Отчет по практике в ОАО «Башкирэнерго» ЗуТЭЦ

Подогреваемая сетевая  вода подается во входной коллектор  котла, откуда по трубопроводу направляется во входные коллектора двух блоков котла (расположены параллельно по ходу воды), проходит по змеевикам и попадает в выходные коллектора блоков, из которых отводится по трубопроводу в выходной коллектор и подается потребителю.

 

4.2.3.Технические характеристики

 

Наименование параметра	Величина
Теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч)	29,3 (25,2)
Расход воды через котел, т/ч	418
Температура воды на входе  в котел, °С	70
Температура воды на выходе из котла, °С	130
Избыточное давление воды на входе в котел, МПа (кгс/см2)	1,6(16)
Избыточное давление воды на выходе из котла, МПа (кгс/см2)	1,55(15,5)
Количество газов на входе в котел, кг/с	76,6
Температура газов на входе  в котел, °С	474
Температура газов на выходе из котла, °С	102
Гидравлическое сопротивление  котла  МПа (кгс/см2), не более	0,05 (0,5)
Аэродинамическое сопротивление  котла, кПа (кгс/м2),	2,024 (206)
КПД котла, %,	75

 

4.3. Газовая компрессорная установка.

Газовая компрессорная  установка (ГКУ)– устройство, предназначенное  для подачи природного газа в газотурбинную установку в качестве топлива с требуемыми параметрами по давлению, температуре и качеству подготовки.

Конструктивно ГКУ целиком  расположена в контейнере, за исключением  вентиляторов и радиатора воздушного охлаждения охлаждающей жидкости, которые расположены над перекрытием контейнера.

Газ на ГКУ подается по трубопроводу Æ 150 от ГРП Зауральской ТЭЦ давлением 0,6 МПа (6 кгс/см²).

После ГКУ газ выходит  со следующими параметрами:

 

Номинальный расход газа	6 000 нм3/ час
Номинальное давление газа	3,0 МПа (30 кгс/см2)
Максимальное давление газа	3,5 МПа (35 кгс/см2)
Номинальная температура газа	50 0С
Максимальная температура газа	85 0С

 

Установка состоит из следующих основных элементов:

• собственно газового компрессора с системой газопроводов среднего и высокого давления и газового оборудования;
• маслосистемы;
• системы охлаждения;
• системы обнаружения загазованности контейнера;
• системы пожаротушения.

             Работа компрессорной установки контролируется с помощью локальной системы управления. В случае выхода рабочих параметров за пределы установки, система управления выдает предупредительный сигнал в систему управления верхнего уровня или производит аварийный останов компрессорной установки с записью параметров приведших к останову.

Настоящая техническая инструкция по эксплуатации и обслуживанию составлена на основании данных фирмы-производителя ГКУ Enerproject SA (Швейцария).

 

 

 

4.3.1. Принцип работы ГКУ.

Сжатие газа происходит в винтовом компрессоре с впрыском масла  в область сжатия, что позволяет обеспечить уплотнение и смазку роторов, а также первичное охлаждение газа.

Для защиты компрессора  от возможного попадания крупных  механических частиц на подводящем трубопроводе предусмотрен сетчатый фильтр.

После сжатия в компрессоре  газо-масляная смесь поступает на первую ступень сепарации, где происходит основное отделение масла от газа. После сепарации первой ступени газ поступает в газо-водяной охладитель, где происходит его охлаждение до заданной температуры. После охладителя газ с остаточным содержанием масла поступает в коалесцирующий фильтр-сепаратор, в котором происходит окончательная очистка газа от масла и механических примесей. Фильтр-сепаратор второй ступени также выполняет дублирующую функцию на случай выхода из строя сепаратора первой ступени.

Очищенное масло по дренажным  трубопроводам поступает из сепараторов  обратно в маслобак.

Для защиты оборудования компрессорной установки и трубопроводов  после нее на трубопроводе нагнетания компрессора установлен предохранительный клапан.

 

 

4.3.2.Техническое  описание компонентов и систем.

4.3.2.1. Маслозаполненный винтовой компрессор

с плавной  регулировкой производительности

 

На Зауральской ТЭЦ  имеется газодожимной компрессор EGSI-S-130/800 – двухроторный с вертикальным разъемом корпуса.

Ротор динамически сбалансирован  и оснащен уравновешивающим цилиндром  для уменьшения осевой нагрузки. Для  предотвращения утечек газа предусмотрено  неподвижное, разгруженное от давления механическое уплотнение.

 

Основные характеристики:

• высокая эффективность, благодаря оптимальной конфигурации профиля ротора;
• высокая эффективность в широком диапазоне, благодаря возможностям плавного регулирования производительности;
• больший срок службы и невысокие требования по обслуживанию, благодаря небольшому числу вращающихся частей;
• низкий уровень шума и работа без вибрации, благодаря низкой скорости вращения ротора и заполнению системы маслом.

 

 

4.3.2.1. 1. Корпус

Чугунный корпус состоит из трех вертикально разделенных секций, а именно корпуса всасывания, корпуса  роторов и корпуса нагнетания. Входной фланец корпуса всасывания расположен горизонтально, а выходной фланец корпуса нагнетания - вертикально. Уплотнительные кольца круглого сечения установлены между корпусными секциями и вмонтированы в крышку корпуса и во фланцы.

4.3.2.1. 2. Ротор

Ротор изготовлен из материала C45 с  нормализованными (закаленными с  последующим отжигом) поверхностями для подшипников.

Для достижения оптимальных  технических характеристик поверхности  роторов обработаны с максимальной точностью путем хонингования. Оба ротора имеют динамическую балансировку.

4.3.2.1. 3. Подшипники

Подшипники поглощают радиальную и осевую нагрузку, образующуюся в  результате компрессии.

Конструкция подшипников  скольжения со стальной обоймой и  баббитовой втулкой обеспечивает поглощение радиальной нагрузки.

Наклонные шариковые  подшипники, установленные парами, поглощают осевые нагрузки и гарантируют точное осевое положение роторов.

Для обеспечения повышенных требований наклонные шариковые  подшипники установлены в мощные сепараторы и имеют радиальный зазор между наружным кольцом и корпусом, что уменьшает радиальную нагрузку и таким образом увеличивает срок службы.

Уравновешивающий цилиндр  установлен на конце вала ответного  ротора со стороны нагнетания, что разгружает подшипники и также увеличивает срок службы.

4.3.2.1. 4. Уплотнения вала

Вал ведомого ротора со стороны всасывания уплотнен маслонаполненным ненагруженным уплотнительным кольцом, что гарантирует максимально возможную продолжительность срока службы.

Ответное кольцо, установленное в крышке, и подпружиненное уплотнение, вращающееся с валом, используются в комбинации с литым металлом, поверхность которого легирована сурьмой и твердым углеродом. Дополнительную герметизацию на валу обеспечивает уплотнительное кольцо круглого сечения.

 

4.3.2.2. Основной электродвигатель привода компрессора.

Основной электродвигатель предназначен для длительной эксплуатации во взрывобезопасном исполнении.

Электродвигатель марки  «Loher»:

Номинальное напряжение Uном = 6300 В

Установленная мощность Руст = 800 кВт

Номинальный ток Iном. = 90 А

Пусковой ток макс. пик. Iпуск. = 600 А

Число оборотов n=2980 1/мин

Время запуска макс. t = 19 сек.

 

4.3.2.3. Маслосистема

После сжатия газо-масляная смесь  поступает из компрессора в масляный сепаратор, в котором газ и масло отделяются друг от друга, затем, пройдя через охладитель и фильтр, масло снова поступает к месту его подачи в компрессор (подшипники, механические уплотнения, основная точка впрыска масла) и в систему управления положением золотникового клапана компрессора.

Масляный насос обеспечивает непрерывную подачу масла.

Для создания давления перед  запуском компрессора используется насос предварительной прокачки. После запуска и перехода компрессорной установки на заданный режим работы, насос предварительной прокачки используется для обеспечения перемещения золотникового клапана регулирования. Подача масла в компрессор из маслобака осуществляется за счет давления нагнетания, которое передается в маслобак через дренажные трубопроводы фильтров- сепараторов, расположенных на выходе компрессора. Регулирование подачи масла осуществляется за счет байпасных клапанов. Уровень масла в маслобаке контролируется с помощью смотрового стекла и сигнализаторов уровня.

Перед подачей в компрессор масло  поступает для очистки в блоки  фильтров и в масло-гликолевый теплообменник для охлаждения. Степень загрязнения фильтров контролируется при помощи датчиков перепада давления установленных на блоках фильтров.

Наличие циркуляции масла  определяется измерением температуры  и давления масла в трубопроводе после маслонасоса. В случае отклонения указанных параметров от заданных значений выдается предупредительный сигнал в систему управления компрессорной установки.

• Масляный бак с масло-газовым сепаратором;
• Погружной нагреватель маслобака с термостатом;
• Смотровое стекло маслобака;
• Масляный насос

Номинальное напряжение Uном =  400 В

Установленная мощность Р = 10 кВт

Номинальный ток Iном = 40А

Число оборотов n = 2900 1/мин

Максимальный напор  Н max = 80 бар

Номинальная подача Q = 325 л/мин;

• Байпасный клапан;
• Блок фильтров

 

1- ой ступени	2-ой ступени
Объем V= 30 л ´ 2шт	Объем V= 22 л ´ 2шт
Рраб= 64 бар	Рраб= 64 бар

Допустимая температура  масла в фильтрах -10¸120 ⁰С.

• Блок фильтров тонкой очистки;
• Масло - водяной теплообменник;
• Запорная, регулирующая и предохранительная арматура;
• КИП и А;
• Трубопроводная обвязка.

 

4.3.6. Технические данные.

 

Окружающие условия
Температура °C	-50 +35
Высота над уровнем моря м	< 1000
Компрессор K111
Давление всасывания (край рамы) бар(a)	5.0/36.0
Температура всасывания (край рамы) °C	15
Давление нагнетания (край рамы) бар(a)	35
Температура нагнетания (край рамы)  °C	70
Степень сжатия	7,2
Расч. производительность в стандартных усл. Нм3/ч	6000
Мощность на муфте  кВт	736
Частота вращения мин-1	2980
Электродвигатель M112
Напряжение  В	3x6300
Частота Гц	50
Частота (скорость) вращения  мин-1	3000
Номинальная мощность  кВт	800
Степень защиты	IP 55
Класс изоляции	F
Маркировка взрывзащиты	II 3G Ex nA II T3
Компрессорная установка
Длинна  мм	2305
Ширина мм	1325
Высота мм	1115
Масса кг	4635
Входная линия
Максимальное давление бар изб	35
Соединение	ANSI 6" 300#
Выходная линия
Максимальное давление  бар изб	35
Соединение	ANSI 4" 300#

 

 

4.4. Температурный график при t=-15°C

 

Температура наружного воздуха, Tнв,°C	Температура сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети, Т1, °C	Температура после элеваторного узла, Т3,°C	Температура сетевой воды в обратном трубопроводе, Т2,°C
-15	93,8	71,5	55,6