................................. 30

9. Поверочный тепловой расчет котла-утилизатора за турбиной MS 5002 С 31

10. Гидравлический расчет тепловых сетей................................................. 36

11. Электрическая часть............................................................................... 42

11.1. Схема управления двигателем сетевого насоса................................... 42

12. Безопасность и экологичность пректа.................................................... 45

13. Экономическая часть.............................................................................. 59

14. КИП и А................................................................................................... 61

Библиографический список.......................................................................... 65

Список графических документов :

1. Газовая турбина ГТК-25. Сборочный чертеж.

2. План компрессорной станции.

3. Котел утилизатор. Сборочный чертеж.

4. Компоновка котла утилизатора.

5. Схема автоматизации ГТК-25.

6. Схема электроснабжения сетевого насоса.

Реферат

В дипломном проекте рассмотрим вариант утилизации теплоты отходящих газов ГПА для нагрева сетевой воды в котле-утилизаторе применительно к условиям газоперекачивающей линейной станции п. Пелым

Ключевые слова : газоперекачивающий агрегат (ГПА), котел-утилизатор, тепловая сеть.

Введение.

При существующем положении на газоперекачивающих станциях магистральных газопроводов теплота отходящих газов за ГПА обычно теряется.

Температура газов за турбиной находится на уровне 450-500°С при расходах газа порядка 25м³ на 1МВт мощности ГПА. Этой теплоты по крайней мере достаточно для подогрева сетевой воды в системе отопления станции.

Современные требования к энергосбережению предписывают утилизацию теплоты вторичных потоков. Применительно к ГПА это может быть осуществлено с помощью установки котлов-утилизаторов.

Данный дипломный проект посвящен утилизации теплоты отходящих газов ГПА ГТК-25 производства фирмы «Нуово-Пиньоне», устанавливаемых на газоперекачивающей станции Пелымского ЛПУ газопровода Уренгой-Ужгород.

Тепловой нагрузкой котла является система отопления основных производственных и вспомогательных помещений станции.

1. Описание основного оборудования

Пелымское линейно-производственное управление магистральных газопроводов предназначено для перекачки газа и эксплуатации газопровода.

Комплектуется различными турбо-агрегатами (ГТН-16,ГТН-25,ГТК-25).

В данном дипломном проекте мы рассматриваем наиболее современный агрегат ГТК-25 фирмы «Ново-Пиньон», установленный на газопроводе Уренгой-Ужгород.

1.2. Техническая характеристика.

Газовая турбина, модель М5352В

Число валов 2

Выходная мощность, КВт 24,26

Температура на выходе 489 °С

Температура на входе 15 °С

Тип компрессора осевой, высокопроизводительный

Число ступеней 16

Входной направляющий аппарат (ВНА) VIGV, с высокой пропускной способностью

Число оборотов рабочего колеса компрессора 5100 об/мин

Турбоагрегат снабжен нагнетателем типа RF 2 BB 36 фирмы «КРЕЗО-ЛУАР» («CREASOT-LOIRE») предназначен для компримирования транспортируемого природного газа и работает в составе газоперекачивающего агрегата ГТК-25И на компрессорной станции магистрального газопровода Уренгой-Ужгород.

1.2. Описание работы нагнетателя

Вращаясь с большой скоростью, рабочие колеса ротора нагнетателя передают энергию переходящему через них газу. Газ поступает во входную спираль (на входе) нагнетателя и проходит через входной направляющий аппарат, который направляет газ под соответствующим углом, и далее в осевом направлении во всасывающее "отверстие" рабочего колеса первой ступени. Под действием центробежной силы газ с большой скоростью нагнетается к периферии рабочего колеса. Затем газ поступает в кольцевой проход между стенкой диффузора и диафрагмой первой ступени. Этот проход отклоняется (и расширяется по мере прохождения газа по направлению к П-образному изгибу), превращая, таким образом часть энергии скорости газа в энергию давления. Затем газ проходит по П-образному изгибу через кольцевой проход в диафрагме, которая направляет газ в рабочее колесо второй ступени. После сжатия во второй ступени, газ проходит по нагнетательной спирали в нагнетательный патрубок корпуса и далее в технологический трубопровод потребителя.

1.3. Технические характеристики.

1. Производительность, млн. нм³ /сутки 47,5

2. Давление газа, МПа (кгс/см² )

на входе 5,25 (52,5)

на выходе 7,6 (76)

3. Расчетное повышение температуры, °С 34

4. Степень повышения давления 1,47

5. Политропный КПД, % 82

6. Номинальная (рабочая) частота вращения ротора, мин^-1 4460

7. Требуемая мощность, МВт 23,60

8. Система смазки:

8.1. Масло ТП-22

8.2. Давление в системе, МПа (кгс/см² ) 0,17 (1,7)

8.3. Рабочая температура, °С 49-55

9. Система уплотнений:

9.1. Масло ТП-22

9.2. Давление в системе, МПа (кгс/см² ) 9,6 (96)

1.4 Описание конструкции

Газотурбинная установка предназначена для привода нагнетателя природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Установка выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме «с разрезным валом» (со свободной силовой турбиной). Это обеспечивает, несмотря на сравнительную простоту конструкции, высокую экономичность и маневренность установки, т.е. наиболее полное удовлетворение требований предъявляемых условиями работы в системе газопроводов.

Турбина ГТК-25 серии MS5002 разработана фирмой «Дженерал Электрик». По лицензионным соотношениям ГТУ этого типа изготовляют целый ряд фирм, в том числе «Нуово Пиньоне» (Италия). Совместно со своими лицензиатами фирма выпускает стационарные приводные ГТУ мощностью от 4 до 50 МВт базовых типоразмеров. В каждом типоразмере разные модификации могут существенно отличаться по мощности, начальным параметрам, экономичности, наличию или отсутствию регенерации тепла и т.д. Кроме того, лицензиаты вносят существенные отличия по внешнему оформлению ГТУ, комплектации вспомогательным оборудованием, делению на транспортабельные блоки, противообледенительной системе , конструкции покрытия и т.д.

На магистральных газопроводах распространены типоразмеры серии MS5002 мощностью 25 МВт. Особенности этих турбин:

1. Поставка газотурбинных установок как с регенерацией, так и без регенерации на мало отличающиеся степени сжатия. Регенерация здесь обеспечивает экономию топлива около 25% топлива.

2. Применение одноступенчатых турбин привода компрессора (ТВД) и силовых турбин (ТНД). Это ограничивает возможность существенного повышения p_к при одном компрессоре, однако по современным представлениям одноступенчатая турбина привода компрессора в ближайшем будущем сможет приводить однокаскадный осевой компрессор с p_к =12¸15 при h_т »88 %, но ограниченном ресурсе охлаждаемых рабочих лопаток.

3. Наличие и использование регулируемого соплового аппарата силовой турбины. Это позволяет осуществить различные программы регулирования, например n _т.к. =const , t _г =const и др.

4. Деление всего агрегата на блоки, полностью подготовленные к эксплуатации и не требующие разборки при монтаже.

5. Применение литых чугунных корпусов с одним или двумя вертикальными разъемами и дисковых с периферийными стяжными болтами роторов компрессоров. Каждый диск ротора осевого компрессора вначале испытывают разгоном при температуре ниже переходной температуры хрупкости и проверяют на отсутствие трещин, а затем подвергают разгону при более высокой температуре для повышения предела текучести материала (автофретироание), что обеспечивает остаточные напряжения сжатия на расточке до 80% расчетных. Ступени компрессоров выполняют полностью с дозвуковым обтеканием. Направляющие лопатки заводят с горизонтального разъема.

6. Использование секционной КС, состоящей из отдельных жаровых труб, что позволяет понизить содержание окислов азота в продуктах сгорания, упростить ревизию КС м осуществить унификацию жаровых труб (в принципе). Жаровые трубы имеют развитое пленочное охлаждение. Два индикатора пламени действуют по ультрафиолетовому излучению.

7. Применение консольных роторов турбин, дисков из легированной хромистой стали и рабочих лопаток с удлиненной ножкой и трехопорным елочным хвостовиком. Рабочие лопатки первой ступени имеют демпфирование по корневой полке, рабочие лопатки второй ступени - бандажирование на периферии. Корневая степень реактивности составляет до 0,1; обтекание трансзвуковое. Сопловой аппарат первой ступени имеет конвективное и пленочное охлаждения.

Материал лопаток: сопловых первой ступени – кобальтовый сплав FCX414, сопловых второй ступени – сталь N155, рабочих первой ступени – никелевый сплав УN738; рабочих второй ступени – никелевый сплав N500.

8. Турбины имеют развитую систему воздушного охлаждения. На воздухоохлаждаемый сопловой аппарат первой ступени расходуется около 2% воздуха. Рабочие лопатки неохлаждамые. Охлаждение дисков турбин постоянно контролируют по их температуре. Полости корпусов подшипников запираются воздухом соответствующего давления.

9. Надежная работа регулируемого соплового аппарата силовой турбины (РСА СТ) осуществляется за счет подбора пары трения (карбид – стеллит) и подпружиненных штоков. Цапфы не охлаждаются.

10. Газотурбинную установку запускают с открытым РСА СТ до достижения номинальных оборотов турбины компрессора (холостой ход). Затем нагружение осуществляется за счет прикрытия РСА и открытия топливного клапана.

11. Использование электронной системы управления «Спидтроник» на полупроводниковых элементах.

12. Применение электрических и механических автоматов безопасности для защиты роторов от разгона.

13. Подшипники №1 и №4 0 опорно-упорные, №2 и №3 – опорные Упорные колодки – с выравниванием нагрузки.

14. Охлаждение масла осуществляется жидкостными горизонтальными охладителями, встроенными в переднюю часть рамы – маслобака. Над ними на раме располагаются маслонасосы, пусковое устройство с редуктором, узлы системы регулирования и защиты, КИП.

15. Во многих случаях ГТУ снабжаются генератором собственных нужд, приводимым от вала турбины привода компрессора. В этом случае осуществляется программа регулирования n _т.к. =const .

16. Противообледенительная система входного тракта компрессора использует подмешивание либо выхлопных газов, либо горячего воздуха после компрессора (tт»300°С.).

17. Корпус ГТУ передает усилия на опорную раму с помощью гибких опор.

18. Конструкция ГТУ предполагает или открытую установку («пэкидж») или индивидуальные здания – укрытия. Возможно и общее здание.

19. Агрегаты приспособлены для осмотра с помощью эндоскопов. Фирма ведет постоянную работу над повышением их ремонтопригодности.

20. Газотурбинные установки серии MS5002 для газопроводов комплектуют нагнетателями нагнетателями фирм «Нуово-Пиньоне», «Ингерсолл-Рэнд», «Купер-Бессемер» (США), «Кларк», «Кредо Луар».

ГТУ серии MS5002 располагаются на невысокой жесткой раме, пред которой монтируют передний блок в виде маслобака с установленным на нем вспомогательным оборудованием общей массой около 14 т. Шестнадцатиступенчатый осевой компрессор имеет за четвертой и десятой ступенями камеры отбора воздуха. Вокруг осевого компрессора расположен кольцевой корпус секционной КС, в связи с чем входной патрубок смещен влево. Длинные направляющие лопатки компрессора объединяют в пакеты. Двенадцать секций противоточной КС соединены пламеперекидными патрубками. Камеры имеет 2 запальные свечи, убирающиеся из зоны горения во время работы ГТУ.

Корпус турбины выполнен из жаропрочного чугуна. Охлаждаемые сопловые лопатки первой ступени объединены в 12 точнолитых сегментов по 5 штук в каждом. На роторе ТВД отсутствуют дефлекторные диски – полости для воздуха статором. Охлаждающий воздух распределяется к дискам ТВД в диафрагме второй ступени. Выходной патрубок турбины имеет жесткий внутренний каркас, так как в нем располагаются подшипники. Опорные подшипники №3 и №4 -–сегментные, пятиклиновые, №1 и №2 – с эллиптической расточкой.

В конструкции ГТУ серии MS5002 уделено много внимания удобству эндоскопии и замене отдельных деталей и узлов без больших разборочных работ.

1.5 Принцип работы ГТУ

Газотурбинная установка состоит из двух, механически несвязанных между собой турбин (турбина высокого давления – для привода воздушного компрессора и силовой турбины – для привода газового нагнетателя); воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера, а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки.

Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором. Затем поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подводится и топливо. Продукты сгорания из камеры сгорания направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора. Далее продукты сгорания попадают в силовую турбину, вращающую нагнетатель. После турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдавая часть тепла воздуху на подогрев и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу.

Пуск агрегата осуществляется пусковым турбодетандером, работающем на перекачиваемом по магистрали газе. Рабочим теплом является перекачиваемый природный газ.

Обе турбины выполнены одноступенчатыми, с консольно расположенными дисками. Консольное расположение дисков требует наличия довольно больших масс в центральной части роторов.

В турбокомпрессорном блоке это обеспечивается барабаном компрессора, а на роторе силовой турбины предусматривается специальное утолщение в средней части.

Температура газов на выходе в ТВД-1058К, поэтому необходимо охлаждать лопатки турбины. Для охлаждения турбины высокого давления воздух подводится в камеру через трубу. При выходе из этой камеры воздух разветвляется на два потока: один направляется к уплотнениям для их запирания и охлаждения центральной части диска, другой – по воздухопроводу подводится к диску. Затем через специальные отверстия воздух обдувает хвостовую часть лопаток и тем самым осуществляет охлаждение левой стороны диска турбины высокого давления. Правая сторона диска этой турбины и диск другой турбины охлаждаются аналогично из камер, куда воздух подводится по турбопроводу.

Обе турбины размещаются в одном литом корпусе, причем их направляющие лопатки крепятся в соответствующих полукольцах обоймы, опирающихся на наружный корпус. Корпус турбин связан с выхлопным патрубком диффузора, который сокращает потери с выходной скоростью.

Корпус турбины покрыт внутренней тепловой изоляцией, имеющей по внутреннему контуру тонкую металлическую оболочку обоймы. Такая изоляция позволяет иметь довольно низкую температуру корпуса и тем самым сокращает время его прогрева при запусках установки.

Воздушный компрессор осевого типа имеет 15 ступеней. Рабочие лопатки компрессора размещаются на барабанном роторе с приваренными концевыми частями. Корпус компрессора выполнен литым с одним вертикальным разъемом. Направляющие лопатки крепятся непосредственно в корпусе. Для увеличения эффективности компрессора за его проточной частью имеется развитый радиальный диффузор, переходящий в выхлопной патрубок. Для предотвращения помпажа в компрессоре предусмотрен противопомпажный клапан, обеспечивающий на опасных режимах сброс воздуха в атмосферу.

Камера сгорания выносная, прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства с горелками, огневой части и смесительного устройства. Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме маслобака.

Воздухоподогреватель трубчатый выполнен заодно с дымовой трубой.

Пусковой турбодетандер установлен на блоке переднего подшипника компрессора, соединяется с ротором турбины высокого давления зубчатой передачей и снабжен расцепным устройством.

Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами. Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, установленного на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, резервного электронасоса, насосов уплотнения нагнетателя, маслобака, маслопровода с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки.

Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает [3] :

- поддержание заданной частоты вращения;

- поддержание перепада давлений « масло - газ » в уплотнениях;

- поддержание на всех режимах в статике и динамике температуры газа перед турбиной в допустимой зоне;

- предотвращение помпажных и близких к ним режимов;

- поддержание допустимой температуры масла на всех режимах и при любой температуре наружного воздуха;

- предотвращение попадания газа в мануал;

- управление операциями пуска и остановка.

Пуск, загрузка и управление агрегатом осуществляется автоматически с центрального щита управления.

1.6 Система контроля за работой турбины

Система контроля и управления предназначена для ГТУ с центробежными нагнетателями природного газа и может быть использована для основного и резервного агрегатов при их последовательной или параллельной работе.

Система может работать с гидравлическими и пневматическими системами регулирования и позволяет осуществить:

- автоматический пуск агрегата и дистанционное управление режимами его работы;

- нормальный и аварийный остановы агрегатов;

- световую и звуковую сигнализацию отклонения параметров работы от номинальных;

- аварийную сигнализацию;

- технологическую сигнализацию;

- режимную сигнализацию;

- избирательный контроль и цифровую регистрацию технологических параметров.

1.7 Система регулирования ГТУ

Внешней функцией системы регулирования ГТУ является поддержание на заданном уровне режимных параметров: частоты вращения, степени сжатия и расхода перекачиваемого газа.

Внутренней функцией системы регулирования и защиты ГТУ является поддержание в допустимом диапазоне эксплуатационных параметров:

частоты вращения роторов ГТУ, температуры газа перед турбиной, удержание турбины и нагнетателя в зоне работы безопасной по помпажу, поддержание положительного перепада давлений « масло – газ » в уплотнениях нагнетаталя, обеспечение безопасного пуска ГТУ.

Кроме основных контуров регулирования, обеспечивающих поддержание параметров ГТУ в рабочей зоне, в ГТУ имеются вспомогательные системы, необходимые для нормальной эксплуатации установки. Это системы автоматического пуска и останова турбоагрегата, охлаждение масла, вентиляции маслобака, противопомпажная, подготовки воздуха перед всасыванием, вентиляции кожуха, шумоглушения и др., многие из которых управляются системой регулирования. Система регулирования выполнена по схеме непрямого регулирования.

В систему регулирования, как взаимосвязанная единица входит также система дистанционного управления.

2. Теплоснабжение

Теплоснабжение промышленных площадок №1, 2 осуществляется от автономно расположенных утилизаторов. Теплоснабжение жилого поселка Пелым осуществляется от индийской и румынской котельных.

Общая располагаемая мощность источников теплоснабжения котельных жил. Поселка составляет 16,1 Гкал/час, из них располагаемая мощность котельной финского комплекса с котлами «ИМПАК» - 5,6 Гкал/час, индийской котельной с котлами «ТЕРМОКС» - 10,5 Гкал/час. Общая тепловая нагрузка потребителей поселка составляет 5,52 Гкал/час.

Общая протяженность тепловых сетей поселка составляет 12 км.

Отключение, регулировка и подача воды осуществляется при помощи секущей арматуры. Контроль ведется при помощи измерительных приборов, установленных на ГЩУ. Для циркуляции воды установлены сетевые насосы марки Д-315 в количестве 2 шт., Д-320 - 1 шт.

Подготовка горячей воды и подача потребителю осуществляется через скоростные водоподогреватели, установленные на котельных финского комплекса и жилого поселка по наружным сетям и внутренним системам горячего водоснабжения. Отключение регулировка и подача осуществляется на узлах водопотребителей и в узлах отключения на разводящих участках сетей тепловодоснабжения. Качественное регулирование горячего водоснабжения и теплоснабжения производится непосредственно в центральном тепловом пункте (ЦТП), находящиеся в котельных.

Тепловые сети финского комплекса выполнены из стальных труб Æ100 и 50 мм наружного исполнения на стальных опорах. На ответвлениях к потребителям установлена запорная арматура. Тепловые сети жилого поселка Пелым выполнены из стальных труб Æ200-100 мм с подземной и надземной прокладкой в лотках. На ответвлениях к потребителям сооружены тепловые камеры, в которых размещена запорная арматура.

За истекший 2000 год в Пелымском ЛПУ МГ было выработано тепловой энергии:

- котельными установками жилого поселка 51,0 тыс. Гкал/час;

- котельной 1-ой промплощадки 8,9 тыс. Гкал/час;

- утилизаторами промплощадок 130,7 тыс. Гкал/час.

На промплощадках установки ХВО отсутствуют.

Котельные жилого поселка оборудованы блоками химводоподготовки в количестве двух штук, производительностью 10 м³ /час каждая.

Общая площадь отапливаемых помещений жилого фонда Пелымского ЛПУ составляет 36,2 тыс.м² , соцкультбыта – 1,2 тыс.м² , потребителей субабонентов - 4,6 тыс.м² .

3. Система водоснабжения

Для обеспечения хозяйственно-питьевых и производственных нужд промплощадок в2000 году было получено с ВОС поселка Пелым для 1-ой и 2-ой промплощадок 66 тыс.м³ воды.

Водоснабжение 1-ой промплощадки питьевой водой осуществляется из поверхностного источника реки Пелым насосной станцией третьего подъема. Очистка воды производится на станции ВОС производительностью 1600 м³ /сутки. Насосами станции ВОС подается по водоводу Æ150 мм (способ прокладки водовода - подземный), протяженностью 2 км к первой промплощадке.

Подача технической воды для 1 и 2 промплощадок осуществляется с реки Пелым насосной станцией второго подъема без очистки по двум трубопроводам Æ150 мм в аварийные емкости, из которых насосными станциями вода подается в пожарное кольцо. С пожарного кольца по трубопроводу Æ50 мм техническая вода подается потребителям, т.е. в каждый цех и в каждое укрытие. На водоводах стоят секущие задвижки для отключения в случае необходимости каждого потребителя. Для аварийных ситуаций имеются емкости объемом 250 м³ – 2 шт. на 2-ой промплощадке, 150 м³ – 1 шт на 1-ой промплощадке. Для повышения давления в пожарном кольце имеются на 1-ой промплощадке 2 насоса марки 3К-6, на 2-ой промплощадке – 4 насоса марки К90-20.

Водоснабжение жилого поселка Пелым осуществляется насосами станции ВОС по водоводу Æ150 мм (способ прокладки водовода – подземный), протяженностью 1,5 км к потребителям: к котельной финского комплекса, общепоселковой котельной, котельной МУП «Коммунальщик», автономно, через секущие задвижки к каждому потребителю, а также имеется аварийный обводной водовод, положенный по эстакаде через финский комплекс с Æ65 мм протяженностью 1 км. Состав сооружений по очистке воды представлены в приложении.

Техническое состояние систем и сооружений ВОС п. Пелым – удовлетворительное, но из-за все возрастающего потребления питьевой воды, проектная мощность сооружений очистки не обеспечивает требуемого качества очистки воды согласно санитарным нормам. Требуется проведение работ по расширению существующих ВОС с изменением методов очистки воды. Имеются в наличии две электролизные установки ЭН-25 для обеззараживания воды, техническое состояние – удовлетворительное. Имеется проект зон санитарной охраны ВОС п. Пелым от 11.08.98, состояние ЗСО – удовлетворительное.

Подача холодной воды в жилые дома осуществляется через прямую врезку в общий водовод и через внутриквартальные водопроводные сети. Имеются секущие задвижки для отключения каждого потребителя в случае аварийной ситуации. Обслуживание ВОС жилого поселка осуществляют обученные и аттестованные операторы химводоочистки в составе 5 человек.

Водоснабжение КС Ново-Пелымская осуществляется через водоразборные сооружения (скважин – 4 шт, с насосами ЭЦВ). Подача воды производится через водовод Æ80 мм, 2 линии, протяженностью 1,5 км, через ВОС в два пожарных резервуара по 250 м³ каждый.

Внутриплощадочное водоснабжение производится насосной станцией УНС-6. Насосная станция укомплектована насосами:

21. Циркуляционные – 2 шт., марки ВК 2/26-У2, производительностью 7,2 м³ /час, мощностью 4,6 кВт;

22. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения – 3 шт., марки ВК-5/24А-У2 производительностью 18 м³ /час, мощностью 8,8 кВт;

23. Пожарные – 2 шт., производительностью 95 м³ /час мощностью 50 кВт.

Протяженность надземного водовода 1,2 км, Æ200 мм; подземного водовода 1,5 км, Æ200 мм; подземного КС – КОС 2,5 км, Æ50 мм.

Для качественной очистки питьевой воды от соединений железа на КС Ново-Пелымская имеется установка для очистки воды типа «Поток», установка находится в рабочем состоянии. Обслуживание ВОС осуществляют обученные и аттестованные операторы ВОС.

Учет расхода воды производится по водомерным счетчикам турбинного типа, данные потребления воды регистрируются в журнале формы ПОД-11.

Контроль за качеством воды производится согласно утвержденной программы контроля качества ведомственной лабораторией Пелымского ЛПУ МГ, а также производятся, согласно договоров с областными и районными ЦГСЭН, полные химические анализы исходной воды и перед подачей воды в сеть. Из-за большого удаления лаборатории бак. анализы производятся не регулярно, но согласно утвержденного графика с ЦГСЭН г. Ивдель.

4. Система канализации

Работа канализационной системы 2-ой промплощадки осуществляется через 2 автономных самотечных коллектора Æ150 мм, общей протяженностью 10 км. Сброс производится в КНС – 2 шт., которые оборудованы фекальными насосами марки АСU – 100 – 250 производительностью 80 м³ /час, 1500 об/мин, мощностью 11 кВт. Насосами КНС сточные воды по напорному коллектору Æ100 мм, протяженностью 1,5 км подаются на станцию КОС, где происходит очистка и дальнейший сброс очищенных сточных вод на рельеф. Станция КОС, производительностью 50 м³ /сутки оборудована аэротенками – отстойниками, хлорирование стоков ведется. Подача воздуха на станцию КОС производится непрерывно от 2-о1 промплощадки. Для резерва необходимы 2 воздуходувки ВФ-2.

Работа КОС осуществляется в автоматическом режиме, где происходит прием сточных вод, механическая и биологическая очистка, хлорирование, сброс очищенных вод по самотечному коллектору Æ150 мм, протяженностью 400 м в ручей Янапуль. Производительность КОС-75 – 75 м³ /сутки. В 2000 году через сооружения было пропущено 9 тыс.м³ стоков.

Обслуживание КОС осуществляется обученным и аттестованным персоналом операторов ОС.

5. Водозаборные сооружения.

На КС Ново-Пелымской обеспечение хозяйственно-питьевой и технической водой осуществляется от водозаборных скважин №1, №1А, №2, №3.

Водозабор ВОС п. Пелым включает в себя: оголовок – 2 шт. с рыбозащитными устройствами; водоприемный колодец Æ6 м, глубиной 10 м; насосную станцию 1-го подъема.

6. Электроснабжение компрессорной станции

На компрессорных станциях магистральных газопроводов с электрическим приводом центробежных нагнетателей установленная мощность потребителей электроэнергии может достигать 6 МВт и более. Питание этих потребителей обеспечивается понизительной подстанцией, сооружаемой вблизи КС и получающей электроэнергию от энергосистемы при напряжении 110 кВ при помощи воздушных линий электропередачи. Пропускная мощность каждой линии должна соответствовать мощности, потребляемой КС. Линии прокладываются на отдельных опорах и присоединяются к разным, независимым друг от друга, секциям распределительного устройства энергосистемы. Понизительные подстанции КС выполняются "тупикового" типа, т.е. расчитанные на питание данной КС и эксплуатируемые персоналом КС. Щитовой блок подстанции совмещается с главным щитом управления КС. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 10 кВ содержит только ячейки, необходимые для питания потребителей КС.

Основные электроприемники газотурбинных компрессорных станций, связанные с их технологическим процессом, классифицируются по надежности электроснабжения следующим образом. К первой категории относятся ответственные электроприемники, связанные с обеспечением нормальной работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА), т.е. те, от которых зависит живучесть КС и продолжение технологического процесса перекачки газа (электродвигатели маслонасосов уплотнений (например:МНУ 4АТВOS2У3 22 кВт 2945 об/мин),циркуляционных насосов, аппаратов воздушного охлаждения масла турбин и воды, маслонасосов смазки, потребителей КИП и автоматики), а также ответственные потребители, не связанные с работой ГПА и перекачкой газа (пожарные насосы, связь, освещение основных цехов, аварийная вентиляция взрывоопасных цехов, аварийная вентиляция взрывоопасных помещений). В группе потребителей первой категории выделяются "особо ответственные", перерыв питания которых вызывает опасность аварийной остановки ГПА, а также те, которые обеспечивают остановку ГПА без повреждений или ликвидацию последствий аварий. К особо ответственным потребителям относятся электродвигатели маслонасосов уплотнений, вентиляторов охлаждения масла, циркуляционных насосов, аварийных вентиляторов, пожарных насосов, аварийных маслонасосов смазки, аварийное освещение, потребители КИП и автоматики.

Ко второй категории электроприемников на компрессорной станции относятся ответственные электроприемники, перерыв питания которых вызывает ограничение производительности станции, а также те, которые необходимы для продолжения технологического процесса, но допускают более длительные перерывы питания, не вызывая непосредственной остановки ГПА (остальные вспомогательные механизмы ГПА, вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения газа, вентиляторы охлаждения градирен и др.). К третьей категории относятся остальные вспомогательные и неответственные электроприемники. Поскольку электроустановки компрессорных станций являются электроустановками, питающими потребителей всех трех категорий, общие для всех потребителей элементы, должны удовлетворять требованиям, прдъявленным к электроснабжению потребителей первой категории, т.е. иметь два независимых источника питания с устройством АВР между ними.

Опыт эксплуатации газотурбинных комлрессорных станций свидетельствует о недостаточной надежности собственных электростанций с газовыми двигателями и протяженных ЛЭП связи с энергосистемами. Поэтому в электрической системе компрессорной станции кроме двух независимых источников питания предусматриваются аварийные дизель-генераторы (АС-804) с автоматическим запуском и включением при исчезновении напряжения, предназначеные для питания "особо ответственных" потребителей. Это позволяет не только предотвратить аварийные остановки ГПА при потере основного питания, но и обеспечить продолжение их нормальной работы. Аварийные дизель-генераторы могут устанавливаться в каждой из частей электрической схемы компрессорной станции, либо на обе части, но тогда он подключается так, чтобы резервировать каждую часть независимо от другой. На случай полной продолжительной потери переменного тока обеспечивается надежное питание от аккумуляторной батареи той части особенно ответственных потребителей, от которых зависит остановка оборудования без повреждений, а именно маслонасосов смазки, аварийного освещения, КИП и автоматики.

Для электроснабжения компрессорных станций с газотурбинным компрессором требуется мощность в пределах 500-3000 кВт. Питание электроэнергией осуществляется от сетей энергосистем при напряжении 10 кВ двумя линиями.

В случае основного питания и резервирования от сети энергосистемы при напряжении питающих проводов 10 кВ на территории КС сооружают понизительную трансформаторную подстанцию. Может быть применена комплектная трансформаторная подстанция (КТП), в отдельно стоящем здании, либо в пристройке к зданию компрессорной, либо на открытом воздухе. На подстанции устанавливают не менее двух понизительных трансформаторов, которые выбирают таким образом, чтобы была возможна и параллельная работа. Мощность применяемых трансформаторов лежит в пределах от 180 до 2500 кВА, на стороне 10 кВ применяют одинарную систему шин, секционированную выключателем высокого напряжения. На питающих вводах здесь устанавливают выключатели либо только разъединители. Предусматриваются АВР на стороне напряжения 10000 В и на стороне 400 В, где шины тоже секционированны с помощью контактора или автоматического выключателя. Предусмотрено АВР на стороне 10 кВ и на стороне 0.4 кВ. На газотурбинных КС перерывы в питании электродвигателей вспомогательных механизмов турбоагрегатов при работе турбин под нагрузкой приводят к снижению надежности отдельных узлов газовой турбины. При прекращении питания электроэнергией турбина должна быть немедленно разгружена и может быть оставлена на холостом ходу только на короткое время, необходимое только для включения резервного питания. При питании КС линиями от двух независимых источников линия от основного источника должна иметь АПВ однократного действия с выдержкой не более 1 мин, после чего через 4 мин должна действовать система АВР, включающая резервный источник. Поскольку существует возможность перебоев (хотя и кратковременных) в электроснабжении электродвигателей вспомогательных механизмов турбин, на газотурбинных КС предусматриваются автоматические устройства, разгружающие турбины и приводящие их в режим холостого хода на время, необходимое для включения резервного питания.

7. Расчет теплопотребления

1. Расчет расхода теплоты на отопление

Тепловые потери зданий восполняются теплотой горячей воды из котла-утилизатора за турбиной.

Максимальный расход теплоты на отопление зданий:

, кВт.

v – объем зданий по наружному обмеру, м³

m - коэффициент инфильтрации

q _o – отопительная характеристика зданий, Вт/(м³ к)

t _в – внутренняя температура в здании, ^о С

t _но ` - расчетная температура наружного воздуха для отопления, ^о С/

К расчету приняты [ ]

t _в =18 ^о С

t _но `= - 40 ^о С

m=0.3

Отопительная характеристика зданий

), Вт/(м³ к)

к расчету приняты [ ]

а = 2.52 Вт/(м³ к)

b = 0.9

Данные расчетов приведены в таблице 1.

Таблица 1

Расход теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС

2.Расчет расхода теплоты на вентиляцию.

Расход теплоты на вентиляцию:

Q_в ^max = q_в *v*(t_в - t_нв `)*10^-3 , кВт

v – объем зданий по наружному обмеру, м³

q_в – вентиляционная характеристика здания, Вт/(м³ к)

t_в – внутренняя температура в здании, ^о С

t_нв ` - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, ^о С

К расчету приняты [ ]

t_в = 18 ^о С

t_нв ` =-24.5 ^о С

q_в ^гщу = 0.2 Вт/(м³ к)

q_в ^рмм = 0.4 Вт/(м³ к)

q_в ^укр = 0.4 Вт/(м³ к)

Данные расчетов приведены в таблице 1

9. Расчет расхода теплоты на ГВС.

Q_гвс ^max =P*n*a*c/m*3600*(t_г -t_х ), кВт

P – число душевых

n – число человек

m – расчетная длительность подачи воды

a = 60 кг/чел

t_г = +60 ^о С – температура воды на ГВС

t_х = +5 ^о С – температура холодной воды.

К расчету приняты [ ]

Р^гщу = 2

n = 16 чел

Р^рмм = 2

n = 8 чел

m = 5 чел

Данные расчета приведены в таблице 1

Суммарный расход теплоты по всем входам тепловых нагрузок составляет 3.3 МВт при номинальной мощности котла-утилизатора 3.7 МВт. Таким образом, теплоснабжение цеха может быть реализовано одним котлом-утилизатором.

Комплектация других ГТК-25 котлами-утилизаторами может, в перспективе, обеспечить работу тепличного хозяйства.

По этой причине произведена оценка площади тепличного хозяйства. В соответствии с методикой [ ], при двойном остеклении и металлических шпросах коэффицент теплопередачи принимается k =3,3 Вт/(м² ×К). При стандартной ширине теплицы 10 м и длине 100 м площадь остекления составляет 2660 м² . При нормативной температуре внутри теплицы +18°C b = - 40°C тепловые потери через остекление составят

кВт.

Тепловые потери в почву составляют [ ] 15%, поэтому

=575,4 кВт. Следовательно, котел-утилизатор может обеспечить теплом не менее 6000 м² теплиц.

Вариантом утилизации теплоты может быть использование котлов-утилизаторов для отопления и ГВС поселка Пелым. В настоящее время котлы «Термакс» общей мощность 10,5 Гкал/час находятся в состоянии крайнего износаи требуют замены. Тепловая нагрузка ЖКХ п. Пелым составляет 5,52 Гкал/час. При оборудовании двух агрегатов ГТК-25 котлами утилизаторами единичной мощностью 3,2 Гкал/час может быть решена проблема реконструкции системы теплоснабжения п. Пелым.

8. Описание котла – утилизатора

ГПА типа ГТК-25 серии MS50002 комплектуются котлами-утилизаторами 1.1 – 1650/1183 – 8RR – ЕТ6 номинальной мощностью 3,7 МВт (3,18 Гкал/час). Котел-утилизатор представляет собой кожухо-трубный теплообменник с оребренными трубками, в которых движется нагреваемая сетевая вода.

Оребрение ленточное.

Трубный пучок омывается дымовыми газами поперечным током.

Число ходов по воде – 3, по дымовым газам – 1.

Для предотвращения коррозии трубы и оребрение выполнены из нержавеющей стали.

Поверхность теплообмена составляет 198 м² .

Номинальная мощность котла-утилизатора соответствует температуре на входе дымовых газов 504°С, воды 70°С; на выходе - 242°С и 115°С соответственно.

Возможный интервал изменения температуры дымовых газов по паспорту котла - 467¸521°С.

Газы поступают в котле из выхлопного короба и сбрасываются в дымовую трубу.

9. Поверочный тепловой расчет котла-утилизатора за турбиной MS 5002 С

Котел-утилизатор водогрейного типа предназначен для нагрева 70 м³ /с сетевой воды от 70 до 115 ^о С за счет теплоты уходящих из турбины дымовых газов с температурой 504°С. Температура газов за котлом-утилизатором 242°С. Расход газов 85348 м³ /ч. Поверхность теплообмена выполнена из труб 31.8/26.6 мм из нержавеющей стали со стальным ленточным оребрением диаметром 57.8 мм, толщиной ребра 1 мм, шагом витков 5 мм. Поверхность теплообмена омывается дымовыми газами перекрестным током. Число ходов по воде 3; трубный пучок шахматный.

Определим требуемую поверхность теплообмена.

G ₁ =47880 кг/ч=13.3 кг/с – массовый расход газа

=350°С - температура газа на входе

=145°С - температура газа на выходе

r₁ =0.561 кг/м³ – плотность при средней температуре

G ₂ =70317 кг/ч=19.5 кг/с – массовый расход воды

=70°С - температура воды на входе

=95°С - температура воды на выходе

r₂ =963.7 кг/м³ – плотность воды при средней температуре

d _н =31.8 мм – наружный диаметр гладкой трубы

d _вн =26.6 мм – внутренний диаметр трубы

D =57.8 мм – диаметр трубы по оребрению

d_р =1 мм – толщина ребра

h =13 мм – высота оребрения

b =5 мм – шаг витков оребрения

d_с =2.6 мм – толщина стенки трубы

l_р = l_с =16 Вт/(м×К) – коэффициент теплопроводности нержавеющей стали;

n =25 шт - количество труб в шахматном пучке

1. Тепловая мощность котла-утилизатора:

Q==3600×13.3×0.254× (350-145)=1.757 Гкал/ч=2.04 МВт

2. Нагрев воды:

dt ₂ ==1.757×10⁶ /70.32×10³ =25°C

3. Конечная температура воды:

= + dt ₂ =70+25=95 ^о C

4. Средний температурный напор при противотоке:

188.7°С

Т.к. в действительности имеет место перекрестный ток, то вводим поправки:

P==0.098

R==5.8

С учетом числа ходов по воде находим поправочный коэффициент к противотоку: Y=f (P₁ R)=0.985

5. Средний температурный напор при перекрестном токе:

Dt =Y×Dt _прот =0.985×188.7=185.9°С

Средняя температура воды:

t ₂ =+0.5dt₂ =70+0.5×25=82.5°C

Средняя температура газов:

t ₁ =t ₂ +Dt =82.5+185.9=268.4°C

6. Коэффициент теплоотдачи от газов к внешней поверхности свободной от ребер:

, Вт/(м² ×К)

Теплофизические характеристики газа при средней температуре:

v ₁ =6.333×10^-6 м² /с – кинематическая вязкость;

l₁ =0.038 Вт/(м×к) – коэффициент теплопроводности;

Геометрические характеристики трубного пучка:

d _н =31.8 мм наружный диаметр гладкой трубы

h =13 мм высота оребрения

b =5 мм шаг витков оребрения

D =57.8 мм диаметр трубы по оребрению

F =1.912 м² площадь сечения для прохода газов для шахматного трубного пучка

С =0.223; M =0.65

Скорость газов

=12.4 м/с.

214,2 Вт/(м² ×К)

7. Приведенный коэффициент теплоотдачи от газов к трубам с учетом оребрения:

Вт/м² к

Число ребер на 1 м трубы

n =1000/b =1000/5=200 шт

Поверхность ребер

=0.732 м²

Поверхность 1м длины трубы, свободная от ребер

=0.1 м² /м

Полная внешняя ребристая поверхность

F_pc =F_p +F _п =0.732+0.1=0.832 м² /м

Поправочный коэффициент:

предварительно находим m :

m =(2a₁ /l_р *d_р )^1/2 =(2×214,2/16×0,001)^1/2 =163,6

m *r =163.6*0.03186/2=2.6

r =d _н /2

m *(R -r )=163.6(0.0578 - 0.03186)×0,5=2.12;

по номограмме [1] находим j=1.2

=0,528

=125.2 Вт/(м² к)

8. Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к воде:

a₂ =

Для данного типа теплообменника А =3160 [2]

Скорость воды в трубе

=1,48 м/с

a₂ ==7914 Вт/(м² ×К)

9. Коэффициент теплопередачи для чистой ребристой трубы, отнесенный к ребристой поверхности:

, Вт/(м² К)

Удельная внутренняя поверхность трубы

F_c =p×d _вн =3.14×0.026=0.082 м² /м

Коэффициент оребрения

=92 Вт/(м² К)

10. Требуемая поверхность теплообмена:

F=101.2 м²

Имеющаяся поверхность теплообмена 198.24 м²

10. Гидравлический расчет тепловых сетей

При разработке раздела использованы нормативные документы [3], [4], [5], а также [6].

План теплотрассы изображен на рис. 1

Расчетный расход теплоносителя

Расчетный расход воды в тепловых сетях:

, кг/с,

где Q _пр - тепловая мощность на производственные нужды, кВт;

h_пр - КПД транспорта теплоты;

с - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг К);

t₁ и t₂ - температура прямой и обратной сетевой воды, °С.

кг/с =64,3 т/ч

Предварительный расчёт

Предварительно зададим удельные линейные потери давления на участке R_л =90 Па/м и определим внутренний диаметр трубы на участке:

0,149.м

Округлим внутренний диаметр dв до стандартного значения dв=0,15 м.

Расчет на самокомпенсацию тепловых удлинений

Для обеспечения самокомпенсации трубопроводы делятся неподвижными опорами на отдельные участки, независимые друг от друга в отношении теплового удлинения. На каждом участке трубопровода, ограниченном смежными неподвижным опорами предусматривается самокомпенсация.

При самокомпенсации в проектах должна предусматриваться предварительная растяжка трубопроводов при монтаже. Предварительная растяжка увеличивает компенсационную возможность и снижает компенсационные напряжения в трубопроводе в рабочем состоянии. Величина предварительной растяжки принимается при температуре теплоносителя до 400°С в размере 50% теплового удлинения компенсируемого участка.

Расчеты на компенсацию тепловых удлинений участков трубопроводов с самокомпенсацией производятся на допускаемое изгибающее продольное компенсационное растяжение.

При расчете на самокомпенсацию теплового удлинения предварительная растяжка при монтаже в расчете не учитывается. Расчет на компенсацию производится на рабочее состояние трубопровода. Расчетное тепловое удли­нение принимается равным тепловому удлинению в направлении осей х и у и определяется по формулам;

Dx =aDtL_x , мм,

Dy =aDtL_y , мм,

где a - коэффициент линейного расширения, мм/(м×К); Dt - расчетная разность температур, °С; L_x - расстояние между неподвижными опорами в направлении оси х, м; L_y - то же, в направлении оси у, м.

Допускаемые продольные изгибающие компенсационные напряжения можно принимать (не производя расчета на прочность) при теплоносителе воде с температурой до 250 °С:

= 78,4 МПа.

Для расчета на самокомпенсацию тепловых удлинений плоских участков с Г и Z-образной конфигурацией пользуются упрощенными формулами и по­строенным по ним номограммами.

Формулы для схем Г и Z составлены без учета предварительной растяжки трубопровода. Допускаемое компенсационное напряжение принято для трубопроводов водяных сетей при I < 250 °С =78,4 МПа.

Расчет самокомпенсации тепловых удлинений приведен ниже.

Формулы для определения всех расчетных коэффициентов данной схемы приведены ниже.

Силы упругой деформации в заделке короткого плеча определяются по формулам:

, Н;

, Н.

Продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча определяется по формуле:

, МПа

Вспомогательные коэффициенты определяются по формулам:

;

;

.

Определим значения вспомогательных величин для D_н =159 мм и S=4,5 мм: =15,3 Н×м³ /К; =0,374742 МПа×м/К. Результаты расчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7

Из таблицы видно, что продольное компенсирующее напряжение в за­делке короткого плеча по всем участкам сети не превышает допустимого значения =78,4 МПа, следовательно, установки компенсирующих уст­ройств не требуется.

Проверочный расчет

Суммарное падение давления в трубопроводах складывается из линей­ных падений и падений в местных сопротивлениях:

Dр =Dр_л +Dр_м , Па,

где Dр_л – линейное падение давления, Па;

Dр_м – падение давления в местных сопротивлениях, Па.

Линейное падение давления пропорционально длине трубопроводов и определяется по формуле

l - коэффициент трения;

g - плотность теплоносителя, кг/м³ ;

d – внутренний диаметр трубы, м;

G _р – расчетный расход теплоносителя, т/ч.

В технике теплоснабжения, как правило, имеет место турбулентное движение теплоносителя,. Трубы применяются стальные (шероховатые). Скорость воды обычно больше 0,5 м/с. При этих условиях тепловые сети работают в квадратичной области, в которой Re>Re_пр , где Re_пр - значение критерия Рейнольдса, соответствующее границе между переходной и квадратичной зоной.

Коэффициент трения в квадратичной области зависит только от относительной шероховатости труб k/d и определяется по формуле профессора Шифринсона

,

к – абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб, м;

d – внутренний диаметр трубы, м.

Значение абсолютной шероховатости труб для гидравлического расчета водяных сетей принимается равным к=0,5 мм.

0,264

Па/м.

Dр_л =90×322,2=28998 Па.

При разработке проектного задания, когда еще нет данных о характери­стике и количестве местных сопротивлений, местные падения давления Ар_м определяются по формуле:

Dр_м =R_l al , Па,

где a - доля эквивалентной длины местных сопротивлений от линейной длины, для водопроводов диаметром 150 мм a= 0,3.

Dр_м =90×0,3×322,2=8700 Па; Dр=28998 + 8700 = 37698 Па.

Расстояние между скользящими опорами для труб Æ159x4,5 мм принимается 6 м.

Пьезометрический график водяной тепловой сети изображен на рис. 3. Из пьезометрического графика видно, что располагаемый напор сетевых насосов должен составлять не менее 10,5 м. вод. ст. Установленные в цехе сетевые насосы СЭ 320-50 обеспечивают требуемый напор. Установка подпиточных насосов не требуется, т.к. подпитка котельной осуществляется из существующей системы теплоснабжения ДОКа.

11. Электрическая часть

11.1. Схема управления двигателем сетевого насоса.

Управление двигателем осуществляется в соответствии со «Схемой управления двигателя сетевого насоса».

Двигатель запитан от КРУ 6кВ. Для того, чтобы подать питание в схему управления включаем автомат SF1, загорится зеленая лампа HLG1. Реле KBS1 срабатывает и замыкает свои нормально разомкнутые контакты 5-6, 8-7 и размыкаем нормально замкнутые контакты 3-4.

Включаем автомат SF2, подаем питание на обмотки двигателя заводки включающих пружин – двигатель взводит включающие пружины до срабатывания концевых выключателей ( нормально разомкнутые контакты SQM1 замыкаются, нормально замкнутые – размыкаются ).

Включаем выключатель Q1, подаем питание на обмотки двигателя насоса.

Замыкаются нормально разомкнутые блок-контакты Q1, размыкаются нормально замкнутые контакты Q1. Зеленая лампа HLG1 – погаснет, красная лампа HLR1 – загорится.

Для включения двигателя с пульта оператора необходимо повернуть ключ SA1 в положение «В» (включено), подается питание на реле КСС1, реле срабатывает, замыкает свои нормально разомкнутые контакты 7-8, 9-10, размыкает нормально замкнутые контакты 1-2. Через контакты 7-8 подается питание на электромагнит включения УАС1. УАС1 срабатывает, происходит включение двигателя насоса. Реле KQQ1 срабатывает при замыкании контактов реле КСС1 9-10, замыкаются контакты KQQ1 9-7, 10-8.

Отключение электродвигателя насоса производится с пульта оператора поворотом ключа SA1 в положение «О» (отключено), подается напряжение на реле КСТ1, реле срабатывает, замыкая нормально разомкнутые контакты 7-8, 9-10, размыкая нормально замкнутые контакты 1-2.

При замыкании контактов 7-8 подается питание на электромагнит отключения УАТ1. УАТ1 срабатывает, двигатель отключается. Реле KQQ1 срабатывает, замыкает свои контакты 6-8, 5-7, размыкает свои контакты 10-8, 9-7.

В схеме управления двигателем предусмотрено автоматическое включение резерва в случае выхода из строя рабочего насоса, автоматическое включение резерва в случае падения давления в общем напорном трубопроводе, предусмотрены защиты двигателя, реле защиты от минимального напряжения, дуговая защита, токовая отсечка, защита от перегрузки, защита от однофазных замыканий на землю.

В основе действия защиты от перегрузки, токовой отсечки, защиты от однофазных замыканий на землю, лежит принцип срабатывания токового реле РТ – 40/20.

Обмотка реле включена в цепь со вторичной обмоткой трансформатора ТА, первичная обмотка которого подключена к фазе параллельно.

При увеличении тока при перегрузке, однофазном замыкании на землю, ток во вторичной обмотке трансформатора увеличивается. Увеличение тока за уставку тока реле приводит к срабатыванию токового реле.

Рассмотрим, например, как работает токовая защита. Отключение может произойти при срабатывании реле КА1 ( произошло увеличение тока за уставку). Реле КА1 срабатывает замыкая свои контакты 1-3, что приводит к срабатыванию промежуточного реле KL1, контакты которого выведены в цепи отключения двигателя. Отключение двигателя происходит по цепи : контакты KL1 7-9, через блок – контакты Q1, через электромагнит УАТ1, размыкая силовые контакты. Двигатель остановлен. Действие других защит аналогично рассмотренной.

Рассмотрим схему автоматического включения резерва. Контакты из схемы автоматического включения резерва заведены в цепь включения.

Выбор рабочих насосов производится ключами SAC1, SAC2, SAC3, из расчета один резервный, два – рабочих. Для того, чтобы в случае необходимости произошло включение резервного насоса, ключ SAB1 должен находиться в положении «Б» (блокировка). Схемой автоматического включения резерва предусмотрено включение резервного насоса при понижении давления от электроконтактного манометра (ЭКМ).

Сигнал от ЭКМ вызывает срабатывание реле KL1^/ и замыкание контактов KL1^/ , в зависимости от выбора резервного насоса 5-7, 2-4, 6-8, далее происходит включение насоса по выше приведенной схеме.

Сетевые насосы водогрейных котельных являются ответственными элементами. Следовательно, от нормальной работы двигателей сетевых насосов, простоты управления двигателем, своевременного включения резерва, зависит нормальная работа котельной, обеспечение потребителей теплом и горячей водой.

В заключение выбирается мощность и марка приводного механизма – асинхронного двигателя. Расчет необходимой мощности производится по формуле

кВт.

По нормативной документации выбираем ближайшее больше значение мощности двигателя из ряда стандартных значений и марку двигателя 4А250S4У3, мощностью 75 кВт и числом оборотов 1450 об/мин.

12. Безопасность и экологичность пректа

Данная газотурбинная установка является приводом нагнетателя природного газа и устанавливается на компрессорных станциях магистральных газопроводов .

Компрессорная станция магистрального газопровода является комплексом сооружений, обеспечивающих транспортировку, очистку и охлаждение газа.

Проектирование и монтаж компрессорных станций должны обеспечивать безопасность работы на агрегатах и соблюдение санитарно-технических норм. Соблюдение правил техники безопасности на компрессорных станциях является актуальным вопросом, поскольку любая небрежность может привести к аварии, неизбежно влекущий за собой большой материальный ущерб, а также трагические случаи – человеческие жертвы.

Обеспечение безопасности работающих.

Характеристика условий труда.

При проектировании установки решаются вопросы безопасности жизнедеятельности, учитывающие все вредные и опасные производственные факторы, которые возникают при ее работе и могут оказать влияние на обслуживающий персонал.

Разработанная ГТУ имеет начальную температуру газа перед ТВД 1090К. При такой температуре рабочего тела происходит значительный нагрев корпусных деталей и трубопровода, большое количество тепла выделяется в окружающую среду. Поэтому предусмотрена защита от тепловыделений.

Неблагоприятными для работы персонала является шум и вибрация возникающие при работе агрегата. Возникновение шума вызывает понижение работоспособности, ослабление слуха. Шум в машзале бывает аэродинамического и механического характера.

Механические шумы создаются за счет соударения различных деталей турбины (например, шум в подшипниках). Аэродинамический шум создается высокоскоростными потоками рабочего тела.

Для нормальной работы людей шум в машзале не должен превышать 80 дБА

Возникновение вибрации турбоустановки оказывает вредное воздействие на работу центральной нервной системы обслуживающего персонала.

Показатели вибрационной нагрузки по ГОСТ 12.1.012-90 [22] при характерной частоте колебаний оборудования 8-16 Гц:

- виброускорение 0.056-0.112×10^-2 м/с² ( 95-101 дБ );

- виброскорость 0.12×10^-2 м/с (87 дБ );

Машзал по степени опасности поражения персонала электрическим током относится по ГОСТ 12.1.013-78 [20] к помещениям особо опасным. Эти помещения характеризуются наличием следующих условий:

А) токопроводящих полов;

Б) высокой температуры;

В) возможностью одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическими аппаратам, механизмам с одной стороны и металлическим корпусам оборудования с другой стороны.

При работе турбоустановки используются пожароопасные вещества: масло в системе смазки и регулирования, газ в камере сгорания. При использовании этих веществ в зоне рабочих температур возникает пожарная опасность.

Топливом для ГТУ служит природный газ содержащий 95% метана (СН4). При утечке газа через неплотные соединения оборудования и трубопроводов возможно образование взрывоопасных смесей газа и воздуха. При проникновении газа в производственные помещения, где находится обслуживающий персонал, он может вызвать отравление, т.к. он одорируется метимеркаптаном, относящимся к веществам 2 класса опасности (ПДК 0.8 мг/м³ ).

Тепловая изоляция.

Важную роль в снижении тепловыделений играет теплоизоляция. По техническим толщинам теплоизоляция для ГТУ должна быть 60:100 мм. Для снижения перепада температур на корпусе ГТУ и других деталях, подверженных нагреву, используется система охлаждения корпусных деталей воздухом, отбираемым за десятой ступенью компрессора.

Микроклимат.

Параметры микроклимата в машзале необходимо поддерживать по ГОСТ 12.1 005-88 [17], соответствующие 2а категории работ (средней тяжести).

Температура воздуха 18¸25 °С, скорость движения воздуха не более 0,2 м/с, влажность 40¸60 %. Для поддержания этих параметров предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция, калорифер, кондиционер.

Освещение.

Проект предусматривает, согласно СНиП 23-05-95 [14] применение двух видов освещения – искусственного и естественного. В здании, где устанавливаются турбины, предусматривается естественное освещение, обеспечивающее достаточную освещенность через оконные проемы дневным светом.

Оконные проемы предусмотрены с увеличенной площадью остекления – 25%, чтобы предотвратить разрушение здания на случай взрыва.

Для работы в ночное время предусматривается установка газоразрядных ламп. Освещенность помещений 100-200 лк. Аварийное освещение – 5 лк.

Электробезопасность.

Источниками энергии на КС являются:

- высоковольтные подстанции энергетических систем, расположенных в районе КС;

- малые электростанции собственных нужд, приводом электрогенератора на которых является один из ГПА или специальная энергетическая ГТУ;

- аварийные аккумуляторы, используемые в случае аварии.

На некоторых станциях имеются также аварийные дизельные генераторы.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок [20] электрооборудование присоединено к общему контуру заземления. Соединительные муфты закрыты кожухами. В металлических емкостях на проводящих ток полах и металлических поверхностях разрешено применять для освещения переносные безопасные лампы только заводского изготовления с защитной сеткой, напряжением не более 12В.

В машзале предусмотрены специальная проводка и розетки с плоскими контактами, такие розетки расположены на расстоянии не менее 2,5м от турбины.

Сопротивление заземления R3=4 Ом. По ПУЭ – 84 [20] помещение машзала относится к помещениям с особой опасностью, т.к. характеризуется наличием высокой температуры, токопроводящих полов, возможностью одновременного прикосновения к соединенным с землей конструкциям и металлическим корпусам оборудования.

Пожаробезопасность

В соответствии с противопожарными нормами НПБ 105-95 [18] помещение КС можно разделить на следующие категории взрывопожароопасности:

Категория А – галерея нагнетателей – взрывопожароопасное помещение, так как в результате неисправности может образоваться взрывоопасная смесь горючих газов с воздухом в большом объеме.

Категория Г – машинный зал-производство, где имеются горючие газы, используемые в виде топлива.

Категория Д – помещение ГЩУ, административные корпуса – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии.

В соответствии с ПУЭ-84 [20] помещения КС можно разделить на следующие классы взрывоопасности:

Зона класса В-1а – галерея нагнетателей – зона, в которой при нормальной эксплуатации взрывоопасной смеси горючих газов не образуется, а возможны только в результате аварии или неисправности.

Помещение ГЩУ и административные корпуса находятся за пределами взрывоопасной зоны и считаются невзрывоопасными.

Внешние маслопроводы, находящиеся в зоне горячих поверхностей, заключены в специальные короба из листовой стали толщиной не менее 3мм. Все горячие поверхности расположенные вблизи маслопроводов тщательно изолированы. В турбинном цехе расположены противопожарные устройства: автоматическая система пожаротушения WalterKits, пожарные краны (3 шт) с брандспойтами, огнетушители (ОУ-10 – 6 шт., ОП-10 – 10 шт, ОП-50 – 6 шт.), ящики с песком и инвентарь, предусмотренный Правилами пожарной охраны и ГОСТ 12.1.004-94 [16].

Технологическая, предупредительная, аварийная сигнализации и необходимые для контроля приборы внесены на щит управления.

В местах связанных с возможной опасностью для работающих людей установлены знаки безопасности. Оборудование окрашено по ГОСТ 12.4.026-76* [15].

Шум и вибрация.

Шум представляет собой спектр звуков различной интенсивности и частоты.

По ГОСТ 12.1.003-83*[19] допустимый уровень шума составляет 80 дБА. Наиболее мощные источники шума – входной конфузор и выходной диффузор – до 120 дБА.

По ГОСТ 12.1.029-80 [21] для подавления шума применяются различные глушители: активные, реактивные, комбинированные. В конструкции ГТК-25 используются активные глушители на всасе. В практике строительства объектов на газоперекачке применяют шумопоглощающие материалы и искусственно создают преграды на пути распространения звуковых волн. Наиболее простой и дешевый способ снижения шума – установка шумопоглощающих кожухов. Внутренняя часть кожуха облицовывается звукопоглощающим материалом, кожухи продуваются воздухом.

Для уменьшения вибрации кожухи покрывают вибродемпфирующим материалом, мастикой. Акустическая обработка входного и выходного патрубков (покрытие их изнутри теплоизоляционным или звукопоглощающим материалом ) снижает уровень шума до 8:10 дб.

Акустическая обработка стенок прямолинейных участков тракта прямоугольного сечения, при обычно принимаемых скоростях потока, неэффективна. Поэтому для радикальной защиты от шума, тракт ГТК имеет участок в виде ряда узких каналов и несколько поворотов с акустической облицовкой.

Для обслуживающего персонала сооружено специальное помещение – щит управления.

Источниками вибрации являются вращающиеся части турбоустановки, а также пульсации рабочего тела в камере сгорания. Снижение вибрации достигается тщательной центровкой и балансировкой роторов.

Вибрация контролируется вибродатчиками, установленными на ГТУ.

Расчет глушителя шума входного патрубка ГТУ.

Исходные данные:

- массовый расход воздуха через компрессор

76,5 кг/с

- адиабатический КПД компрессорной ступени

h_ад =0,87

- адиабатический напор первой ступени компрессора

h _ад =20 кВт/кг

- плотность среды на входе в первую ступень

r=1,18 кг/м³

- наружный диаметр рабочего колеса первой ступени

D =1,021 м

- число лопаток РК первой ступени

z _л =36

Общая звуковая мощность шума всасывания:

=540 Вт.

с= 340 м/с – скорость звука.

Общий уровень звуковой мощности шума всасывания:

Р ₀ =10^-12 Вт – стандартное пороговое значение звуковой мощности.

Частоты первой, второй и третьей составляющей тонального шума компрессора:

; для m =1, 2, 3

f ₁ =1500 Гц; f ₂ =3000 Гц; f ₃ =4500 Гц.

Частоты первой, второй и третьей составляющей шума f 1, f 2, f 3 расположены в 1/3 октавных полосах спектра со среднегеометрическими частотами 1600, 3150 и 5000 Гц. Уровни звуковой мощности, излучаемой в сторону всасывания , в каждой 1/3 октавной полос частот определяем по рис.1.[19] и по формуле :

, дБа

Рис.1. Уровни звуковой мощности шума, излучаемого на всасывании ОК ГТУ.

Общий уровень звуковой мощности:

147 дБА

Сплошная линия на рис.1 – спектр звуковой мощности, пересчитанный для октавных полос.

Определим требуемую длину глушителя, если ближайшее здание (ГЩУ) расположено на расстоянии ~28м.

Определим расстояние r от всасывающего отверстия до расчетной точки:

r min= 21м, r max= 29м. Соотношение r _max £1,5 r _min выполняется, поэтому для всасывающего патрубка принимаем r =r ср=25 м.

Фактор направленности принимаем Фi = 2.

Исходящие уровни звуковой мощности шума определяем по рис.1.

Выбираем по таблице 2.3.[19] нормативный спектр уровней звукового давления l н в расчетной точке и вводим поправку r =10 дБ, т.к. расчетная точка расположена снаружи изолируемого помещения

=120 дБ

=147-120+10×lg1=27 дБ.

По заданному объемному расходу компрессора, приняв допустимую скорость воздуха в глушителе равной 10 м/с определяем минимально допустимое свободное проходное сечение глушителя:

м²

По полученным значениям допустимых свободных сечений глушителя, величинам требуемого заглушения и диаметром проектируемого воздуховода, пользуясь табл.7.1. и 7.2.[13] подбираем пластинчатый вентиляционный глушитель с размерами Н =400 мм, h =400 мм, S =1800 мм.

Наполнитель – супертонкое стеклянное или базальтовое волокно (p_ср =25кг/м³ ).

Экологичность проекта.

Компрессорная станция является источником шумового и теплового загрязнения окружающей среды. В целях борьбы с этими явлениями применяются звуко- и теплоизоляция, утилизация тепла уходящих газов.

Развитие и расширяющееся применение ГТУ сопровождаются как возрастанием потребления топлива и атмосферного кислорода, так и увеличением масштабов загрязнения атмосферы выхлопными газами. Газы представляют собой смесь продуктов сгорания с избыточным воздухом. Продукты сгорания применяемых в ГТУ топлив могут содержать:

- продукты полного сгорания горючих компонентов топлива: CO₂ , H₂ O, SO₂ , SO₃ .

- продукты неполного сгорания топлива: свободный углерод (сажа), СО, различные углеводороды C_x H_y .

- окислы азота NO и NO₂ .

- золовые частицы.

Наиболее реальную угрозу представляют окислы азота. Поэтому сжигание топливав камере сгорания ГТУ без образования без окислов азота – важнейшая задача. Для уменьшения выброса окислов азота необходимо соблюдать оптимальный режим горения в камере сгорания. В настоящее время углекислый газ и водяные пары не считаются загрязнителями, хотя в будущем отношение к ним может измениться, поскольку повышение содержания их в атмосфере может повлиять на ее температуру и, следовательно, изменить климатические условия. Другие компоненты продуктов сгорания либо обуславливают дымление, либо являются токсичными. Дымление и загрязнение атмосферы приводит к уменьшению солнечной радиации попадающей на землю и ухудшению видимости в результате поглощения и рассеивания света взвешенными в воздухе частицами.

Для уменьшения локальных нарушений микроклимата тепло должно рассеиваться в слоях атмосферы, удаленных от поверхности земли с помощью дымовых труб. Расчет этих труб ведут обычно не из условий рассеивания тепла, а из условий рассеивания в атмосфере токсичных продуктов выходящих газов. Высота дымовой трубы ГТК25 составляет 25 м.

Чрезвычайные ситуации.

Для сведения к минимуму вероятности чрезвычайных ситуаций необходимо проводить диагностику и прогнозирование аварийных ситуаций с помощью АСУП.

Возможные аварийные ситуации на КС. Причины их возникновения и действия персонала по их предупреждению и ликвидации.

Ситуация 1. Резкое падение давления газа на входе в КС.

Способ обнаружения:

- по показаниям приборов на ГЩУ и МЩУ КС

- по изменению уровня звука работающих ГПА.

Причины:

- разрыв линейной части до 20 крана;

- самопроизвольное закрытие крана 19 или кранов 7 и 7а.

Действия персонала:

- аварийно остановить все работающие ГПА;

- дистанционно закрыть краны 7 и 7а, 8 и 8а;

- выяснить причину падения давления;

- при разрыве линейной части до крана 20 перекрыть охранный кран на входе КС и вызвать аварийную бригаду для производства необходимых переключений на линейной части и ремонта газопровода;

- при обнаружении самопроизвольного закрытия одного из линейных или охранного кранов до крана 20 принять меры по их открытию силами персонала или аварийной бригады службы ЛЭС;

- при обнаружении закрытия кранов 7 и 7а принять меры по их открытию;

- доложить руководству КС, ЛПУ, диспетчеру, ЦДС производственного объединения о мерах, предпринятых в ситуации.*

Ситуация 2 . Резкое падение давления газа на выходе КС.

Способ обнаружения: аналогично ситуации 1.

Причина: разрыв линейной части после 20 крана.

Действия персонала:

- аварийно остановить все работающие ГПА;

- закрыть краны 8 и 8а и перекрыть охранный кран на выходе КС;

- выполнить пункт « - » ситуации 1.

Ситуация 3. Разрыв газопровода и утечка газа на территории КС или узла подключения.

Способ обнаружения:

- по характерному звуку истечения газа;

- по показаниям приборов.

Причина: повреждение газопровода.

Действия персонала:

- немедленно остановить КС на ГЩУ;

- по мнемосхеме проверить закрытие кранов 7, 7а, 8, 8а и открытие

17, 17а, 18, 18а;

- закрыть краны подачи газа на собственные нужды КС;

- вызвать аварийную бригаду и до ее прибытия сделать все возможное для устранения аварии;

- доложить руководству КС, ЛПУ, диспетчеру ГДС;

- всю работу по эвакуации людей и технике, организацию останова КС до прибытия начальника КС осуществляет начальник смены по заранее отработанному плану.

Ситуация 4 . Пожар в технологических установках и на коммуникациях КС.

Способ обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- разрыв газопровода с искрообразованием;

- утечка газа с проникновением в МЩУ с установки;

- неисправность электропроводки;

- короткое замыкание.

Действие персонала:

- принять необходимые меры по локализации и подавлению пожара средствами пожаротушения;

- при невозможности погасить пожар следует аварийно остановить КС ;

- проверить положение кранов 7, 7а, 8, 8а, 17, 17а, 18, 18а;

- вызвать пожарную охрану и до ее прибытия тушить пожар;

- выполнить пункт « * » ситуации 1.

Ситуация 5. Пожар в машинном зале.

Способы обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- утечка масла или его паров на горячие поверхности ГТУ;

- наличие утечек газа с искрообразованием;

- короткое замыкание в системе электроснабжения и в системе управления.

Действия персонала:

- аварийно остановить агрегат и принять меры по тушению пожара;

- пункты б-е ситуация 1.

Ситуация 6 . Пожар в галерее нагнетателей.

Способы обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- отказ системы уплотнения «масло-газ»;

- разрушение деталей и узлов нагнетателя с искрообразованием.

Действие персонала:

- аварийно остановить ГПА и принятие мер по тушению пожара;

- пункты б-е ситуации 1

2. Поверочный расчет тепловой изоляции выхлопного короба

Короб тепло изолирован стандартными теплоизоляционными матами из каолиновой ваты (l=0.04 Вт/м к) толщиной 80 мм.

Проверим предельную температуру на внутренней поверхности тепловой изоляции при условии t_н ^из = 45^о С и температуре воздуха в помещении t_возд =18^о С .

Определим удельный тепловой поток от внешней поверхности изоляции

Q =a×Dt =a (t_н ^из - t_возд );

a= a_рад + a_конв

=

=5.9 Вт/м² к

a_конв =1.66×(t_н ^из -t_возд )^1/3 =1.66×(45-18)^1/3 = 5.0 Вт/м² к

a= 5.9+5.0=10.9 Вт/м² к

q =10.9×(45-18)=294 Вт/м² к

Определим температуру на внутренней поверхности при расчетном тепловом потоке.

Q=(l/d)×(t_вн ^из -t_н ^из ) ;

t_вн ^из = t_н ^из +q *(d/l = 45+294*0.08/0.04 = 633 ^о С

t_вн ^из >t_г ; 633^o C > 504^o C

следовательно, имеющаяся теплоизоляция удовлетворяет требованиям.

13. Экономическая часть.

Определяем экономическую эффективность реконструкции.

Исходные данные:

К_бал =1252100 руб. – капитальные затраты на реконструкцию (стоимость

оборудования и монтажных работ).

Т_т/э = 567 руб./Гкал. – тариф на тепловую энергию.

S_озп =2064240 руб. – издержки на оплату труда рабочим (средний фонд

заработной платы рабочим 1-го цеха за год).

Q = 3.19 Гкал/ч – количество тепловой энергии получаемое от котла

утилизатора.

а = 3.7%

a_рем = 0.06

Расчет издержки на эксплуатацию оборудования:

S=S_т +S_в +S_озп +S_ам +S_рем +S_пр , руб.

S_т – издержек на топливо нет т.к. используются выхлопные газы.

S_в – издержек на воду нет т.к. используется вода из собственной скважины,

ХВО не производится.

S_озп – издержки на заработную плату

S_рем – издержки на ремонт.

S_рем = a_рем * К_бал = 0.06*1252100 = 75126 руб.

S_ам – издержки на аммортзацию

S_ам = а* К_бал = 3.7*1252100 = 4632770 руб.

S_пр – прочие издержки которые могут возникнуть в процессе эксплуатации

Оборудования.

S_пр = 0.25*(S_т +S_в +S_озп +S_ам +S_рем )=0.25*(0+0+2064240+46932.6+2894177)=

=3297558,5 руб.

S = 2064240+46932.6+2894177+1251337.4 = 10069694,5 руб.

Определяем возможную прибыль.

П = W- S

W – выручка.

W = Q*T_т/э = 3.19*567= 1808.73 руб./ч =11720570.40 руб/год

За год принимаем отопительный сезон для данной местности 9 месяцев .

П = 11720570.40 – 10069694,5 = 1650876,4 руб/год

Определяем срок окупаемости.

t_ок = К_бал / П = 782210 / 5463884.40 = 0.76 год = 6,8 месяца.

Вывод: так как срок окупаемости меньше 1 года, следовательно – реконструкция рентабельна.

14. КИП и А

Работа газотурбинного нагнетателя ГТН-25 требует полной автоматизации. Для этой цели используются установки централизованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатами А 705-15-01, в свободные ячейки измерения параметров которой включены и параметры потоков водогрейного котла-утилизатора, установленного за ГТН-25.

Установление А 705-15 предназначено для работы в составе систем автоматизации управления газоперекачивающими аппаратами компрессорных станций магистральных газопроводов, а также может быть использована для централизованного контроля и управления другими технологическими процессами.

Установка выполняет следующие функции:

- автоматическое управление пуском, нормальным и аварийным остановом;

- автоматическое управление нормальным режимом работы агрегата (регулирование);

- предупредительная и аварийная сигнализация отклонений контролируемых параметров от заданных предельных допустимых значений;

- непрерывным измерением наиболее важных контролируемых параметров;

- непрерывным измерением по вызову оператора текущих значений контролируемых параметров с помощью многошкального показывающего прибора;

- автоматический контроль за исправностью устройств, входящих в установку – целостность датчиков, линий связи с исполнительными механизмами, цепей питания и т.п.

Установка работает от первичных измерительных преобразователей, позиционных датчиков положения и дистанционных команд управления.

Входными сигналами являются сигналы от термопар и термометров сопротивления, а также от датчиков типа «Сапфир-22» используемых для измерения давления и расходов газа.

Установка состоит из отдельных блоков и включает в себя:

1. Устройство преобразования сигналов от первичных преобразователей (датчиков) в унифицированный входной сигнал 0-10 в А 323-31.

2. Устройство логической обработки информации А 356-32 для управления исполнительными механизмами в режимах автоматического пуска и останова агрегата.

3. Устройство представления информации А 690-05 для контроля за технологическими параметрами и дистанционного управления (по необходимости) агрегатом.

4. Устройство регулирования газоперекачивающим агрегатом УРГА-01 для стабилизации и управления заданными технологическими параметрами.

5. Устройство математической обработки сигналов от датчиков 0-10 в а 343 и выдачи их на регулирование в УРГА-01 и на блоки контроля параметров А 356-32 и А 690-05 и др.

На схеме представлена упрощенная система управления работой газоперекачивающего аппарата ГТН-25.

Кроме вышеперечисленных задач контроля и сигнализации предусматривается следующие схемы регулирования основных параметров.

Регулирование давления газов после нагнетателя.

Оно производится от датчика давления (поз. 1а ) и устройство УРГА-01 управляет подачей газов на турбину низкого давления – исполнительным механизмом (поз. ).

Регулирование температуры продуктов сгорания перед турбиной высокого давления.

Оно производится по температуре газов (поз. 7а ) и управляет подачей природного газа в камеру сгорания исполнительным механизмом (поз. 17б ).

В процессе регулирования давления и температуры изменяется частота вращения турбины высокого давления, так как турбины высокого и низкого давления механически расцеплены. Необходим регулятор частоты вращения турбины высокого давления. Этот регулятор измеряет скорость вращения (поз. 3а и 3б ) и управляет подачей воздуха на компрессор (поз. 18б ) или производится тиристорное управление скоростью вращения электродвигателя.

К основным контролируемым параметрам относятся измерения давления до и после нагнетателя, давление воздуха после компрессора, на входе и выходе турбин; температуры газов перед и за турбиной, за регенеративными подогревателями, за котлом-утилизатором, до и после нагнетателя и др.

Предусмотрена аварийная защита по ряду параметров (вибрация, температура газов, скорость вращения, смещения роторов турбин и нагнетателя и др.), которая должна отключить агрегат и включить аварийную световую (горит световое табло) и звуковую (гудит сирена) сигнализации. Защита отсекает газ на камеру сгорания и останавливает электродвигатель.

Библиографический список

1. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Распопов И.В. Котлы и топки с кипящим слоем. -М.: Энергоатомиздат, 1996

2. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод./Под ред. Кузнецова С.Л. М.: Энергия, 1973

3. СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети»;

4. СНиП 2.04.14-88* «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»

5. ГОСТ 21.605-82 «Сети тепловые (тепломеханическая часть)»

6. Щекин В.А. Справочник по проектированию отопления и вентиляции. М.: Энергия, 1968.

7. Бакластов А.М., Горбенко В.А., Удыма П.Г. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок. - М: Энергия, 1981.

8. Богданов Е.С., Козлов В.А., Пейч Н.Н. Справочник по сушке древесины. -М.: Лесная промышленность, 1981

9. Соколов П.В. Проектирование сушильных и нагревательных установок для древесины. - М.: Лесная промышленность, 1965

10. ГОСТ 11442-74. «Вентиляторы осевые общего назначения»

11. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования/ Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат, 1990

12. СанПиН 2.2.4.548.-96. «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений». М., изд-во Госсанэпиднад-зорРФ, 1996.

13. СНиП П-25-05-95 «Естественное и искусственное освещение» М., Стройиздат, 1980.

14. СНиП 2.04.05-86 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» М., Стройиздат, 1986.