Топливный пусковой газ

Cтраница 3

Строповка трубной секции аппарата воздушного охлаждения.| Строповка диффузора с коллектором. [31]

Установка подготовки импульсного и топливного газа предназначена для работы трубопроводов КС в автоматическом режиме и работы газотурбинных агрегатов. Она включает блоки осушки и хранения импульсного газа, подогревателя газа, регенерации, газосепаратор, блок редуцирования топливного и пускового газа. [32]

В целях экономии газа сброс отсепарированной жидкости осуществляется за счет эжектирования. Продувочный газ из дренажной емкости за счет разряжения, создаваемого эжектором, направляется либо во входной коллектор, либо во входной газопровод установки подготовки топливного и пускового газа для использования его в качестве топливного газа. [33]

Нормальную эксплуатацию ГПА обеспечивают след, системы и устройства: система автоматич. ГТУ с воз-духозаборными, воздухоочистительными, противообледенительными устройствами и шумоглущением; выходной тракт ГТУ с выхлопными ( дымовыми) трубами ( шахтами), шумог лущением и утилизационным теплообменником; система топливного и пускового газа с запорной арматурой, входные и выходные технологич. [34]

График циклических гидравлических испытаний магистральных трубопроводов на прочность. [35]

В дополнениях к СНиП 111 - 42 - 80 предусмотрена проверка газопроводов на плотность газом. Так как на законченные строительством отдельные участки газопроводов возможна подача газа только на конечном этапе строительства всего трубопровода ( при полном окончании монтажа линейной части и вводе в эксплуатацию компрессорных станций), разрешается проводить испытания газопровода в два этапа, разделенные между собой во времени: первый этап - гидравлическое испытание на прочность; второй этап - испытание на плотность газом. Этим же СНиПом следует руководствоваться при определении испытательного давления и времени испытания без циклического нагружения газопроводов внутри зданий, в пределах территорий компрессорных и газораспределительных станций, станций подземного хранения, а также трубопроводов топливного и пускового газа. [36]

В схеме крановой обвязки газотурбинного ГПА с неполнонапорным ЦБН ( рис. 69) следует различать две части технологической схемы: высокого и низкого давлений. Часть высокого давления ( собственно технологическая часть) обеспечивает прием, компримирование и передачу газа в следующий ЦБН группы или в трассу, если ГПА расположен вторым в группе. Эти части на практике называют соответственно технологической, содержащей краны № 1, 2, 3, 3 бис, 4, 4 бис, 5, и системой пускового и топливного газа, содержащей краны № 9, 10, 11, 11 бис, 12 12 бис, а также фильтры топливного и пускового газа. Краны № 6 и № 6р непосредственно в агрегатную технологическую обвязку ГПА не входят, и появляются они только в обвязке группы и монтируются на линии рециркуляции цеха. [37]

Пуск газотурбинных установок осуществляется от турбодетандера, для которого монтируют систему пускового газа. Чтобы снабдить агрегаты топливным газом, укладывают топливные газопроводы. Предварительно производят укрупнительную сборку коллекторов топливного и пускового газа, а также узлов наружной разводки. Вначале монтируют коллекторы пускового и топливного газа диаметром 529 X 8 и 426 X 11 мм; после монтажа обвязки турбин газоходами и воздуховодами устанавливают на фундаментах укрупненные узлы наружной разводки топливного и пускового газа. [38]

Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями. [39]

КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Данному случаю отвечает технологическая схема КС, приведенная на рис. 10.1. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы. [40]

Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями. [41]

В значительной меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Данному случаю отвечает технологическая схема КС, приведенная на рис. 10.1. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы. [42]

Проверяют работу всех кранов технологической обвязки нагнетателя Вторично проводят продувку нагнетателя газом и кран Л 0 5 закрывают. При подъеме давления в контуре нагнетателя необходимо убедиться в том, что при перепаде давления на кране № 1 более 0 2 - 0.3 МПа краны № 1 и № 2 невозможно открыть ключом управления. Затем через свечной кран № 5 сбрасывается давление из контура нагнетателя. Все краны возвращаются в исходное состояние, разблокировывается схема и выключаются маслонасосы. Открываются ручные краны на подводе топливного и пускового газа: агрегат готов к пуску. [43]

Этот этап является наиболее ответственным, так как происходит собственно пуск газотурбинного агрегата, а предыдущие этапы были подготовительными. С началом третьего этапа происходит включение валоповоротного устройства, затем турбодетандера, перестановка кранов кЮ и к. Контрольное время выполнения всех операций третьего этапа, такое же, как и двух предыдущих, 3 мин. Невыполнение каких-либо операций в этом этапе приводит к возврату схемы в исходное состояние, соответствующее началу этапа, должны снова закрыться краны топливного и пускового газа, отключиться турбодетандер, валоповоротное устройство вернуться в исходное состояние. [44]

Увеличение рабочего давления и соответственно производительности газопровода приводит к изменению оснащенности КС технологическим оборудованием и, как следствие, к изменению, их стоимости. Опыт строитель - ] ства КС на рабочее давление 10 МПа пока отсутствует. По этой причине расчет показателей их стоимости выполнен с учетом сложившейся структуры затрат для КС газопроводов на 7 5 МПа. Был выполнен анализ этой структуры и выделены слагаемые, зависящие от рабочего давления. Анализ показал, : что изменяется стоимость строительства компрессорного цеха; установок: очистки газа ( циклонных пылеуловителей); второй ступени очистки ( фильтров-сепараторов); подготовки топливного и пускового газа; внецеховых технологических коммуникаций со шлейфами и узлом подключения; устано - j вок охлаждения газа и периодической очистки газопровода. Изменяются также прочие затраты. [45]

Страницы: 1 2 3 4