Узел ПГУ на МАЗ предназначен для уменьшения усилия, необходимого для выключения сцепления. На машинах встречаются агрегаты собственной разработки, а также импортные изделия Wabco. Принцип действия устройств одинаковый.
Устройство и принцип работы
Пневмогидравлические усилители (ПГУ) выпускаются в нескольких модификациях, отличающихся местом расположения магистралей и конструкцией рабочего штока и защитного чехла.
В устройство ПГУ входят следующие детали:
- гидравлический цилиндр, установленный под педалью сцепления, совместно с поршнем и обратной пружиной;
- пневматическая часть, включающая в себя поршень, общий для пневматики и гидравлики, шток и возвратную пружину;
- контролирующий механизм, оборудованный диафрагмой с выпускным клапаном и пружиной обратного хода;
- клапанный механизм (для впуска и выпуска) с общим штоком и упругий элемент для возврата деталей в нейтральное положение;
- индикаторный шток износа накладок.
Для устранения зазоров в конструкции имеются поджимные пружины. В соединениях с вилкой управления сцеплением люфты отсутствуют, что позволяет отслеживать степень износа фрикционных накладок. По мере уменьшения толщины материала происходит утапливание поршня в глубину корпуса усилителя. Поршень воздействует на специальный индикатор, информирующий водителя об остаточном ресурсе сцепления. Замена ведомого диска или накладок требуется при достижении индикаторным стержнем длины 23 мм.
Усилитель сцепления оснащен штуцером для подключения к штатной пневматической системе грузового автомобиля. Нормальная работа узла возможна при давлении в воздушных магистралях не менее 8 кгс/см². Для крепления ПГУ к раме грузовика имеются 4 отверстия под шпильки М8.
Принцип работы устройства:
- При нажатии на педаль сцепления происходит передача усилия на поршень гидравлического цилиндра. Одновременно нагрузка подается на поршневую группу следящего штока.
- Следящее устройство автоматически начинает изменять положение поршня в пневматической силовой секции. Поршень воздействует на управляющий клапан следящего устройства, открывая подачу воздуха в полость пневматического цилиндра.
- Давление газа обеспечивает силовое воздействие на вилку управления сцеплением через отдельный шток. Следящий контур обеспечивает автоматическую корректировку давления в зависимости от усилия нажатия ногой на педаль сцепления.
- После отпускания педали происходит сброс давления жидкости, а затем закрытие клапана подачи воздуха. Поршень пневматической секции уходит в исходную позицию.
Смотрите » Устройство и эксплуатация кабины МАЗа
Неисправности
К неисправностям ПГУ на грузовиках МАЗ относят следующее:
- Заедание привода из-за набухания уплотнительных манжет.
- Поздняя реакция исполнительного механизма по причине густой жидкости или заедания поршня следящего компонента привода.
- Увеличение усилия на педали. Причиной неисправности может стать выход из строя впускного клапана для сжатого воздуха. При сильном разбухании уплотнительных элементов заклинивает следящий механизм, что вызывает снижение эффективности устройства.
- Сцепление выключается не до конца. Дефект возникает из-за неправильной регулировки свободного хода.
- Падение уровня жидкости в бачке из-за трещин или затвердевания уплотнительной манжеты.
Как заменить
Замена ПГУ МАЗ предусматривает установку новых шлангов и магистралей. Все узлы должны иметь внутренний диаметр не менее 8 мм.
Процедура замены состоит из шагов:
- Отсоединить магистрали от старого узла и открутить точки крепления.
- Демонтировать узел с автомобиля.
- Установить на штатное место новый агрегат, произвести замену поврежденных магистралей.
- Затянуть точки крепления с необходимым моментом. Изношенные или ржавые метизные изделия рекомендуется заменить новыми.
- После установки ПГУ требуется проверить перекос рабочих штоков, который не должен превышать 3 мм.
Как отрегулировать
Под регулировкой подразумевается изменение свободного хода муфты отключения сцепления. Проверка зазора выполняется смещением рычага вилки от сферической поверхности гайки толкателя усилителя. Операция проводится вручную, для уменьшения усилия требуется демонтировать пружину рычага. Нормальным является ход в пределах 5-6 мм (замеренный на радиусе 90 мм). Если измеренное значение находится в пределах 3 мм, то его следует довести до нормы вращением сферической гайки.
После регулировки требуется проверить полный ход толкателя, который должен составлять не менее 25 мм. Тест производится путем полного утапливания педали сцепления.
При меньших значениях усилитель не обеспечивает полного разведения дисков сцепления.
Дополнительно настраивается свободный ход педали, соответствующий началу работы главного цилиндра. Величина зависит от зазора между поршнем и толкателем. Нормальным считается ход 6-12 мм, измеренный по средней части педали. Настройка зазора между поршнем и толкателем выполняется поворотом эксцентрикового пальца. Регулировка выполняется при полностью отпущенной педали сцепления (до контакта об резиновый упор). Палец вращается до момента получения требуемого свободного хода. Затем затягивается гайка на регуляторе и устанавливается страховочный шплинт.
Смотрите » Технические характеристики и инструкция по ремонту МАЗа сельхозника
Как прокачать
Прокачка ПГУ на МАЗе производится следующим образом:
- Изготовить самодельный нагнетательный прибор из пластиковой бутылки емкостью 0,5-1,0 л. В крышке и донной части сверлятся отверстия, в которые затем устанавливаются ниппели от бескамерных шин.
- Из детали, смонтированной в донце емкости, требуется удалить золотниковый клапан.
- Заполнить бутылку свежей тормозной жидкостью на 60-70%. При заливке следует закрыть отверстие в клапане.
- Соединить емкость шлангом со штуцером, установленным на усилителе. Для подключения используется клапан без золотника. Перед установкой магистрали требуется снять защитный элемент и ослабить штуцер, повернув на 1-2 оборота.
- Подать сжатый воздух в бутылку через клапан, установленный в крышке. Источником газа может служить компрессор с пистолетом для подкачки шин. Установленный на узле манометр позволяет контролировать давление в емкости, которое должно находиться в пределах 3-4 кгс/см².
- Под воздействием давления воздуха жидкость поступает в полости усилителя и вытесняет имеющийся внутри воздух.
- Процедура продолжается до момента исчезновения пузырьков воздуха в расширительном бачке.
- После заполнения магистралей необходимо закрутить штуцер и довести уровень жидкости в бачке до требуемого значения. Нормальным считается уровень, расположенный на 10-15 мм ниже кромки заливной горловины.
Допускается обратная методика прокачки, когда жидкость подается под давлением в бачок. Заливка продолжается до момента прекращения выхода пузырьков газа из штуцера (предварительно открученного на 1-2 оборота). После заправки клапан затягивается и закрывается сверху защитным резиновым элементом.
Парогазовая установка - электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.
Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Тепловая энергия используется для дополнительного производства электричества.
Принцип действия и устройство парогазовой установки (ПГУ)
Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива.
Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (например мазут, дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток.
Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500°C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.
Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор. Также часто пар с двух блоков ГТУ-котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку.
Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».
На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ.
Преимущества и недостатки парогазовых установок (ПГУ)
Парогазовые установки (ПГУ) - относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Парогазовые установки (ПГУ) предназначены для получения максимального количества электроэнергии.
Общий электрический КПД парогазовой установки составляет ~ 58-64%. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45%, в стандартных газотурбинных установках КПД составляет ~ 28-42%.
Преимущества ПГУ
- Низкая стоимость единицы установленной мощности
- Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками
- Короткие сроки возведения (9-12 мес.)
- Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом
- Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии
- Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками
Недостатки парогазовых установок
- Низкая единичная мощность оборудования (160-972 МВт на 1 блок), в то время как современные ТЭС имеют мощность блока до 1200 МВт, а АЭС 1200-1600 МВт.
- Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.
- Ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного - мазут. Применения угля в качестве топлива абсолютно исключено. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива - трубопроводов.
К сожалению, переход на сооружение парогазовых ТЭЦ (ПГУ ТЭЦ) вместо паротурбинных привел к еще более резкому снижению теплофикации в общем производстве энергии. Это, в свою очередь, приводит к повышению энергоемкости ВВП и снижению конкурентоспособности отечественной продукции, а также увеличению затрат на жилищно-коммунальные нужды.
¦ высокий КПД выработки электроэнергии на ПГУ ТЭЦ по конденсационному циклу до 60%;
¦ трудности размещения ПГУ ТЭЦ в условиях плотной городской застройки, а также рост поставок топлива в города;
¦ по сложившейся традиции ПГУ ТЭЦ оснащаются, также как и паротурбинные станции, теплофикационными турбинами типа Т.
Строительство ТЭЦ с турбинами типа Р, начиная с 1990-х гг. прошлого века, было практически прекращено. В доперестроечное время около 60% тепловой нагрузки городов приходилось на долю промышленных предприятий. Их потребность в тепле для осуществления технологических процессов в течение года была достаточно стабильной. В часы утреннего и вечернего максимумов электропотребления городов пики электроснабжения сглаживались путем введения соответствующих режимов ограничения поставок электрической энергии промышленным предприятиям. Установка на ТЭЦ турбин типа Р была экономически оправдана из-за их меньшей стоимости и более эффективного расходования энергоресурсов по сравнению с турбинами типа Т. парогазовый энергоресурс топливо
Последние 20 лет из-за резкого спада промышленного производства существенно изменился режим энергоснабжения городов. В настоящее время городские ТЭЦ работают по отопительному графику, при котором летняя тепловая нагрузка составляет всего 15-20% расчетной величины. Суточный график электропотребления стал более неравномерным из-за включения электрической нагрузки населением в вечерние часы, который связан со шквальным ростом оснащения населения электрической бытовой техникой. Кроме того, выравнивание графика энергопотребления за счет введения соответствующих ограничений промышленных потребителей из-за их малой доли в общем энергопотреблении оказалось невозможным. Единственным не очень эффективным способом решения проблемы явилось сокращение вечернего максимума за счет введения сниженных тарифов в ночные часы .
Поэтому в паротурбинных ТЭЦ с турбинами типа Р, где выработка тепловой и электрической энергии жестко взаимосвязаны, применение таких турбин оказалось нерентабельным. Противодавленческие турбины производятся теперь только малой мощности для повышения эффективности работы городских паровых котельных путем перевода их в режим когенерации.
Такой установившийся подход сохранился и на сооружении ПГУ ТЭЦ. Вместе с тем при парогазовом цикле жесткая взаимосвязь между отпуском тепловой и электрической энергии отсутствует. На этих станциях с турбинами типа Р покрытие вечернего максимума электрической нагрузки может осуществляться путем временного увеличения отпуска электроэнергии в газотурбинном цикле. Кратковременное снижение отпуска тепла в систему теплоснабжения не сказывается на качестве отопления благодаря теплоаккумулирующей способности зданий и тепловой сети.
Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами включает две газовые турбины, котел-утилизатор, турбину типа Р и пиковый котел (рис. 2). Пиковый котел, который может быть установлен вне площадки ПГУ, на схеме не показан .
Из рис. 2 видно, что ПГУ ТЭЦ состоит из газотурбинной установки в составе компрессора 1, камеры сгорания 2 и газовой турбины 3. Выхлопные газы из ГТУ направляются в котел-утилизатор (КУ) 6 или в байпасную трубу 5 в зависимости от положения шибера 4 и проходят ряд теплообменников, в которых вода нагревается, пар сепарируется в барабанах низкого 7 и высокого давления 8, направляется в паротурбинную установку (ПТУ) 11. Причем насыщенный пар низкого давления поступает в промежуточный отсек ПТУ, а пар высокого давления предварительно перегревается в котле-утилизаторе и направляется в голову ПТУ Выходящий из ПТУ пар конденсируется в теплообменнике сетевой воды 12 и конденсатными насосами 13 направляется в газовой подогреватель конденсата 14, а затем направляется в деаэратор 9 и из него в КУ.
При тепловой нагрузке, не превышающей базовую, станция работает полностью по отопительному графику (АТЭЦ=1). Если тепловая нагрузка превышает базовую, включается пиковый котел. Потребное количество электроэнергии поступает от внешних источников генерации по городским электрическим сетям.
Однако возможны ситуации, когда потребность в электроэнергии превышает объем ее подачи от внешних источников: в морозные дни при росте потребления электроэнергии бытовыми нагревательными приборами; при авариях на генерирующих мощностях и в электрических сетях. В таких ситуациях величина мощности газовых турбин при традиционном подходе тесно привязана к производительности котла- утилизатора, которая в свою очередь диктуется потребностью в тепловой энергии в соответствии с отопительным графиком и может оказаться недостаточной для удовлетворения возросшего спроса на электроэнергию.
Чтобы покрыть возникший дефицит электроэнергии, газовая турбина переключается частично на сброс отработанных продуктов сгорания помимо котла-утилизатора непосредственно в атмосферу. Таким образом, ПГУ ТЭЦ переводится временно в смешанный режим - с парогазовым и газотурбинным циклами.
Известно, что газотурбинные установки обладают высокой маневренностью (скорости набора и сброса электрической мощности). Поэтому еще в советское время их предполагалось наряду с гидроаккумулирующими станциями использовать для сглаживания режима электроснабжения.
Кроме того, надо отметить, что развиваемая ими мощность увеличивается с понижением температуры наружного воздуха и именно при низких температурах в самое холодное время года наблюдается максимум электропотребления. Это показано в таблице .
При достижении мощности, составляющей более 60% от расчетной величины, выбросы вредных газов NOx и CO минимальны (рис. 3).
В межотопительный период, чтобы не допустить снижения мощности газовых турбин более чем на 40%, одна из них отключается.
Повышение энергетической эффективности ТЭЦ может быть достигнуто за счет централизованного холодоснабжения городских микрорайонов . При аварийных ситуациях на ПГУ ТЭЦ целесообразно в отдельных зданиях строить газотурбинные установки малой мощности .
В районах плотной городской застройки крупных городов при реконструкции существующих ТЭЦ с паровыми турбинами, выработавшими свой ресурс, целесообразно создавать на их базе ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р. В результате высвобождаются значительные площади, занятые системой охлаждения (градирни и др.), которые могут быть использованы для других целей.
Сопоставление ПГУ ТЭЦ с турбинами с противодавлением (типа Р) и ПГУ ТЭЦ с конденсационно-отборными турбинами (типа Т) позволяет сделать следующие выводы.
- 1. И в том, и в другом варианте коэффициент полезного использования топлива зависит от доли выработки электроэнергии на базе теплового потребления в общем объеме генерации.
- 2. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Т потери тепловой энергии в контуре охлаждения конденсата имеют место в течение всего года; наибольшие потери - в летний период, когда размер теплового потребления ограничен только горячим водоснабжением.
- 3. В ПГУ ТЭЦ с турбинами типа Р КПД станции снижается только в ограниченный промежуток времени, когда необходимо покрыть возникший дефицит в электроснабжении.
- 4. Маневренные характеристики (скорости набора и сброса нагрузки) газовых турбин многократно выше характеристик паровых турбин.
Таким образом, для условий строительства станций в центрах больших городов ПГУ ТЭЦ с противодавленческими турбинами (типа Р) превосходят парогазовые ТЭЦ с конденсационноотборными турбинами (типа Т) по всем показателям. Для их размещения требуется значительно меньшая территория, они более экономично расходуют топливо и их вредное воздействие на окружающую среду также меньше.
Однако, для этого необходимо внести соответствующие изменения в нормативную базу по проектированию парогазовых станций.
Практика последних лет показывает, что инвесторами, сооружающими загородные ПГУ ТЭЦ и на достаточно свободных территориях, приоритет отдается выработке электроэнергии, а отпуск тепла рассматривается ими как побочный вид деятельности. Объясняется это тем, что КПД станций даже в конденсационном режиме может достигать 60%, а сооружение теплотрасс требует дополнительных затрат и многочисленных согласований с разными структурами. В итоге коэффициент теплофикации АТЭЦ может быть меньше 0,3.
Поэтому при проектировании ПГУ ТЭЦ нецелесообразно для каждой отдельной станции закладывать в техническом решении оптимальное значение АТЭЦ. Задача заключается в нахождении оптимальной доли теплофикации в системе теплоснабжения всего города.
Сейчас вновь стала актуальной разработанная в советское время концепция строительства мощных ТЭЦ в местах добычи топлива, вдали от больших городов. Это диктуется как увеличением доли использования местных видов топлива в ТЭК регионов, так и созданием новых конструкций теплопроводов (воздушная прокладка) с практически ничтожным падением температурного потенциала при транспортировке теплоносителя.
Подобные ТЭЦ могут создаваться как на основе паротурбинного цикла с непосредственным сжиганием местного топлива, так и парогазового цикла с использованием газа, получаемого на газогенераторных установках.
НИЗКОНАПОРНЫЕ И ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ПАРОПРОИЗВОДЯЩИЕ УСТАНОВКИ Для производства электроэнергии находят применение комбинированные парогазовые установки (ПГУ), объеди¬ненные в единой тепловой схеме. При этом достигается снижение удельного расхода топлива и капитальных затрат. Наибольшее применение находят ПГУ с высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ) и с низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ). Иногда ВНППУ называют высоконапорными котлами.
В отличие от котлов, работающих под разряжением с газовой стороны, в топочной камере и газоходах котлов высоконапорных и с наддувом создается давление относительно небольшое у ННППУ (0,005-0,01 МПа) и повышенное у ВНППУ (0,5-0,7 МПа).
Работа котла под давлением характеризуется рядом по¬ложительных особенностей. Так, полностью исключаются присосы воздуха в топку и газоходы, что приводит к умень¬шению потери теплоты с уходящими газами, атакже к сни¬
жению расхода электроэнергии на их перекачку. Повыше¬ние давления в топочной камере открывает возможность преодоления всех воздушных и газовых сопротивлений за счет дутьевого вентилятора (дымососная тяга может отсут¬ствовать), что также приводит к уменьшению расхода элек¬троэнергии в связи с работой дутьевого устройства на хо¬лодном воздухе.
Создание избыточного давления в топочной камере при¬водит к соответствующей интенсификации процесса горе¬ния топлива и позволяет существенно повысить скорости газов в конвективных элементах котла до 200-300 м/с. При этом увеличивается коэффициент теплоотдачи от газов к по¬верхности нагрева, что приводит к уменьшению габаритов котла. Вместе с тем его работа под давлением требует плотной обмуровки и различных приспособлений против выбивания продуктов сгорания в помещение.
Рис. 15.1. Принципиальная схема парогазовой установки с ВНППУ:
/ - забор воздуха; 2 - компрессор; 3 - топливо; 4 - камера сгорания; 5 -газо¬вая турбина; 6 - выхлоп отработавших газов; 7 - электрогенератор; 8 - котел; 9 - паровая турбина; 10 - конденсатор; // - насос; 12 - подогреватель высокого давления; 13 - регенеративный подогреватель на отходящих газах (экономайзер)
На рис. 15.1 показана схема парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным котлом. Сжигание топлива в топ¬ке такого котла происходит под давлением до 0,6-0,7 МПа, что приводит к значительному сокращению затрат метал¬ла на тепловоспринимающие поверхности. После котла про¬дукты сгорания поступают в газовую турбину, на валу которой находятся воздушный компрессор и электрогенера-
тор. Пар из котла поступает в турбину с другим электрогене¬ратором.
Термодинамическая эффектив¬ность комбинированного парога¬зового цикла с высоконапорным котлом, газовой и пароводяной турбинами показана на рис. 15.2. На Т, я-диаграмме: площади 1-2-3-4-1 - работа газовой ступе¬ни Ьт, площадь сйе\аЬс - работа паровой ступени Ь„; 1-5-6-7-1 - потеря теплоты с уходящими га¬зами; сЬдпс-потеря теплоты в конденсаторе. Газовая ступень ча¬стично надстраивается над паро¬вой ступенью, что приводит к значительному увеличению термического КПД установки.
Находящийся в эксплуатации высоконапорный котел, разработанный НПО ЦКТИ, имеет производительность 62,5 кг/с. Котел водотрубный, с принудительной циркуля¬цией. Давление.пара 14 МПа, температура перегретого па¬ра 545 °С. Топливо---газ (мазут), сжигается с объемной плотностью тепловыделения около 4 МВт/м3. Выходящие яз котла продукты сгорания при температуре до 775 °С и давлении до 0,7 МПа расширяются в газовой турби¬не до давления, близкого к атмосферному. Отработав¬шие газы при температуре 460 °С поступают в экономай¬зер, за которым уходящие газы имеют температуру око¬ло 120 °С.
Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВНППУ мощ¬ностью 200 МВт показана на рис. 15.3. Установка включа¬ет паровую турбину К-160-130 и газовую турбину ГТ-35/44-770. Из компрессора воздух поступает в топку ВНППУ, куда подается и топливо. Высоконапорные газы после пароперегревателя при температуре 770 °С поступа¬ют в газовую турбину, а затем в экономайзер. В схеме пре¬дусмотрена дополнительная камера сгорания, обеспечива¬ющая номинальную температуру газов перед ГТУ при из¬менении нагрузки. В комбинированных ПГУ удельный рас¬ход топлива на 4-6 % меньше, чем в обычных паротурбин¬ных, снижаются также капиталовложения. 
Рис. 15.2. Т, ї-диаграмма для комбинированного парогазового цикла
Выше рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа - утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому ниже рассмотрим основные типы ПГУ, интересные для нас либо с принципиальной, либо с практической точки зрения. Одновременно попытаемся выполнить их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.
По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые - служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.
По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара.
Схема монарной ПГУ показана на рис. 9.4. Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5 . Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания 2 , смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать - в парогазовую турбину 3 . Смысл этого понятен: часть воздуха, идущего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.
Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа.
Рис. 9.4. Принципиальная схема монарной ПГУ
За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Iniected Gas Turbine). Их строит в основном фирма General Electric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 9.1 приведены данные фирмы General Electric, иллюстрирующие увеличение мощности и КПД двигателей при использовании впрыска пара.
Таблица 9.1
Изменение мощности и экономичности при вводе пара в камеру сгорания монарной ПГУ
Видно, что при впрыске пара и мощность, и КПД растут.
Отмеченные выше недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС.
На Южно-турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.
Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на пять типов:
Утилизационные ПГУ . В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Как показано выше, утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.
ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными» , или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 9.5).
Рис. 9.5. Схема сбросной ПГУ
В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив.
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 9.5), причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел - на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел - как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно
т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.
Основная литература:
Ваш собственный конспект;
Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. ISBN 5-7046-0889-2. Часть 1. Современная теплоэнергетика / Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 368 с., ил. ISBN 5-7046-0890-6 (ч. 1). Часть 2. Современная электроэнергетика / Под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 454 с., ил. ISBN 5-7046-0923-6 (ч. 2)