Arskama.ru

Автомобильный журнал
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Давление газа в двигателе с турбиной

Газовая турбина

Га́зовая турби́на (фр. turbine от лат. turbo — вихрь, вращение) — лопаточная машина, в ступенях которой энергия сжатого и/или нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу [1] . Основными элементами конструкции являются ротор (рабочие лопатки, закреплённые на дисках) и статор, именуемый сопловым аппаратом (направляющие лопатки, закреплённые в корпусе).

Содержание

  • 1 История
  • 2 Принцип работы
  • 3 Типы газовых турбин
    • 3.1 Промышленные газовые турбины для производства электричества
    • 3.2 Микротурбины
  • 4 Преимущества и недостатки газотурбинных двигателей
  • 5 См. также
  • 6 Ссылки
  • 7 Литература
  • 8 Примечания

История [ править | править код ]

Попытки создать механизмы, похожие на турбины, делались очень давно. Известно описание примитивной паровой турбины, сделанное Героном Александрийским (1 в. до н. э.). В восемнадцатом веке англичанин Джон Барбер получил патент на устройство, которое имело большинство элементов, присутствующих в современных газовых турбинах. В конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, Густав Лаваль (Швеция) и Чарлз Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга создали пригодные для промышленного использования паровые турбины [2] .

Первую в мире газовую реверсивную турбину сконструировал русский инженер и изобретатель Павел Дмитриевич Кузьминский в 1887 году. Его 10-ступенчатая турбина работала на парогазовой смеси, получаемой в созданной им же в 1894 году камере сгорания — «газопаророде». [3] Кузьминский применил охлаждение камеры сгорания водой. Вода охлаждала стенки и затем поступала внутрь камеры. Подача воды снижала температуру и в то же время увеличивала массу газов, поступающих в турбину, что должно было повысить эффективность установки. [4] В 1892 году П. Д. Кузьминский испытал турбину и предложил её военному министерству в качестве двигателя для дирижабля его собственной конструкции. [5] В 1897 году на Петербургском патронном заводе была построена действующая газовая турбина, [6] которую изобретатель готовил к показу на Всемирной выставке в Париже в 1900 году, однако не дожил до неё несколько месяцев.

Одновременно с Кузьминским опыты с газовой турбиной (в качестве перспективного двигателя для торпед) проводил также Чарлз Парсонс, однако вскоре пришёл к выводу, что имеющиеся сплавы из-за низкой жаропрочности не позволяют создать надёжный механизм, который приводился бы в движение струёй раскалённых газов либо парогазовой смесью, после чего сосредоточился на создании паровых турбин [7] .

Принцип работы [ править | править код ]

Газ под высоким давлением поступает через сопловой аппарат турбины в область низкого давления, при этом расширяясь и ускоряясь. Далее, поток газа попадает на рабочие лопатки турбины, отдавая им часть своей кинетической энергии и сообщая лопаткам крутящий момент. Рабочие лопатки передают крутящий момент через диски турбины на вал. Газовая турбина чаще всего используется как привод генераторов.

Механически газовые турбины могут быть значительно проще, чем поршневые двигатели внутреннего сгорания. Более сложные турбины (которые используются в современных турбореактивных двигателях), могут иметь несколько валов, сотни турбинных и статорных лопаток, а также обширную систему сложных трубопроводов, камер сгорания и теплообменников.

Упорные подшипники и радиальные подшипники являются критическими элементами разработки. Традиционно — это были гидродинамические или охлаждаемые маслом шарикоподшипники. Их превзошли воздушные подшипники, которые успешно используются в микротурбинах и вспомогательных силовых установках.

Типы газовых турбин [ править | править код ]

Газовые турбины часто используются во многих ракетах на жидком топливе, а также для питания турбонасосов, что позволяет использовать их в легковесных резервуарах низкого давления, хранящих значительную сухую массу.

Промышленные газовые турбины для производства электричества [ править | править код ]

Отличие промышленных газовых турбин от авиационных в том, что их массогабаритные характеристики значительно выше, они имеют каркас, подшипники и лопастную систему более массивной конструкции. По размерам промышленные турбины варьируются от монтируемых на грузовики мобильных установок до огромных комплексных систем. Чаще всего газовые турбины в электростанциях применяются в комбинированном парогазовом цикле, подразумевающем выработку пара остаточным теплом выхлопных газов в котле-утилизаторе с последующей подачей пара на паровую турбину для дополнительной выработки электроэнергии. Такие установки могут иметь высокий КПД — до 60 %. Кроме того, газовая турбина может работать в когенераторных конфигурациях: выхлоп используется для подогрева воды систем теплоснабжения для нужд ГВС и отопления, а также с использованием абсорбционных холодильных машин для систем хладоснабжения. Одновременное использование выхлопа для получения тепла и холода называется режимом тригенерации. КПД таких установок — газотурбинных ТЭЦ может быть очень высоким и доходить до 90 %, но эффективность их применения напрямую зависит от потребности в тепловой энергии, которая непостоянна в течение года и зависит от погодных условий.

Газовые турбины простого цикла могут выпускаться как для большой, так и для малой мощности. Одно из их преимуществ — способность входить в рабочий режим в течение нескольких минут, что позволяет использовать их как мощность во время пиковых нагрузок. Поскольку они менее эффективны, чем электростанции комбинированного цикла, они обычно используются как пиковые электростанции и работают от нескольких часов в день до нескольких десятков часов в год, в зависимости, от потребности в электроэнергии и генерирующей ёмкости. В областях с недостаточной базовой нагрузкой и на электростанциях, где электрическая мощность выдается в зависимости от нагрузки, газотурбинная установка может регулярно работать в течение большей части суток.

Микротурбины [ править | править код ]

Отчасти успех микротурбин обусловлен развитием электроники, делающей возможной работу оборудования без вмешательства человека. Микротурбины применяются в самых сложных проектах автономного электроснабжения.

Преимущества и недостатки газотурбинных двигателей [ править | править код ]

Эти недостатки объясняют, почему дорожные транспортные средства, которые меньше, дешевле и требуют менее регулярного обслуживания, чем танки, вертолеты и крупные катера, не используют газотурбинные двигатели, несмотря на неоспоримые преимущества в размере.

Все о транспорте газа

3. ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ГАЗА В ТУРБИНЕ

В главе рассматриваются следующие вопросы:
— назначение газовой турбины в ТРД;
— схема и принцип действия осевой газовой турбины;
— окружное усилие, эффективная работа газа, кпд и мощность турбины;
— основные параметры, определяющие мощность тур­бины;
— совместная работа турбины и компрессора в ТРД;
— многоступенчатые турбины и особенности работы тур­бин двухвальных двигателей;
— выходные устройства ВРД.

3.1. НАЗНАЧЕНИЕ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ В ТРД

Газ, обладающий значительной потенциальной энергией, из камеры сгорания поступает я турбину.
Газовая турбина представляет собой лопаточную маши­ну, преобразующую энергию сжатого и нагретого в камерах сгорания газа в механическую работу на валу. В ТРД турбина служит для вращения ротора компрессо­ра и всех обслуживающих агрегатов: топливных, масляных, гидравлических насосов и др.
В сравнении с другими двигателями, преобразующими энергию газа в механическую работу, газовая турбина имеет ряд преимуществ:
— возможность получения больших мощностей в одном агрегате при малых габаритах и весе;
— высокий кпд, что обусловлено хорошей аэродинамикой проточной части и отсутствием крутых поворотов потока;
— простота и надежность конструкции.
Турбины классифицируют по направлению движения по­тока газа, по числу ступеней и другим признакам.
По направлению движения потока газа турбины могут бытьрадиальными, когда поток движется от центра к пери­ферии вдоль радиуса элементов турбин, и осевыми, у которых поток движется вдоль оси турбины.
В ТРД применяются осевые турбины.
—По числу ступеней турбины ТРД выполняются одно, двух или много ступенчатыми в зависимости от величины степени расширения газа в турбине.
Классификация турбин по другим признакам рассматри­вается в следующем параграфе.

Читать еще:  Асинхронный двигатель 10000 оборотов

3.2. СХЕМА И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СТУПЕНИ ОСЕВОЙ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ

Основными элементами ступени турбины являются сопло­вой аппарат (СА) и рабочее колесо (РК) рис. 26.
Лопатки СА и РК образуют систему каналов проточной части турбины, по которым протекает поток газа.
Для рассмотрения принципа действия ступени турбины рассечем ее цилиндрической поверхностью а— а и развернем ее на плоскость. Получим плоскостную турбинную решетку, состоящую из сечения СА и РК (рис. 27).
В поперечном сечении лопатки СА и РК представляют со­бой аэродинамические профили.
Газ из камеры сгорания с абсолютной скоростью потока С3, давлением Р3 и температурой Т3 поступает в каналы соп­лового аппарата. Сопловой аппарат предназначен для преоб­разования потенциальной энергии давления газового потока в кинетическую энергию. С этой целью каналы СА выполне­ны сужающимися по потоку (f3΄ W3‘. Силы Ра и Рр можно разложить на осевую и окружную составляющие.
Результирующая осевых составляющих активной Рао и реактивной Рро сил, равная
ΔРо = Рао — Рро , восприни­мается подшипниками ротора двигателя.
Результирующая же окружных составляющих активной Раи и реактивной Рри сил создает окружное усилие Рu = Раu + Рpu, используемое для получения крутящего момента и полезной мощности на валу турбины.

3.3. ОКРУЖНОЕ УСИЛИЕ, ЭФФЕКТИВНАЯ РАБОТА ГАЗА, КПД И МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ

а). Определение величины окружного усилия Рu.
Величину силы Рu можно получить на основании изве­стной теоремы технической механики: «Изменение количест­ва движения секундной массы газа в направлении вращения рабочего колеса (окружном направлении) равно секундно­му импульсу силы, действующей в этом же направлении».
Для составления уравнения количества движения постро­им совмещенный план скоростей ступени турбины (рис. 29).

Из совмещенного плана скоростей видно, что
W3’u = С3’u — u
W4 u = u — С4 u
Δ С u = С3’u — С4 u
При составлении уравнения изменения количества движения положительным направлением считаем направление враще­ния (направление окружной скорости u).
Окончательно окружное усилие равно
Рu = [кг];
б). Эффективная работа газа.
Работа окружного усилия 1 кГ газа Lu равна

гдеGг — секундный расход газа [кГ/сек].
Подставиввеличину окружного усилия, полу­чим формулу работы окружного усилия

Работа 1 кГ газа, переданная на вал турбины, называет­ся эффективной работой газа
Lэ — Эта работа меньше работы окружного усилия на величину потерь: трение газа, перетекание газа в зазорах, трение в подшипниках, вихреобразование. Перечисленные потери невелики и составляют у мощ­ных турбин 2—3 % от общей мощности. Поэтому с достаточ­ной для практических целей точностью считают, что Lэ Lu. Тогда эффективная работа газа равна

Таким образом, эффективная работа газа тем больше, чем больше закрутка газа в рабочем колесе и окружная ско­рость или обороты ротора турбины,

в). К п д турбины.

На пути преобразования адиабатической работы расши­рения газа в турбине в механическую работу на ее валу име­ются потери. Величина потерь учитывается эффективным кпд турбины, который равен отношению эффективной рабо­ты Lэ к адиабатической работе расширения газа в турбине L ад расш т.е.

Эффективный кпд турбины ηT учитывает как внутренние (гидравлические) потери, так и потери энергии с выходной скоростью . Потеря с выходной скоростью является относительной, так как кинетическая энергия , недоисполь­зованная для создания мощности на валу турбины, в после­дующем используется для создания реактивной тяги двига­теля.
У современных одноступенчатых газовых турбин ТРД ве­личина кпд равна ηT = 0,7 — 0,86.
г). Мощность, развиваемая турбиной.
Мощность турбины — это работа, совершаемая газом в течение одной секунды и переданная на вал турбины.
Из определений мощность турбины равна;
NT =
Мощность турбины определяется вели­чинами секундного весового расхода газа Gг, температуры газа перед турбиной Т3*, степенью расширения газа в турби­не πT и кпд турбины ηT . Мощность турбины тем больше, чем больше величина указанных параметров.
В современных ТРД мощность, развиваемая турбиной, достигает больших значений NT=10000—50000 л. с. и более.
Эта мощность расходуется в основном на вращение ком­прессора двигателя и только 2—3 % на привод обслуживаю­щих агрегатов.

3.4. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ

Основными параметрами, определяющими мощность тур­бины являются:
— секундный весовой расход газа Gг;
— обороты ротора турбины n;
— температура газа перед турбиной Тз*;
— степень реактивности турбины ρ.

а). Секундный весовой расход газа Gг.
Величину секундного расхода газа можно определить из уравнения неразрывности учитывая, что в сопловом ап­парате обычно устанавливается критический перепад дав­лений или близкий к нему.
Это означает, что в узком (критическом) сечении СА (fкр) устанавливается критическая скорость Скр, рав­ная местной скорости звука а. Уравнение для этого слу­чая запишется в виде:

где γкр —удельный вес газа в критическом сечении СА [кГ/м3].
Известно, что
, а

Так как давление и температура газа в критическом сечении СА Ркр и Ткр пропорциональны давлению Рз и темпе­ратуре газа Тз на входе в турбину, то можно написать:
или

.
Таким образом, при постоянной температуре газа перед турбиной Тз расход газа Gг определяется величиной давления газа Рз перед нею. Увеличение давления газа Рз ведет к увеличению расхода газа и мощности турбины;

б). Обороты ротора турбины n.

При постоянной температуре газа перед турбиной Тз* = Соnst, увеличение оборотов ротора турбины n ведет к увеличению мощности турбины NT.
Это объясняется следующим. Увеличение оборотов рото­ра турбины n (ротора двигателя) ведет к увеличению рас­хода воздуха Gв и степени повышения давления воздуха в компрессоре двигателя πК. Увеличение πК приводит к увеличению давления на выходе из компрессора Р2* и на входе а турбину Р3*= σКСР2*.
Увеличение давления Рз*, с одной стороны, увеличивает расход газа через турбину Gг, с другой стороны увеличивается степень расширения газа в турбине πТ. Таким образом, при увеличении оборотов ротора турбины мощ­ность турбины N т растет из-за увеличения расхода газа Gг и степени расширения газа в турбине πТ .
Известно, что при Тз*=Const мощность турбины NT, про­порциональна числу оборотов турбины n в степени2,5, т. е.
NT = f (n2,5)

в). Температура газа перед турбиной Тз*
При заданных и постоянных оборотах ротора турбины n= Const увеличение температуры газов перед турбиной Тз* ведет к увеличению мощности турбины NT , так как при этом адиабатическая работа расширения газа в турбине Lадрасш увеличивается, в первой степени, а расход газа через турбину Gг уменьшается в степени 1/2.

Величина температуры газа перед турбиной ограничи­вается прочностью лопаток турбины. В современных двигате­лях она равна Тз* = 1100—1300°К.

г). Степень реактивности турбины ρ.

Степень реактивности турбины характеризует распреде­ление работы расширения газа между сопловым аппаратом и рабочим колесом турбины.
Степенью реактивности турбины называется отношение адиабатической работы расширения газа в рабочем колесе Lадрк к адиабатической работе расширения газа в ступени турбины Lадрасш.
.
Величина степени реактивности турбины может изме­няться от 0 до 1, т. е.
0 NК;
3. Режим торможения уменьшения оборотов двигателя), когда Nт Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

Читать еще:  Что сделать из двигателя от лобзика

ГТД-6РМ, ГТД-8РМ

Разработка – ОАО «НПО «Сатурн».
Производство – ОАО «НПО «Сатурн».

ГТД-6РМ и ГТД-8РМ – двухвальные газовые турбины для газотурбинных агрегатов и газотурбинных теплоэлектростанций малой и средней мощности (от 6 до 64 МВт и выше).

ГТД-6/8РМ созданы на базе авиационных двигателей семейства Д-30КУ/КП – наиболее массовых и надежных двигателей для пассажирских и транспортных самолетов в истории советской / российской авиации (суммарная наработка более 55 млн. час).

Конструктивные особенности

  • 11-ступенчатый компрессор с регулируемым направляющим аппаратом;
  • трубчато-кольцевая камера сгорания;
  • 2-ступенчатая турбина компрессора;
  • 4-ступенчатая силовая турбина.

ГТД-6/8РМ являются основой газотурбинных агрегатов ГТА-6/8РМ , применяемых в составе газотурбинных теплоэлектростанций (ГТЭС-12/24/др.) малой и средней мощности (от 6 до 64 МВт и выше) для выработки электрической и тепловой энергии в простом, комбинированном и когенерационном циклах.

Преимущества

  • высокие показатели надежности ГТД-6/8РМ обеспечены надежностью и опытом эксплуатации авиационных двигателей семейства Д-30КУ/КП;
  • возможность работы на различных видах топлива: газообразном (природный газ, попутный нефтяной газ) и жидком (керосин, дизельное топливо);
  • суммарная наработка ГТД-6/8РМ в эксплуатации, в составе ГТА и ГТЭС, насчитывает более 1 млн. час (октябрь 2011 г.).

Технические характеристики

Газовая турбинаГТД-6РМГТД-8РМ
Мощность номинальная, МВт6,58,55
Мощность электрическая, МВт68
Мощность тепловая, Гкал/час*12,1217,1
КПД (ISO 2314), %25,726,5
Частота вращения выходного вала, об/мин3 0003 000
Направление вращения выходного валапротив часовой стрелки
Применяемое топливо:
• топливный газ
• жидкое топливо
газ по ГОСТ 5542
дизельное топливо по ГОСТ 305
Рабочее давление в топливной системе, кгс/см 2
• топливный газ
• жидкое топливо
14-18
60
17-23
60
Температура газа за турбиной, С460520
Расход газа на выходе, кг/с47,352,69
Габариты (L х B х H), м3,4 х 2,3 х 2,53,4 х 2,3 х 2,5
Масса (на раме), т5,625,62

* — зависит от модификации котла-утилизатора

Комплексная подготовка топливного газа для турбин Прегольской ТЭС

Москва, 5 апр — ИА Neftegaz.RU.На примере Прегольской ТЭС, введенной в эксплуатацию в марте 2019 г., рассмотрим возможности комплексной газоподготовки на базе многофункциональных технологических установок, применяемых в автоматизированном процессе очистки, осушки, подогрева, редуцирования, учета, контроля качества, компримирования и подачи топливного газа к турбинам парогазовых энергоблоков.

Переведем исторический счетчик времени на шесть лет назад. Тогда, после «блэкаута» 2013 г., по поручению Президента России и в соответствии с распоряжениями Правительства Российской Федерации было решено гарантировать необходимые энергетические мощности и надежно обезопасить энергосистему Калининградской области.

Для решения этой стратегической задачи создали ООО «Калининградская генерация». Инвестором проекта стало АО «Роснефтегаз» с объемом инвестиций 100 млрд рублей. Операторами проекта выступили компании Группы «Интер РАО», которые будут эксплуатировать новые ТЭС.

По проекту требовалось до 2021 г. воздвигнуть четыре электростанции суммарной установленной мощностью порядка 1 ГВт – в Гусеве (Маяковская ТЭС), Советске (Талаховская ТЭС), Калининграде (Прегольская ТЭС) и Светловском городском округе (Приморская ТЭС).

Уже в марте 2018 г. при участии Президента России В.В. Путина были пущены Маяковская и Талаховская ТЭС, обе – по 156 МВт.

Приморская ТЭС (195 МВт) планируется к вводу в третьем квартале 2020 года как резервный источник энергоснабжения региона. Она будет работать на угле, в отличие от других электростанций, использующих природный газ.

Добавим к этому, что строительство и поэтапный ввод новых станций сопровождался масштабной модернизацией газотранспортной системы и электросетевого хозяйства с применением технологии «умных сетей».

Все новые ТЭС в совокупности обеспечивают надежность и маневренность калининградской энергосистемы. Пуск же Прегольской ТЭС создал основной запас мощности для форсирования экономического развития области. Предполагается, что энергетический суверенитет региона полностью состоится с вводом резервной Приморской ТЭС.

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В ДЕЙСТВИИ

Прегольская теплоэлектростанция мощностью 455,2 МВт – это самый крупный объект новой калининградской генерации. Заказчик этого строительства ООО «Калининградская генерация» – совместное предприятие ПАО «Интер РАО» и АО «Роснефтегаз». Руководила строительством компания «Интер РАО — Управление электрогенерацией». Генеральный подрядчик – «Интер РАО — Инжиниринг».

Всё основное оборудование Прегольской ТЭС произведено отечественными предприятиями. Станция состоит из четырех парогазовых блоков мощностью по 113,8 МВт.

Каждый энергоблок включает газовую турбину типа 6F.03 (ООО «Русские газовые турбины», г. Рыбинск, Ярославская область), генератор (НПО «Элсиб», г. Новосибирск), паровую турбину (ПАО «Силовые машины», г. Калуга), котёл-утилизатор (АО «Подольский машиностроительный завод», г. Подольск, Московская область).

На объекте применены сухие вентиляторные градирни. При строительстве также использованы технологии и решения, снижающие допустимые уровни вредных выбросов в атмосферу.

Основным топливом для станции является природный газ, резервным – дизельное топливо. Парогазовые технологии подтверждают здесь свою высокую эффективность. Электрический КПД составляет 51,8%, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии – 236,8 грамма условного топлива на 1 кВт⋅ч.

Снабжение топливом энергоблоков Прегольской ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», которая включает многоблочный пункт подготовки газа, газодожимную компрессорную станцию из четырех установок и модуль управления.

Система смонтирована на территории Калининградской ТЭЦ-2, с которой соседствует построенная электростанция. Всё оборудование поставлялось с максимальной степенью заводской готовности (коэффициент готовности 0,98). Коэффициент технического использования составляет 0,92+, надежности пусков – 0,95+. Расчетный срок службы системы – не менее 25 лет.

Пункт подготовки газа

Пункт подготовки газа (ППГ) изготовлен ЭНЕРГАЗом по специальному проекту. Это технологическая установка, состоящая из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, которые при монтаже состыкованы в единое здание с общей кровлей. Исключение составляют входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата, которые имеют внешнее исполнение на открытой раме.

Входной блок состоит из трех линий с фильтрами грубой очистки газа. Степень очистки – 99,98% для загрязнений размером свыше 10 мкм. После предварительной фильтрации топливный газ поступает в систему тонкой очистки.

Трехлинейная система с коалесцирующими фильтрами-сепараторами осуществляет дополнительное удаление твердых частиц и отделение капельной влаги.

Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. В силу климатических условий дренажный резервуар объемом 10 м 3 имеет наземное исполнение. Узел дренажа оснащен электрообогревом, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для удаления конденсата в передвижную емкость.

Для измерения объема газа, поступающего в энергоблоки станции, ППГ укомплектован блоком коммерческого учета газа, который включает три линии нормального расхода и одну линию малого расхода. Тип первичных преобразователей расхода (расходомеров) – ультразвуковой. Относительная погрешность блока учета – не более 1%. Данные от него по коммуникационным каналам передаются в узел учета газа Калининградской ТЭЦ-2, а также в систему учета ресурсов и в ПТК АСУ ТП Прегольской ТЭС.

Блок коммерческого учета газа ППГ позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контроль за расходами и гидравлическими режимами систем газоснабжения, составление балансов приема и отпуска газа, контроль за эффективностью использования газа.

Пункт подготовки газа оснащен узлом контроля качества, основу которого составляет потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Функционал этого оборудования: определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.

Читать еще:  Двигатель 402 появился стук

После фильтрации и учета газ попадает в трехлинейный узел подогрева на базе кожухотрубных теплообменников с коаксиальными трубками. Номинальный расход газа через один подогреватель – 53 000 м 3 /ч. В качестве теплоносителя используется сетевая вода. Здесь газ нагревается до показателей, необходимых для нормальной работы турбин. Оптимальный диапазон температуры подачи газа, установленный производителем газотурбинных установок (ГТУ), составляет +11…+40°C (расширенный диапазон +11…+90°C).

Проектное давление газа на входе в ППГ – до 4,14 МПа. Его понижение до рабочих параметров подачи в турбины (2,6…3,08 МПа, максимально допустимое – 3,45 МПа) обеспечивает система редуцирования. В ней предусмотрены три нитки редуцирования – две рабочие по 50% потока и одна резервная.

В конечном итоге, пункт подготовки газа подаёт топливный газ к блокам отключающей арматуры ГТУ с максимальной производительностью 106 000 нм 3 /ч.

В периоды, когда давление газа, поступающего в ППГ, недостаточно для работы ГТУ (ниже 2,6 МПа), газ после фильтрации и учета, минуя узел подогрева и систему редуцирования, направляется в дожимную компрессорную станцию, где компримируется до необходимых параметров.

Дожимная компрессорная станция

ДКС от компании ЭНЕРГАЗ состоит из четырех модульных компрессорных установок (3 в работе, 1 в горячем резерве). КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Давление на линии нагнетания может быть обеспечено в диапазоне 2,6…3,45 МПа.

Единичная производительность КУ составляет 35 500 нм 3 /ч. Расход газа контролируется в диапазоне от 0 до 100% от номинального. Для этого применена специальная двухуровневая система регулирования.

Первый уровень – управление золотниковым клапаном компрессора – обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование производительности в диапазоне 15-30%. 100%, а для контроля производительности в нижнем диапазоне он комбинируется с системой рециркуляции газа (второй уровень), которая позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.

Данный метод управления производительностью КУ имеет ряд существенных преимуществ:

  • система регулирования автоматически устанавливает загрузку в зависимости от давления газа в подводящем трубопроводе, что позволяет установкам работать в условиях, когда давление и расход газа на входе могут изменяться;
  • при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, обеспечивается понижение потребления электричества на собственные нужды КУ;
  • процесс полностью автоматизирован и не требует участия оперативного персонала в регулировании работы оборудования.

С учетом жестких требований по чистоте топливного газа система фильтрации в установках усилена. Помимо газо-масляного фильтра-сепаратора 1-й ступени очистки и коалесцирующего фильтра 2-й ступени, в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа.

Содержание аэрозолей масла в газе на выходе из КУ составляет не более 0,5 ppm. Для контроля этого показателя на общем выходном коллекторе компрессорной станции установлен анализатор содержания паров масла.

В технологическую схему КУ интегрирован каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей, что обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин энергоблоков (до +90°C).

Установки размещаются в собственных всепогодных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям по безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Модуль управления локальными САУ

Пункт подготовки газа и дожимные компрессорные установки полностью автоматизированы. Их САУ осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролируют технологические параметры; обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию; обрабатывают параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

Локальные САУ ППГ и ДКС размещены в общем модуле управления (в отдельном укрытии), который расположен на площадке газового хозяйства в непосредственной близости от ППГ. Модуль выполнен на базе современной микропроцессорной техники, с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования.

Основные компоненты САУ ППГ имеют резервирование, благодаря чему неисправность любого из них не приводит к останову пункта подготовки газа. Резервирование элементов САУ ДКС не выполнялось, так как надежность эксплуатации компрессорных установок гарантируется наличием резервной КУ.

При отсутствии внутристанционного электроснабжения собственные источники бесперебойного питания обеспечивают автономную работу программно-технического комплекса САУ ППГ не менее 1 часа, а САУ ДКС – не менее 0,5 часа.

Модуль интегрирован с верхним уровнем АСУ ТП и обеспечивает дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление с БЩУ электростанции осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Шеф-инженерные работы по вводу в эксплуатацию системы газоподготовки и газоснабжения Прегольской ТЭС выполнили специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (входит в группу компаний ЭНЕРГАЗ).

Данный проект стал еще одним примером творческого соединения многолетнего опыта Группы ЭНЕРГАЗ с новаторскими техническими решениями. Это значимый этап в работе проектировщиков и инженеров ЭНЕРГАЗа по повышению эффективности и надежности технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения для крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки ПНГ, энергоцентров собственных нужд месторождений, объектов специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).

С каждым реализованным проектом ЭНЕРГАЗ наращивает организационную практику и оттачивает инженерный профессионализм. Сегодня в нашем активе насчитывается 149 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 года, введено или готовятся к пуску 290 технологических установок.

Эти агрегаты различного назначения, исполнения и модификации объединены в комплексы оборудования «ЭНЕРГАЗ» следующих типов:

  • многофункциональная система газоподготовки и газоснабжения;
  • система комплексной подготовки попутного газа;
  • дожимная компрессорная станция топливного газа;
  • компрессорная станция для перекачивания попутного газа;
  • многоблочная (многомодульная) установка подготовки топливного газа.

Итак, Калининградская область получила энергетические основания для достижения опережающих темпов социально-экономического развития. В регионе созданы условия для энергоснабжения в изолированном режиме. Задача энергобезопасности области решена.

На этом фоне примечательна позиция прибалтийских стран, которые анонсировали свой выход из постсоветской единой энергетической системы БРЭЛЛ до 2025 года, что непосредственно грозило Калининградской области, так как превращало ее в «энергетический остров».

Так вот, после ввода новых калининградских мощностей, в той же Литве забеспокоились, что Россия сама может досрочно выйти из БРЭЛЛ ранее 2025 года, а это чревато возможным энергетическим дефицитом и даже «блэкаутом» уже для всей Прибалтики. Там также заговорили о стремительном росте генерации Калининградской области якобы «для шантажа», чтобы «выставить Литве счёт» за пребывание в БРЭЛЛ, пользуясь тем, что она не готова к синхронизации с европейскими сетями.

Останется ли Россия в БРЭЛЛ до 2025 года, пока Прибалтика только готовится покинуть существующее энергокольцо? В ответ ИТАР-ТАСС процитировал вице-премьера российского Правительства Дмитрия Козака: «У нас есть готовность работать, в том числе до 2025 года, но на других условиях».

Автор: Э.С. Зимнухов, руководитель Департамента реализации проектов ООО «ЭНЕРГАЗ»

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector