Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей
Главные характеристики и особенности эксплуатации газотурбинных энергетических установок. Необходимость предварительного сжатия газового топлива. Анализ механической связи между свободной турбиной и редуктором. Сущность комплектности поставки механизмов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.04.2017 |
| Размер файла | 239,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Обзор
Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей
Содержание
1. Газотурбинные установки
2. Описание газотурбинной технологии
3. Основные типы современных энергетических газотурбинных установок
4. Основные характеристики и особенности эксплуатации газотурбинных энергетических установок
4.1 Достоинства газотурбинных энергетических установок
4.2 Требования к топливу
4.3 Необходимость предварительного сжатия газового топлива
5. Энергетические ГТУ, представленные на мировом рынке
6. Энергетические ГТУ российского и украинского производства
6.1 Газотурбинные установки ОАО "Рыбинские моторы» НПО «Сатурн»
6.2 Газотурбинные установки ОАО "Люлька - Сатурн"
6.3 Газотурбинные установки ОАО "Пермский моторный завод", ОАО НПО «Искра» и ОАО «Авиадвигатель» (Пермь)
6.4 Газотурбинная установка НК-37 ОАО «Моторостритель» и ОАО «СНТК им. Н. Д. Кузнецова» (г. Самара)
6.5 Газотурбинные энергетические установки ФГУП ММПП «Салют»
6.6 Газотурбинные установки ФГУП «Завод им. В. Я. Климова
6.7 Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-10/95БМ ФГУП «НПП Мотор» (г. Уфа)
6.8 Газотурбинная установка ГТУ-89СТ-20 ЗАО «Энергоавиа» (ЦИАМ им. П. И. Баранова)
6.9 Газотурбинные энергетические установки ОАО «ГИПРОНИИАВИАПРОМ»
6.10 Газотурбинные электростанции ОАО «Мотор Сич» (Украина, г. Запорожье)
6.11 Газотурбинные энергетические установки НГ НПКГШ «Зоря-Машпроект» (г. Николаев Украина)
6.12 Характеристики электростанции ЭГ-2500 на базе газотурбогенератора ГТГ-2500
6.13 Газотурбинные установки ОАО "Турбомоторный завод"
6.14 НПО «Турбоатом» (г. Харьков)
6.15 АООТ «Невский завод»
7. Опыт эксплуатации газотурбинных энергетических установок
8. Сравнение характеристик газотурбинных энергетических установок
Выводы
Список литературы
1. Газотурбинные установки
В новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, высокого уровня инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной. В настоящее время наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения, устанавливаемых как в существующих отопительных котельных, так и на вновь строящихся источниках тепла.
Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности тепло- и электроснабжения потребителей, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях, относительно сетей подключенных к крупным РТС и ТЭЦ.
Использование локальных систем производства электрической и тепловой энергии с использованием газотурбинных энергетических установок (ГТУ) работающих на природном газе или пропане является одним из возможных решений данной задачи.
Газотурбинные установки получили в настоящее время признание в энергетике, как полностью освоенное, надежное оборудование.
Эксплуатационные показатели ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционное энергетическое оборудование. Для них характерна готовность к работе в течение 90% календарного времени, 2 - 3 летний ремонтный цикл, безотказность пусков 95 - 97%.
2. Описание газотурбинной технологии
Основным блоком газотурбинной электростанции (ГТЭС) является энергоблок (газотурбинная энергетическая установка - ГТУ), в который входит газотурбинный привод (ГТП) (при необходимости с редуктором) и электрический генератор с системой возбуждения.
Основой (ГТП) является газогенератор, служащий источником сжатых горячих продуктов сгорания для привода свободной (силовой) турбины.
Газогенератор состоит из компрессора, камеры сгорания и турбины привода компрессора. В компрессоре сжимается атмосферный воздух, который поступает в камеру сгорания, где в него через форсунки подается топливо (для рассматриваемых в отчете энергетических ГТУ, основным топливом является газ, резервным (аварийным) - керосин, реактивное топливо), затем происходит сгорание топлива в потоке воздуха. Продукты сгорания подаются на турбину компрессора (турбину высокого давления) и на свободную турбину, вращающую вал ГТП (в случае одновального ГТП одна общая турбина вращает компрессор и вал ГТП). На лопатках турбины тепловая энергия потока продуктов сгорания превращается в механическую энергию вращения роторов турбины. Мощность, развиваемая турбиной, существенно превышает мощность, потребляемую компрессором на сжатие воздуха, а также преодоление трения в подшипниках и мощность, затрачиваемую на привод вспомогательных агрегатов. Разность между этими величинами представляет собой полезную мощность на валу ГТП.
На валу турбины расположен турбогенератор (электрический генератор).
Отработанные в газотурбинном приводе газы через выхлопное устройство и шумоглушитель уходят в дымовую трубу. Если предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов, то после выхлопного устройства отработанные газы поступают в утилизационный теплообменник. Вместо него в технологической цепочке может находиться котел-утилизатор, в котором происходит выработка тепловой энергии в виде пара различных параметров и/или горячей воды. Пар или горячая вода от котла-утилизатора могут передаваться непосредственно к тепловому потребителю. Также возможно использование полученного пара в паротурбинном цикле для выработки электрической энергии.
3. Основные типы современных энергетических газотурбинных установок
Используемые в настоящее время ГТУ разделяются на 3 основных типа:
- созданные на базе авиационных реактивных газотурбинных двигателей
- созданные на базе газотурбинных двигателей для морского использования;
Первый и второй тип ГТУ можно объединить под одним условным названием aeroderivative ГТУ;
- созданные специально для энергетического использования (т.н. heavy-duty ГТУ).
ГТУ, относящиеся к первой и второй категории (т.н. aeroderivative ГТУ) - более форсированные и легкие установки, отличающиеся простотой обслуживания, меньшими требованиями к инфраструктуре, но также и меньшим ресурсом.
Обычно, общее число независимых валов в ГТУ на базе авиационных двигателей и двигателей морского применения 1-3, причем валы, расположенные в газогенераторе имеют переменное число оборотов (в зависимости от нагрузки) в диапазоне 6-14 тыс. оборотов/мин.
Конвертированные для газового топлива двигатели морского применения составили так называемый "промежуточный класс", поскольку в спектре газотурбинной техники они заняли нишу между конвертированными авиационными и двигателями созданные специально для энергетического использования. Такие установки имеют достоинства авиационных двигателей (небольшие вес и габариты, легкость замены двигателя целиком или его отдельного модуля для выполнения высококачественного ремонта в условиях специализированного производства, высокая приемистость, что позволяет использовать их в пиковом режиме). Кроме того, технологии, материалы и покрытия, используемые при создании этих двигателей, позволяют применять их в условиях морского климата: на судах, морских платформах, береговых и прибрежных объектах и т.д.
ГТУ, относящиеся к третьей категории, - это значительно более тяжелые, как правило, одновальные установки, имеющие постоянную частоту вращения, равную частоте вращения генератора. Для обеспечения надежности, тепловой экономичности, снижения стоимости и эксплуатационных затрат, данные энергетические ГТУ проектируются по простейшему циклу. Технические решения таких установок соответствуют принципам, исторически сложившимся в энергетическом машиностроении: тяжелый жесткий вал, подшипники скольжения, лопатки постоянного профиля на основном протяжении проточной части (кроме первых ступеней компрессора и последних ступеней турбины) и т.п. Основным охладителем для рабочих лопаток и лопаток соплового аппарата является воздух.
Heavy-duty ГТУ предъявляют значительно более высокие требования к строительным работам и инфраструктуре. Срок службы таких установок значительно выше и соответствует значениям, сложившимся в паротурбинных установках.
Если в диапазоне мощностей от нескольких МВт до 15-20 МВт среди установленных ГТУ и на рынке преобладают aeroderivative ГТУ, то в области мощностей более 100 МВт господствуют heavy-duty ГТУ крупнейших фирм-производителей.
Ведущие позиции в изготовлении газотурбинных энергетических установок занимают фирмы, разрабатывающие и изготовляющие авиационные газотурбинные двигатели и газотурбинные установки, созданные специально для энергетического использования, обладающие достаточной производственной и научно-исследовательской базой для освоения этого рынка.
Такими предприятиями России и Украины являются:
· НПП им. В.Я. Климова (г. Санкт-Петербург),
· ФГУП ММПП «Салют» (г. Москва),
· АО «Люлька-Сатурн» (г. Москва), входящее в НПО «Сатурн»,
· ОАО «Рыбинские Моторы» (г. Рыбинск), входящее в НПО «Сатурн»,
· НПП «Мотор» (г. Уфа),
· Самарский НТК им. Н.Д. Кузнецова и ОАО «Моторостроитель» (г. Самара),
· ОАО «Авиадвигатель» ОАО НПО «Искра» и ОАО Пермский Моторный завод (г. Пермь),
· ОМП им. П.И. Баранова (г. Москва),
· ФГУП Тушинское машиностроительное конструкторское бюро «Союз» (г. Москва),
· ОАО «Мотор Сич» (Украина, г. Запорожье),
· НГ НПКГШ «Зоря-Машпроект» (г. Николаев Украина),
· Турбомоторный Завод (УТМЗ) (г. Екатеринбург),
· АООТ Невский машиностроительный завод (г. Санкт-Петербург),
· Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) (г. Санкт-Петербург),
· НПО «Турбоатом» (Украина, г. Харьков).
4. Основные характеристики и особенности эксплуатации газотурбинных энергетических установок
Основными характеристиками технического совершенства газотурбинной энергетической установки являются:
v электрическая мощность установки, МВт;
v тепловая мощность установки, МВт;
v КПД установки при выработке электроэнергии, %;
v коэффициент использования топлива, %;
v полный назначенный ресурс, час;
v массогабаритные характеристики:
- масса установки т;
- габаритные размеры установки, м;
- удельная материалоемкость, кг/кВт
Экономические показатели установки характеризуются следующими параметрами, это:
v стоимость установки, руб.;
v удельные капитальные вложения, руб./кВт электрической мощности;
4.1 Достоинства газотурбинных энергетических установок
- Малый удельный вес, компактность, простота транспортировки и легкость монтажа являются одними из основных достоинств газотурбинных установок, наиболее привлекательным с точки зрения их использования. Чрезвычайно важно, что современные ГТУ (особенно aeroderivative ГТУ мощностью не выше 16 МВт) поставляются в виде одного или нескольких блоков полной заводской готовности, требующих небольшого объема монтажных работ, либо не требующих их вовсе. Компактность установок позволяет их размещать в условиях стесненного генерального плана. Из этого вытекают и низкие требования, которые предъявляют эти установки к строительным работам и инфраструктуре.
- Минимальные объемы вредных выбросов в окружающую среду.
- Возможность организации сервисного обслуживания, в том числе с быстрой заменой газотурбинного привода ГТУ или агрегатов.
- Относительно низкие капитальные вложения и малые (для энергетических объектов) сроки окупаемости.
- Основой экономической эффективности газотурбинных когенеративных энергетических установок является их высокая электрическая и тепловая экономичность, достигаемая за счет базового режима их работы на тепловом потреблении (отопление, горячее водоснабжение, отпуск тепла для производственных нужд).
4.2 Требования к топливу
Топливом для газотурбинного привода рассматриваемых энергетических установок является природный газ, Соответствующий требованиям ГОСТ 23194-83, подготовленный по ГОСТ 21199-82.
При эксплуатации ГТУ возникают требования к качеству топлива, связанные с необходимостью предотвращения высокотемпературной коррозии на лопатках турбины. Поскольку механизм коррозии чаще всего реализуется через образование эвтектики щелочных металлов, то ограничения, как правило, накладываются на суммарное содержание серы и щелочных металлов. В следующей таблице приведены нормы очистки топливного газа, применяемые фирмой General Electric для своих газовых турбин.
|
Компонент |
Допустимое содержание в рабочем теле ГТУ |
|
|
Сера |
0,05% (мольных) или не более количества, необходимого для оборудования сульфатов щелочных металлов с концентрацией 0,6 ррm |
|
|
Твердые частицы |
0,0027 г/м3 |
|
|
Металлы: |
||
|
- ванадий |
< 0,03 ррm |
|
|
- Na + K |
См. норму по сере |
|
|
- Са |
< 0,012 ррm |
|
|
- Pb |
< 0,012 ррm |
|
|
- Cu |
< 0,025 ррm |
|
|
- Соединения азота |
< 500 ррm в виде NH3 (экологическая норма) |
4.3 Необходимость предварительного сжатия газового топлива
заметно удорожает производство энергии особенно для малых ГТУ и в ряде случаев является существенным препятствием на пути их внедрения в энергетику. Даже в мировой практике ГТУ в своем большинстве поставляются производителями без дожимного компрессора, обеспечивающего подачу топливного газа в камеру сгорания. Для современных ГТУ с высокими степенями сжатия воздуха, необходимое давление топливного газа может превышать 25-30 кг/см2, по оценкам зарубежных производителей ГТУ, избыточное давление топливного газа над давлением сжатого воздуха должно быть не ниже 5-10 кг/см2.
Результаты исследований, представленные в 1 показали, что для снабжения ГТУ мощностью до 10 МВт пригодны не только центробежные, но и винтовые и поршневые компрессоры, при этом последние при прочих равных условиях дороже на 15-25%. Повышенное начальное давление в газовой магистрали (около 3 ата) может снизить капитальные затраты на дожимной компрессор до 30%. Следует заметить, что решая вопрос о дожимном компрессоре необходимо предусмотреть его автономный привод для пуска установки.
Таблица 1 дает представление о диапазоне изменения относительной стоимости дожимных компрессоров для зарубежных энергетических ГТУ. Для адаптации этих данных к российским условиям уровень цен приведен к 2001 г., а стоимость дожимных компрессоров выражена в долях от осредненной стоимости ГТУ (рис.1).
Таблица 1.
|
Производитель |
Мощность турбины (ISO), кВт |
Стоимость дожимного компрессора, $(1991 г.) |
Уд. стоимость дожимного компрессора, $/кВт |
|
|
Garrett |
548 |
30,000-90,000 |
55-165 |
|
|
Solar Turbines |
1080 |
50,000-150,000 |
45-135 |
|
|
Allison Engine |
3925 |
70,000-220,000 |
18-56 |
Рис. 1. Диапазон изменения относительной стоимости дожимных компрессоров для зарубежных энергетических ГТУ.
Поведение ГТУ при изменении нагрузки имеет ряд особенностей, отличающих ее от других энергетических установок:
Резкое падение КПД при снижении нагрузки является существенным недостатком ГТУ, особенно он присущ heavy-duty ГТУ; aeroderivative ГТУ располагают более развитым механизмом управления лопаточным аппаратом компрессора, что частично сглаживает этот недостаток; кроме того, переменное число оборотов свободных валов также несколько поддерживает уровень КПД. Тем не менее, эффективность использования ГТУ в области нагрузок ниже 60-50% весьма проблематична.
Достоинством ГТУ является высокая маневренность и скорость набора нагрузки; даже для крупных ГТУ время выхода на полную мощность измеряется десятком минут, в отличие от паротурбинной установки (ПТУ), где процесс пуска из холодного состояния занимает десятки часов.
Большинство ГТУ обладают возможностью к перегрузке, т.е. увеличению мощности выше номинальной. Достигается это путем повышения температуры рабочего тела. Однако, производители накладывают жесткие ограничения на продолжительность таких режимов, допуская работу с превышением начальной температуры не более нескольких сотен часов. Нарушение этих ограничений заметно снижает ресурс установки.
Срок службы ГТУ значительно меньше, чем у других энергетических установок и находится обычно в интервале 45-125 тыс. часов. Нижняя граница относится к форсированным aeroderivative ГТУ. Этот факт обязан учитываться в технико-экономических сопоставлениях альтернативных вариантов энергоснабжения. Следует сказать, что за последнее время, как в мировой, так и в российской практике газотурбостроения наблюдается заметный прогресс в увеличении ресурса ГТУ.
5. Энергетические ГТУ, представленные на мировом рынке
За рубежом газотурбинные энергетические установки выпускаются более чем 40 фирмами. Однако, большинство из них выпускает продукцию по лицензии ведущих фирм, таких как, АББ. Сименс, Вестингауз, Дженерал Электрик.
В последние десятилетия резко возросла мощность ГТУ до 300 МВт и экономичность КПД при производстве электрической энергии достигает 36 - 38%, а в многовальных ГТУ, созданных на базе авиационных двигателей с высокими степенями повышения давления КПД может достигать 40%.
Выпускаемые сегодня стационарные ГТУ оснащены, как правило, охлаждаемыми рабочим и сопловыми лопатками турбин, что позволяет максимально поднять температуру газов перед турбиной до 1550оС.
Наибольший интерес представляют ГТУ, имеющие большой объем внедрения и длительные сроки наработки.
В качестве примера таких установок в таблице 3 приведены характеристики серии ГТУ Allison Rolls-Royce, созданных на базе ГТД Lockheed C-130 Hercules. Это наиболее популярные в Европе ГТУ, значительное число их работает и в странах ближнего зарубежья: Чехии, Словакии, Венгрии, Польше и Турции. Отличительная особенность этих ГТУ - малый вес, компактность, высокий КПД и сравнительно низкий удельный расход воздуха.
В следующих таблицах приведены основные параметры энергетических ГТУ весьма популярных в Европе производителей: "ABB-Alstom" и "Siemens " (стандарт ISO).
Энергетические газотурбинные установки фирмы "Siemens"
Характеристики газотурбинной энергетической установки
Siemens GT 10 B
Таблица
|
Параметр |
Размерность |
|
|
1. Электрическая мощность, коэффициент мощности |
24770 кВт |
|
|
2. Тепловая мощность |
40000 кВт |
|
|
3. КПД при выработке электроэнергии |
34,2 % |
|
|
4. Коэффициент использования топлива |
90 % |
|
|
5. Температура газов на выходе (после утилизации тепла) |
543оС |
|
|
6. Удельные капитальные вложения, в долл. США на кВт установленной мощности |
319 долл. США/кВт |
|
|
7. Габаритные размеры агрегата (Д*Ш*В) |
20700*4000/4500*5300 |
|
|
8. Масса установки |
160000 кг |
|
|
9. Удельная материалоемкость |
6,46 кг/кВт |
|
|
10. Полный назначенный ресурс установки |
160'000 час |
|
|
11. Назначенный ресурс установки до капитального ремонта |
40'000 час |
|
|
12. Снижение фактической мощности ГТУ в процессе эксплуатации за межремонтный период при условии соблюдения правил эксплуатации, относительных |
3,8 % |
|
|
13. Количество пусков с набором нагрузки |
до 200 пусков в год |
|
|
14. Коэффициент готовности |
0,97 |
|
|
15. Ремонтопригодность |
Все виды ремонтов на месте |
|
|
16. Комплектность поставки (наличие системы утилизации тепла и т.д., указать реквизиты организаций-поставщиков комплектующих) |
Комплектная ГТУ со всеми вспомогательными системами. Системы утилизации поставляются как опция. |
|
|
17. Сроки и объемы возможных поставок оборудования |
12 месяцев |
|
|
18. Организации, осуществляющие проектные работы по созданию энергетических объектов с данной ГТУ |
Теплоэлектропроект, УралВЭП и др. |
|
|
19. Где и когда установлены ГТУ данной марки (с указанием реквизитов организации и времени начала эксплуатации установки). |
165 установок по всему миру |
|
|
20. Организации, проводящие техническое обслуживание и ремонт установки |
ДДИТ Россия, Сименс |
Двигатель
|
Параметр |
Размерность |
|
|
1. Тип ГТУ |
Стационарный |
|
|
2. Основные модули газотурбинной установки |
ГТ и генератор |
|
|
3. Степень повышения полного давления воздуха в компрессоре |
14 |
|
|
4. Расход продуктов сгорания на выхлопе |
79,8 Кг/с |
|
|
5. Расчетная температура газа на срезе выхлопного патрубка |
543оС |
|
|
6. Номинальная частота вращения ротора турбины |
7700 об/мин |
|
|
7. Число валов |
2 |
|
|
8. Давление газа |
2,45 Мпа (кгс/см2) |
|
|
9. Расход топливного газа на номинальном режиме кг/час; |
5222 кг/час |
|
|
10. Относительное снижение КПД газотурбинного двигателя за межремонтный период относительных |
1,9 % |
|
|
11. Время пуска и нагружения |
15 мин |
|
|
12. Концентрация вредных веществ в отработанных газах при работе установки при нагрузке от 0,5 до 1,0 номинальной на магистральном газе (при условии объемной концентрации О2=15%) ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 |
NOx: 50 мг/нм3 CO: 31 мг/нм3 |
|
|
- сумма NO и NO2 в пересчете на NO2 |
50 Мг/нм3 |
|
|
- оксид углерода СО |
30 Мг/нм3 |
|
|
13. Уровень шума снаружи энергоблока |
85/80 дБА |
|
|
14. Ресурс газогенератора до капитального ремонта |
40'000час |
|
|
15. Полный ресурс газотурбинного двигателя |
160'000 час |
|
|
16. Ремонтопригодность |
Все виды ремонтов на месте |
|
|
17. Масса наиболее тяжелого блока (газогенератор и силовая турбина в укрытии) |
80000 кг |
Генератор
|
Параметр |
||
|
1. Марка генератора |
ABB |
|
|
2. Номинальная (длительная) мощность |
27000 кВт |
|
|
3. Род тока (переменный трехфазный) |
переменный трехфазный |
|
|
4. Напряжение линейное |
6,3/11 кВ |
|
|
5. Частота вращения, соответствующая номинальной мощности |
1500 об/мин |
|
|
6. Частота тока номинальная |
50 Гц |
|
|
7 Полный назначенный срок службы |
160000 час |
|
|
8. Ремонтопригодность |
Все виды ремонтов на месте |
6. Энергетические ГТУ российского и украинского производства
6.1 Газотурбинные установки ОАО "Рыбинские моторы» НПО «Сатурн»
Таблица
|
Параметр |
Размерность |
ГТЭС-2.5 |
ГТА-6РМ |
ГТА-8РМ |
ГТА-10РМ |
ГТЭ-110 |
|
|
1. Электрическая мощность, коэффициент мощности |
МВт |
2,5 |
6 |
8 |
10 |
110 |
|
|
2. Тепловая мощность |
МВт |
4,5 |
16,4 |
22 |
22 |
138 |
|
|
3. КПД при выработке электроэнергии |
% |
26,5 |
22,7 |
23,2 |
27,4 |
34,5 |
|
|
4. Коэффициент использования топлива |
% |
74 |
85 |
87 |
88 |
78 |
|
|
5. Температура газов на выходе (после утилизации тепла) |
оС |
110 |
110 |
110 |
110 |
110 |
|
|
6. Стоимость установки |
руб. |
36800000 |
45400000 |
53400000 |
64100000 |
315254000 |
|
|
7. Удельные капитальные вложения |
руб./МВт без НДС |
14720000 |
7600000 |
6675000 |
6410000 |
2870000 |
|
|
8. Габаритные размеры агрегата (Д*Ш*В) |
м |
12,84x3.2x2.85 |
13x3.4x4.5 |
13x3.4x4.5 |
13x3.4x4.5 |
28.8x6.5x7 |
|
|
9. Масса установки |
т |
50 |
60 |
65 |
65 |
380 |
|
|
10. Удельная материалоемкость |
т/МВт |
20 |
10 |
8,125 |
6,5 |
3,45 |
|
|
11. Назначенный ресурс установки |
час |
120000 |
120000 |
100000 |
100000 |
100000 |
|
|
12. Назначенный ресурс установки до капитального ремонта |
час |
20000 |
30000 |
25000 |
25000 |
25000 |
|
|
13. Снижение фактической мощности ГТУ в процессе эксплуатации за межремонтный период при условии соблюдения правил эксплуатации, относительных |
% |
Не более 4% номинальной и соответствует требованиям ГОСТ 29328-92 |
|||||
|
14. Количество пусков с набором нагрузки |
450 |
450 |
450 |
450 |
250 |
||
|
15. Коэффициент готовности |
Не менее 0,98 (в соответствии с ГОСТ 29328-92) |
||||||
|
16. Ремонтопригодность |
Ремонтопригоден |
||||||
|
17. Комплектность поставки (наличие системы утилизации тепла и т.д., указать реквизиты организаций -поставщиков комплектующих) |
Котел-утилизатор (г. Ухта), АСУ-ТП (г. Пермь), КРУ (г. Москва) НКУ (г. Чебоксары) |
Котел-утилизатор , АСУ-ТП, КРУ 6,3кВ или КРУ 10кВ, НКУ поставляется по требованию заказчика |
|||||
|
19. Сроки и объемы возможных поставок оборудования (с момента получения авансового платежа), |
Мес. |
11 |
9 |
9 |
9 |
18 |
|
|
20. Организации, осуществляющие проектные работы по созданию энергетических объектов с данной ГТУ |
ТЭП РАО ЕЭС (г. Москва); ВНИПИПромтехнология (г. Москва); Зарубежэнергопроект (г. Иваново); БЕЛНИПИэнергопром (г. Минск), МЭП (г. Москва) |
ТЭП РАО ЕЭС (г. Москва) |
|||||
|
21. Организации, проводящие техническое обслуживание и ремонт установки |
Ремонт - ОАО «НПО «Сатурн»», ТО - Заказчик или сервисная служба ОАО «НПО «Сатурн»» |
Двигатели
|
Параметр |
Размерность |
||||||
|
1. Тип ГТУ |
ГТЭС -2.5 |
ГТА-6РМ |
ГТА-8РМ |
ГТА10РМ |
ГТЭ-110 |
||
|
2. Основные модули газотурбинной установки |
Газотурбинный двигатель на раме, шумотеплоизолирующее укрытие, турбогененратор, КВОУ, САУ, маслосистема с маслобаками, котел-утилизатор |
||||||
|
3. Номинальная мощность на валу свободной турбины |
МВт |
2,5 |
6,0 |
8,0 |
10,0 |
110 |
|
|
4. Кратковременная мощность на валу |
МВт |
3,0 |
7,2 |
9,6 |
11,0 |
120 |
|
|
5 .Степень повышения полного давления воздуха в компрессоре |
12,0 |
8,63 |
9,58 |
11,0 |
14,7 |
||
|
6. Расход продуктов сгорания на выхлопе |
кг/с |
15 |
48 |
50,5 |
54 |
362 |
|
|
7. Расчетная температура газа на срезе выхлопного патрубка |
Со |
470 |
471 |
550 |
540 |
517 |
|
|
8. Номинальная частота вращения ротора турбины |
об/мин |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
|
|
9. Число валов |
|
1 |
2 |
2 |
2 |
1 |
|
|
10. Давление топливного газа |
МПа (кгс/см2) |
2,1 (21) |
1,4 (14) |
1,6 (16) |
1,6 (16) |
2,5 (25) |
|
|
11. Расход топливного газа на номинальном режиме кг/час; (Hu=48744кДж/кг) |
кг/час |
697 |
1952 |
2547 |
2695 |
23548 |
|
|
12. Расход топливного газа при пиковой номинальной нагрузке |
кг/час |
810 |
2240 |
2900 |
2900 |
25320 |
|
|
11. Удельный расход топливного газа на номинальном режиме, приведенный к низшей теплотворной способности газа (31,8 МДж/м3 , 7600ккал/м3 ), не более |
кг/(кВт*ч) |
0,290 |
0,339 |
0,332 |
0,281 |
0,223 |
|
|
13. Удельный расход топливного газа на режиме, превышающий номинальный на 20% приведенный к низшей теплотворной способности газа (31,8 МДж/м3 , 7600ккал/м3 ), не более |
кг/(кВт*ч) |
0,278 |
0,324 |
0,315 |
0,275 |
0,220 |
|
|
14. Относительное снижение КПД газотурбинного двигателя за межремонтный период относительных |
% |
2%не более, соответствует ГОСТ 29328-92 |
|||||
|
15. Время пуска и нагружения |
мин |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
|
|
16. Время набора полной нагрузки |
мин |
5 |
5 |
5 |
5 |
5 |
|
|
17. Количество NOx и СО в отработанных газах при работе установки при нагрузке от 0,5 до 1,0 номинальной на магистральном газе, отнесенное к номинальной суммарной мощности, не более |
г/(кВт*ч) |
1,23 (NOx) 2,5 (СО) |
1,13 (NOx) 2,5 (СО) |
1,3 (NOx) 3,0 (СО) |
1,27 (NOx) 2,9 (СО) |
0,5 (NOx) 1,5 (СО) |
|
|
18. Концентрация вредных веществ в отработанных газах при работе установки при нагрузке от 0,5 до 1,0 номинальной на магистральном газе (при условии объемной концентрации О2=15%) ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 |
|||||||
|
- сумма NO и NO2 в пересчете на NO2 |
мг/нм3 |
70 |
50 |
70 |
80 |
50 |
|
|
- диоксид азота NO2 |
мг/нм3 |
||||||
|
- оксид углерода СО |
мг/нм3 |
150 |
100 |
100 |
120 |
150 |
|
|
- диоксид углерода СО2 |
мг/нм3 |
30000 |
30000 |
30000 |
30000 |
30000 |
|
|
- оксиды серы SOx: сумма SO2 и SO3, представляемая как SO2 |
мг/нм3 |
Отсутствуют |
|||||
|
- углеводороды СН: сумма всех несгоревших или частично сгоревших углеводородов в пересчете на метан |
мг/нм3 |
Отсутствуют |
|||||
|
- летучие органические соединения: сумма всех углеводородов за вычетом СН4 и С2Н6 в пересчете на метан |
мг/нм3 |
Отсутствуют |
|||||
|
- аммиак NH3 |
мг/нм3 |
Отсутствуют |
|||||
|
19. Уровень шума на расстоянии 1м и на высоте 1,5м от газотурбинного двигателя |
дБА |
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
|
|
20. Уровень шума снаружи энергоблока |
дБА |
85 |
85 |
85 |
85 |
85 |
|
|
20. Ресурс газогенератора до капитального ремонта |
час |
20000 |
30000 |
25000 |
25000 |
25000 |
|
|
21. Ресурс модуля силовой турбины до капитального ремонта |
час |
20000 |
30000 |
25000 |
25000 |
25000 |
|
|
22.Стоимость капитального ремонта |
Тыс. руб. без НДС |
6500 |
6800 |
7500 |
8000 |
124000 |
|
|
23. Полный ресурс газотурбинного двигателя |
час |
60000 |
120000 |
100000 |
100000 |
100000 |
|
|
24. Ремонтопригодность |
Ремонтопригоден |
||||||
|
25. Масса наиболее тяжелого блока (силовая турбина с валопроводом и выхлопной системой на собственной раме) |
т |
35,5 |
40 |
50 |
50 |
ГТД на раме - 60т; Турбогенератор на раме - 230т |
Генераторы
|
Параметр |
Размерность |
ГТЭС -2.5 |
ГТА-6РМ |
ГТА-8РМ |
ГТА10РМ |
ГТЭ-110 |
|
|
1. Марка генератора |
ТК-2,5 - 2РУХЛ3 |
ТК-6 - 2РУХЛ3 |
ТК-8 - 2РУХЛ3 |
ТК-8 - 2РУХЛ3 |
ТК-110 - 2РУХЛ3 |
||
|
2. Номинальная (длительная) мощность |
кВт |
2,5 |
6,0 |
8,0 |
10,0 |
110,0 |
|
|
3. Максимальная мощность в течение часа |
кВт |
3,0 |
7,2 |
9,6 |
11,0 |
120,0 |
|
|
4. Род тока (переменный трехфазный) |
Переменный трехфазный |
||||||
|
5. Напряжение линейное |
кВ |
6,3/10,5 |
6,3/10,5 |
6,3/10,5 |
6,3/10,5 |
10,5 |
|
|
6. Сила тока при номинальной мощности |
А |
286/171 |
687/412 |
916/550 |
1145/687 |
7561 |
|
|
7. Частота вращения, соответствующая номинальной мощности |
об/мин |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
|
|
8. Частота тока номинальная |
Гц |
50 |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
|
9. Основной наклон регуляторной характеристики |
% |
В соответствии с:а) ГОСТ 29328-92 - установки газотурбинные для привода турбогенераторов;б) ГОСТ 533-2000- Машины электрические вращающиеся, турбогенераторы. Общие технические условия;в) ГОСТ 13109-97 - Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения;г) ГОСТ 2155/8-88 - Системы возбуждения турбогенераторов…Общие положения |
|||||
|
10. Пределы изменения наклона регуляторной характеристики |
% |
||||||
|
11. Отклонение частоты тока при неизменной нагрузке в пределах 25 -100% - не более |
% |
||||||
|
12. Отклонение частоты тока при неизменной нагрузке менее 25% - не более |
% |
||||||
|
13. Отклонение частоты тока после мгновенного наброса нагрузки (от 0 до 100%) на основном наклоне регуляторной характеристики, не более |
% |
В соответствии с:а) ГОСТ 29328-92 - установки газотурбинные для привода турбогенераторов;б) ГОСТ 533-2000- Машины электрические вращающиеся, турбогенераторы. Общие технические условия;в) ГОСТ 13109-97 - Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения;г) ГОСТ 2155/8-88 - Системы возбуждения турбогенераторов…Общие положения |
|||||
|
14. Отклонение частоты тока после мгновенного наброса нагрузки (от 10 до 100%) на основном наклоне регуляторной характеристики, не более |
% |
||||||
|
15. Время восстановления частоты тока, не более |
с |
||||||
|
16. Отклонение напряжения при неизменной нагрузке (для нагрузок от 0 до 25%) |
% |
||||||
|
17. Отклонение напряжения при неизменной нагрузке (для нагрузок от 25 до 100%) |
% |
||||||
|
18. Отклонение напряжения при плавном изменении нагрузки от 0 до 100% |
% |
||||||
|
19. Отклонение напряжения при сбросе - наборе нагрузки 50% |
% |
||||||
|
20. Отклонение напряжения при сбросе - наборе нагрузки 100% |
% |
||||||
|
21.Время восстановления напряжения при сбросе - наборе нагрузки, 50% не более |
с |
||||||
|
22. Время восстановления напряжения при сбросе - наборе нагрузки, 100 % не более |
с |
||||||
|
23. Класс защиты |
IP54, в соответствии с ГОСТ 17494-87 и ГОСТ 533-2000 |
||||||
|
24. Гарантированная наработка генератора (полный назначенный срок службы) |
час |
40 |
40 |
40 |
40 |
40 |
|
|
25. Ремонтопригодность |
Ремонтопригоден |
||||||
|
26. Назначенный ресурс до капитального ремонта |
час |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
|
|
27. Стоимость капитального ремонта без НДС |
Тыс. руб |
700 |
1100 |
1500 |
1800 |
120002 |
ГПУ-325 наземная парогазовая установка
В состав парогазовой установки ПГУ - 325 мощностью 325 МВт, которая предназначена для выработки электрической и тепловой энергии в базовом, полупиковом и пиковом классах применения, входит газотурбинный двигатель ГТД 110. Для монтажа в ПГУ -325 двигатель поступает в испытанном виде, транспортируется единым модулем в сборе на раме в тепло- звукоизолирующем контейнере.
Применение двигателей ГТД -110 на ПГУ 325 позволяет на 30-40% уменьшить капитальные вложения в строительство энергетических блоков, в 2-3 раза снизить объем строительных работ.
Первый опытный двигатель ГТД-110 был изготовлен в 1998 г. В начале 2001 г. ОАО "Рыбинские моторы", входящее в НПО «Сатурн» и НГ НПКГШ «Зоря-Машпроект» (г. Николаев Украина)
приступили к совместному изготовлению двигателя ГТД-110 № 2, установлен на испытательном стенде Ивановской ГРЭС для совместной работы с электрогенератором и выдачи электрической мощности в энергосистему. Ввод в действие стенда состоялся в сентябре 2001 г.
В соответствии с планами РАО "ЕЭС России" по техническому перевооружению отрасли, ОАО "Рыбинские моторы" подготовило производственные мощности для выпуска восьми двигателей ГТД-110 в год. В плане развития ИвГРЭС предусматривается последовательный ввод в строй двух блоков ПГУ-325.
6.2 Газотурбинные установки ОАО "Люлька - Сатурн"
Один из ведущих разработчиков авиадвигателей ОАО "Люлька-Сатурн" также выпускает газотурбинные энергетические установки. В качестве прототипа выбран АГТД - АЛ-31Ф установленный - Су-27.
Модификация двигателя АЛ31 разработанная для привода электрического генератора - АЛ-31СТЭ, предназначена также и для работы совместно с котлом-утилизатором. Фирма-изготовитель рассматривает также возможность работы АЛ-31СТЭ по схеме STIG с впрыском пара в камеру сгорания.
Таблица 8
|
Модель ГТЭС |
ГТЭ-16/ АЛ-31СТ |
ГТЭ-20/ АЛ-31СТЭ |
ПГУ-25/ 25АЛ-31СТЭ |
|
|
Тип ГТЭС |
Блочно-комплектная |
|||
|
Мощность, МВт |
16 |
18 |
25 |
|
|
Основное топливо |
газ |
|||
|
Рабочее тело для пускового стартера |
газ или воздух |
|||
|
Аварийное топливо |
дизельное |
|||
|
Номинальная частота вращения ротора турбогенератора, 1/мин |
5300 |
3000 |
3000 |
|
|
Наличие редуктора |
+ |
- |
- |
|
|
КПД на клеммах генератора |
0,35 |
0,37 |
0,37 |
|
|
Мощность генератора, МВт |
16 |
18 |
18+7 |
|
|
Напряжение на клеммах, КВ |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
|
|
Частота напряжения, Гц |
50 |
50 |
50 |
|
|
КПД теплофикационного режима |
- |
- |
0,6 |
|
|
КПД конденсационного режима |
- |
- |
0,47 |
|
|
Давление топливного газа на входе в двигатель, МПа |
30+3 |
30+3 |
30+3 |
|
|
Мощность котла-утилизатора, МВт |
35 |
35 |
35 |
|
|
Мощность паровой турбины, МВт |
- |
- |
7,5 |
В настоящее время осуществляются совместные работы с фирмой «Шкода» (Чехия) по использованию в 3м варианте ПГУ-электростанции паровой турбины «Шкода».
ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОНСТРУКЦИИ АЛ-31СТЭ.
ГТД состоит из четырехступенчатого компрессора низкого давления, девятиступенчатого компрессора высокого давления, камеры сгорания, двухступенчатой турбины высокого давления, одноступенчатой турбины низкого давления и трехступенчатой силовой турбины, приводящей в действие электрический генератор. Наружные корпуса всех узлов имеют жесткую связь по фланцам по всей длине ГТУ, включая силовую турбину. ГТУ устанавливается на общей с силовой турбиной раме и закрепляется на ней в зоне силовой турбины - жестко, а в зоне промежуточного корпуса компрессора - на шарнирных опорах. Рама ГТУ имеет дополнительные подвижные опоры, позволяющие при разборке и сборке ГТУ иметь два самостоятельных модуля:
1. - модуль газогенератора;
2. - модуль силовой турбины.
Сборку, разборку и замену модулей можно осуществлять в отдельности. Для этого отсоединяется крепление рамы от соседнего модуля, подводятся поддержки под корпуса модулей ГТУ; отсоединяются фланцы наружного корпуса и модуль откатывается для его замены или переборки.
На входе воздуха в ГТУ устанавливается воздухозаборник.
На выхлопе из силовой турбины имеются места стыковки уплотнений с газоводом продуктов сгорания, размещенным между ГТУ и водогрейным котлом. Уплотнения имеют осевую и радиальную развязку с ГТУ и специальные полости, в которые подается воздух (более высокого давления, чем в газоводе) для предотвращения выхода продуктов сгорания наружу.
Ротор ТВД имеет заднюю опору, соединенную с наружным корпусом через стойки, размещенные в проточной части между ТВД и ТНД. Размещение подшипника опоры ТВД межвальное.
6.3 Газотурбинные установки ОАО "Пермский моторный завод", ОАО НПО «Искра» и ОАО «Авиадвигатель» (Пермь)
ОАО "Пермский моторный завод" является одним из наиболее современных и мощных производителей энергетических газотурбинных установок. Первые разработки промышленных газовых турбин были начаты ОАО "Пермский моторный завод" и ОАО "Авиадвигатель" в 1992 году по заказу РАО "Газпром" газовой турбиной нового поколения с полезной мощностью 12 МВт и КПД 34%. Наличие мощной производственной базы, сильного конструкторского коллектива и сертифицированного авиационного двигателя ПС-90А позволило в короткие сроки получить заявленные характеристики в ГТУ-12П.
В 1993 году от РАО «Газпром» был получен и успешно выполнен заказ на создание газотурбинной установки мощностью 2,5 МВт для привода электрогенератора.
Характеристики газотурбинных энергетических установок производства ОАО «Авиадвигатель», ОАО «Пермский моторный завод» и ОАО НПО «Искра» (г. Пермь)
ГТУ класса мощности 2,5-6МВт.
На базе авиадвигателя Д-30 третьей серии созданы энергетические установки - ГПУ-2,5П, ГТУ-4П и ГТУ-6П отличающиеся простотой эксплуатации, высокой надежностью, модульностью конструкции и электронной системой регулирования и диагностики. Система автоматического управления обеспечивает 100%-й набор и сброс номинальной нагрузки с автоматическим выходом на режим холостого хода и быстрый турбодетандерный запуск. При этом расход электроэнергии на собственные нужды не превышает 30 кВт. Эмиссия
NOх < 25 ррm достигнута без применения специальной малоэмиссионной камеры сгорания.
ГТУ-2,5П.
Газотурбинная установка ГТУ-2,5П, предназначенная для привода электрогенератора, эксплуатируется в составе блочно-транспортабельных газотурбинных электростанций ПАЭС-2500М и ЭГ-2500М на предприятии «Тюментрансгаз». На 10.01.2000 г. в эксплуатации на предприятиях «Тюментрансгаза» находилось 42 электростанции ПАЭС-2500М и три ЭГ-2500М. Суммарная наработка ГТУ в эксплуатации превышает 300 тыс. часов. Наработка головного образца без ремонтов и переборок составила 25 750 часов, после чего он был снят для исследования и планового ремонта (первоначально заявленный до капитального ремонта ресурс был установлен в 25 000 часов). На основании результатов разборки и дефектации узлов и деталей лидерной ГТУ-2,5П оформлены документы на увеличение ресурса до 35 000 часов. На 10.01-2000 г. суммарная наработка головного образца ГТУ-2,5П составляла 28594 часа.
Развитием ГТУ-2,5П с соответствующими конструктивными мероприятиями стала ГТУ-4П. Первая ГТУ-4П в декабре 1997 года прошла МВИ в составе электроагрегата промышленной теплоэлектростанции ТЭС-4000 "Янус", установленной в ОАО «Пермские моторы» для выработки электроэнергии (4 МВт; 6,3 кВ) для собственных нужд и нужд ОАО «Авиадвигатель». Ее наработка на 1.01.2000 г. составила 5216 часов. Проведены МВИ агрегата в комплекте с паровым котлом-утилизатором (Gпара=10 т/ч, Рпара=0.9 МПа, Тпара=315°С), при этом коэффициент использования теплоты сгорания топлива составляет 72% при температуре газа на выходе из котла-утилизатора 160°С).
Па базе ГТУ-4П в рамках программы «Урал - Газпром» ОАО НПО «Искра» разработана блочно-контейнерная газотурбинная электростанция ГТЭС-4, лидерный образец которой пущен в эсплуатацию ЗАО «Искра-Энергетика» в апреле 1999 г. в п. Сысерть Свердловской области. В 1999 году начата эксплуатация ГТЭС-4 па Пермском газоперерабатывающем заводе. ОАО НПО «Искра» является также разработчиком и изготовителем газотурбинных электростанций (ГТЭС) серии «Урал» мощностью от 2,5МВт до 6МВт для объектов малой энергетики.
ГТУ малой и средней мощности, поставляемые в блочном исполнении.
Энергоблок. Для выработки электроэнергии применяются двухполюсные синхронные турбогенераторы трёхфазного тока частотой 50 Гц разработки АО "Привод" (г. Лысьва) с бесщёточной системой возбуждения, с воздушным охлаждением, со встроенными трансформаторами тока, со станцией управления возбуждением генератора.
Генераторы имеют собственное воздухоочистительное устройство циклонного типа, размещённое на его корпусе, и встроенные теплоэлектронагреватели для приведения их в готовность при низких температурах.
В качестве привода генератора используются газотурбинные установки на базе газотурбинного двигателя Д-30ЭУ-2 (для ГТЭС мощностью 2,5; 4; 6 МВт) или двигателя ПС-90 (для ГТЭС мощностью 12, 16, 18 и 25 МВт) разработки АО "Авиадвигатель", работающих на природном газе. В ГТУ входит редуктор, осуществляющий механическую связь между двигателем и турбогенератором, а также электронная система управления двигателем. Запуск двигателя производится от расширительной турбины (турбодетандера), работающей на природном газе или сжатом воздухе.
При вращении компрессора двигателя происходит забор атмосферного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством от капельной влаги, снега и пыли, сжатие и подача в камеру сгорания, в которую через форсунки подаётся топливо (природный газ), и происходит возгорание смеси. Горячие газы из камеры сгорания направляются на лопатки турбины двигателя ГТУ.
Механическая связь между свободной турбиной и редуктором ГТУ, а также редуктором и ротором турбогенератора осуществляется с помощью трансмиссий.
В энергоблок входят также системы: обогрева, вентиляции, охлаждения генератора и маслообеспечения ГТУ и генератора.
Блок управления. Агрегатная САУ блока управления решает следующие задачи:
- пуск, останов, защита и управление газотурбинной установкой;
- управление и контроль вспомогательного технологического оборудования электростанции (вентиляция, отопление, регулирование температуры масла и т.д.);
- синхронизацию генератора электростанции с сетью;
- управление активной и реактивной мощностью генератора;
- управление и контроль параметров УТО и КУ;
- управление кранами газовой обвязки;
- взаимодействие с другими системами электростанции (пожарная и силовая автоматика, система контроля содержания метана в отсеках и др.);
- взаимодействие с верхним уровнем АСУ ТП.
Агрегатная система силовой автоматики осуществляет подачу электропитания на исполнительные электроприводы технологического оборудования ГТЭС и другое электрооборудование. Агрегатная часть пожарной автоматики содержит пульт управления (пожарные контроллеры).
Пожарные контроллеры выполняют функции управления системой противопожарной защиты и функции приёмного устройства пожарной сигнализации.
Агрегатная САУ, включая САУ ГТУ, генератора, УТО, КУ выполняется на единых программных и технических средствах, допускающих в процессе всей эксплуатации (не менее 15 лет) модернизацию и ремонт АСУ.
Маслоблок. Маслоблок предназначен для размещения и поддержания в заданных температурных режимах оборудования систем маслообеспечения двигателя, редуктора и турбогенератора.
Ёмкости маслобаков обеспечивают работу без дозаправки длительностью не менее 250 ч. Чистота заправляемого в маслобак масла должна быть не грубее 11 класса по ГОСТ 17216-71. Тонкость фильтрации масла, заливаемого в баки, не более 10 мкм.
Запас хранения масла определяется частотой замены масла и длительностью работы ГТЭС.
Система дренажная. Система дренажная предназначена для отвода масла, конденсата атмосферной влаги, скапливающихся на поддонах ГТУ и аппаратов воздушного охлаждения масла, и излишков масла из маслобаков при работе и регламентном обслуживании ГТЭС. Отвод масла производится в систему сбора масел.
Система газовая. Система газовая предназначена для подвода топливного и пускового газа к газотурбинной установке, очистки газа от твёрдых частиц и продуктов коррозии, образующихся в процессе эксплуатации в трубопроводах, подводящих газ от источника к системе газовой.
К системе подачи топливного и пускового газа подводится газ, предварительно подготовленный общестанционными системами подготовки топливного и пускового газа: подогретый до определённой температуры, редуцированный, очищенный от твёрдых частиц размером более 100 мкм и жидких фракций.
Воздухоочистительное устройство с шумоглушителем. Устройство воздухоочистительное (ВОУ) предназначено для очистки циклового воздуха газотурбинной установки от капельной влаги, снега, пылевых частиц, вызывающих эрозионный износ лопаточного аппарата компрессора газотурбинной установки.
ВОУ обеспечивает заданные технические характеристики при эксплуатации в зонах с относительной влажностью до 100%, максимальной кратковременной запылённостью атмосферного воздуха не более 200 мг/м3 и среднегодовой концентрацией пылевых частиц в атмосферном воздухе не более 3 мг/м3.
Выхлопное устройство. Система выхлопа предназначена для отвода продуктов сгорания в выхлопной тракт общестанционных систем с последующим получением пара, воды и выброса продуктов сгорания в атмосферу на высоту, обеспечивающую требуемые экологические параметры и снижения уровня шума.
Система охлаждения двигателя. Система охлаждения газотурбинной установки обеспечивает охлаждение двигателя путём просасывания воздуха через подкапотное пространство двигателя.
Система контроля загазованности. Система контроля загазованности контролирует загазованность модулей системы газовой и отсеков ГТУ. При концентрации метана 0,5% проходит сигнал предупреждения на щит оператора и включаются вентиляторы в отсеках ГТУ. При концентрации метана 1% проходит аварийный сигнал на пульт оператора и аварийный останов ГТЭС.
Система подогрева циклового воздуха. Система подогрева циклового воздуха предназначена для предотвращения обледенения элементов конструкции всасывающего тракта газотурбинной установки.
Подогрев циклового воздуха осуществляется за счёт подачи на вход циклонных блоков ВОУ тёплого воздуха, получаемого при охлаждении двигателя системой охлаждения газотурбинной установки.
Система освещения. Освещение электростанции предназначено для обеспечения требуемого уровня освещённости помещений во время обслуживания и ремонта установленного в них оборудования. В ГТЭС предусмотрено рабочее и аварийное электрическое освещение отсеков.
Система пожаротушения. Система предназначена для обнаружения, сигнализации, оповещения, локального и объёмного тушения пожаров в отсеках газотурбинной электростанции во время работы и ремонта станции.
Котёл-утилизатор. Котел-утилизатор водогрейный или паровой поставляется по отдельному договору. Рабочим телом, теплота которого утилизируется поверхностями нагрева котла-утилизатора (КУ), являются продукты сгорания топлива в камере сгорания газотурбинного агрегата. КУ комплектуется системами автоматического управления и силовой автоматики, которые обеспечивают пуск, останов и регулирование работы.
КУ устанавливается на открытой площадке и эксплуатируется при температуре наружного воздуха от минус 60 гр. С до плюс 45 гр. С.
Паропроизводительность котла-утилизатора и давление перегретого пара выбираются Заказчиком.
Утилизационный теплообменник. Утилизационный теплообменник (УТО) предназначен для подогрева питательной воды до температуры не более 115 гр. С.
Система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) решает следующие задачи:
§ формирование команд на синхронизацию генераторов между собой и с энергосистемой;
§ принятие и распределение нагрузки;
§ управление всеми выключателями главной электрической схемы ГТЭС;
§ управление выключателями питания собственных нужд электростанции, в том числе дизель-генератором;
§ управление системой электропитания собственных нужд ГТЭС и ИГП;
§ формирование команд на управление КУ через САУ КУ;
§ аварийную и предупредительную сигнализацию о работе ГТЭС;
§ взаимодействие с релейной защитой и противоаварийной автоматикой;
§ автоматическую регистрацию аварийных режимов;
§ взаимодействие с операторской станцией пожарной автоматики ГТЭС;
§ синхронизация с АСУ ТП верхнего уровня (энергосистемы);
§ учёт и архивирование работы ГТЭС;
САУ котлов-утилизаторов выполнены на программных и технических средствах АСУ ТП ГТЭС. АСУ ТП выполняется на единых программных и технических средствах, допускающих в процессе всей эксплуатации (не менее 15 лет) модернизацию и ремонт АСУ.
Система электропитания собственных нужд (СЭСН) состоит из:
- трансформатора сухого 6,3/0,4 кВ, (10,5/0,4 кВ) АВР,
- шкафов распределения напряжения 0,4 кВ и системы контроля параметров,
- агрегатной силовой автоматики.
Источник гарантированного питания (ИГП) состоит из:
- источника питания =220 В (аккумуляторная батарея, зарядно-подзарядное устройство, шкаф распределения напряжения 220 В, система контроля параметров);
- агрегатного источника питания 27 В (преобразователь 220 В/27 В), устройство контроля. ИГП располагается в отдельном отсеке блока управления электростанции.
Комплектное распределительное устройство (КРУ) включает:
высоковольтное оборудование главной схемы ГТЭС (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, реакторы при необходимости и т.д.) и оборудование релейной защиты и автоматики (РЗ и А).
Список электростанций, укомплектованных ГТУ-4П, 12ПЭР и ГТУ-16ПЭР.
Таблица
|
Тип ГТЭС |
Мощн. МВт |
Место расположения электростанции |
Заказчик |
|
|
ГТЭС-4 №1 |
4 |
г. Арамиль Свердл. обл. |
"Уралтрансгаз", |
|
|
ГТЭС-4 №2 |
4 |
г. Сысерть Свердл. обл. |
ОАО "Газпром" |
|
|
ТЭС-4000"Янус" |
4 |
г. Пермь |
ОАО "ПМ", ОАО "Газпром |
|
|
ГТЭС-4 №3 |
4 |
г. Пермь (п. Осенцы) |
ОАО "ПГПЗ" |
|
|
ГТЭС-4 |
4 |
г. Пермь (п. Осенцы) |
НК Сибур" |
|
|
ГТЭС-4 |
4 |
Тюменская обл. |
ООО "ГеОйлБент" |
|
|
ГТЭС-4 |
4 |
Тюменская обл. |
ОАО "Сургутнефтегаз", Конитлор |
|
|
ГТЭС-4 |
4 |
Тюменская обл. |
Тюментрансгаз" ОАО "Газпром |
|
|
ЭГЭС-12"Урал" |
12 |
Уренгойская ДКС |
"Уренгойгазпром" |
Показатели надежности работы ГТУ по результатам эксплуатации за 1999 г.
Таблица
|
Показатель |
ГТУ-2,5П |
ГТУ-4П |
ГТУ-12П |
ГТУ-16П |
|
|
Межремонтный ресурс, тыс. час. |
35 |
25 |
25 |
25 |
|
|
Коэффициент технического использования |
0,98 |
98 |
|||
|
Коэффициент надежности пусков |
0,99 |
0,89 |
|||
|
Коэффициент готовности |
0,99 |
0,99 |
6.4 Газотурбинная установка НК-37 ОАО «Моторостритель» и ОАО «СНТК им. Н. Д. Кузнецова» (г. Самара)
Характеристики газотурбинной энергетической установки
Таблица
|
Параметр |
Размер-ность |
Значение |
|
|
1.Электрическая мощность, коэффициент мощности |
КВт |
25000 |
|
|
2.Тепловая мощность |
Гкал |
33 |
|
|
3. КПД при выработке электроэнергии |
% |
36,4 |
|
|
4. Коэффициент использования топлива |
% |
85 |
|
|
5. Температура газов на выходе (после утилизации тепла) |
0С |
110 |
|
|
6. Стоимость установки |
руб |
295 млн |
|
|
7. Удельные капитальные вложения |
руб/кВт |
11800 |
|
|
8. Габаритные размеры агрегата (двигателя) (ДхШХВ) |
м |
6,1х2,2х2,2 |
|
|
9. Масса установки (ГТД) |
кг |
9100 |
|
|
10. Удельная материалоемкость (ГТД) |
кг/кВт |
0,364 |
|
|
11. Степень автоматизации установки (согласно ГОСТ 13822-82) |
Соответствует |
||
|
12. Назначенный ресурс установки |
час |
100 000 |
|
|
13. Назначенный ресурс установки до капитального ремонта |
час |
25000 |
|
|
14. Снижение фактической мощности ГТУ в процессе эксплуатации за межремонтный период при условии соблюдения правил эксплуатации. |
% |
Не более 4 |
|
|
15. Количество пусков с набором нагрузки |
В соответствии с ГОСТ 29328 |
||
|
16. Коэффициент готовности |
0,98 |
||
|
17. Ремонтопригодность |
В соответствии с ГОСТ 29328, п.2.7. |
||
|
18. Комплектность поставки (наличие системы утилизации тепла и т.д., указать реквизиты организаций поставщиков комплектующих) |
Подобные документы
Перспективные направления развития энергетики (с технической, экономической и экологической точек зрения) - переоборудование действующих котельных в газотурбинные теплоэлектроцентрали (ГТУ-ТЭЦ). Установка газотурбинных двигателей на Казанской ТЭЦ.
курсовая работа [5,6 M], добавлен 22.11.2009Обоснование и выбор параметров газотурбинной энергетической установки. Расчёт на номинальной мощности и частичных нагрузках. Зависимость работы от степени повышения давления. Зависимость относительных расходов топлива установки от относительной мощности.
контрольная работа [1,3 M], добавлен 25.11.2013Расчет схемы конденсационного энергоблока мощностью 210 МВт с турбиной. Характеристика теплового расчёта парогенератора. Параметры пара и воды турбоустановки, испарительной установки. Энергетические показатели турбоустановки и энергоблока, расчет котла.
курсовая работа [165,5 K], добавлен 08.03.2011Создание автономных источников тепла и электроэнергии, работающих на местных видах топлива и на сбросном тепле промышленных предприятий. Применение бутанового контура в составе парогазовых установок малой мощности и совместно с газопоршневыми агрегатами.
реферат [1,4 M], добавлен 14.11.2012Проектирование электропитающих установок проводной связи. Расчет элементов электропитающей установки. Определение состава коммутирующих и выпрямительных устройств. Способы и системы дистанционного питания. Нормы напряжений для установок аппаратуры связи.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2014Краткое описание, принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки. Моделирование котла-утилизатора и паровой конденсационной турбины К-55-90. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки.
курсовая работа [900,4 K], добавлен 10.10.2013Схема измерений при тепловом испытании газотурбинных установок. Краткое описание применяемых измерительных устройств. Преобразователи, конечные приборы, система сбора данных. Алгоритм обработки результатов теплового испытания газотурбинных установок.
лабораторная работа [2,3 M], добавлен 22.12.2009Характеристика ядерных энергетических установок, преимущества их использования на морских судах. Первое гражданское атомное судно, схема энергетической установки ледокола. Разработка новой реакторной установки в связи с модернизацией транспортного флота.
контрольная работа [54,7 K], добавлен 04.03.2014Характеристика дизельной установки. Выбор главного двигателя и предварительный расчет винта. Принципиальные схемы энергетических систем судовых установок. Расчет судовой электростанции и энергетических запасов. Подбор соответствующего оборудования.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 24.10.2011Области применения и показатели надежности газовых турбин малой и средней мощности. Принцип работы газотурбинных установок, их устройство и описание термодинамическим циклом Брайтона/Джоуля. Типы и основные преимущества газотурбинных электростанций.
реферат [1,4 M], добавлен 14.08.2012
