Система запуска газотурбинных установок. Системы, обслуживающие газотурбинную установку. Отличие ДВС от ГТУ

неисправности или отключения какойлибо из защит;
наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;
отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;
отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого.
Не допускается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены.
Нельзя пускать и эксплуатировать ГТУ, если неисправны системы, обеспечивающие их жизнеспособность и надежность.
Предупреждение или предотвращение дальнейшего развития аварии при повреждениях отдельных узлов или недопустимых отклонениях параметров работы от нормы осуществляются системой автоматических защит. Важнейшими из них являются защиты от недопустимого повышения частоты вращения, температуры газов перед и за турбинами, от погасания факела и понижения давления смазочного масла. Кроме них обычно имеются защиты от осевого сдвига роторов, недопустимого понижения давления воздуха за компрессором (в случае, например, помпажа), недопустимого понижения давления топлива и др. Очень важным показателем механического состояния ГТУ является уровень вибрации.
Отклонения от нормальной работы фиксируются датчиками систем защиты. Сигналы датчиков по электрическим и (или) гидравлическим каналам передаются на исполнительные органы, срабатывание которых вызывает остановку ГТУ.
Если изменение параметров, по которым работают защиты, происходит медленно, предусматривается обычно предварительная уставка. При ее достижении подается предупредительный сигнал или автоматически осуществляются операции (уменьшение расхода топлива, включение резервного насоса и т.п.), препятствующие нежелательному изменению режима.
Отключение автоматических защит перед пуском или при работе ГТУ недопустимо. Тем более недопустимо отключение защит в тех случаях, когда по показаниям связанных с ними приборов персонал видит, что параметр, по которому производится защита ГТУ, приближается к своему предельно допустимому значению.
Повышение температуры в случаях, например, нарушения устойчивой работы компрессоров происходит столь быстро, что даже тренированный персонал не успевает своевременно остановить ГТУ вручную. Продолжительная (в течение минут) работа ГТУ в режиме помпажа также недопустима, даже если при этом не происходит полного срыва потока, а колебания давления относительно невелики. Возникающие при этом большие знакопеременные нагрузки на лопатках могут резко снижать сроки их службы и даже вызывать (сразу или через некоторое время) поломки. При этом ускоряется также износ упорных подшипников.
Превышение допустимой температуры газов или частоты вращения может привести к наиболее тяжелым повреждениям ГТУ. Опыт эксплуатации ГТУ свидетельствует о необходимости двойной защиты по этим параметрам, одна из которых осуществляется через систему регулирования.
Неисправности системы регулирования могут быть обнаружены непосредственно (заедания или неплотности клапанов, изменения по сравнению с нормальными характерных электрических величин или давления масла и т.д.), а также при работе ГТУ по: изменению пусковых характеристик (времени пуска, связи хода механизма управления с частотой вращения, уровню температуры газов на разных этапах); появлению неустойчивости; колебаниям нагрузки и температуры газов на постоянных режимах и после их изменения; резким колебаниям нагрузки и температуры газов при пусках, нагружении и разгружении.
Обеспечение исправности подшипников и их нормальной смазки является важнейшим условием надежной работы ГТУ. В тех установках, в которых масляные насосы системы смазки расположены отдельно и приводятся во вращение электродвигателями, надежность маслоснабжения подшипников обеспечивается дублированием насосов и наличием системы автоматического включения резервного насоса при отказе основного. Каждый из насосов работает поочередно (например, в течение месяца), а перевод маслоснабжения с одного насоса на другой производится с проверкой АВР. Неисправность одного из масляных насосов или системы АВР создает опасность аварии ГТУ с выплавлением подшипников.
Для обеспечения надежной и экономичной работы ГТУ и требуемых сроков службы их деталей предъявляются определенные требования к топливу. Отклонения от этих требований могут привести к снижению надежности пусков ГТУ (забиванию форсунок и фильтров), ускоренному износу и снижению надежности самого агрегата и его систем (топливоподачи и топливораспределения, форсунок, пламенных труб камер сгорания, лопаточного аппарата турбин и теплообменных аппаратов). Особенно опасны попадание в газотурбинное жидкое топливо остатков мазута при транспортировке и хранении и наличие газового конденсата в газообразном топливе, поступающем к ГТУ.
Повышение температуры жидкого топлива ограничивается по соображениям пожарной безопасности; в нормальных условиях она должна быть на несколько градусов ниже температуры вспышки. Недопустимое понижение температуры топлива и повышение вследствие этого его вязкости могут создать трудности при прокачке, фильтрации и распиливании. В результате возможны забивание филвтров и форсунок, ухудшение процесса горения, ускоренный износ или повреждение элементов камер сгорания и турбины.
Понижение давления топлива перед ГТУ вызывает нарушение регулировки топливораспределения (установленной и необходимой для нормальной работы агрегата связи расходов топлива с положениями органов регулирования и топливораспределения). Пуск агрегата в этих условиях может сопровождаться
недопустимыми отклонениями параметров и закончиться повреждениями ГТУ.
Системы распределения жидкого топлива работают обычно при больших перепадах давлений, поэтому попадание воздуха или продуктов сгорания в топливный тракт практически исключено. При работе на газообразном топливе перепады давлений в газовых насадках горелочных устройств сравнительно невелики. Понижение давления топливного газа может привести к срыву факела в камерах сгорания, попаданию в топливопроводы воздуха или продуктов сгорания и образованию в них взрывоопасных смесей. Чрезмерное повышение давления топлива может привести к нарушению плотности соединений на топливопроводах, течам топлива и создает опасности пожара и взрыва.
Нормы на турбинное масло приведены в главе 5.14 ПТЭ. Свежее и хорошо очищенное масло плохо смешивается с водой. При плохом качестве масла находящиеся в нем капельки воды не успевают отделиться и почти не оседают в маслобаке работающей турбины. Наличие в масле механических примесей (окалины, песка, золы, пыли и частиц металла от изнашиваемых деталей) вызывает ухудшение его смазывающих качеств. Ухудшение качества масла вызывается также окислением, которое происходит при воздействии на него кислорода воздуха или воды, и значительно ускоряется с повышением температуры масла, При температуре до 60°С скорость окисления находится еще в допустимых пределах, но при дальнейшем повышении температуры на каждые 10°С она возрастает в 2 раза. Вследствие окисления понижается температура вспышки и увеличиваются вязкость масла и содержание в нем смолистых веществ. При перегреве масла более легкие фракции улетучиваются. Окисление сопровождается потемнением и помутнением масла, оно приобретает специфический запах горелого нефтяного масла, которого нормальное турбинное масло не должно иметь. Окисленное масло обладает худшими смазывающими свойствами и способствует коррозии металлических поверхностей.
Наличие в масле механических примесей и воды приводит к ускоренному износу подшипников и шеек роторов и может привести к повышению вибрации валопровода и повреждению ГТУ. От температуры масла, поступающего к подшипникам, зависят его смазывающие свойства, а с учетом неизбежного нагрева в подшипниках – также и стабильность при длительной эксплуатации. При пониженной температуре масла изза высокой вязкости создаваемая в подшипниках масляная пленка может быть неустойчивой, В результате возможно возникновение повышенных вибраций и даже повреждение подшипников. Холодное масло перед пуском необходимо разогревать путем прокачки через систему смазки масляным насосом или с помощью специальных подогревателей. Масло, применяемое в системах смазки авиационных двигателей, работающих в составе энергетических ГТУ, при температурах ниже минус 40°С рекомендуется разжижать бензином.
Уровень масла в баках должен находиться в заданных пределах. Перед пуском необходимо убедиться в отсутствии заеданий в штоках поплавковых указателей уровня масла.
Тепловое и механическое состояния установки контролируются прежде всего при работе ГТУ, поэтому до пуска должны быть выяснены и устранены причины неполадок, если работа ГТУ сопровождалась хотя бы одним из перечисленных ниже признаков: повышенной вибрацией или внезапным повышением вибрации (даже если она после этого понизилась и находилась в пределах норм); повышенными температурами баббита или масла на сливе из подшипников; повышенными температурами или неравномерностью температур металла корпусных деталей и газа в турбинах; ненормальными относительными перемещениями роторов и корпусов; пропусками воздуха или газов высокого давления через разъемы ГТУ; течами масла или топлива; большими отклонениями мощности и экономичности ГТУ от нормативных; резким увеличением разности температур в воздухоохладителях; уменьшением запасов устойчивости компрессоров, если они наблюдаются при работе, а также уменьшением продолжительности выбега роторов, помпажем компрессоров, прослушиванием задеваний, металлических звуков или необычных шумов в проточной части при остановах. Точно так же нельзя пускать ГТУ при; наличии повреждений (трещин, обрывов корпусных деталей и трубопроводов, крепежа цилиндра, компенсаторов); неисправной изоляции; ненормальных перемещениях ГТУ при остывании или прослушивании задеваний при вращении роторов валоповоротным устройством или холодных прокрутках пусковым двигателем.

Пуск ГПА является самым ответственным этапом в организации эксплуатации компрессорной станции. Это связано с тем, что при пуске ГПА одновременно включаются в работу очень большое количество систем как самого агрегата, так и вспомогательных систем КС, от подготовки и правильной настройки которых зависит, насколько надежно этот пуск осуществляется .

В процессе трогания роторов ГТУ начинают расти динамические нагрузки, возникают термические напряжения в узлах и деталях от перегрева ГТУ. Рост теплового состояния ведет к изменению линейных размеров лопаток, дисков, изменению зазоров в проточной части, тепловому расширению трубопроводов. При трогании ротора в первый момент не обеспечивается устойчивый гидравлический клин в смазочной системе. Идет процесс перехода роторов с рабочих колодок на установочные. Компрессор ГПА близок к работе в зоне помпажа. Через нагнетатель осуществляется большой расход газа при низкой степени сжатия, что ведет к большим скоростям, особенно для трубопроводов рециркуляции, и вызывает их вибрацию.

Пуск ГПА осуществляется с помощью пусковых устройств. В качестве основных устройств применяются турбодетандеры, работающие в основном за счет давления природного газа, который предварительно очищается и редуцируется до необходимого давления.

Схема обвязки пускового устройства и топливного газа показана на рис 6.9
.

Рис. 6.9 Принципиальная схема системы топливного и пускового газа:

ТГ – топливный газ; ПГ – пусковой газ; ВЗК – воздухозаборная камера;

ТД – турбодетандер; ОК – осевой компрессор; КС – камера сгорания;

ТВД – турбина высокого давления; ТНД – турбина низкого давления;

Н – нагнетатель; РЕГ – регенератор; РК – регулирующий кран

Пуск ГПА включает несколько этапов.

Первый этап – подготовительный, когда идет внешний осмотр оборудования для исключения посторонних предметов, проверяется крепление оборудования, подверженного вибрации, проверяется положение кранов: краны 1, 2, 4, 6 – закрыты, кран 5 – открыт, закрыты краны на линиях подачи пускового газа в турбодетандер и топливного газа в камеру сгорания.

Второй этап – путем имитации производится проверка защит и сигнализации ГПА. При этом защиты разделяются на две группы: защита КС и защита ГПА.

Защита КС – это защита цеха от загазованности, пожара, защита по давлению на выходе станции, защита от аварийных ситуаций на трассе, защита по температуре газа при входе в МГП и др.

Защита ГПА – это защита по давлению масла в маслосистемах (не менее
0,2 кг/см 2), защита по погашению факела в камере сгорания, защита по превышению числа оборотов вала детандера, ТВД, ТНД, защита по температуре подшипников, защита по вибрации и др.

Третий этап – непосредственно пуск ГПА.

Рассмотрим типовой алгоритм запуска стационарного ГПА с полнонапорным нагнетателем. На первом этапе раскрутка ротора осевого компрессора и турбины высокого давления происходит только благодаря работе пускового устройства, а сам алгоритм протекает следующим образом. После нажатия кнопки "Пуск" включается пусковой насос масло-смазки и насос масло-уплотнения. Открывается кран № 4 и при открытом кране № 5 осуществляется продувка контура нагнетателя, в течение 15-20 с. После закрытия крана № 5 и роста давления в нагнетателе до перепада 0,1 МПа на кране № 1 производятся открытие крана № 1, закрытие крана № 4, открытие агрегатного крана № 6. При этом произошло заполнение контура нагнетателя, и такой пуск называется пуском ГПА с заполненным контуром.

Далее включается валоповоротное устройство, вводится в зацепление шестерня турбодетандера, открывается гидравлический клапан № 13. Затем открывается кран № 11, закрывается кран № 10 и отключается валоповоротное устройство. Агрегат начинает вращаться от турбодетандера.

Первый этап раскрутки заканчивается открытием крана № 12 и закрытием крана № 9.

На втором этапе раскрутка роторов производится совместно с турбодетандером и турбиной. При достижении оборотов турбокомпрессора 400÷1000 об/мин включается система зажигания и открывается кран, подающий газ на запальное устройство камеры сгорания. После зажигания через 2-3 с открывается кран № 14 и начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. Через 1-3 мин. после набора температуры ~ 150-200 °С заканчивается первый этап прогрева, открывается регулирующий кран РК на величину 1,5-2 мм и начинается второй этап прогрева, который продолжается ~ 40 с. Затем происходит постепенное увеличение оборотов турбины высокого давления за счет открытия регулирующего крана РК. При достижении оборотов ~ 40÷45 % от номинала турбина выходит на режим. Закрываются краны № 13 и 11, открывается кран № 10. При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй этап раскрутки ротора.

На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбокомпрессора путем постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания. При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, турбоагрегат переходит работать с пусковых маслонасосов на основные, приводимые во вращение уже от роторов агрегата.

При увеличении частоты вращения до величины, равной частоте вращения других нагнетателей цеха, открывается кран № 2 и закрывается агрегатный кран № 6, включается табло "Агрегат в работе".

Пуск агрегата запрещается:

При неисправности любой, хотя бы одной защиты на ГПА;

При не до конца собранных деталях и трубопроводов агрегата;

При повышенном перепаде масла на фильтрах, неудовлетворительном качестве масла, наличии утечек масла смазки и масла уплотнения;

При неустранении дефектов, обнаруженных на ГПА, до вывода в ремонт;

При вынужденной и аварийной остановках до устранения причины, вызвавшей остановку;

При неисправности системы пожаротушения и контроля загазованности, а также при обнаружении промасленных участков газоходов и воздуховодов.

Пуск ГТУ - ответственная операция, которую надо проводить, соблюдая правила технической эксплуатации и безопасности

Перед пуском ГТУ следует убедиться в исправности ее основного и вспомогательного оборудования, систем регулирования и защиты. Кроме того, необходимо удостовериться, что монтажные, ремонтные работы и техническое обслуживание закончены, посторонние лица около ГТУ и внутри нее отсутствуют. Предварительно должно быть проверено качество топлива и масла. Если оно не удовлетворяет установленным нормам, пуск ГТУ запрещается. Нельзя запускать ГТУ, если неисправна или отключена какая-либо защита или система регулирования, неисправен один из маслонасосов или не работает система их автоматического включения при недопустимом уменьшении давления масла в системе смазки. Пуск ГТУ проводится автоматически. Действиями обслуживающего персонала руководит начальник смены. После капитально-.fo или текущего ремонта пуск ГТУ ведется под руководством начальника цеха или его заместителя. Собственно пуск ГТУ можно разделить на несколько этапов (рис. 145).

На нервом этапе ротор газотурбинной установки раскручивают пусковым двигателем, так как она не может запуститься самостоятельно. Мощность пускового устройства составляет 1-6% от мощности ГТУ. Этому этапу соответствует участок 1 - 2. При частоте вращения 20-35% от номинальной количества воздуха, подаваемого компрессором, достаточно для устойчивого горения топлива в камере сгорания.

Затем в камеру сгорания подается и зажигается топливо, и практически мгновенно температура и давление в ней резко возрастают (точка 3). Расход рабочего газа при этом немного уменьшается. Частота вращения ротора за это время практически не успевает измениться и можно считать, что участок 2 -3 соответствует постоянной частоте вращения. При зажигании топлива система регулирования должна обеспечить такое его количество, чтобы компрессор не попал в помпаж (точка 3 находится правее границы помпажа- -пунктирная линия).

Следующий этап - увеличение частоты вращения ротора. Раскручивать ротор нужно по возможности быстрее, не допуская опять-таки помпажа. Система регулирования должна обеспечивать такой режим раскрутки, при котором гарантируется неко-

Рис. 145. Характерные этапы пуска ГТУ:

1 - запуск пускового двигателя, 2 - зажигание топлива в камере сгора-вия, 3 - выход на режим работы вблизи границы помпажа, 4 - выход на режим работы с предельной температурой газа перед турбиной, б - работа при постоянном расходе топлива, равном расходу на холостом ходу, 6 - работа на холостом ходу

торый запас по отношению к границе помпажа (участок 3-4). При пониженных частотах с этой целью через антипомпажный клапан может сбрасываться до 30% воздуха, проходящего через компрессор.

При определенной частоте вращения турбина начинает вырабатывать такую мощность, что далее может вращать ротор ГТУ самостоятельно. Такой режим называют режимом самоходности (расход G c и степень сжатия е с). Пусковое устройство при; этом отключается.

Вследствие сжигания в камере сгорания все большего количества топлива увеличивается частота вращения ротора и растет температура газа перед турбиной, которая, наконец, достигает предельного значения (точка 4). Так как больше увеличивать температуру газа нельзя, система регулирования автоматически ограничивает увеличение расхода топлива, но он продолжает расти, так как нужно увеличивать частоту вращения ротора и, следовательно, вырабатываемую турбиной мощность. Однако система регулирования подает столько топлива, чтобы температура рабочего газа перед турбиной сохранялась постоянной (участок 4 -5).

Наконец, расход топлива становится таким, каким он должен* быть на холостом ходу (точка 5). Для плавного выхода на холостой ход без резкого увеличения частоты вращения (заброса) система регулирования сохраняет расход топлива постоянным (участок 5 -6) до тех пор, пока частота вращения ротора не станет равной его частоте вращения на холостом ходу.

После того как ГТУ начнет устойчиво работать на" холостом ходу, ее можно нагружать, увеличивая расход топлива. Если потребителем мощности является электрический генератор, его следует предварительно включить в сеть. Для этого надо так плавно регулировать частоту вращения ротора ГТУ, чтобы совпали не только частоты эдс на шинах электрического генератора и сети, но и их фазы. Эта процедура называется синхронизацией генератора. В момент совпадения частоты и фазы генератор подключается к сети.

Если не провести синхронизацию, то в момент включения генератора в сеть возникает толчок, поворачивающий ротор генератора по окружности настолько, чтобы фазы тока сети и эдс генератора совпали.

Если в результате отказа при зажигании топлива в камере сгорания или по другим причинам пуск ГТУ не состоялся, нельзя без вентиляции трактов подавать, топливо в камеру сгорания и поджигать его. Это необходимо, чтобы удалить топливо, оставшееся в тракте после неудачного пуска. В ином случае возможно взрывообразное возгорание этого топлива (хлопок).

При нарушении установленной последовательности пусковых операций пуск ГТУ прекращается персоналом или защитами, которые срабатывают при повышении температуры газа выше предельной, недопустимом увеличении нагрузки пускового устройства или снижении частоты вращения ротора после отключения пускового устройства, помпаже и в других случаях, предусмотренных местными инструкциями. Кроме того, персонал должен отключить ГТУ при появлении стуков, скрежета и недопустимом увеличении вибрации.

Газотурбинные установки (ГТУ) представляют собой единый, относительно компактный в котором спаренно работают силовая турбина и генератор. Система получила широкое распространение в так называемой малой энергетике. Отлично подходит для электро- и теплоснабжения крупных предприятий, отдаленных населенных пунктов и прочих потребителей. Как правило, ГТУ работают на жидком топливе либо газе.

На острие прогресса

В наращивании энергетических мощностей электростанций главенствующая роль переходит к газотурбинным установкам и их дальнейшей эволюции - парогазовым установкам (ПГУ). Так, на электростанциях США с начала 1990-х более 60 % вводимых и модернизируемых мощностей уже составляют ГТУ и ПГУ, а в некоторых странах в отдельные годы их доля достигала 90 %.

В большом количестве строятся также простые ГТУ. Газотурбинная установка - мобильная, экономичная в эксплуатации и легкая в ремонте - оказалась оптимальным решением для покрытия пиковых нагрузок. На рубеже веков (1999-2000 годы) суммарная мощность газотурбинных установок достигла 120 000 МВт. Для сравнения: в 80-е годы суммарная мощность систем этого типа составляла 8000-10 000 МВт. Значительная часть ГТУ (более 60 %) предназначались для работы в составе крупных бинарных парогазовых установок со средней мощностью порядка 350 МВт.

Историческая справка

Теоретические основы применения парогазовых технологий были достаточно подробно изучены у нас в стране еще в начале 60-х годов. Уже в ту пору стало ясно: генеральный путь развития теплоэнергетики связан именно с парогазовыми технологиями. Однако для их успешной реализации были необходимы надежные и высокоэффективные газотурбинные установки.

Именно существенный прогресс газотурбостроения определил современный качественный скачок теплоэнергетики. Ряд зарубежных фирм успешно решили задачи создания эффективных стационарных ГТУ в ту пору, когда отечественные головные ведущие организации в условиях командной экономики занимались продвижением наименее перспективных паротурбинных технологий (ПТУ).

Если в 60-х годах газотурбинных установок находился на уровне 24-32 %, то в конце 80-х лучшие стационарные энергетические газотурбинные установки уже имели КПД (при автономном использовании) 36-37 %. Это позволяло на их основе создавать ПГУ, КПД которых достигал 50 %. К началу нового века данный показатель был равен 40 %, а в комплексе с парогазовыми - и вовсе 60 %.

Сравнение паротурбинных и парогазовых установок

В парогазовых установках, базирующихся на ГТУ, ближайшей и реальной перспективой стало получение КПД 65 % и более. В то же время для паротурбинных установок (развиваемых в СССР), только в случае успешного решения ряда сложных научных проблем, связанных с генерацией и использованием пара сверхкритических параметров, можно надеяться на КПД не более 46-49 %. Таким образом, по экономичности паротурбинные системы безнадежно проигрывают парогазовым.

Существенно уступают паротурбинные электростанции также по стоимости и срокам строительства. В 2005 году на мировом энергетическом рынке цена 1 кВт на ПГУ мощностью 200 МВт и более составляла 500-600 $/кВт. Для ПГУ меньших мощностей стоимость была в пределах 600-900 $/кВт. Мощные газотурбинные установки соответствуют значениям 200-250 $/кВт. С уменьшением единичной мощности их цена растет, но не превышает обычно 500 $/кВт. Эти значения в разы меньше стоимости киловатта электроэнергии паротурбинных систем. Например, цена установленного киловатта у конденсационных паротурбинных электростанций колеблется в пределах 2000-3000 $/кВт.

Установка включает три базовых узла: камеру сгорания и воздушный компрессор. Причем все агрегаты размещаются в сборном едином корпусе. Роторы компрессора и турбины соединяются друг с другом жестко, опираясь на подшипники.

Вокруг компрессора размещаются камеры сгорания (например, 14 шт.), каждая в своем отдельном корпусе. Для поступления в компрессор воздуха служит входной патрубок, из газовой турбины воздух уходит через выхлопной патрубок. Базируется корпус ГТУ на мощных опорах, размещенных симметрично на единой раме.

Принцип работы

В большинстве установок ГТУ используется принцип непрерывного горения, или открытого цикла:

Вначале рабочее тело (воздух) закачивается при атмосферном давлении соответствующим компрессором.
Далее воздух сжимается до большего давления и направляется в камеру сгорания.
В нее подается топливо, которое сгорает при постоянном давлении, обеспечивая постоянный подвод тепла. Благодаря сгоранию топлива температура рабочего тела увеличивается.
Далее рабочее тело (теперь это уже газ, представляющей собой смесь воздуха и продуктов сгорания) поступает в газовую турбину, где, расширяясь до атмосферного давления, совершает полезную работу (крутит турбину, вырабатывающую электроэнергию).
После турбины газы сбрасываются в атмосферу, через которую рабочий цикл и замыкается.
Разность работы турбины и компрессора воспринимается электрогенератором, расположенным на общем валу с турбиной и компрессором.

Установки прерывистого горения

В отличие от предыдущей конструктивной схемы, в установках прерывистого горения применяются два клапана вместо одного.

Компрессор нагнетает воздух в камеру сгорания через первый клапан при закрытом втором клапане.
Когда давление в камере сгорания поднимается, первый клапан закрывают. В результате объем камеры оказывается замкнутым.
При закрытых клапанах в камере сжигают топливо, естественно, его сгорание происходит при постоянном объеме. В результате давление рабочего тела дополнительно увеличивается.
Далее открывают второй клапан, и рабочее тело поступает в газовую турбину. При этом давление перед турбиной будет постепенно снижаться. Когда оно приблизится к атмосферному, второй клапан следует закрыть, а первый открыть и повторить последовательность действий.

Переходя к практической реализации того или иного термодинамического цикла, конструкторам приходится сталкиваться с множеством непреодолимых технических препятствий. Наиболее характерный пример: при влажности пара более 8-12 % потери в проточной части резко возрастают, растут динамические нагрузки, возникает эрозия. Это в конечном счете приводит к разрушению проточной части турбины.

В результате указанных ограничений в энергетике (для получения работы) широкое применение пока находят только два базовых термодинамических Ренкина и цикл Брайтона. Большинство энергетических установок строится на сочетании элементов указанных циклов.

Цикл Ренкина применяют для рабочих тел, которые в процессе реализации цикла совершают по такому циклу работают паросиловые установки. Для рабочих тел, которые не могут быть сконденсированы в реальных условиях и которые мы называем газами, применяют цикл Брайтона. По этому циклу работают газотурбинные установки и двигатели ДВС.

Используемое топливо

Подавляющее большинство ГТУ рассчитаны на работу на природном газе. Иногда жидкое топливо используется в системах малой мощности (реже - средней, очень редко - большой мощности). Новым трендом становится переход компактных газотурбинных систем на применение твердых горючих материалов (уголь, реже торф и древесина). Указанные тенденции связаны с тем, что газ является ценным технологическим сырьем для химической промышленности, где его использование часто более рентабельно, чем в энергетике. Производство газотурбинных установок, способных эффективно работать на твердом топливе, активно набирает обороты.

Отличие ДВС от ГТУ

Принципиальное отличие и газотурбинных комплексов сводится к следующему. В ДВС процессы сжатия воздуха, сгорания топлива и расширения продуктов сгорания происходят в пределах одного конструктивного элемента, именуемого цилиндром двигателя. В ГТУ указанные процессы разнесены по отдельным конструктивным узлам:

сжатие осуществляется в компрессоре;
сгорание топлива, соответственно, в специальной камере;
расширение осуществляется в газовой турбине.

В результате конструктивно газотурбинные установки и ДВС мало похожи, хотя работают по схожим термодинамическим циклам.

Вывод

С развитием малой энергетики, повышением ее КПД системы ГТУ и ПТУ занимают все большую долю в общей энергосистеме мира. Соответственно, все более востребована машинист газотурбинных установок. Вслед за западными партнерами ряд российских производителей освоили выпуск экономически эффективных установок газотурбинного типа. Первой парогазовой электростанцией нового поколения в РФ стала Северо-Западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге.

Глава 11 Особенности пуска ГТУ

Статический преобразователь частоты (СПЧ)

Общие сведения

Статический преобразователь частоты (СПЧ) используется для раскручивания вала газовой турбины, для этого он подает на генератор питание с переменной частотой, пониженным напряжением и пониженным возбуждением.

Процедура запуска газовой турбины выполняется полностью автоматически. Генератор используется в "двигательном" режиме и во время цикла пуска разгоняет вал до определенной процентной доли от номинальной скорости.

После достижения этой определенной процентной доли от номинальной скорости СПЧ отключается и газовая турбина затем самостоятельно разгоняется до 100% от номинальной скорости.

При 100% номинальной скорости генератор вырабатывает номинальное напряжение и готов для выполнения последовательности синхронизации с энергосистемой.

Помимо функции пуска, СПЧ также используется для разгона блока до определенной скорости во время цикла промывки.

Оборудование системы пуска

Оборудование системы пуска расположено в корпусе, который обычно расположен рядом с отсеком генератора. Корпус пригоден для установки вне помещения в указанных климатических условиях площадки. Предусмотрены системы отопления, кондиционирования воздуха, освещения и вспомогательные силовые розетки для защиты оборудования, размещенного внутри корпуса.

Ниже перечислено основные узлы оборудования этой системы:

· Один (1) отсек мониторинга и управления

· Один (1) реактор звена постоянного тока

· Один (1) расположенный вне основания выключатель со стороны агрегата

· Измерительные и защитные устройства (трансформаторы напряжения VT и тока CT)

· Один (1) автоматический выключатель со стороны трансформатора СПЧ

Основной принцип работы

Пусковой статический преобразователь напряжения питается от трансформатор преобразования напряжения.

Пусковой СПЧ - это косвенный преобразователь частоты, работающий как инвертор с естественной коммутацией, он состоит из трех основных узлов:

· Один (1) тиристорный мост выпрямителя (сетевой мост), питающийся от трансформатора преобразования напряжения.

· Один (1) тиристорный мост инвертора (мост агрегата), подключенный к генератору через разъединяющий выключатель.

· Одна (1) промежуточная цепь звена постоянного тока, реактор которой обеспечивает развязку между мостами сети и агрегата.

В предлагаемую систему входит генератор импульсов для запуска. Асинхронный контроль выполняется полностью за счет обработки сигналов, снимаемых с синхронного пускового электродвигателя с помощью трансформаторов напряжения.

При работе в двигательном режиме на обмотку ротора генератора подается постоянный ток от системы, в которую входят:

· Тиристорный мост, используемый для работы в режиме генератора

· Автоматическая система, которая подает в обмотку возбуждения ротора постоянный ток с помощью контактных колец и щеток. Щетки прижимаются к кольцам в начале последовательности пуска или цикла промывки и поднимаются над кольцами в конце последовательности или цикла.

Функции

Пусковой СПЧ предназначен для выполнения следующих функций:

· Пуск турбины: Валоповоротное устройство создает начальный момент проворачивания на оси вала; затем СПЧ разгоняет вал газовой турбины до скорости самоходности.

· Промывка (с разборкой компрессора): Во время этой последовательности СПЧ вращает газовую турбину с низкой постоянной скоростью.

Описание и элементы конструкции

Полный комплект оборудования устанавливается внутри корпуса (шкафа) с кондиционируемым воздухом, пригодного для установки вне помещения.

Внутри шкафа можно условно выделить две различные группы оборудования:

· Силовое оборудование

· Вспомогательное и управляющее оборудование

Силовое оборудование

Сглаживающий реактор звена постоянного тока и силовой тиристорный модуль являются "силовыми" узлами СПЧ.

В модуль силового тиристора сети/агрегата входят тиристорные плечи моста, их защитные системы, подключения и измерительные приборы (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения).

Сглаживающий реактор звена постоянного тока обычно изготавливается с железным сердечником с воздушным охлаждением, оснащенным датчиком максимальной температуры. Реактор выполняет функцию ограничения волн тока в промежуточной цепи непрерывного тока.

Для соединения цепи СПЧ и статора генератора имеется один трехполюсный разъединительный выключатель с двигательным приводом. Разъединитель оснащен заземляющим устройством со стороны СПЧ.

Внутри шкафа с оборудованием установлен один трехполюсный автоматический выключатель для подключения цепи СПЧ к трансформатору СПЧ.

Вспомогательное и управляющее оборудование

Функции управления и защиты СПЧ выполняются с помощью всех необходимых команд, сигналов, аварийной сигнализации, приборов и вспомогательных цепей, которые предусмотрены в блоке. Вспомогательные цепи собраны из преобразователей, релейной логики, схем ПЛК и интерфейсных плат.

Система управления выполняет следующие основные функции:

· Фазовращатель преобразователя неизменной частоты со стороны сети

· Фазовращатель преобразователя переменной частоты со стороны агрегата (в двух рабочих режимах: импульсный режим и режим естественной коммутации)

· Регулятор скорости с внутренним контуром регулятора тока

· Управление углом запуска преобразователя переменной частоты

· Логика работы (ПЛК)

· Интерфейс преобразователя (генератор импульсов открывания тиристоров, опрос сигналов с трансформаторов напряжения и тока)

· Интерфейс обмотки возбуждения

· Диагностика и интерфейс пользователя.

Технические характеристики СПЧ - общие параметры

· Действующие стандарты: IEC, IEEE

· Номинальная пусковая мощность: 2250 кВт