МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Филиал Белорусского национального технического университета «Институт повышения квалификации и переподготовки кадров по новым направлениям развития техники, технологии и экономики БНТУ» Кафедра «Метрология и Энергетика» Шнайдерман Ю.М., Саранцев В.В., Новиков А.А, Мазовка Е.Н. Парогазовые установки в энергетике Учебно-методическое пособие для слушателей курсов повышения квалификации и студентов БНТУ Электронный учебный материал Минск ◊ БНТУ ◊ 2016 2 УДК 621.31.027 ББК Ш Авторы: Шнайдерман Ю.М., Саранцев В.В., Мазовка Е.Н., Новиков А.А. Рецензент: Мелех А.А. зам. начальника цеха АСУТП РУП «Минскэнерго» филиал МинскаяТЭЦ-3 Учебно-методическое пособие предназначено для курсов повышения квалификации в ИПК и ПК БНТУ и может быть использовано специалистами предприятий ГПО «Белэнерго» и студентами энергетического факультета БНТУ. Белорусский национальный технический университет, пр-т Независимости, 65, г. Минск, Республика Беларусь Тел. 2964732 E-mail: rectorat@ipk.by Регистрационный номер № БНТУ/ИПКиПК-60.2016 © БНТУ, 2016 3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................ 4 1 ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГОРЕСУРСЫ ......................................................................................... 5 1.1 Энергетика Республики Беларусь .......................................................................................... 5 1.2 Типы электростанций .............................................................................................................. 8 1.3 Энергоресурсы ......................................................................................................................... 8 2 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ............................................... 11 2.1 Технологические схемы парогазовых установок ............................................................... 14 ПГУ утилизационного типа ........................................................................................................ 14 3 ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПГУ И ИХ КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ................ 20 3.1 Газовые турбины и их основные элементы ........................................................................ 20 3.2 Система топливоснабжения ГТУ (ПГУ) ............................................................................. 51 3.3 Котлы-утилизаторы ............................................................................................................... 57 3.4 Особенности паровых турбин для блоков ПГУ ................................................................. 59 4 СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ БЛОКОВ ПГУ ............................................................................ 64 5 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКОВ ПГУ ............................................................. 67 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ....................................................................... 77 4 ВВЕДЕНИЕ Указ Президента Республики Беларусь от 26 января 2016 г. № 26 опреде- ляет, что в целях укрепления экономической безопасности государства и даль- нейшего его развития должны быть созданы условия для наращивания выпуска инновационной и высокотехнологичной продукции, созданной с использовани- ем технологий V и VI технологических укладов. Внедрению в энергетику Рес- публики Беларусь парогазовых установок, вписывающихся в требования V тех- нологического уклада, посвящено настоящее учебное пособие. В соответствии с этим изложен очень кратко и материал пособия. Снача- ла рассматривается энергетика Республики Беларусь и энергоресурсы. Далее излагаются основные принципы парогазовой технологии, основные элементы ПГУ (газовые турбины, системы топливоснабжения, котлы-утилизаторы, паро- вые турбины, системы управления). В заключительной части описываются основные особенности эксплуата- ции блоков ПГУ на примере одной из конкретных установок, эксплуатирую- щихся в Республике Беларусь с 2009 года. Задачей настоящего пособия является ознакомление работников с наиболее передовой в настоящее время технологией производства электроэнер- гии и тепла, широко внедряемой в энергетике. 5 1 ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГОРЕСУРСЫ 1.1 Энергетика Республики Беларусь Энергетика - одна из ведущих отраслей народного хозяйства нашей стра- ны, охватывающая энергетические ресурсы, выработку, преобразование, пере- дачу и использование различных видов энергии. Народному хозяйству требуются в основном два вида энергии - электри- ческая и тепловая, которые и призвана производить современная энергетика. Все основные достижения современной техники неразрывно связаны с приме- нением электрической энергии, самым широким образом электричество ис- пользуется в быту. Для организации рационального электроснабжения страны большое зна- чение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным методом цен- трализованного теплоснабжения и одним из основных путей повышения тепло- вой экономичности электроэнергетического производства. Под термином «теп- лофикация» понимается централизованное теплоснабжение на базе комбиниро- ванной, т. е. совместной, выработки тепловой и электрической энергии. В ком- бинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода теплоэнергоснабжения, когда электрическая энергия вырабатывается на электростанциях, а тепловая - в котельных. Ниже в таблице 1.1 приведены основные показатели, характеризующие энергосистему Республики Беларусь по состоянию на 01.01.2015г. Установленная мощность энергосистемы составляет 10 035 МВт, в том числе электрическая мощность 41 тепловых электростанций составляет 9 298,2 МВт, 12 ТЭС высокого давления 8 692,6 МВт. В энергосистеме работают также 23 гидроэлектростанции установленной мощностью 26,3 МВт, одна ветроэнер- гетическая установка мощностью 1,5 МВт и 206 блок-станции потребителей установленной мощностью 709 МВт. В состав ГПО «Белэнерго» входят шесть республиканских унитарных предприятий (РУП) электроэнергетики, строительно-монтажный комплекс, ор- ганизации производственной инфраструктуры, ремонтно-наладочные предпри- ятия, научно-исследовательские, проектно-изыскательские, опытно- конструкторские институты. Всего в Белорусской энергосистеме работает более 60 тыс. человек. Ос- новные показатели Белорусской энергосистемы приведены в таблице 1.1 Схема основной сети объединенной энергетической системы Беларуси показывает, насколько высок уровень охвата территории Республики Беларусь энергетическими источниками и сетями показана на рисунке 1.1 6 Таблица 1.1 - Основные показатели белорусской энергосистемы Установленная мощность энергосистемы на 01.01.2015 10 035 МВт Выработка электроэнергии источниками ГПО «Белэнерго» 31,602 млрд кВт-ч Отпуск тепловой энергии 34,376 млн Гкал Импорт электроэнергии 3,826 млрд кВт-ч Выработка электроэнергии блок-станциями 3,116 млрд кВт-ч Экспорт электроэнергии 508,2 млн кВт-ч Потребление электроэнергии в республике 38,035 млрд кВт-ч Удельные расходы топлива: на отпуск электроэнергии 246,8 г/кВт-ч на отпуск тепла 167,55 кг/Гкал Технологический расход энергии на ее транспорт: в электрических сетях 9,35 % в тепловых сетях 9,34 % Протяженность линий электропередачи на 01.01.2015 Всего 238,915 тыс. км Воздушные ЛЭП напряжением 35-750 кВ, в том числе: 35,677 тыс. км ЛЭП 220-750 кВ 6,926 тыс. км ЛЭП 110 кВ 16,937 тыс. км ЛЭП 35 кВ 11,814 тыс. км Воздушные ЛЭП напряжением 0,4-10 кВ 203,238 тыс. км Кабельные линии электропередачи 36,055 тыс. км Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении 5,952 тыс. км Среднесписочная численность персонала за 2014г 61 852 чел. 7 Рисунок 1.1 – Схема основной сети ОЭС Беларуси Ниже приведена информация о вводе в эксплуатацию в последние годы наиболее значимых объектов, характеризующая активное развитие и обновле- ние энергосистемы Республики Беларусь, в части ввода генерирующих мощно- стей: по РУП «Брестэнерго»: Введена в эксплуатацию парогазовая установка мощностью 427 МВт на Бере- зовской ГРЭС. Выполнена реконструкция блока №5 Березовской ГРЭС с вво- дом в эксплуатацию паровой турбины мощностью 180 МВт. по РУП «Витебскэнерго»: Введена в эксплуатацию парогазовая установка мощностью 427 МВт на Лу- комльской ГРЭС. по РУП «Гродноэнерго»: Введена в эксплуатацию газовая турбина мощностью 121 МВт. 8 по РУП «Минскэнерго»: Введена в эксплуатацию ПГУ мощностью 399 МВТ на Минской ТЭЦ-5, паро- газовая установка мощностью 65 МВТ в Борисове, парогазовая установка 65 МВТ на Минской ТЭЦ-2. по РУП «Могилевэнерго»: Завершена реконструкция РК-3 в г. Могилеве с вводом парогазовой установки и котла-утилизатора Велось строительство в г. Островце Гродненской области атомной стан- ции мощностью 2400 МВт, первый блок которой мощностью 1200 МВт должен быть введен в эксплуатацию в 2018 году. Одной из особенностей энергетики РБ было то, что в 2014 году около 30% электроэнергии вырабатывали электро- станции, работающие по современной парогазовой технологии, что позволило снизить удельный расход топлива с 2010 по 2015 г.г. на 35Г/КВт ч. 1.2 Типы электростанций Предприятие, предназначенное для производства электрической энергии, называют электростанцией. В настоящее время большая часть электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях. Тепловая электростанция (ТЭС) преобразует химическую энергию топлива (угля, нефти, газа) в электрическую энергию и теплоту. По виду отпускаемой энергии (энергетическому назначе- нию) различают конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие энер- гию одного вида - электрическую, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускаю- щие потребителям электроэнергию и тепловую энергию с паром или горячей водой или оба вида тепловой энергии одновременно. По типу основного двигателя для привода электрогенератора различают ТЭС с паровыми и газовыми турбинами (паротурбинные и газотурбинные элек- тростанции). Тепловые электрические станции в современном виде начали раз- виваться с 20-х годов XX века. В 50-х годах нашего столетия появились атомные электростанции (АЭС), которые преобразуют энергию расщепления ядер атомов тяжелых элементов в электрическую энергию и теплоту. Гидроэлектростанции (ГЭС) преобразуют механическую энергию водного потока в электрическую. В настоящее время основу энергетики нашей страны составляет тепло- энергетика. 1.3 Энергоресурсы Под термином энергетические ресурсы понимаются запасы энергии, ко- торые при данном уровне техники могут быть использованы для энергоснабже- ния. Все энергоресурсы можно разделить на две большие группы: невозобнов- ляющиеся и возобновляющиеся. К первой группе относятся энергонесущие по- лезные ископаемые, образование которых происходило в течение длительных геологических периодов и возобновление которых практически невозможно (уголь, нефть, газ, ядерное горючее - уран, торий). Ко второй; группе принад- лежат периодически возобновляемые энергоресурсы: солнечная радиация, гид- 9 роэнергия, ветровая энергия, энергия температурного перепада поверхностных и глубинных слоев мирового океана, приливная энергия и др. В настоящее время основную роль в производстве энергии играют невоз- обновляющиеся энергетические ресурсы. Для сравнения или суммирования различных видов энергоресурсов путем приведения их к общему эквиваленту вводят понятие условного топлива, теп- лота сгорания которого принята равной 29 300 кДж/кг (7000 ккал/кг). За последнее столетие в мире было потреблено энергии столько же, сколько за всю предыдущую историю человечества. Общее представление об энергоресурсах дает знакомство с основными их видами. Уголь. Угли делят на два основных типа: бурые и каменные. Различия между ними определяются главным образом значениями теплоты сгорания, граничное значение которой, разделяющее бурый и каменный угли, принято в международной классификации равным 23 760 кДж/кг (5700 ккал/кг). Нефть. Нефть впервые начали добывать в коммерческих масштабах не- многим более 100 лет назад. Особенно интенсивно нефтедобывающая промыш- ленность стала развиваться с появлением двигателей внутреннего сгорания. В настоящее время нефть играет очень большую роль в топливно- энергетическом балансе всех развитых стран мира. В Республике Беларусь ежегодно добывают около 2 млн т нефти. Потреб- ление нефти в Республике покрывается за счет экспорта из России. На электро- станциях используется мазут, его теплотворная способность составляет 9112 ккал/кг, содержание серы равно 2,2%, влажность 3,5 % Природный газ. Использование природного газа как топлива имеет дли- тельную историю, но лишь в последние 50 лет он стал широко применяться для отопления и промышленных целей и занял прочное место в энергетическом ба- лансе промышленно развитых стран. В настоящее время природный газ состав- ляет около 95 % потребляемого энергетикой РБ топлива. Теплотворная способ- ность газа Ок р= 8558 ккал/нм3 при t = 20оС. Ядерное топливо. Уран широко распространен во всем мире. Запасы урана имеются в России. Наибольшие из известных месторождений дешевого урана расположены в Австралии, Франции, Канаде, Габоне, Нигерии, ЮАР и США. Белорусская атомная электростанция будет использовать ядерное топли- во, произведенное в России, поскольку станция строится по российской техно- логии. Гидроэнергоресурсы. В настоящее время гидроэнергия представляется одним из наиболее приемлемых энергоресурсов для производства электриче- ства. Однако, в Республике Беларусь гидроэнергоресурсы очень небольшие и в ближайшие годы будут полностью освоены. Использование для большой энергетики других возобновляющихся энер- горесурсов, например солнечной радиации, ветроэнергии из-за существующих в природе ограничений плотности потока энергии в республике очень ограни- 10 чено. В то же время в стране находят широкое использование местные виды топлива (дрова, торф и т.п.), которые в энергетическом балансе страны достиг- ли в 2015 году 25% и играют важную роль в обеспечении энергетической без- опасности страны. Основным топливом для электростанций Республики Беларусь является природный газ, использовать который наиболее эффективно можно только в парогазовых установках, основу которых составляют газовые турбины. В настоящее время в мире на электростанциях эксплуатируются десятки тысяч газовых турбин. 11 2 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ Парогазовая технология основана на совмещении двух известных термо- динамических циклов: цикла газотурбинной установки и паросилового цикла Ренкина. Цикл газотурбинной установки представлен в Т-S диаграмме (рису- нок 2.1). Цикл газотурбинной установки осуществляется четырьмя процессами: - сжатие в осевом компрессоре 1-2; подвод тепла 2-3 - сжигание топлива в камере сгорания газотурбинной установки; - расширение в осевой газовой турбине 3-4 - выработка мощности на при- вод компрессора и электрогенератора; - отвод тепла 4-1 - выброс горячих отработавших продуктов сгорания в атмосферу. Рисунок 2.1 – TS – диаграмма газотурбинного цикла. Коэффициент полезного действия такой установки равен электрическому КПД и достигает сегодня для лучших образцов производимых ГТУ 35-40% брутто. 12 Использование тепла продуктов сгорания ГТУ, имеющих высокую тем- пературу на уровне 500-600°С, резко увеличивает эффективность использова- ния тепла топлива и ведет к значительному повышению экономичности комби- нированной установки вцелом. Наиболее простым способом использования тепла продуктов сгорания ГТУ является подогрев сетевой воды в теплообменнике. Такой способ эффек- тивно применим там, где отпуск тепла осуществляется в диапазоне 70- 100% от максимального. Такой диапазон отпуска тепла потребителю диктуется возмож- ностями экономичного регулирования мощности ГТУ, при более глубокой раз- грузке ГТУ дальнейшего снижения потенциального тепла продуктов сгорания не происходит. Поэтому в парогазовой технологии предусматривается использование тепла продуктов сгорания ГТУ для производства пара, расширяющегося в па- ровой турбине с выработкой дополнительной электроэнергии, при возможности на тепловом потреблении. Паросиловой цикл Ренкина представлен на рисунке 2.2. Паросиловой цикл Ренкина в TS-диаграмме и совмещенный парогазовый цикл на рисун- ке 2.3. Рисунок 2.2 – TS – диаграмма паросилового цикла. 13 Рисунок 2.3 – TS – диаграмма процесса ПГУ. Из совмещенной диаграммы рис.2.3 видно, что полезное использование тепла продуктов сгорания ГТУ для производства силового пара для паровой турбины при одном давлении ограничено температурами кипения и перегрева (точки 6 и 8). Именно поэтому в современных ПГУ применяют котлы-утилизаторы с двумя-тремя контурами давления и паровые турбины с использованием пара двух или даже трех давлений, что обеспечивает эффективное снижение потерь с уходящими газами (80-100 °С) и дополнительное повышение экономичности производства электроэнергии. При характерных для ГТУ высокой температуре подвода тепла и низкой, близкой к температуре окружающей среды, температуре отвода тепла в конден- саторе паротурбинных установок, отношение температур горячего и холодного источников тепла в комбинированном цикле и его КПД значительно увеличи- ваются. При КПД современных ГТУ, равном 38-40%, доля тепла отработавших в турбинах газов (которая при автономной работе относилась бы к потерям) со- ставляет 60-62% тепла топлива, сожженного в ГТУ. При КПД парового цикла 30-35%, более низком, чем в современных энергоблоках высокого и сверхкри- тического давления, КПД комбинированной установки равен 57-60%. 14 Прирост экономичности современных ПГУ на КЭС даже по сравнению с самыми совершенными паротурбинными установками, имеющими при сверх- критических параметрах пара (24МПа, 540/540°С) максимальный КПД 38%, со- ставляет 14-17% абсолютных и позволяет на 37-45% снизить расход топлива на производство электроэнергии. Еще выше показатели эффективности ПГУ на ТЭЦ за счет роста выра- ботки электроэнергии на тепловом потреблении и снижения потерь тепла в конденсаторах паровых турбин. КПД ТЭЦ с ПГУ достигают величины 75-80%. 2.1 Технологические схемы парогазовых установок ПГУ утилизационного типа Рисунок 2.4 – ПГУ утилизационного типа. Наиболее высокие КПД достигнуты в ПГУ утилизационного типа, когда все тепло, используемое в паровой части, подводится с отработавшими в ГТУ газами. 15 Паровая часть таких современных ПГУ является относительно простой. Паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50°С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. Давление свеже- го пара выбирается так, чтобы иметь приемлемую влажность в последних сту- пенях паровых турбин. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и пароводяной средой и с меньшими термодинамическими потерями использо- вать тепло отработавших в ГТУ газов, испарение питательной воды организу- ется при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных дав- лениях перегретый пар подмешивают в промежуточных точках проточной ча- сти турбины. Экономичность ГТУ и ПГУ в зависимости от начальной температуры га- зов приведена в таблице 2.1. Таблица 2.1 Экономичность ГТУ и ПГУ. Начальная температура газов, °С 1200 1300 1400 1500 КПД ГТУ,% 35 36 38 40 КПД ПГУ, % 52 56 57 60 Применение парогазовой технологии на ТЭЦ ещё более эффективно, чем на конденсационных ГРЭС. Исследование экономической эффективности при- менения ТЭЦ с ПГУ, их сопоставление с ПГУ конденсационного типа и други- ми типами электростанций неоднократно рассматривались. Показаны значи- тельные преимущества использования ПГУ на ТЭЦ по сравнению с их приме- нением на КЭС. Отмечено, что применение парогазовых технологий на ТЭЦ позволяет увеличить комбинированную выработку электроэнергии на тепловом потреблении более чем в 2 раза по сравнению с существующими паротурбин- ными электростанциями. При установке ПГУ на ТЭЦ коэффициенты использо- вания тепла топлива могут достигать 75-85%. ПГУ сбросного типа. Значительно, почти в три раза, меньшее повышение экономичности до- стигается в ПГУ сбросного типа с небольшой долей газотурбинной мощности. В таких установках ГТУ заменяет дутьевые вентиляторы энергетического котла и их мощность определяется окислительной способностью отработавших газов, сбрасываемых в топку котла. В ПГУ сбросного типа газотурбинная мощность также вырабатывается с высоким КПД, только ее доля в общей мощности ком- бинированной установки значительно меньше. При такой газотурбинной надстройке в паровом котле (низконапорном парогенераторе) отсутствует воз- духоподогреватель. Для охлаждения дымовых газов до экономически целесо- образной температуры их тепло приходится передавать в пароводяной тракт и использовать для нагрева части конденсата и питательной воды. Паросиловая часть такого ПГУ может работать автономно на резервном виде топлива. 16 Такие установки могут быть целесообразны для надстройки действующих ТЭЦ со значительной долей мазута в тепловом балансе в тех случаях, когда ос- новное действующее оборудование имеет еще значительный остаточный ре- сурс. Новое строительство таких установок требует особого обоснования. Рисунок 2.5 – ПГУ сбросного типа. Цикл ПГУ сбросного типа значительно менее эффективен, чем бинарный, а ее удельная стоимость выше (см. таблицу 2.2). Таблица 2.2 Эффективность бинарного и сбросного цикла ПГУ. Топливо для ПГУ Газ газ + мазут Особенности цикла Бинарный сбросной Относительная удельная стоимость 1,0 1,5 Промышленно достигнутые КПД, % 52-60 газ 46/ мазут 44 17 Эффективность ГТУ и ПГУ. Эффективность парогазовых установок, в основном, определяется совер- шенством применяемых в них газовых турбин, их экономичности, надежности, экологических показателей. В течение последних 30 лет ГТУ являются наиболее динамично разви- вающимся в мире тепловым двигателем. За этот период их максимальная еди- ничная мощность увеличилась с 50 до 375 МВт, КПД при автономной работе с возрос с 27-28 до 40%, начальная температура газов, определяющая совершен- ство газотурбинного и парогазового цикла, увеличилась с 850-900°С до 1400- 1500°C, а степень сжатия с 7-9 до 15-17. КПД производства электроэнергии полного бинарного ПГУ с современными энергетическими ГТУ мощностью ≥ 70 МВт составляет на лучших тепловых электростанциях конденсационного типа 57-60%. Эффективность ПГУ характеризуют ниже приведенные зависи- мости. Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, где значительная часть теплоты передается пароводяному рабочему телу, там генерируется пере- гретый пар, который поступает в паровую турбину. Тепловая схема такой ПГУ в T-S диаграмме описывается циклом Брайтона-Ренкина. Общая электрическая мощность ПГУ: Nэпгу = N э г + N э п, 2.1 где Nэг – мощность газовой турбины, N э п – мощность паровой турбины. Электрический КПД ПГУ брутто с котлом-утилизатором можно опреде- лить по формуле: ŋэпгу = (N э г + N э п)/Q c г, 2.2 где Qcг – теплота сгорания топлива, сжигаемого в камере сгорания ГТУ, кВТ. В ПГУ сборного типа выходные газы ГТУ направляются в горелки энер- гетического парового котла, где они используются в качестве окислителя. Это позволяет отказаться от воздухоподогревателя котла и дутьевых вентиляторов. Для охлаждения дымовых газов котла до приемлемой температуры (их количе- ство возрастает на 30-40%) в его хвостовой части взамен воздухоподогревателя устанавливается теплообменник, питаемый частью основного конденсата и пи- тательной водой паротурбинной установки. Электрический КПД этой схемы можно определить по формуле: ŋэпгу = (N э г + N э п)/(Q c г + Q c п). 2.3 Надежность ГТУ и ПГУ. 18 Эксплуатационные показатели энергетических ГТУ на зарубежных элек- тростанциях находятся на том же или даже более высоком уровне, что и тради- ционного энергетического оборудования. Для них характерна готовность к работе в течение примерно 90% кален- дарного времени за 6-8 летний ремонтный цикл (нередки случаи многолетней работы крупных промышленных ТЭЦ с готовностью 95-96%), внеплановые простои в течение 1,5-3% календарного времени, безотказность пусков 95-97%. Плановые осмотры критических узлов ГТУ без разборки проводятся после наработки 8 тыс.экв.ч, средние ремонты (инспекции горячего тракта) с вскры- тием турбины (иногда без выемки ротора) после наработки 20-25, а капиталь- ные ремонты с разборкой ГТУ после 40-45 тыс. экв.ч. Безопасность ГТУ и ПГУ. Технические решения по обеспечению безопасности эксплуатации паро- силовой части ПГУ известны, они характерны для традиционного энергетиче- ского оборудования, в схемах ПГУ бинарного утилизационного цикла они даже облегчены в связи с более низкими параметрами пара и отсутствием сжигания топлива в котлах-утилизаторах. Эксплуатационная безопасность энергетических ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционного энергетического оборудова- ния, она соответствует требованиям нормативно-технической и законодатель- ной документации по технике безопасности, взрывобезопасности и пожаробез- опасности. Конструкция энергетических ГТУ и система автоматического управления обеспечивают нормальную безопасную работу установки без постоянного при- сутствия обслуживающего персонала в машинном зале. Механическая безопасность ГТУ обеспечивается: конструкцией ГТД и теплозвукоизолирующего кожуха, обеспечивающего непробиваемость корпуса при обрыве лопатки компрессора или турбины; блокирующими и защитными устройствами , предотвращающими вывод ГТЭ за установленные предельные значения параметров; наличием защитных кожухов на вращающихся частях, конструктивным исполнением и размещением деталей и сборочных единиц, исключающим возможность травматизма при эксплуатации. Электрическая безопасность обеспечивается: заземлением электро- оборудования; применением корпусов или съемных кожухов, исключающих случайный контакт токопроводящих элементов с обслуживающим персоналом. Взрывопожаробезопасность ГТУ обеспечивается: применением несгораемых или трудносгораемых конструкционных материалов, изоляционных и лакокра- сочных покрытий, не способствующих распространению огня; отстройкой тру- бопроводов масляной, топливной и воздушной систем ГТУ от резонансных ко- лебаний во всем диапазоне рабочих режимов; исключением взрывоопасных скоплений масловоздушной смеси и газа в элементах ГТУ; вентиляция газовоз- душного тракта ГТУ перед запуском; наличием подвода огнегасящего вещества из системы пожаротушения и установкой датчиков сигнализации о пожаре под теплозвукоизолирующим кожухом ГТУ, в генераторе; обеспечением слива не- 19 сгоревшего топлива из выходного газохода в станционную дренажную систему; применением топливных фильтров, обеспечивающих замену фильтрующего элемента без разлива топлива. Тепловая безопасность обеспечивается: наличием теплоизолирующего кожуха газотурбинного двигателя (ГТД); отсутствием прямого воздействия отопительных приборов и солнечных лучей на оборудование топливной и мас- ляной систем и средств пожаротушения; наличием системы вентиляции и охлаждения теплозвукоизолирующего кожуха ГТУ. Токсилогическая безопасность обеспечивается: применением в ГТУ ма- териалов, не выделяющих на всех режимах работы и в нерабочем состоянии токсичных веществ выше ПДК, а также не являющихся источником выделения дурно пахнущих веществ; наличием системы вентиляции и охлаждения тепло- звукоизолирующего кожуха ГТУ. Экологическое влияние ГТУ и ПГУ. В ГТУ освоено «малотоксичное» сжигание природного газа. Оно осуще- ствляется в камерах сгорания, работающих на предварительно подготовленной гомогенной смеси газа с воздухом при больших (α=2-2,1) избытках воздуха с равномерной и сравнительно невысокой (1500-1550°С) температурой факела. При такой организации горения образование NOx удается ограничить уровнем 20-25 мг/м3 (при содержании кислорода в отработавших газах 15%) при высо- кой полноте сгорания (СО < 50 мг/м3). Уровни звука, создаваемые оборудованием ПГУ (ГТУ и КУ) в 1 м от теп- лозвукозащитного кожуха установок, от воздухозаборного устройства и устья дымовой трубы, не превышают 80 дБа, что соответствует требованиям ГОСТ 12.1.003. Побочная и попутная продукция в технологическом цикле ПГУ отсут- ствует, утилизация несгоревшего топлива обеспечением сливом его из выход- ного газохода в станционную дренажную систему (в бак аварийного слива топ- лива). Приведенные выше данные характеризуют современные парогазовые установки как надежные и эффективные агрегаты и свидетельствуют, что сте- пень риска и вероятность возникновения аварийных ситуаций при их примене- нии находятся на том же уровне, что и у традиционного энергетического обо- рудования. По достигнутому уровню надежности современные энергетические ПГУ соответствуют требованиям нормативно-технической и законодательной доку- ментации по технике безопасности, взрывобезопасности и пожаробезопасности, что позволяет сделать вывод о безусловной целесообразности их применения. На рис.2.6, 2.7 представлены принципиальные схемы парогазовых энер- гоблоков на основе оборудования Siemens и General Electric. 20 Рисунок 2.6 – Принципиальная схема энергоблока на основе оборудования Siemens. Рисунок 2.7 – Принципиальная схема энергоблока на основе оборудования General Electric. 3 ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПГУ И ИХ КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕН- НОСТИ 3.1 Газовые турбины и их основные элементы Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ). 21 3ВОУ предназначено для очистки подаваемого в ГТУ воздуха от есте- ственной и промышленной пыли и других загрязнений, защиты воздушного и газового трактов ГТУ от эрозии и коррозии, а также для подавления возникаю- щего шума. Оно включает следующие блоки: 1. Блок воздухоприемный служит для забора воздуха из атмосферы и за- щиты ГТУ от попадания крупных предметов; 2. Блоки воздухоподогрева служат для подогрева воздуха, поступающего в компрессор ГТУ, с целью защиты элементов КВОУ и лопаточного аппарата компрессора от обледенения; 3. Блок ФГО (фильтр грубой очистки) КВОУ служит для очистки воздуха от крупнодисперсной пыли; 4. Блок ФТО (фильтр тонкой очистки) КВОУ служит для очистки воздуха от мелкодисперсной пыли и окончательной очистки воздуха; 5. Блок предохранительных клапанов служит для байпасирования возду- ха, поступающего в компрессор ГТУ при возрастании разрежения после КВОУ сверх 1500 Па в обход воздухоприёмного блока, блоков воздухоподогрева и фильтров, с целью предотвращения разрушения элементов КВОУ; 6. Шторная дверь (жалюзи) служит для закрытия входа воздуха в ком- прессор при неработающей ГТУ. 7. Блок шумоглушения служит для уменьшения шума проходящего через КВОУ воздуха; 8. Воздухоосушительная установка предназначена для подогрева и удале- ния влаги из воздуха, подаваемого в опускной воздуховод во время простоя ГТУ 9. Опускной воздуховод. Служит для соединения КВОУ с компрессором ГТУ. Фильтры грубой и тонкой очистки подлежат замене после достижения перепада давления на них устанавливаемого заводской инструкцией. Осевые компрессоры энергетических газотурбинных установок. Компрессорами называют машины, предназначенные для повышения давления и перемещения газов (в частности, воздуха). Основной способ работы современных турбокомпрессоров – динамиче- ский – обеспечивает непрерывность сжатия газа и его перемещение благодаря силовому воздействию вращающихся лопаток и потока газа. Компрессор – важный элемент технологической схемы современной энергетической ГТУ, а воздух, сжимаемый в нем, поступает в камеры сгорания и затем в виде горячих газов в газовую турбину установки (рисунок 3.1). 22 Рисунок 3.1 – Общий вид энергетической ГТУ (GT 13 Е2 фирмы Аль- стом): 1 – осевой компрессор: 2 – газовая турбина; 3 – забор воздуха; 4 – электрогенератор; 5 – камера сгорания, 6 – выход газов. По конструкции компрессоры чаще всего разделяются на осевые и ради- альные (центробежные). В ГТУ применяют преимущественно осевые компрес- соры, которые в дальнейшем и будут рассмотрены. Повышение давления в них происходит до 2 МПа и более, этим они и отличаются от осевых вентиляторов, в которых отношение давлений на выходе и входе значительно меньше. Конструктивная схема осевого компрессора ГТУ представлена на рисун- ке 3.2. В ней можно выделить основные элементы, которые обеспечивают рабо- ту компрессора. Воздух через комплексное воздухоочистительное и шумопо- давляющее устройство (КВОУ) забирается из атмосферы и поступает во вход- ной патрубок 1 (сечение НК – НК) и кольцевой конфузор 2, а покидает ком- прессор через спрямляющий аппарат 3, диффузор 7 и выходной патрубок 6 (се- чение КК – КК). Основное назначение этих неподвижных элементов – подвести воздух к рабочим ступеням компрессора, а затем отвести его, обеспечив мини- мальные потери, равномерное поле скоростей и давлений воздуха. В современ- ных осевых компрессорах путь воздуха весьма сложен. После конфузора уста- новлен входной направляющий аппарат (ВНА) 8, закручивающий воздух в сто- рону вращения ротора, и используемый для изменения расхода воздуха и воз- действия на режим работы всей ГТУ. Далее расположены рабочие ступени компрессора 1, 11, ..., z, каждая из которых состоит из рабочего лопаточного 23 аппарата – рабочего колеса (РК) и следующего за ним неподвижного направ- ляющего аппарата (НА). В некоторых конструкциях осевых компрессоров пер- вые ступени имеют также поворотные направляющие аппараты (ПНА), кото- рые вместе с ВНА включены в систему управления работой ГТУ. Рабочие ло- патки обычно укреплены на дисках и вместе с валом, на котором они располо- жены, образуют ротор компрессора. Рисунок 3.2 – Конструктивная схема осевого компрессора ГТУ: сечения НК – НК – на входе в компрессор, КК – КК – на выходе из компрессора; А – А и Б – Б – на входе в проточную часть компрессора и на выходе из нее соответственно; 1 – входной патрубок; 2 – конфузор, 3 – спрямляющий аппарат; 4 – вал компрессора с системой уплотне- ний; 5 – подшипник, б – выход воздуха из компрессора; 7 – диффузор, 8 – входной направ- ляющий аппарат. Статором компрессора называют корпус с разъемом и закрепленными в нем направляющими лопатками. В конструкцию (см. рисунок 4.2) входят также подшипники 5 и вал компрессора с системой уплотнений 4. Последние пре- дотвращают подсос воздуха из атмосферы во входную часть и утечки на вы- ходе проточной части. 24 а б Рисунок 3.3 – Общий вид ротора энергетической ГТУ (GT 13 Е2 фирмы Альстом) (а) и конструкция ротора ГТУ (фирмы Siemens) (б). Схема ступени осевого компрессора и кинематика потока воздуха в ней приведены на рисунке 3.4. Ее основным элементом является рабочее колесо, в котором подводимая к компрессору механическая энергия преобразуется в энергию газа. Происходят его сжатие по политропе 1 – 2 и повышение давления с р] до р2. Во втором элементе ступени в направляющем аппарате осу- ществляется преобразование кинетической энергии газа в потенциальную, ста- тическое давление увеличивается в политропном процессе 2 – 3 с р2 до p3. Про- цесс сжатия газа в ступени осевого компрессора приведен на рисунке 3.5. 25 Рисунок 3.4 – Схема ступени осевого компрессора и кинематика потока в ней: l1 – высота входного сечения в ступень; rк, rср – корневой и средний радиусы ступени; δср – средний радиальный зазор; C1, С2 – абсолютные скорости входа воздуха в рабочее ко- лесо и направляющий аппарат; w, и w2 – относительные скорости входа воздуха в лопаточ- ные каналы рабочего колеса и направляющего аппарата, CZ1, СZ2 – осевые составляющие аб- солютной скорости входа воздуха в рабочее колесо и направляющий аппарат. Рисунок 3.5 – Процесс сжатия газа в ступени осевого компрессора по па- раметрам торможения при движущемся потоке газа в Т, s – диаграмме (n – по- казатель политропы; k – показатель изоэнтропы (адиабаты). Коэффициент полезного действия ступени компрессора позволяет оце- нить совершенство преобразования подводимой к ней энергии. Он определя- ется отношением: 3.1 26 здесь Нпол ст, Нст – полезная и затрачиваемая работа сжатия 1 кг воздуха (газа) в ступени, кДж/кг. Количество газа, протекающее через ступень компрессора в единицу вре- мени, называют расходом. Массовый, кг/с, и объемный, м3/с, расходы ступени связаны между собой плотностью газа: 3.2 здесь Fст – площадь проходного сечения ступени, м 2; Dн, Dвт – соответственно наружный и внутренний (втулочный) диаметры ступени, м; СZ1 – осевая составляющая скорости потока газа, м/с; ρ – плотность газа, кг/м3. При отсутствии утечек газа из ступени его массовый расход остается неизменным, а его объемный расход меняется по длине проточной части ком- прессора. Степень повышения давления газа в ступени , 3.3 При дозвуковых скоростях течения рабочего тела в ступенях компрессора степень повышения давления не превышает 1, 2, что значительно ниже необхо- димой степени сжатия для современной ГТУ. Поэтому приходится применять осевые компрессоры, в которых число ступеней доходит до 20. В многоступен- чатых компрессорах ступени должны быть подобраны таким образом, чтобы газ, выходящий из одной ступени, оптимальным образом обтекал решетки ра- бочего колеса следующей ступени с наивыгоднейшими углами атаки. Осевая скорость газа Сг, по проточной части компрессора изменяется незначительно, несколько уменьшаясь в конце проточной части из-за увеличения длины по- следних лопаток. В зависимости от типа осевого компрессора осевая скорость СZ1 = 100–130 м/с (низконапорные) и СZ1 – 140–170 м/с (высоконапорные осе- вые компрессоры). В определенных случаях расход воздуха через осевой компрессор можно увеличить, проектируя его на повышенную частоту вращения (до 5000 и более об/мин). В этом случае подключение электрогенератора к турбокомпрессору осуществляется через редуктор (например, ГТУ V64.3 фирмы Siemens, ГТУ MS5001M фирмы General Electric и др.). Этому способствует и увеличение диаметра входной ступени компрессора. Процесс сжатия в многоступенчатом осевом компрессоре условно пока- зан на рисунке 3.6, а его изоэнтропный КПД в полных параметрах потока определяется из соотношения 27 3.4 Степень повышения давления газа в осевом компрессоре 3.5 Рисунок 3.6 – Процесс сжатия газа в многоступенчатом осевом компрес- соре в h, s – диаграмме: рн.в, рн.к, рк.к, р1 – рz – соответственно давление наружного воз- духа, давление газа (воздуха) в сечениях НК – НК и КК–КК (см. рисунок 4-2) и за ступенями компрессора 1 – z. Конструктивные особенности компрессора были показаны на рисунке 3.2. Каждая его ступень обычно представляет собой отдельный диск ротора с ло- патками и с вмонтированными в корпус направляющими лопатками. Такая кон- струкция позволяет облегчить пуск компрессора. Диски собирают с помощью параллельных оси компрессора стяжных болтов. Диаметр окружности отвер- стий для стяжных болтов выбирают таким образом, чтобы обеспечить динами- ческую жесткость ротора и хорошую передачу момента вращения. В радиаль- ном направлении положение дисков фиксируется по пазу около посадочного отверстия. Между кромками дисков предусмотрен осевой зазор для компенса- ции теплового расширения при пуске. Характеристики многоступенчатых осевых компрессоров режимы работы. Осевой многоступенчатый компрессор энергетической ГТУ работает в широких пределах изменения расхода рабочего тела и степени его сжатия. При пусках и остановах компрессор проходит режимы с частотой вращения меньше 28 расчетной, параметры газа (воздуха) на входе в компрессор могут непрерывно меняться. Проектирование компрессора и определение его КПД, расхода газа, сте- пени повышения давления выполняют для расчетного (базового) режима по нормам Международной организации стандартов – ISO при следующих пара- метрах воздуха: температуре Тн.в = 15 °С, давлении рнв = 0,1013 МПа, влажно- сти dн.в = 60 % и номинальной нагрузке. Применительно к этому режиму опре- деляют площадь проходных сечений ступеней проточной части, геометрию ло- паточного аппарата и другие параметры. Характеристики осевых компрессоров похожи на характеристики венти- ляторов и насосов, но некоторое их отличие связано с сжимаемостью рабочей среды – воздуха. Важной характеристикой осевого компрессора является граница помпа- жа, связанная с явлением помпажа. В процессе работы осевого компрессора возникают возмущения, вызываемые изменениями как частоты вращения, так и сопротивления сети – газовой турбины. Они могут вывести систему, компрес- сор ГТ из равновесия. Важным показателем этой системы является аккумули- рующая способность сети, определяемая возможностью накопления некоего избыточного рабочего тела по сравнению с его установившимся течением. На этот процесс может повлиять также изменение плотности воздуха. В такой си- стеме могут развиваться режимы с вращающимся срывом потока, нарушающие устойчивость течения н приводящие к пульсациям. Эти явления возникают, в частности, при снижении расхода рабочего тела и уменьшении частоты враще- ния. При дальнейшем снижении расхода в отдельных зонах проточной части компрессора создается устойчивый вращающийся срыв потока, который сильно замедляется, и может иметь место обратное течение (Сz1 < 0). Развитие этого вращающегося срыва при дальнейшем уменьшении расхода в конце концов приводит к полной потере устойчивости потока и появлению колебаний давле- ния в системе компрессор – ГТ, т.е. возникает помпаж. Это явление характери- зуется нарастающим гулом в работающем компрессоре, хлопками в заборном устройстве и выбросом воздуха, появлением вибраций лопаточного аппарата вплоть до его разрушения. Одновременно резко падает КПД компрессора, по- этому явление помпажа недопустимо даже кратковременно. Граница режимов, при которых имеют место некие минимальные (в от- ношении возникновения помпажа) расход воздуха и относительная приведен- ная частота вращения, называется границей помпажа. Часто вместо нее на ха- рактеристике компрессора указывают границу его устойчивой работы, соответ- ствующую предпомпажным режимам. Расчетным путем определяются запасы газодинамической устойчивости компрессора. Близость режима работы ком- прессора к границе устойчивости можно количественно оценить коэффициен- том запаса устойчивости 3.6 29 где Gк. уст, π*к.уст – расход и степень повышения давления на границе устойчивости при той же частоте вращения , при которой определены Gк, в данном режиме. Важнейшей особенностью характеристик компрессора является их зави- симость от параметров и физических свойств воздуха. Изменение его темпера- туры вызывает изменение плотности и, следовательно, массового расхода. В меньшей мере на плотность воздуха влияет изменение его давления и влажно- сти. Следует помнить, что рабочим телом в компрессоре энергетической ГТУ является забираемый из атмосферы воздух, поэтому установка реагирует на из- менения параметров воздуха. При проектировании осевого компрессора требуется решить сложную аэродинамическую задачу сведения к минимуму работы, расходуемой на сжа- тие воздуха. Это позволяет эффективнее использовать работу, совершенную ГТ ГТУ. Особо важное значение в конструкции любого компрессора имеет спо- собность устранения срыва потока воздуха с элементов его проточной части. При пуске ГТУ частота вращения компрессора изменяется от нуля до номи- нальной, поэтому важно предусмотреть такой расход воздуха через компрессор, чтобы не допустить его повреждения из–за неизбежного срыва потока при ра- боте на положенной частоте вращения и исключить срыв потока на номиналь- ной частоте вращения. Для решения этой задачи при пониженной частоте вра- щения прикрывают ВНА с целью ограничить расход, а также используют пере- пуск воздуха из одной или нескольких ступеней компрессора. Эти действия ослабляют интенсивность срыва потока и исключают вероятность повреждения элементов проточной части компрессора. Компрессор любой энергетической ГТУ снабжен антипомпажной систе- мой. Она используется в режимах пуска и останова ГТУ, а также при попада- нии ее в режимы, близкие к границе устойчивой работы. На рисунок 3.7 приве- ден пример антипомпажной системы современной ГТУ. Она состоит из двух ступеней сброса воздуха в атмосферу через антипомпажные клапаны (АПК), расположенные за второй и пятой ступенями компрессора. В процессе пуска ГТУ антипомпажные клапаны остаются открытыми до тех пор, пока частота вращения ротора не достигает приблизительно 90 % рабочего значения. После этого клапаны закрываются и остаются закрытыми при нормальной эксплуата- ции ГТУ. При ее останове процесс повторяется в обратную сторону. 30 Рисунок 3.7 – Схема антипомпажной системы компрессора ГТУ GT8C (АВВ): 1 – продувочный колпак; 2 – глушитель, 3, 4 – антипомпажные клапаны первой сту- пени; 5 – антипомпажный клапан второй ступени; 6 – антипомпажная система компрессора; 7 – компрессор, 8 – отвод охлаждающего воздуха; 9 – система регулирующего воздуха для антипомпажных клапанов, 10 – предохранительное реле второй ступени давления, 11 – предохранительное реле первой ступени давления, 12 – воздушный охладитель, 13 – система возврата масла, 14 – воздушные фильтры; 15 – вспомогательный клапан второй ступени сброса, 16 – вспомогательный клапан первой ступени сброса, 17 – шаровые запорные клапа- ны; 18 – циклонный сепаратор; 19 – питательная диафрагма второй ступени, 20 – диафрагма второй ступени, 21 – обратный клапан второй ступени, 22 – питательная диафрагма первой ступени, 23 – диафрагма первой ступени, 24 – обратный клапан первой ступени; 25 – система регулирующего масла для сбросных клапанов; 26 – редуктор второй ступени; 27 – редуктор первой ступени, 28 – серводвигатель (исполнительный двигатель). В антипомпажной системе используется воздух, забираемый за компрес- сором 9 и охлаждаемый в воздушном охладителе 12. После сепаратора 18 и воздушных фильтров 14 регулирующий воздух 9 через редукторы 26, 27 и предохранительные реле 10, 11 направляется в исполнительный двигатель (сер- 31 водвигатель) антипомпажных клапанов (3–5). При этом используется регули- рующая масляная система ГТУ для сбросных клапанов (вход 25, выход 13). При отключении ГТУ давление масла в системе регулирования 25 немедленно по- нижается. Предохранительные реле 10, 11 выключаются, регулирующий воздух сбрасывается из серводвигателей АПК 3–5, после чего они открываются под действием встроенных в них пружин. Защиту осевого компрессора от помпажа можно осуществить также, при- меняя поворот лопаток входного направляющего аппарата, что увеличивает об- ласть безотрывного обтекания профилей проточной части. Поворотные лопатки могут быть не только у ВНА, но и у нескольких (до четырех) первых ступеней осевого компрессора, что позволяет изменять его характеристики. Изменение угла поворота лопаточного аппарата ВНА по сравнению с расчетным углом установки α вх р изменяет осевую скорость потока Сz1 и расход воздуха через компрессор (рисунок 4-8). Влияние угла установки ВНА на работу компрессора ГТУ типа ГТЭ–150, работающего на ГРЭС–3 ОАО «Мосэнерго», показано на рисунке 4.9. При прикрытии входного направляющего аппарата происходит значительное смещение изодромы на универсальной характеристике (рисунок 4-9) компрессора влево – вниз от точки 4 до точки 1. По данным ВТИ, прикры- тие ВНА на 15° приводит в компрессоре ГТУ типа ГТЭ–150 к снижению при- веденного расхода воздуха и производительности компрессора на 13 и 10% со- ответственно. Рисунок 3.8 – Схема положения лопаток во входном направляющем ап- парате осевого компрессора и треугольники скоростей при повороте лопаток. 32 Рисунок 3.9 – Смещение изодромы на универсальной характеристике компрессора ГТЭ–150 при изменении угла поворота лопаток ВНА. Камеры сгорания энергетических ГТУ. Виды сжигаемых в камерах сгорания ГТУ топлив. Назначение и ос- новные характеристики камер сгорания ГПУ. Энергетические ГТУ ориентированы на сжигание газообразных и жидких органических топлив, отвечающих весьма жестким требованиям, обусловлен- ным спецификой технологического процесса. Природные горючие газы (природный газ) состоят из смеси различных углеводородов, в которой доля метанового ряда, и прежде всего метана, значи- тельна (более 90 %). В смеси имеется также небольшое количество СО2, N2 н др. Низшая теплота сгорания природного газа составляет 45 – 48 МДж/кг. Ряд фирм и организаций осуществляют расчет тепловой схемы энергетических ГТУ для эталонного природного газа, состоящего из чистого метана (СН4 = 100 %, Qгi = 50 056 кДж/кг), что облегчает сравнимость таких расчетов разных тепло- вых схем. При необходимости реальные характеристики топлива учитываются соответствующими поправками. Попутный газ - побочный продукт эксплуатации нефтяных месторожде- ний - имеет характеристики, близкие к характеристикам природного газа при большем, чем в природном газе, содержании высших углеводородов и разбросе значений низшей теплоты сгорания. Искусственный (синтетический) газ получают в газогенераторных уста- новках при газификации различных марок углей. В нем значительна доля водо- рода и оксида углерода, присутствуют сероводород и азот в больших количе- ствах, чем в природном газе. Низшая теплота сгорания такого газа значительно меньше и обычно не превышает 10 МДж/кг. Подавляющее число современных энергетических ГТУ рассчитывают на сжигание природного газа, поступающего на электростанции с месторождений по магистральным газопроводам. Запасы этого топлива на ТЭС по понятным причинам не предусматривают, поэтому актуален вопрос о резервном топливе для ГТУ. В энергетических ГТУ используются следующие виды жидкого топлива (таблица 3.1-3.3): 33 а) газотурбинное, в котором объемная концентрация углерода составляет 86 – 87 %, водорода 12 – 12,5 %, a Qгi = 42,5 – 43 МДж/кг; б) дизельное, в котором концентрация углерода составляет 86 %, водоро- да 13 %, a Qгi = 42,5 – 43 МДж/кг; в) высококачественный мазут (флотский) марок Ф-5, Ф-12. Таблица 3.1 Основные параметры жидкого, газотурбинного и газообразного топлива. Низшая теплота сгорания при 20 °С и 0,1013 МПа, МДж/м3 (ккал/м3), не менее 31,8(760 0) Плотность при 20 °С и 0,1013 МПа, кг/м3 0,676 – Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более 0,02 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более 0,036 Объемная концентрация кислорода, %, не более 1,0 Масса механических примесей в 1 м3, г, не более 0,001 Температура воспламенения, °С 600 – Концентрационные пределы воспламенения (по метану), %: нижний 5 верхний 15 Примечание. По согласованию с потребителем допускается подача газа для энергети- ческих целей с более высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы. Таблица 3.2 Основные параметры газотурбинного топлива (по ГОСТ 10433–75). Параметр Вид топлива А Б Условная вязкость при 60 °С, не более 1,6 3,0 Низшая теплота сгорания, МДж/кг, не менее 39,8 39,8 Зольность, %, не более 0,01 0,01 Массовая концентрация, %, не более: ванадия 0,00 0,00 натрия и калия (в сумме) 0,00 кальция 0,00 — серы 1,8 1,0 механических примесей 0,02 0,03 воды 0,1 0,5 свинца 0,0001 Коксуемость, %, не более 0,2 0,5 Температура вспышки, определяемая в закрытом не менее 65 62 Температура застывания, °С, не выше 5 5 Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более — 45 Плотность при 20 °С, кг/м3, не более — 935 Примечание. Сероводород и водорастворимые кислоты н щелочи отсутствуют. 34 Таблица 3.3 Основные параметры жидкого топлива (дизельное по ГОСТ 305– 82). Кинематическая вязкость, мм2/с, при темпера- туре: 20 °С 1 5 – 8,0 50 °С — Температура застывания, °С, ие более 60…10 Температура вспышки, °С, не менее 35 – 90 Зольность, %, не более 0,01 Коксуемость, %, ие более 0,035 – 0,37 Объемная концентрация серы, %, не более 0,15 – 0,5 Массовая концентрация металлов, мг/кг, не более: ванадия (0,3) натрия (0,5) натрия + калия (в сумме) — Плотность при 20 °С, г/см3, не более 0,81 – 0,88 Низшая теплота сгорания, МДж/кг 42,5 – 42,8 Примечание. Механические примеси и вода отсутствуют. В скобках приведены ори- ентировочные значения В качестве резервного топлива, когда основным топливом является при- родный газ, можно использовать как жидкое топливо, сохраняемое в топливных резервуарах (см. гл. 3.2), так и природный газ, поступающий по независимой газовой магистрали. Принципиальным является вопрос о давлении поступаю- щего на электростанцию магистрального природного газа. С учетом потерь в газораспределительном пункте ТЭС это давление на 0,3 – 0,5 МПа должно пре- вышать максимальное давление воздуха, направляемого из компрессора в ка- меры сгорания ГТУ: 3.7 В тех случаях, когда это условие не соблюдается, необходима установка дожимных компрессоров повышения давления газа. Необходимо иметь в виду, что в дожимных компрессорах все элементы, входящие в соприкосновение с газовым топливом, нельзя смазывать маслом. Можно использовать соответствующие подходящие материалы (тефлон и т.п.). Все шире применяется подогрев используемого в ГТУ топлива (природ- ного газа). Этот подогрев строго контролируется фирмами-производителями оборудования, которые указывают его предельное значение (для ГТУ V 94,2 фирмы Siemens, например, не более 150 °С), связанное с конструкцией и па- раметрами камеры сгорания. Газы, используемые в камерах сгорания ГТУ, в которых объемная кон- центрация водорода Н2 свыше 1 % и/или ацетилена С2Н2 более 0,1 %, могут сжигаться только в диффузионном турбулентном пламени (см. далее). В про- 35 тивном случае (например, в режиме предварительного смешения воздуха и топлива и создания обедненной смеси) существует опасность раннего возгора- ния, детонации и полного разрушения горелок. К камерам сгорания современных энергетических установок предъявля- ется большое число различных требований, регламентирующих их экономич- ность, надежность и ограниченный выброс вредных веществ (экологические требования). При проектировании энергетических установок обеспечить пыта- ются все требования, но не всегда это удается. Рассмотрим подробнее эти требования. Экономичность работы камеры сгорания оценивают, прежде всего, ко- эффициентом полноты сгорания топлива (тепловой КПД камеры сгорания): 3.8 Где QI – количество теплоты, выделяющееся в рабочем объеме камеры сгорания при горении топлива за единицу времени и затрачиваемое на нагрева- ние воздуха, поступающего из компрессора, кВт; QII — полное количество теплоты, которое может выделиться за единицу времени при сгорании топлива в камере сгорания ГТУ, кВт. В расчетном режиме современные камеры сгорания энергетических ГТУ характеризуются высокой экономичностью: ηкс = 0,98 – 0,99, а в диапазоне воз- можных рабочих нагрузок ηкс = 0,95 – 0,99. Другим показателем экономичности (эффективности работы) КС служит коэффициент восстановления полного давления, оценивающий потери давле- ния рабочего тела в камере сгорания: 3.9 где р*нт, р*кк — полные давления газов перед газовой турбиной и воздуха за компрессором, МПа; Δр*кс — общие потери полного давления (потери на трение Δр*тр, турбу- лентные потери Δр*турб , потери в потоке при подводе теплоты Δр*т), МПа: 3.10 В современных камерах сгорания энергетических ГТУ значение σ* ≥ 0,97. Увеличение этого значения — одна из основных задач проектирования камер сгорания (КС), так как рост потерь Δр*кс на 1 % приводит к уменьшению мощ- ности ГТУ в среднем на 1 % в зависимости от степени повышения давления в компрессоре π*к и температуры газов перед газовой турбиной Т*нт. Надёжность работы камеры сгорания ГТУ можно оценить рядом крите- риев. Во-первых, это теплонапряженность рабочего объема камеры сгорания 36 UV, Вт/(м 3∙Па), и ее сечения UF, Вт/(м 2∙Па). Они определяют соответствующие габаритные размеры и металлоемкость: 3.11 3.12 здесь Вгт — массовый расход топлива в КС ГТУ, кг/с; — низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; ηкс — коэффициент полноты сгорания топлива в КС; Vкс – внутренний объем огневой зоны пламенной трубы КС, м 3; Fкс — площадь наибольшего поперечного сечения пламенной трубы КС, м2. Камеры сгорания энергетических ГТУ характеризуются следующими ве- личинами: UV = 80 – 200 Вт/(м 3 ∙ Па) и UF = 50 – 300 Вт/(м 2 ∙ Па). Надежность работы КС ГТУ обеспечивается запасом значений парамет- ров но отношению к критическим значениям тепловых или механических нагрузок материалов пламенных (жаровых) труб и корпусов. Задают относи- тельно небольшую неравномерность поля температуры газа на выходе из каме- ры сгорания: 3.13 где T*max, T*min — соответственно максимальная и минимальная темпера- тура торможения отдельных струй потока газа в выходном сечении КС; Т*ср — средняя (расчетная) температура торможения потока газа за КС. В энергетической ГТУ δТ ≤5 – 10 %. Надежность работы камеры сгорания в отношении организации рабочего процесса оценивают так называемой срывной характеристикой, представляю- щей собой зависимость расхода воздуха GB = f(αкс). Здесь αкс — общее значе- ние коэффициента избытка воздуха в КС. Рабочие режимы должны обеспечи- вать достаточное удаление от границ срыва пламени при горении как богатой (избыток воздуха α < 1), так и бедной смеси топлива и воздуха (α > 1). Срывная характеристика зависит от конструкции КС, параметров воздуха, вида сжигае- мого топлива и способа его подачи. Камеры сгорания должны обеспечивать формирование начальной темпе- ратуры газов Т*г перед газовой турбиной, надежный и быстрый пуск ГТУ, устойчивую работу на различных режимах, автоматический переход с основ- ного на резервное топливо. Они должны иметь Достаточную долговечность конструкции, удобство и безопасность эксплуатации, ремонтопригодность. В 37 них не должно образовываться нагара, нарушающего нормальную эксплуата- цию деталей КС и проточной части газовой турбины. Экологичность работы КС энергетических ГТУ приобретает все большее значение из-за ужесточения норм выбросов вредных веществ в окружающую среду. При эксплуатации ГТУ такими вредными веществами являются: оксиды азота NO и NO2, обозначаемые NO*, оксид углерода СО, несгоревшие в резуль- тате неполного сгорания углеводороды, оксиды серы SO2 и SO3, обозначаемые SOx, и твердые частицы. Несгоревшие углеводороды включают в себя летучие органические соединения, которые способствуют образованию атмосферного озона. Большая часть оксидов азота (термических оксидов) образуется в процес- се сжигания топлива в КС. Оксиды азота образуются также в результате связи азота, присутствующего в самом топливе, с кислородом — топливно-связанный азот. Термические оксиды азота образуются в результате химических реакций. В соответствии с механизмом Зельдовича скорость образования этих оксидов имеет экспоненциальную зависимость от температуры пламени. Следователь- но, количество образующихся оксидов азота является функцией не только тем- пературы пламени, но также и времени, в течение которого смесь горячих газов находится при температуре пламени (рисунок 3.10). Рисунок 3.10 – Зависимость образования термических оксидов азота от температуры газов и времени пребывания этих газов в зоне максимальных тем- ператур: (для сухих газов при объемной концентрации кислорода 15 %; топливо — при- родный газ, температура воздуха после компрессора 400°С) L, мс — время пребывания газов в зоне максимальных температур L — 150 мс — в выносных КС; L = 30 мс — в кольцевых КС; L = 15 мс — для КС нового поколения. 38 Эта зависимость является линейной функцией времени. Таким образом, температура и время нахождения газов при этой температуре определяют уров- ни выхода термических оксидов азота и являются важнейшими переменными, которыми конструктор должен оперировать, чтобы снизить выбросы NOx. Скорость образования оксидов азота уменьшается по мере обеднения топливной смеси (α > 1) в зоне пламени, т.е. по мере уменьшения его темпера- туры. По той же причине для снижения выбросов вредных веществ в КС впрыскивают воду (пар) в количестве DB < (0,5 – l,5)BT — так называемые мок- рые камеры сгорания. Минимальных уровней оксида азота можно добиться, применяя сухие КС с обедненной топливной смесью. Высокие экологические показатели КС и всей ГТУ можно получить тре- мя основными методами: а) применением мокрых КС обычной конструкции с диффузионным фа- келом и впрыском воды (пара); б) применением микрофакельного многоступенчатого сжигания обед- ненной топливной смеси в сухих КС; в) дополнительным использованием каталитической очистки выходных газов ГТУ. Современные энергетические ГТУ при использовании природного газа дают низкие уровни выбросов оксида азота и углекислого газа (в пределах 10 – 40 ppm, т.е. 10 – 40 частей на миллион по объему в сухом состоянии при объ- емной концентрации O2 15 %). Под терминами «концентрация NOx», «содержание NOх» и «уровень NOx» обычно подразумевается количество NOx, ppm (объемных частей на млн). Содержание NOx часто указывается в миллиграммах на нормальный ку- бический метр. Для перевода из одних единиц в другие (во влажном или сухом газе) можно использовать зависимость: 3.14 Типы камер сгорания и их конструктивные схемы, особенности сжи- гания топлива. Камеры сгорания энергетической ГТУ — устройства, предназначенные для преобразования химической энергии топлива в тепловую энергию рабочего тела, имеющего параметры, соответствующие требованиям технологического процесса. Заданный температурный уровень продуктов сгорания перед ГТ обеспечивается подачей воздуха в количестве, превышающем необходимое для полного сгорания топлива. Тип КС и ее конструкция зависят от назначения, компоновки, направле- ния потоков рабочего тела, количества горелок и др. Камеры сгорания энергетических ГТУ подразделяются: по назначению (основные, промежуточного подогрева газов, дожигания топлива — в схемах ПГУ); 39 компоновке в схеме ГТУ (выносные (рисунок 3.11), расположенные ря- дом с ГТУ и соединенные трубопроводами подвода воздуха, топлива и отвода газов; встроенные, имеющие общий корпус с ГТ и компрессором); конструкции корпуса и пламенных труб (кольцевые (рисунок 3.12, а, е); трубчато-кольцевые (рисунок 3.12, б и д) и секционные (рисунок 3.12, в, г)); количеству горелок в одной пламенной трубе (одногорелочные и много- горелочные). Рисунок 3.11 – Пример компоновки выносных КС энергетической ГТУ (V94.3 фирмы Siemens): 1 — свежий воздух; 2 — компрессор; 3 — камера сгорания; 4 — горелка, 5 — пламенная труба и впускная коробка горячих газов; 6 — турбина; 7 — отходя- щий газ газовой турбины; 8 — генератор. 40 Рисунок 3.12 – Схемы конструкций встроенных КС энергетических ГТУ (вид со стороны компрессора): а, е – кольцевые, б, д – трубчато-кольцевые; в, г – секци- онные; 1 – вал ротора ГТУ; 2 – наружная обечайка кольцевой пламенной трубы; 3 – наруж- ный (кольцевой) корпус камеры сгорания; 4 – внутренний корпус, 5 – внутренняя обечайка кольцевой пламенной трубы, 6 – форсунки; 7 – отдельные пламенные трубы; 8 – патрубок для переброски пламени; 9 – корпус; 10 – кожух вала, 11 – пламенная труба, 12 – завихри- тель. 41 Выносные камеры сгорания располагаются перпендикулярно или парал- лельно продольной оси ГТУ, их легче компоновать, обслуживать и ремонтиро- вать. Наличие длинных газоходов между КС и ГТ улучшает перемешивание продуктов сгорания с воздухом. Одновременно увеличиваются потери напора, масса и габаритные размеры установки. Такие КС получили применение в рос- сийских ГТУ типа ГТ-25-700, ГТЭ-35-770, а также в конструкциях ГТУ ряда зарубежных фирм АВВ и Siemens. Вместе с тем в последнее время российские и зарубежные производители энергетических ГТУ отказываются от использования выносных КС. Кольцевая КС отличается компактностью и легкостью конструкции и располагается между компрессором и ГТ вокруг вала ГТУ. Ее рабочий объем представляет собой сплошное кольцевое пространство между внутренними и наружными обечайками пламенных труб. Число форсунок выбирается таким, чтобы фронт пламени полностью заполнял сечение кольцевого пространства пламенной трубы. В трубчато-кольцевой КС внутренний и наружный корпусы, как и в коль- цевой КС, — общие. Потоки газов, выходящие из пламенных труб, объединя- ются в кольцевом газосборнике непосредственно перед сопловым аппаратом КС. Число пламенных труб выбирают в зависимости от сечения передней части газовой турбины в пределах от 6 до 12. Пламенные (жаровые) трубы соединены между собой патрубками переброса пламени этих труб. При пуске ГТУ пере- броской пламени от горящего факела пусковых горелок обеспечивается вос- пламенение топлива во всех пламенных трубах. Эти же патрубки способствуют восстановлению горения при срыве факела в одной из пламенных труб и вы- равниванию давления газов в них. Секционная КС состоит из отдельных блоков пламенных труб со своими корпусами и переходниками, подводящими газы к сопловому аппарату ГТ. Ра- бота каждого блока автономна, но имеются патрубки переброса пламени. Число форсунок в каждой секции зависит от габаритных размеров пламенной трубы и ее конструкции. В КС энергетической ГТУ фирмы Siemens (рис. 3.14) таких форсунок по 5 шт. в каждой пламенной трубе. Переход от выносных (бункерных) КС к встроенным КС имеет следую- щие причины: - использование встроенных в конструкцию ГТУ КС позволяет осуще- ствить заводскую сборку, испытания и отгрузку всей установки без промежу- точной сборки; - обеспечивает формирование температурного профиля газов на входе в ГТ, что повышает срок ее службы; - легче производить текущее обслуживание и ремонт; - переходные участки, соединяющие встроенные КС и ГТ, имеют мень- шие размеры. Они менее подвержены механическим повреждениям динамиче- скими усилиями, возникающими в КС. Менышая длина системы с большим числом КС обеспечивает более высокие частоты акустических колебаний, что уменьшает вероятность попадания их в резонанс с колебаниями давления го- рящего газового потока; 42 - во встроенных КС образуется меньше оксидов азота благодаря лучшему перемешиванию и меньшему времени нахождения топливной смеси в камере; - повышение начальной температуры газов в современных ГТУ позволя- ет уменьшить размеры КС; КС с меньшими габаритными размерами могут быть разработаны и пол- ностью опробованы на лабораторных стендах фирмы-производителя. Это га- рантирует совпадение их характеристик с рабочими в процессе эксплуатации. Способ подачи топлива в КС определяется его видом. Газообразное топ- ливо вводится с помощью горелок в виде колпачка с просверленными дозиру- ющими отверстиями. Горелки бывают регистровыми или диффузионными с выходом газа через круглые или щелевые отверстия, струйно- стабилизаторными, многоканальными и др. Жидкое топливо дозируется в КС с помощью форсунок центробежного типа, в которых предусмотрено несколько тангенциальных каналов. Сильно за- крученный поток топлива выходит из сопла форсунки в виде конической пеле- ны с определенным углом раскрытия. В энергетических ГТУ обычно используют комбинированные горелки для сжигания газообразного и жидкого топлива. Ведущие производители энергетических ГТУ непрерывно совершен- ствуют конструкцию КС, добиваясь высокой эффективности выгорания топли- ва во всем диапазоне нагрузок при минимальном выбросе вредных веществ. Процесс горения топлива в КС энергетических ГТУ сложнее, чем в то- почных камерах других энергетических установок. При относительно невысо- ких температурах химическая реакция горения протекает достаточно медленно, а потребление кислорода во много раз меньше возможности его доставки к фронту пламени, который разделяет топливовоздушную смесь и продукты сго- рания. Общая скорость реакции ограничена кинетикой химического реагирова- ния на поверхности, и эту температурную область реакций называют кинетиче- ской областью горения. При высоких температурах процесса общая скорость реакции определяется условием подвода кислорода. Доставляемый диффузией к поверхности кислород мгновенно вступает в реакцию, а его концентрация у поверхности приближается к нулю. Формируется диффузионная область горе- ния. Таким образом, скорость процесса горения при смешении струй топлива с воздухом ограничивается не химической реакцией, а более медленными диф- фузионными процессами массообмена. Такие КС называют диффузионными. Диффузионный факел способен устойчиво гореть в смеси, имеющей раз- ный состав, но плотность теплового потока и устойчивость скорости его исте- чения невелики. Эти недостатки могут быть устранены искусственной стабили- зацией горения и интенсификацией смесеобразования. Происходящее при этом смещение процесса горения из диффузионной области в кинетическую сопро- вождается заметным повышением его чувствительности к избытку воздуха. Становится невозможной работа при большом избытке воздуха. Классическим путем выхода из этого положения является разделение воздуха на первичный и вторичный. 43 На рисунке 3.13 представлена принципиальная схема и конструкция од- ноступенчатой КС энергетической ГТУ. В ней выделены две зоны: горения и смешения. Рассмотрим основные принципы организации рабочего процесса в такой КС ГТУ. Рисунок 3.13 – Принципиальная схема (а) одноступенчатой КС энергети- ческой ГТУ и ее конструкция (б): 1 – корпус, 2 – пламенная труба; 3 – форсунка, 4 – за- вихритель воздуха (регистр), 5 – трубка, 6 – выдвигаемое запальное устройства (свеча), 7 – сжатый воздух после компрессора GB, 8 — воздух для сжигания топлива G1; 9 – охлаждаю- щий воздух GOXЛ, 10 – воздух формирования температуры газов перед ГТ G2; 11 – переход- ной патрубок; 12 – вход в ГТ (направляющие лопатки первой ступени); Gв, G1, Gохл, G2 – воздух, поступающий соответственно в камеру сгорания, через регистр, через щели охла- ждения н в смеситель, Gг – количество продуктов сгорания, поступающих в ГТ; Т – топливо, поступающее в форсунку, βф – угол раскрытия топливного факела; ЗОТ – зона обратных то- ков; Lог – зона горения, Lсм – зона смешения. В соответствии с вышеизложенным КС ГТУ разделены на две зоны. Де- ление осуществляется либо по воздуху (рис.3.13, а и 3.14, б), либо по топливу (рис.3.14, а). Температура газов в начале турбины находится на уровне 1100 – 1300 °С и имеет тенденцию к увеличению. Рост температуры ограничен жаро- прочностью и жаростойкостью материалов. Для удержания температуры на 44 названном уровне необходимо повышать избыток воздуха в газах, который мо- жет колебаться в пределах αкс = 2,5 – 4. Температура воздуха после компрессо- ра в зависимости от степени повышения его давления составляет 300 – 350 °С, а скорость потока воздуха доходит до 50 м/с. Ни одни вид органического топлива при таких условиях (скорости, температуре потока, избытке воздуха) быстро и качественно гореть не может. Рисунок 3.14 – Схемы разделения рабочего тела в КС но топливу (а) и по воздуху (б). В пространстве, ограниченном корпусом КС (пламенной трубы), выделя- ют зону горения. В эту зону поступает только часть общего количества воздуха Gx. Вместе с топливом эта часть воздуха обеспечивает образование высокоре- акционной смеси, сгорающей достаточно быстро при высокой температуре. Другая часть воздуха G2 подастся в зону смешения, где формируется заданная начальная температура газов перед турбиной Гн т. Небольшое количество воз- духа GOXJI через специальные щели и отверстия охлаждает корпус и детали 45 пламенной трубы. На рисуноке 4-15 приведен пример охлаждения стенок КС ГТУ V94.2 и V94.3 фирмы Siemens. Рисунок 3.15 – Охлаждение стенок камер сгорании ГТУ V94.2 (а) и V94.3 (б) (фирмы Siemens). Стабильное горение движущейся топливовоздушной смеси возможно при равенстве скоростей потока и распространения пламени. Для этого применяют специальные технические решения. Прежде всего стремятся турбулизировать поток в зоне горения, что интенсифицирует процесс тепло- и массообмена, улучшает смесеобразование и увеличивает скорость распространения пламени. Для турбулизации потока используют лопаточные завихрители или плохо обте- каемые тела, располагаемые во фронтовом устройстве пламенной трубы. За этими элементами возникает зона обратных токов (ЗОТ) с пониженным стати- 46 ческим давлением, создается эжекция газа кольцевой струей, вытекающей из лопаточного завихрителя. Это стабилизирует положение фронта пламени и обеспечивает зажигание всей топливной смеси. При такой аэродинамической рециркуляции происходит перенос горящего топлива навстречу поступающим свежим порциям топлива. За счет теплоты подсасываемых к корню факела про- дуктов сгорания происходят подогрев, испарение и зажигание свежих порций топлива. 1. Подвод первичного воздуха по длине зоны горения осуществляется не сразу, а в определенной последовательности, основанной на теоретических представлениях, экспериментальных и эксплуатационных данных. Средняя температура газов в зоне горения должна быть не ниже 1500 °С. 2. Переход к микрофакельному сжиганию топлива с увеличенным числом горелок (например, в кольцевых камерах сгорания 100 – 150 шт.) сокращает длину пламени факелов и общую длину КС. Сжигание топлива в КС энергетических ГТУ характеризуется изменением параметров сжимаемого в компрессоре воздуха, нагрузки и режима работы. По- этому в таких условиях возможен еще один способ стабилизации процесса го- рения — применение дежурных горелок, являющихся источником постоянного поджига топлива. Перечисленные технические решения не всегда позволяют добиться удо- влетворительных экологических показателей работы КС энергетических ГТУ, конструкции которых были рассмотрены выше. В определенных режимах их переводят в так называемый мокрый режим работы, впрыскивая в поток газов определенное количество воды (пара). Обычно т = Gвод/Bгт = 0,5 – 1,5. Впрыск воды снижает интенсивность теплообразования и температуру газов приблизи- тельно на 2 %, увеличивая мощность ГТУ примерно на 3%. При этом удается снизить уровень выбросов оксидов азота NOx приблизительно до 40 ppm и ни- же. Побочными явлениями такого решения являются: - сокращение периодов между профилактическими техническими осмот- рами и срока службы оборудования; - дополнительные затраты на подготовку и впрыск воды (пара) и др. Зна- чительным прорывом в проектировании современных КС энергетических ГТУ является переход к двухступенчатым камерам сгорания с предварительным смешением топлива и воздуха, способным работать как на газообразном, так и на жидком топливе. На рисунке 3.16 приведена принципиальная схема двухступенчатой КС, спроектированной и опробованной в работе фирмой General Electric и имеющей маркировку DLN (Dry Low NOx — сухие низкие NOx). Конструкция такой КС включает в себя четыре основных компонента: систему впрыска топлива, пла- менную (жаровую) трубу, сопло Вентури, центральную секцию пламенной тру- бы. 47 Рисунок 3.16 – Принципиальная схема КС типа DLN (фирмы General Electric). Эти компоненты объединены в общую конструкцию и образуют две сту- пени КС. В режиме предварительного приготовления топливной смеси первая ступень КС служит для тщательного перемешивания топлива с воздухом и по- лучения однородной бедной, несгоревшей топливовоздушной смеси для подачи ее во вторую ступень КС.. Рост экологических требований к новым модификациям энергетических ГТУ отразился и в разработках крупного энергетического концерна Siemens (Германия). Первоначально фирма повсеместно применяла выносные КС (ри- сунок 3.17) с диффузионными горелками. Температура пламени в этих случаях снижалась благодаря впрыску воды или пара. Такая «влажная» технология поз- воляла уменьшить эмиссию NOx до 50 ppm. Еще более низких выбросов удава- лось достичь при использовании природного газа путем его перемешивания с определенным объемом пара еще до подачи в КС. 48 Рисунок 3.17 – Функциональная схема газовой турбины типа V94.3 (фир- мы Siemens) с выносными КС и диффузионными горелками. Основной недостаток влажной технологии заключается в увеличенном потреблении обессоленной воды. Поэтому следующим технологическим шагом специалистов фирмы была разработка горелок предварительного смешения без применения пара или воды (так называемая сухая технология), в которых обес- 49 печивались экстремально низкие эмиссионные значения NOx. На участке пред- варительного смешивания формируется гомогенная смесь из топлива и воздуха, которая позже вступает в реакцию горения в КС. Вместе с тем такие горелки имеют важный недостаток, заключающийся в весьма узком рабочем диапазоне устойчивого процесса горения. При избытке воздуха α = 1,85 пламя предвари- тельного смешивания затухает. Фирме Siemens удалось решить эту проблему, стабилизировав пламя потоков предварительного смешивания небольшим пи- лотным (дежурным) пламенем, и расширить диапазон стабильной работы. Приведенные выше разработки позволили фирме Siemens создать так называемую гибридную горелку (рисунок 3.18), которая при низких нагрузках работает в качестве диффузионной, а при повышении нагрузки ГТУ позволяет переключаться в режим предварительного смешения. При работе на природном газе горелка имеет три системы сопл: - сопла диффузионной горелки; сопла горелки предварительного смеше- ния; - сопла пилотной горелки (используемой в режиме предварительного смешения). 50 Рисунок 3.18 – Разрез гибридной горелки фирмы Siemens. Переключение с одного вида сопл на другой осуществляется автоматиче- ски без останова ГТУ специальными шаровыми кранами . Выбросы вредных веществ с выходными газами ГТУ в соответствии с требованиями современных стандартов должны быть снижены. С этой целью разрабатываются все новые типы КС ГТУ.; . 51 3.2 Система топливоснабжения ГТУ (ПГУ) Основным топливом для блоков ПГУ является природный газ, в качестве аварийного для газовых турбин предусматривается дизельное топливо. В настоящее время газоснабжение осуществляется от городского газо- провода высокого давления 1.2 МПа до ГРП ТЭЦ. При установке парогазового оборудования необходим газ давлением 2,5- 3,0 МПа. В соответствии с п.1.5 СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» прокладка газопроводов давлением свыше 1,2 МПа по территории населенных пунктов запрещена, подача газа давлением 2,8-З,0 МПа для газотурбинных установок непосредственно на площадку ТЭЦ не представляется возможной. Это предопределяет технологическую необходимость установки дожим- ных газовых компрессоров для подачи газа на газовые турбины непосредствен- но на ТЭЦ в увязке с общей схемой газоснабжения ГТУ. Для повышения давления газа перед газовыми турбинами до требуемого уровня 2,5-3,0 МПа предусматривается установка: дожимных газовых компрес- соров (ДГК) блочного типа, как правило 2×100% производительности. Давление на входе в компрессор 1,2 МПа, давление на выходе - 2,7 МПа. Категория по взрывопожароопасности – «А». По периметру, на расстоянии 8 м от ДГК, предусматривается сетчатое ограждение. Работа ДГК автоматизирована и осуществляется без постоянного эксплу- атационного персонала. Компрессоры оснащены, в необходимом объеме, предохранительными устройствами, технологическими измерениями, защитами и блокировками. Хозяйство дизельного топлива предназначено для приема, хранения, подготовки и подачи жидкого топлива на газотурбинные установки и проекти- руется по "Руководящим указаниям по проектированию хозяйств жидкого топ- лива газотурбинных и парогазовых установок ТЭС".РД 34.44.102-97. В состав хозяйства входят: - приемно-сливное устройство на две цистерны; - насосная дизельного топлива; - склад дизельного топлива с двумя наземными металлическими ре- зервуарами (вместимость определяется расчётом). Подача дизельного топлива на ТЭЦ предусматривается железнодорож- ным транспортом в цистернах. Возможна также доставка топлива автотранс- портом. Один резервуар является расходным, другой – отстойным. Резервуары хранения топлива оборудуются дыхательными клапанами с огнепреградителями, обеспечивающими избыточное давление внутри резервуа- ра до 200 мм вод.ст. Отбор дизельного топлива из расходного резервуара для подачи его на сжигание предусматривается плавающим заборным устройством с верхних слоев. Для дегазации и очистки резервуаров предусматривается подача в них пара. Принципиальная схема топливоснабжения приведена на рисунке 3.19. 52 Рисунок 3.19 – Принципиальная схема топливоснабжения ПГУ: 1 – газопровод высокого давления Р = 1,2 МПа; 2 – газопровод высокого давления Р = 2,7 МПа; 3 – трубопровод дизтоплива на ГТУ Р = 0,7 МПа; 4 – трубопровод обратной ре- циркуляции дизтоплива Р = 0,7 МПа. Дожимные компрессорные станции (ДКС). Дожимные компрессорные станции используют в основном компрессора: винтовые, центробежные, поршневые. На примере двухвинтового дожимного компрессора типа VPT 2500 – 27,5 WCV рассмотрим основные особенности газодожимных компрессорных стан- ций и их типы. Назначение ДКС – подача природного газа необходимых параметров в камеру сгорания газовой турбины. Компрессорная установка монтируется в двух контейнерах, соединенных между собой, которые являются защитой от шума и внешних погодных усло- вий. Основой компрессорной установки является маслонаполненный двухро- торный винтовой компрессор с приводом от электрического двигателя, систе- мами смазки, охлаждения и фильтрации. Установка оборудуется также систе- мами отопления, вентиляции, кондиционирования, газообнаружения, пожаро- обнаружения. Для подавления шумов ниже 85 дБ вне компрессорного помещения си- стема вентиляции оснащается жалюзями и кулисными шумоглушителями. Тепло выделяемое в процессе сжатия газа отводится при помощи газо- водяного и масло-водяных теплообменников, воздушно-водяного теплообмен- ника главного двигателя компрессора. Охлаждающей средой системы охлажде- 53 ния служит вода, качество которой регламентируется. В компрессорном помещении устанавливается система газообнаружения состоящая из 5 датчиков газообнаружения и система пожарообнаружения, со- стоящая из 5 датчиков реагирующих на задымление в контейнере. Для поддержания рабочей температуры (18-30 °С) воздуха в компрессор- ном помещении устанавливаются ребристые радиаторы 7 штук, система венти- ляции и кондиционирования. Для работы компрессорной установки необходимо, чтобы температура масла в системе смазки и охлаждения компрессора была не ниже 40 °С, для че- го используются электрические маслонагреватели. Компрессорная установка обеспечивает подачу необходимого количества газа на газовую турбину, повышая его давление от 10,1 – 11 бар(изб) до 26,5 бар(изб). При снижении давления всасывания до 9,1 бар (изб) компрессор будет компремировать давление газа до необходимых параметров (26,5 бар (изб)), но не обеспечит номинальный расход газа (52 858 нм3/час). При снижении давле- ния газа на всасе компрессора до 7,5 бар (изб) установка отключится по пони- жению давления на всасе компрессора. Пуск компрессора осуществляется из контейнера управления компрессо- ром или при помощи компьютера управления ГТ. Для обеспечения работы пневмоарматуры и продувки электродвигателя компрессора перед пуском имеется воздушный винтовой компрессор с систе- мой осушения сжатого воздуха расположенный в дополнительном контейнере. Давление сжатого воздуха - 0,6 МПа (изб). Для защиты компрессора от возможного попадания крупных механиче- ских частиц на подводящем газопроводе предусмотрен сетчатый фильтр с раз- мером ячейки сетки 0,3 мм. Для защиты основных маслонасосов от возможного попадания крупных механических частиц на всасе этих насосов установлены фильтры выполнен- ные в виде сетки с ячейкой 0,25 мм Сжатие газа происходит в винтовом компрессоре с впрыском масла в об- ласть сжатия, что позволяет обеспечить уплотнение и смазку роторов, а также первичное охлаждение газа. После сжатия в компрессоре газо-масляная смесь поступает в маслобаки где установлены фильтрующие подушки предназначен- ные для первичного отделения газа от масла, далее маслосепараторы, где про- исходит основное отделение масла от газа. После сепарации газ поступает в га- зо-водяной теплообменник, где происходит его охлаждение, а далее в парал- лельно установленные фильтры-сепараторы, в которых происходит оконча- тельная очистка газа от масла (заводом-изготовителем допускается унос масла на газовую турбину до 5 мг масла/нм3 газа). Отсепарированное в фильтрах- сепараторах масло по дренажным трубопроводам через дроссельную шайбу по- ступает на всас компрессора. Для повышения степени защиты газовой турбины от выноса масла имеется так называемый «полицейский» фильтр. В случае вы- хода из строя предвключеных фильтров-сепараторов масло собирается в «по- лицейском» фильтре, вследствие чего, по достижении определенного уровня масла (~20 л) в «полицейском» фильтре срабатывает датчик, компрессор раз- 54 гружается и отключается. Далее газ через обратный клапан поступает на топ- ливный блок газовой турбины. Масло отсепарированное в маслосепараторах поступает из маслобаков на всас насоса, далее в напорную линию, на которой установлен автоматический регулятор, который регулирует перепад «масло на впрыск в компрессор – газ на выходе из маслобаков» и поддерживает его на уровне – 3 бара. Также на напоре насосов установлены предохранительные перепускные клапаны, которые при перепаде давления ∆Р=6,5 бар и более перепускают масло с напора насосов об- ратно в маслобак. Далее масло попадает в маслоохладитель, где охлаждается до температуры менее 60 °С и, проходя через основные маслофильтры, поступает на впрыск компрессора и в контур управляющего масла. Для защиты трубопроводов и оборудования ДКС на трубопроводе нагне- тания компрессора установлен предохранительный клапан (давление срабаты- вания 32 бар (изб)) с выходом на продувочную свечу в атмосферу. Для смазки подшипников компрессора установлена автономная маслоси- стема. В случае превышения температуры масла более 65 °С, появляется пре- дупреждающее сообщение о высокой температуре и при превышении темпера- туры более 95 °С происходит аварийное отключение компрессора). Таблица 3.4. Основные технические характеристики двухвинтового дожимного компрессора типа VPT 2500-27,5 WCV. Параметры Показатели Единицы из- мерения Рабочая среда Природный газ Давление на всасывании 11,1-13,42 бар (абс) Рабочее давление 27,5 бар (абс) Сжатие одноступенчатое Производительность 52 858 нм3/час Мощность гл. двигателя компрессора 2500 кВт Мощность на валу компрессора 2240 кВт Частота вращения 2990 об/мин Охлаждающая среда ~ 235 м3/час Температура газа на входе, min 10-20 °С Температура газа на выходе, max 50 °С Общее количество масла 2000 литр Уровень звука без контейнера 92 дБ(А) Уровень звука с контейнером 85 дБ(А) Потребность охлаждающего воздуха ~ 24 000 м3/час Допустимая температура окружающей среды От -24 до +40 °С Компрессор винтовой, двухроторный, работающий по принципу вытес- нения (рисунок 3.20). Оба ротора снабжены зубьями винтовой формы, которые 55 вращаются с очень малыми зазорами между собой и корпусом. Ведущий ротор имеет 5(4) зубьев, ведомый ротор, вращающийся веду- щим ротором – 6 зубьев ассиметричной формы профиля. Подшипники скольжения воспринимают радиальные усилия, радиально- упорный шарикоподшипник – осевые усилия. Приводной вал уплотняется маслонепроницаемым и ненагруженным мас- лоуплотнительным кольцом. Процесс сжатия происходит одновременно во всех полостях роторов. До окончания процесса нагнетания в одной полости начинается нагнетание в дру- гой. Таким образом, обеспечивается непрерывный поток без пульсаций. Рисунок 3.20 – Схема винтового компрессора. Блок компрессора уплотнен на конце ведущего вала газонепроницаемым и маслонепроницаемым контактным уплотнительным кольцом. Уплотнение функционирует как при остановленном, так и при работающем компрессоре. Система уплотнений рассчитана на конечное давление сжатия. Уплотнение осуществляется вертикально расположенным кольцом из угольного графита, которое упирается в осевом направлении во вращающееся хромоникелевое кольцо. При остановке компрессора уплотнение обеспечивается силой пружины. При работающем компрессоре уплотнение усиливается гидравлически устанавливаемым давлением смазочного масла. Смазка и охлаждение контакт- ного уплотнительного кольца осуществляется из контура смазочного масла, где производится контроль давления и температуры. Рециркуляция смазочного масла и растворенного в нем газа происходит внутри по каналам к стороне всасывания, имеющей меньший уровень давления, 56 и затем обратно в циркуляционный контур смазочного масла. Для нормального функционирования контактного уплотнительного коль- ца требуется смазочный материал. Поэтому малое количество смазочного мате- риала выходит из уплотнения как утечка. Утечки направляются через отверстие ниже уплотнительного кольца, че- рез гибкий трубопровод в поддон утечек (временная канистра). Количество ожидаемых утечек составляет приблизительно 1см3/час. Регулирование производительности компрессора осуществляется в зави- симости от нагрузки ГТУ. Имеется 2 контура регулирования. 1 контур регулирования. Для достижения плавного регулирования производительности компрес- сора, под роторами, в нижней части корпуса расположен регулирующий шибер (золотник), перемещаемый в осевом направлении. Золотник регулирует объем- ный расход газа через компрессор. Благодаря оптимальному профилю шибера величина максимального объема полости между зубьями изменяется в диапа- зоне 10-100%. Золотник перемещается гидравлическим цилиндром двойного действия. Управление цилиндра осуществляется пропорциональным клапаном, посред- ством подачи в цилиндр управления масла из системы смазки. Положение золотника регистрируется датчиком перемещения, дающим выходной сигнал в систему управления. При вращении роторов на стороне всасывания компрессора (вверху) между каждой парой зубьев ведущего и ведомого роторов образуется изменя- ющаяся в объеме V-образная рабочая область, которая сначала увеличивается от нуля до максимума (режим всасывания). Во время этой фазы рабочая об- ласть соединена с всасывающим трубопроводом компрессора. При дальнейшем вращении рабочая область отсекается от зоны всасывания корпусом компрес- сора, охватывающим роторы, и на стороне нагнетания (внизу) непрерывно уменьшается до достижения регулирующей кромки, выполненной в корпусе компрессора, соединяющей с нагнетательным патрубком (режим сжатия). По- ложение этой регулирующей кромки определяет величину сжимаемого объема и, следовательно, величину достигаемого конечного давления. В завершении процесса сжатия рабочий объем уменьшается в результате вращения. Сжимае- мый газ пять раз полностью выталкивается в нагнетательный патрубок при каждом обороте ведущего ротора так, что в противоположность поршневому компрессору обеспечивается практически непрерывная подача, а также отсут- ствие какого-либо мертвого пространства. В случае снижения давления газа на всасе компрессора ниже 9 бар (изб) золотник переходит в положение поддержания давления всасывания, для чего автоматически снижает нагрузку компрессора для обеспечения требуемого дав- ления газа на входе в компрессор. 2 контур регулирования Регулирование нагрузки ДКС осуществляется байпасным регулятором, 57 перепускающим газ с напорного во всасывающий трубопровод компрессора. В случае повышения давления газа на выходе из компрессора более 27 бар (изб) регулятор обеспечивает сброс части газа во всасывающий патрубок для снижения давления в напорном трубопроводе. Работа байпасного регулято- ра обеспечивает стабильное давление газа на выходе компрессора. 3.3 Котлы-утилизаторы Котлы-утилизаторы (КУ) — важный элемент технологической схемы большинства ПГУ, выполняющий во всех случаях роль утилизатора теплоты выходных газов энергетической ГТУ. В зависимости от схем и ПГУ в КУ гене- рируется пар от одного до трех давлений, подогреваются вода и конденсат, вы- рабатывается технологический пар и др. Котлы-утилизаторы, спроектиро- ванные только для подогрева воды, называют еще газоводяными теплооб- менниками (ГВТО). Таким образом, КУ подразделяются на паровые, пар ко- торых используется для работы в паровых турбинах или направляется техно- логическим потребителям, водяные, в которых нагреваются сетевая вода, кон- денсат или питательная вода ПТУ энергоблоков, и комбинированные. По конструктивному исполнению и составу тепловой схемы КУ могут быть нескольких типов: а) горизонтальные или вертикальные. Последние выполняют подвесными или самоопорными; б) с естественной или принудительной циркуляцией и прямоточные. В определенных условиях в зависимости от вида сжигаемого в ГТУ топ- лива КУ снабжают дополнительно селективными катализаторами газов, значи- тельно снижающими в них концентрацию NOx. Место расположения катализа- тора в КУ определяется технологическим процессом. Восстановление оксидов азота происходит при впрыске в выходные газы ГТУ восстанавливающего агента — водного раствора аммиака при температуре 300 – 420 °С. Смесь ам- миак — выходные газы пропускается через катализатор. КУ могут быть оснащены дожигающими устройствами. В них в среде выходных газов ГТУ дополнительно сжигается топливо, это приводит к повы- шению и стабилизации температуры газов перед поверхностями нагрева КХ повышает его паропроизводительность. Расстояние от горелок камеры дожига- ния до поверхностей нагрева первого пакета труб должно быть не менее 5 м (для выравнивания температуры и скорости газового потока). Поверхности нагрева КУ делают из стальных труб с наружным оребрени- ем. Спирально-ленточное оребрение труб выполняют в заводских условиях на специальных установках с использованием токов высокой частоты. Это позво- ляет приваривать к трубам ленту различной толщины, конфигурации и размера. Крупнейшим производителем КУ и оребренных труб для их поверхно- стей нагрева в СНГ является АО «Подольский машиностроительный завод». Завод изготовляет оребренные трубы следующих параметров: диаметр 22 – 114 мм, толщина стенки 2 – 12 мм, высота ребра 5 – 25 мм, толщина ребра 0,8 – 2 мм, шаг витков оребрения 4 – 15 мм, максимальная длина оребренной трубы 58 22 м. Оребрение может быть сделано из углеродистых, легированных и аусте- нитных сталей. Помимо этого возможно также просечное оребрение труб. В модулях, из которых изготавливают КУ, масса оребренных труб достигает 45% его общей массы, а само оребрение уменьшает ее в среднем в 1,5 раза по срав- нению с гладкотрубными поверхностями нагрева. На рисунке 3.21 представлен котел-утилизатор с дожигающим устрой- ством. Рисунок 3.21– Котел-утилизатор вертикальной компоновки с дожигаю- щим устройством 59 3.4 Особенности паровых турбин для блоков ПГУ Паровую турбину, используемую для блоков ПГУ рассмотрим на приме- ре паровой турбины Т53/67-8,0 производства ОАО УТЗ, предназначенной для блока ПГУ – 230 МВт. Паровая теплофикационная турбина Т-53/67-8,0 с конденсационной уста- новкой и регулируемыми отопительными отборами пара предназначена для привода электрического генератора типа ТФ-80-2УЗ с воздушным охлаждением с частотой вращения ротора 50 с-1 (3000 об/мин) и отпуска теплоты для отопле- ния и горячего водоснабжения. Турбина работает в составе энергоблока ПГУ-230, состоящего из одной газотурбинной установки, котла-утилизатора и одной паротурбинной установ- ки. Преимущественный режим эксплуатации – на скользящих параметрах. Турбина работает совместно с конденсационной установкой. Турбина может работать по тепловому и электрическому графику. При работе по тепловому графику регулирующая диафрагма полностью закрыта и пропускает в конденсатор минимальное количество пара, величина которого зависит от зазоров между поворотным кольцом и телом диафрагмы и давления в камере нижнего отопительного отбора. Такой режим можно условно назвать режимом работы с противодавлением. При работе по электрическому графику тепловая нагрузка ограничена, в связи с чем, излишки пара поступают в ЦНД и конденсатор. На таком режиме регулирующая диафрагма частично или полно- стью открыта. Возможна работа турбины на чисто конденсационном режиме, на котором регулирующая диафрагма ЦНЦ полностью открыта. Поступающий в конденсатор пар охлаждает рабочие лопатки части низкого давления и отдает тепло охлаждающей воде. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при часто- те электрического тока в сети 50Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбины 50 с-1 (3000 об/мин). Принципиальная схема паровой турбины пред- ставлена на рисунке 3.22. 60 Рисунок 3.22 – Принципиальная схема паровой турбины. Турбина рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах пара (Таблица 3.5). 61 Таблица 3.5. Номинальные параметры пара Наименование параметра Значение Параметры пара контура высокого давле- ния (ВД) перед стопорным клапаном тур- бины: давление, МПа 7,7 температура, °С 488 расход пара, т/ч 212,5 Параметры пара контура низкого давления (НД) перед стопорными клапанами турби- ны: давление, МПа 0,7 температура, С 208 расход пара, т/ч 57,2 Давление в верхнем отопительном отборе, МПа 0,098 Охлаждающая вода, прохо- дящая через конденсатор расход, м /ч 8000 температура на входе в конденсатор, °С 20 Давление в конденсаторе на конденсационном режиме при номинальных расходе и температуре охлаждающей воды, кПа при β* = 1,0 9,7 при β = 0,75 12,5 * β – коэффициент, учитывающий степень загрязнения внутренней поверхности труб кон- денсатора: β = 1,0 – чистые трубы, β = 0,75 – максимальная допустимая степень загрязнения труб конденсатора. Мощность турбины на зажимах генератора при номинальных параметрах пара и охлаждающей воды: - номинальная – 53 МВт; - максимальная на конденсационном режиме – 66,5 МВт. Номинальная тепловая нагрузка (суммарно по обоим отборам – 569 ГДж/ч (136 Гкал/ч). Турбина имеет два отопительных отбора пара, предназначенных для сту- пенчатого подогрева сетевой воды. При использовании отопительных отборов осуществляется подогрев се- тевой воды последовательно в двух подогревателях сетевой воды горизонталь- ного типа (ПСГ-1 и ПСГ-2) двумя отопительными отборами или только в ПСГ- 1 одним нижним отопительным отбором. Поддержание давления в отопитель- ных отборах производится регулирующей диафрагмой в верхнем отборе при двухступенчатом подогреве и в нижнем отборе – при одноступенчатом подо- греве. Максимальная температура подогрева сетевой воды на выходе из ПСГ-2 – 124°С (с учетом недогрева сетевой воды в подогревателях). Пределы регулируемого давления в отопительных отборах пара состав- ляют: - в верхнем отопительном отборе (при двухступенчатом подогреве сете- вой воды) – от минус 0,041 до плюс 0,145 МПа; - в нижнем отопительном отборе (при одноступенчатом подогреве сете- вой воды) – от минус 0,051 до плюс 0,096 МПа. Турбина на рисунке 3.23 представляет собой одновальный двухцилин- дровый агрегат, состоящий из цилиндров высокого и низкого давления. 62 Проточная часть высокого давления состоит из 10 ступеней давления. Проточная часть низкого давления состоит из 15 ступеней давления, в том чис- ле регулирующей 24 ступени (рисунок 3.23). Рисунок 3.23 – Продольный разрез турбины Пар от первого контура котла-утилизатора (пар ВД) поступает в турбину по трубопроводу через отдельно стоящий блок стопорно-регулирующего кла- пана, откуда перепускными трубами подводится к цилиндру высокого давле- ния. Пар в ЦВД движется в сторону переднего подшипника. Из выхлопа ЦВД пар направляется в паровую часть ЦНД и движется в сторону генератора. Из второго контура котла-утилизатора пар (пар НД) поступает в турбину через два блока стопорно-регулирующих клапанов в кольцевую камеру между 15 и 16 ступенями. Смешение потоков основного пара и сбрасываемого пара происходит за счет поворота потока пара из 15 ступени на 180 градусов в кольцевую камеру и повторного поворота потока пара на 180 градусов из кольцевой камеры на вход в диафрагму 16 ступени. Из камер отопительных отборов, выполненных в ЦНД, пар направляется в ПСГ-2 (верхний отопительный отбор за 21 ступенью. По выходе из последних ступеней отработанный пар через выхлопной па- трубок поступает в конденсатор. Цилиндры турбины через корпуса подшипников или непосредственно опираются на фундаментные рамы, жестко закрепленные на элементах фунда- мента турбины. Плоскость фикспункта турбины проходит через оси поперечных шпонок, расположенных в передних опорах выхлопного патрубка турбины. Расширение турбины происходит, в основном, в сторону переднего подшипника и частично в сторону генератора. Существенно более совершенной является турбина Т-63/76-8.8, предна- значенная для блоков ПГУ, обладающая большой маневренностью и представ- ленная на рисунке 3.24. Рисунок 3.24 – Паровая турбина Т-63/76-8.8 ЦВД этой турбины выполнен с использованием двух корпусов внутрен- него, в который подается острый пар, и наружного, что позволило снизить ме- таллоёмкость ЦВД, толщину стенок и фланцев. 4 СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ БЛОКОВ ПГУ Парогазовая установка является технологически сложным объектом управления, характеризующимся взаимосвязанными процессами управления различных агрегатов. Так в состав ПГУ входят: - газовая турбина; - паровая турбина; - котел-утилизатор; - генератор к газовой и паровой турбинам, - вспомогательное тепломеханическое и электротехническое оборудова- ние. ПГУ любого типа, характеризуется значительным объемом информаци- онного потока, количество управляющих воздействии (входных аналоговых сигналов до 1500; дискретных - 3000; каналов управления - 600). Управление таким оборудованием с помощью традиционно применяемых средств не смо- жет обеспечить необходимую надежность, экономичность, коэффициент готов- ности. Поэтому при создании АСУ ТП парогазовых установок необходимо ис- пользование высоконадежных технических средств на современной микропро- цессорной базе, обеспечивающих реализацию любых алгоритмов автоматиза- ции во всех режимах эксплуатации оборудования. Общие требования к структуре и функционированию системы включают следующие факторы: 1. Система должна разрабатываться как человеко-машинный комплекс, работающий в реальном времени. 2. Структура технических средств системы должна представлять собой двухуровневую децентрализованную иерархическую систему распределенного цифрового контроля и систем регулирования. 3. Структура технических средств для ПГУ должна обеспечить одновре- менное распространение принимаемых решений на ПГУ и рабочее место начальника смены без существенных изменений и доработок программного, информационного и системно-технического обеспечения. Необходимые надежность и экономичность ПТК достигается за счет: - применения элементной базы высокой надежности, - развития функций диагностики технологического оборудования и само- диагностики аппаратуры ПТК АСУ ТП; - формирования структуры с учетом возможностей аппаратного и про- граммного резервирования, дублирования каналов автоматизированного управления независимыми каналами дистанционного управления; - защиты ПТК от ошибочных действий оператора и несанкционированно- го вмешательства обслуживающего персонала; 65 - построения системы на основе унифицированных технических, инфор- мационных и программных средств с использованием минимального числа ти- пов аппаратуры , рационального числа форм представления и регистрации ин- формации; - обеспечение возможности модернизации, развития и наращивания си- стемы за счет гибкости ее структуры; - обеспечения рационального распределения функций между входящими в ПТК системами и отдельными контроллерами, модулями; - система должна удовлетворять требованиям стандартов безопасности труда, правил пожарной безопасности, а также соответствующих строительных норм и правил (СНиП); - АСУ ТП создается как неотъемлемая комплектующая часть технологи- ческого комплекса парогазовой установки и строится как многоуровневая рас- пределенная система, объединенная локальными сетями (цифровыми шинами). - АСУ ТП ПГУ как человеко-машинная система обеспечивает управление всем оборудованием блока: газотурбинными установками, котлами утилизато- рами, паровой турбиной, вспомогательным оборудованием, генераторами со вспомогательными системами, трансформаторами и т.д. Рассмотрим более детально отдельные функции АСУ ТП ПГУ. Управляющие функции предназначены для автоматизированного (под контролем оператора) управления технологическим оборудованием энергобло- ка. Управляющие функции, выполняемые автоматически: - дистанционное управление; - дискретное управление, включающее защиты, блокировки, режимные переключения, АВР; - автоматический ввод технологических защит в процессе пуска и вывод их при останове оборудования ПГУ; - программно-логическое управление оборудованием во всех режимах; - автоматическое регулирование для различных режимов работы обору- дования; Управляющие функции оператора-технолога: - выполнение неавтоматических предпусковых и пусковых операций; - выбор эксплуатационного режима установки; - запуск программ автоматики пуска (останова); - дублирование управляющих воздействий средствами дистанционного управления при отказе средств автоматики; - опробование схем технологических защит (при необходимости); - корректировка графиков пуска-останова. Информационные функции предназначены для обеспечения оперативно- го персонала информацией, необходимой для контроля и управления оборудо- ванием и включает: - сбор и предварительную обработку информации (контроль, технологи- ческая сигнализация, аварийная сигнализация, регистрация, протоколирова- ние); 66 - ведение журналов, паспортов, протоколов); - построение системы на основе унифицированных технических, инфор- мационных и программных средств с использованием минимального числа ти- пов аппаратуры и рационального числа форм представления и регистрации ин- формации; - контроль и регистрацию последовательности событий и неисправно- стей, в особенности при пусках и плановых остановах; - расчет основных технико-экономических показателей работы блока; - диагностику состояния технологического оборудования; - оценку готовности технологического оборудования к пуску; - двухсторонний обмен информацией с общестанционной АСУ. На приведенной схеме (рисунок 4.1) видно, как осуществляется реализа- ция функций в рамках человеко-машинного комплекса. Рисунок 4.1 – Функциональная схема АСУ ТП блока 67 5 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКОВ ПГУ Особенности эксплуатации ПГУ рассмотрим на основе примера блока ПГУ - 230. Подобные блоки работают в России, имеется такой блок и в Респуб- лике Беларусь. Остановимся только на основных факторах. Технологическая схема блока (рисунок 5.1) включает газотурбинную установку (ГТУ), котёл-утилизатор (КУ) и паротурбинную установку (ПТУ). В состав её входит следующее основное оборудование: - газовая турбина GT13E2 производства фирмы “ALSTOM” (Швейцария); - котёл-утилизатор HRSG/DPS 01.1 производства фирмы “SES-Energy” (Словакия); - паровая турбина Т-53/67 – 8,0 производства Уральского турбинного за- вода (Россия). Технические характеристики основного оборудования блока ПГУ-230 на номинальном режиме приведены далее для условий окружающей среды со- гласно ISO 2314: температура наружного воздуха 15°С, относительная влаж- ность 60%, давление 1,013 бар. Газовая турбина GT13E2 Мощность ГТУ, МВт 168 Температура газов перед турбиной, °С 1093 Максимальная температура газов за турби- ной при частичной и базовой нагрузках, °С 550 Производительность компрессора, м3/с 454 КПД ГТУ, % 35,8 Степень сжатия воздуха в компрессоре 14,6 Котёл-утилизатор HRSG/DPS 01.1 Контур высокого давлении (ВД): паропроизводительность, т/ч 212,5 давление в барабане ВД, МПа 7,98 температура пара на выходе, °С 490 температура воды на входе в ЭВД1, 146 Контур низкого давления (НД): паропроизводительность, т/ч 57,2 давление в барабане НД, МПа 0,76 температура пара на выходе, °С 208 Контур газового подогревателя конденсата (ГНК): температура конденсата на выходе На 15°С ниже температуры насыще- ния в деаэраторе Газовый тракт: температура газов на входе в котёл, °С 507,1 температура газов на выходе из котла, °С 98,2 расход газов через котёл, кг/с 557,6 68 Паровая турбина Г-53/67-8,0 Параметры пара контура высокого давле- ния: давление, МПа (кгс/см2) 7,7 (78,5) температура, °С 488 массовый расход пара, т/ч 212,5 Параметры пара контура низкого давления: давление, МПа (кгс/см2) 0,7 (7,1) температура, °С 208 массовый расход пара, т/ч 57,2 Температура охлаждающей воды, °С 20 Расчетное давление в конденсаторе, МПа (кгс/см) 0,0097 (0,099) Тепловая нагрузка отопительная (суммарно по обоим отборам), ГДж/ч (Гкал/ч) 569 (136) Газотурбинная установка GT13E2 (рисунок 5.2) представляет собой одно- вальный турбоагрегат, работающий по простому термодинамическому циклу. Забираемый из атмосферы воздух, проходя систему фильтров комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ), поступает в компрессор. Компрес- сор, снабжённый поворотным входным направляющим аппаратом (ВНА), име- ет 21 ступень. Сжатый в компрессоре воздух подаётся в камеру сгорания (КС). Продукты сгорания с температурой 1093°С направляются в газовую турбину (ГТ). Отработавшие в ней газы поступают в котёл-утилизатор. В установке используется кольцевая камера сгорания с 72 горелками предварительного смешения типа EV. Симметричное расположение горелок обеспечивает равномерное распределение температуры по окружности на входе в турбину. Наличие люка в камере сгорания позволяет проводить её осмотры и реви- зии без разборки корпуса ГТУ, а также настройки горелочных устройств в те- чение 2-3 дней плановой остановки ГТУ. Подогрев воздуха на входе в КВОУ при температурах от +7 до -5°С осу- ществляется в теплообменнике с этиленгликолем в качестве теплоносителя, циркулирующим в контуре и нагреваемым сетевой водой теплосети. Для повышения давления природного газа до уровня, необходимого для работы ГТУ, установлен газодожимной компрессор 100%-ной производитель- ности. 69 Рисунок 5.1– Принципиальная тепловая схема блока ПГУ-230 ОК – осевой компрессор; БВД и БНД – барабан высокого и низкого давления соответ- ственно; ЦВД и ЦНД – цилиндр высокого и низкого давления соответственно; ПЭН – пита- тельный электронасос; КЭН – конденсатный электронасос. Рисунок 5.2 – Конструктивная схема ГТУ 1 – осевой компрессор; 2 – турбина; 3 – кольцевая камера сгорания; 4 – сварной ротор; 5 - обойма турбины; 6 – антипомпажные клапаны. Важной особенностью газовой турбины GT13E2 является закон регули- рования температуры газов (рисунок 5.3), согласно которому при нагрузках ГТУ от 60 до 85% регулятор температуры поддерживает постоянную темпера- туру газов перед турбиной, а не за турбиной (как это принято для многих дру- гих ГТУ), которая поддерживается регулятором температуры при нагрузках 70 больше 85%. Вследствие этого при разгружении ГТУ, которое осуществляется при одновременном прикрытии ВНА компрессора, температура за турбиной повышается на 25°С при нагрузке 60% номинальной, а КПД ПГУ остаётся вы- соким. Горизонтальный газоплотный барабанный котёл-утилизатор 212,5/57,2 т/ч; 79,8/7,0 бар; 490/208°С (рисунок 5.4) выполнен с двумя контурами давле- ния и естественной циркуляцией в испарителях. Поверхности нагрева котла сформированы из блоков (модулей). Трубы поверхностей нагрева дистанциро- ваны по отношению друг к другу посредством трубных решёток. Продукты сгорания (дымовые газы) поступают из газовой турбины через выходной диф- фузор во входной канал котла-утилизатора. В котле они передают своё тепло воде и пару. По ходу газов расположены: двухступенчатый пароперегреватель высокого давления (ППВД) с впрыском питательной воды в рассечку; испари- тель высокого давления (ИВД); вторая ступень экономайзера высокого давле- ния (ЭВД2); пароперегреватель низкого давления (ППНД); испаритель низкого давления (ИНД); параллельно друг другу первая ступень экономайзера высоко- го давления (ЭВД1) и экономайзер низкого давления (ЭНД); газовый подогре- ватель конденсата. Отвод пара из паропроводов высокого и низкого давления для байпасиро- вания паровой турбины через быстродействующие редукционно- охладительную и редукционную установку (БРОУ ВД и БРУ НД) выполнен в пределах КУ – до главной паровой задвижки котла-утилизатора (ГП31). Автоматический регулятор уровней в барабанах воздействует на регули- рующий клапан питания, установленный в трубопроводе питательной воды пе- ред водяными экономайзерами высокого и низкого давления. Поддержание уровней в барабанах производится таким образом, что экономайзер всегда находится в расходном режиме, отвод воды осуществляется через линию ава- рийного слива из соответствующего барабана. Рисунок 5.3 – Регулирование температуры уходящих газов TIT - температура газа перед газовой турбиной; ТАТ – температура газа за газовой турбиной; за 100% взяты параметры при номинальной нагрузке 230 МВт (100%) и полно- стью открытом ВНА (0°) - ПТ= 495°С, ТАТ= 495°С, расход газов на выходе с ГТ = 500 м3/с. 71 Для поддержания требуемой температуры основного конденсата перед входом в ГПК выполнена линия рециркуляции с рециркуляционными насосами и регулирующим клапаном на их напоре для подмешивания к основному кон- денсату с температурой 40 – 50°С горячего конденсата после ГПК (около 140°С). Это позволяет оптимизировать работу деаэратора и минимизировать температуру уходящих газов. Рисунок 5.4 – Котёл-утилизатор 72 Рисунок 5.5 – График-задание пуска ПГУ-230 из холодного состояния по этапам 1 – пуск ГТУ; 2 – включение ГТУ в сеть, набор стартовой нагрузки; 3 - 4 – выдержка для прогрева паропроводов (время выдержки может быть увеличено); 4 – пуск ПТ; 5 – вклю- чение в сеть ПТ; 6-7 – закрытие клапана БРОУ ВД; 8 - 9 – подключение контура низкого дав- ления; 9 – 10 – закрытие клапана БРУ НД; 10-11 нагружение блока; 11 – конец нагружения; ТГТУ – температура газов за ГТУ; Твд – температура пара высокого давления на выходе из котла; Рвд – давление пара в барабане высокого давлении; NГТУ – электрическая мощность ГТУ; NПТУ – электрическая мощность ПТУ; nГТУ – частота вращения ротора ГТУ; nПТУ – ча- стота вращения ротора ПТ. На рисунке 5.5 представлен график-задание пуска блока из холодного со- стояния. Он построен исходя из следующих основных технологических прин- ципов: - стартовая нагрузка ГТУ составляет 30 МВт и повышается от момента включения генератора ГТУ в сеть в два приёма. Сначала нагрузка ГТУ состав- ляет около 8 МВт с выдержкой по времени около 7 мин для начала циркуляции в контурах котла-утилизатора и компенсации увеличения уровня воды в бара- банах высокого и низкого давления, а затем нагрузка увеличивается до 30 МВт. При этой нагрузке производится повышение параметров пара до предтолчко- вых и предварительный прогрев паропроводов высокого давления. Продолжи- тельность предварительного прогрева паропроводов составляет 2 ч.; - давление пара в контуре высокого давления выбирается так, чтобы ис- ключить вскипание в трубной системе водяного экономайзера высокого давле- ния за счёт того, что температура насыщения при выбранном давлении превы- шает максимальную температуру воды на выходе из водяного экономайзера (устанавливается положением клапана БРОУ ВД); 73 - подключение контура низкого давления к паровой турбине осуществля- ется при нагрузке ГТУ около 50 МВт, при которой выполняются требования за- вода-изготовителя к температурам пара в контуре низкого давления в камере паровпуска низкого давления ПТ; - суммарная продолжительность пуска из холодного состояния от момен- та начала пуска ГТУ до номинальной нагрузки блока составляет около 110 мин без учёта продолжительности прогрева паропроводов высокого давления. Паровая теплофикационная турбина (ПТ) Т-53/67-8,0 с конденсационной установкой и регулируемыми отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора типа ТФ-80-2УЗ произ- водства НПО “ЭЛСИБ” с воздушным охлаждением мощностью 65 МВт при ча- стоте вращения ротора 3000 об/мин и отпуска теплоты из регулируемых отбо- ров для отопления и горячего водоснабжения в количестве 136 Гкал/ч. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, со- стоящий из цилиндров высокого и низкого давления. Она выполнена с дрос- сельным парораспределением на входах пара высокого и низкого давления и двумя отопительными отборами пара, предназначенными для ступенчатого по- догрева сетевой воды в теплофикационной установке, состоящей из двух подо- гревателей сетевой воды. В конденсаторе паровой турбины расположен встро- енный пучок для подогрева подпиточной воды теплосети. На рисунке 5.6 представлен график изменения КПД блока в зависимости от нагрузки. В конденсационном режиме он составляет 51% при номинальной нагрузке 230 МВт, нижняя граница регулировочного диапозона нагрузок со- ставляет 145 МВт, исходя из экономических, экологических характеристик и надежности оборудования. Рисунок 5.6 – График зависимости КПД ПГУ от электрической нагрузки 74 ОБОЗНАЧЕНИЯ АВР- аварийное включение резерва АГП - автоматическое гашение поля возбудителя генератора АМНС - аварийный масляный насос смазки АПВ - автоматическое повторное включение АПК – антипомпажный клапан АР - асинхронный режим работы генератора АРВ - автоматическое регулирование возбуждения генератора АРЧМ - автоматическое регулирование частоты и активной мощности АСК - автоматизированная система контроля выбросов АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами АЧР - автоматическая частотная разгрузка генератора АЭС - атомная электростанция БВР - барабан высокого давления БНД - барабан низкого давления БРОУ ВД - быстродействующая редукционно-охладительная установка БРУ НД - быстродействующая редукционная установка ВД - высокое давление ВН- высокое напряжение ВНА - входной направляющий аппарат (поворотный) ВОК – выносной охладитель конденсата ВХР - водо-химический режим ГВТО – газоводяной теплообменник (иное название КУ) ГЖ - горючая жидкость ГНК - газовый подогреватель конденсата ГПЗ1 - главная паровая задвижка котла-утилизатора ГРП - газораспределительный пункт ГРС - газораспределительная станция ГТ - газовая турбина ГТД - газотурбинный двигатель ГТРС - газотурбинная редукционная станция ГТУ - газотурбинная установка ДГК – дожимной газовый компрессор ДКС - дожимная компрессорная станция ЗОТ – зона обратных токов ИВД - испаритель высокого давления ИНД - испаритель низкого давления ИО - исполнительный орган КВОУ - комплексное воздухоочистительное и шумопоглащающее устройство КЗ - короткое замыкание КМП - керамические и металлокерамические материалы КС - камера сгорания 75 КУ - котел-утилизатор ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость МНС - масляный насос смазки МТВ – мультитрубки Вентура МТЗ - максимальная токовая защита МЩУ ППГ - местный щит управления пункта подготовки газа НГПР - насос гидросистемы подъема роторов НА - направляющий аппарат НД - низкое давление НН - низкое напряжение НРК – насос рециркуляции конденсата НСР - насос системы регулирования ОМ - огнеупорные материалы. ПГП - подводящий газопровод ПГУ - парогазовая установка ПДК - предельно допустимые концентрации ПЗК - предохранительный запорный клапан ПМН - пусковой масляный насос ПНА – поворотный направляющий аппарат ППВД - пароперегреватель высокого давления ППГ - пункт подготовки газа ППМ - пористые порошковые материалы ППНД - пароперегреватель низкого давления ПР - произведение растворимости веществ в воде ПСГ – подогреватель сетевой воды горизонтального типа ПСК - предохранительный сбросной клапан ПТ - паровая турбина ПТК - программно-технический комплекс ПТУ - паротурбинная установка ПТЭ - правила технической эксплуатации ПУЭ - правила устройства электроустановок ПЭН ВД - питательный электронасос высокого давления РВД – ротор высокого давления РЗА - релейная защита и автоматика РК – рабочее колесо РМНС - резервный масляный насос смазки ТКП – технический кодекс установившейся практики ТМ - теплоизоляционные материалы ТН - трансформатор напряжения ТНПА - технические нормативные правовые акты ТСН - трансформатор собственных нужд УСД - узел стабилизации давления газа УСД (ГРП) - узел стабилизации давления (ГРП) ФГО – фильтр грубой очистки ФТО – фильтр тонкой очистки 76 ЦВД - цилиндр высокого давления ЦНД - цилиндр низкого давления ЦПГУ - цех парогазовых установок ЧАПВ - включение питания отключенных потребителей при восстанов- лении частоты ЧРП - частотный регулируемый привод ЭВД1 - первая ступень экономайзера высокого давления ЭВД2 - вторая ступень экономайзера высокого давления ЭНД - экономайзер низкого давления 77 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Цанев С.В., Буров В.Д., Ремизов А.Н. Под ред. Ца- нева С.В. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 584 с. 2. Особенности эксплуатационных режимов парогазовой установки типа ПГУ-230Т Минской ТЭЦ-3 / Ю.А. Радин, В.И. Гомболевский, А.И. Чертков, В.С. Мухин, И.В. Давыдов, Е.О. Воронов // Электрические станции. – 2010. – №3. – С.20-26. 3. Выбор тепловой схемы и профиля отечественной мощной энергетиче- ской ГПУ нового поколения и ПГУ на ее основе / Фаворский О.Н., Полищук В.Л. // Теплоэнергетика. – 2010. – № 2. – С.2-6. 4. Некоторые пути модернизации действующих ТЭЦ по газотурбинной и парогазовой технологиям / Б.В. Яковлев, А.С. Гринчук, Ю.М. Шнайдерман // Энергия и Менеджмент. – 2008. – Ноябрь – Декабрь. С.34-39. 5. Проект энергоблока ПГУ-230 для модернизации технологической схе- мы Минской ТЭЦ-3. / М.Л. Герман, А.Н. Рыков, Ю.В. Сенягин, В.И. Щербич // Электрические станции. – 2009. – № 5. – С.9-15. 6. Паровые и газовые турбины для электростанций / А.Г. Костюк [и др.]; М.: Издательство: МЭИ, 2008. – 558 с. 7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (Издание 14, Энергия 1989 г.). 8. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. СТП 09110.03.233-07. Правила технической безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь. Минск 2003 г. 9. Правила пожарной безопасности РБ энергетических предприятий ППБ 2.26-2004. 10. Директива Президента Республики Беларусь № 3 от 14 июня 2007 г., «Экономия и бережливость - главные факторы экономической безопасности государства». 11. Правила промышленной безопасности в области газоснабжения Рес- публики Беларусь г. Минска «Центр охраны труда и промышленной безопасно- сти» 2009 г. 16. Типовая инструкция по эксплу 12. Методические указания по объему технологических измерений, сиг- нализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПГУ, оснащенных АСУ ТП. РД 153-34.1-35.104-2001, Москва ОРГРЭС 2002. 13. Технические требования на проектирование газового хозяйства паро- вой установки Минской ТЭЦ-3. РУП Белнипиэнергопром г. Минск 2004 14. Типовая инструкция по эксплуатации АСУ ТП теплоэнергетического оборудования ТЭС. РД 153-34.1-35.522-98 Москва ОРГРЭС 2001. 15. Типовая инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электрических станций и котельных РД РБ 09110.23-500-99 Минск 1999г. 16. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Постановление МЧС от 25.01.2007 г. № 6 (НРПА 2007 г. 8 78 (15906). 17. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давление. Мн.: «Инженерный центр», «БОИМ» 2006. «Омега-Л», 2009. – 752 с. 18. Оборудование для повышения эффективности ТЭЦ . В.П. Куличен- ков, Ю.М. Шнайдерман, Энергия и менеджемент 2015 (№ 86), с 42-45.