Пример подбора паровой турбины малой мощности
Если на Вашем предприятии установлен котел производства БИКЗ или другой, Viessman, Wartsila, Ferroli, ICI Caldaie, Bderus и т.п. (главное, чтобы котел был паровой), который, к примеру, работает с параметрами свежего пара на выходе 13 атм. и расходом 10 т/час, а для технологии требуется давление пара 2 -4 атм., то устанавливается редукционная установка (РУ), которая снижает давление с 13 атм. до 2 -4 атм. При этом бесполезно теряется потенциальная энергия пара. Если вместо РУ установить паровую микро турбину, то будет получен источник электроэнергии мощностью около 250 кВт, что покроет собственные нужды котельной. Стоимость такой электроэнергии в 2-3 раза меньше, чем покупаемая у энергосистемы. Потребление газа на таких мини-ТЭЦ возрастает в сравнении с исходным режимом работы котельной ориентировочно на 4-7 %. Паровая турбина 160 кВт.
Если в здании котельной не достаточно места для размещения можно использовать вертикальную паровую турбину. Вертикальная паровая турбина изготавливается только на мощности от 100кВт до 200кВт. Паровая турбина 180 кВт.
Малые паровые турбины TURBOPAR производства ООО «Ютрон производство» предназначены для привода насосов, вентиляторов и других механизмов вместо электропривода, а также электрогенераторов для собственного производства электроэнергии (мини-ТЭЦ). Малые паровые турбины «Ютрон – Паровые турбины» можно использовать вместо РОУ.
Отработавший в турбине пар используется для технологических нужд и теплоснабжения.
Паровая турбина низкого давления имеет следующие показатели надежности:
срок службы между капитальными ремонтами – не менее 5 лет;
средняя наработка на отказ - не менее 7000 ч;
коэффициент готовности - не менее 0,98;
полный установленный срок службы - не менее 25 лет, за исключением быстроизнашивающихся деталей.
Система управления. Шкаф управления и защит
Система управления паровой турбины осуществляет измерение технологических параметров установки и параметров пара для обеспечения автоматического управления технологическим процессом и безопасных условий работы.
Паровая турбина низкого давления, примеры габаритных размеров далее:
2. Газотурбинные установки малой мощности отечественного
и зарубежного производства
На Российском рынке энергетического оборудования достаточно широко представлены газотурбинные установки малой мощности, выпускаемые на базе авиационных двигателей такими предприятиями, как «Пермский моторостроительный завод», НПО «Сатурн», «Завод им. В.Я. Климова» и др. Топливом в таких установках является керосин, дизельное топливо, природный газ и попутный газ нефтяных месторождений.
Необходимое оборудование размещается в транспортабельных контейнерах, оборудованных всеми необходимыми системами для их нормальной эксплуатации.
На рис.2.1. представлена типовая модульная газотурбинная установка (газотурбинная ТЭЦ), предназначенная для производства электрической и тепловой энергии.
Модульное исполнение газотурбинных ТЭЦ повышает надежность источника электро - и теплоснабжения и сокращает сроки монтажа от нескольких дней до нескольких недель, в зависимости от комплектации и местных условий.
В табл. 2.1 приводится перечень отечественных и зарубежных предприятий и основные технические характеристики, выпускаемых ими газотурбинных установок для выработки электрической и тепловой энергии.
Особое место в ряду выпускаемых ГТУ зарубежными фирмами занимает микротурбинные установки (МТУ) компании Calnetix Power Solutions. В настоящее время компания выпускает установку мощностью 100 кВт модели ТА-100.
Микротурбинная установка изготовлена по блочно-модульному принципу, позволяющему заменять в случае необходимости отдельный узел, а не изделие в целом, и поставляется в полной заводской готовности. Общий вид микротурбинной установки представлен на рис.2.2.
Рис.2.1. Типовая модульная газотурбинная ТЭЦ
Рис.2.2. Общий вид микротурбинной установки ТА-100 RCHP:
1 - дожимной газовый компрессор; 2 - котел утилизатор; 3 - рекуператор; 4 - воздухозаборник турбогенератора; 5 - воздухозаборник системы охлаждения подкапотного пространства; 6 - шкаф силовой электроники; 7 - масляная система; 8 - турбогенератор; 9 - выход силовых кабелей; 10 - топливная система; 11 - подвод газа; 12 - слив теплоносителя из поддона; 13 - выход горячей воды; 14 - вход холодной воды
В состав установки входят: турбогенератор, камера сгорания, рекуператор, система утилизации тепла с котлом-утилизатором (КУ), маслосистема, топливная система, дожимной газовый компрессор, силовая электроника, цифровая система автоматического управления, воздушная система охлаждения подкапотного пространства и силовой электроники, аккумуляторные батареи.
Принцип работы установки следующий. Очищенный атмосферный воздух попадает в воздухозаборник 4, откуда он поступает на вход в компрессор. В компрессоре воздух сжимается и за счёт этого нагревается до температуры 250 °С. После компрессора воздух поступает в специальный газовоздушный теплообменник (рекуператор) 3, где он дополнительно подогревается до температуры 500 °С. Дополнительный подогрев позволяет примерно в 2 раза повысить электрическую эффективность установки. Далее нагретый сжатый воздух перед камерой сгорания смешивается с газообразным топливом высокого давления, и гомогенная газовоздушная смесь поступает в камеру сгорания для горения. Для повышения давления газа используется штатный дожимной компрессор.
Покидая камеру сгорания, нагретые до температуры 926 °С выхлопные газы поступают в турбину 8, где, расширяясь, совершают работу, вращая её, а также расположенные на этом же валу колесо компрессора и высокоскоростной синхронный генератор.
После расширения в турбине выхлопные газы с температурой 648 °С по газоходу попадают в рекуператор 3, где отдают своё тепло сжатому воздуху после компрессора. Температура выхлопных газов после рекуператора снижается до 310 °С.
На выходе из рекуператора стоит байпасная заслонка, которая направляет выхлопные газы либо по байпасному газоходу, либо напрямую в котёл-утилизатор 2. В котле-утилизаторе (газоводяном теплообменнике) выхлопные газы отдают своё тепло сетевой воде, которая нагревается там до требуемой температуры.
В отличие от других производителей, частота вращения ротора практически не зависит от нагрузки и поддерживается на уровне 68000 об/мин. Это позволяет без дополнительных аккумуляторных батарей в один приём принимать до 100 % нагрузки.
Турбогенератор
Турбогенератор является основной и наиболее наукоёмкой и трудоёмкой частью установки. Общий вид турбогенератора в разрезе показан на рис.2.3.
Таблица 2.1. Технические характеристики газотурбинных двигателей
| Модель | Мощность номинальная, МВт | Расход газа на 100%-й нагрузке, кг/ч | КПД, % | Степень повышения давления | Расход рабочего тела через двигатель, кг/с | Частота вращения вых. вала генер., тыс. об/мин | Тем-ра газов на вых. из двиг., °С | Давление топливного газа, МПа |
| Аэросила, НПП, ОАО | ||||||||
| 1А16-100 | 0,333 | 94,6 | ||||||
| Зоря-Машпроект, НПКГ, ГП | ||||||||
| UGT2500(ДО49) | 2,85 | 28,5 | 16,5 | 14/3 | 2,5 | |||
| Ивченко-Прогресс, | ||||||||
| ГП ГТП АИ-2500 | 2,5 | 769,5 | 24,2 | 7,5 | 20,5 | 12,35/1 | 1,08 | |
| Д-336-1-4 | 4,2 | 26,5 | 27,5 | 8,2/3 | 2,35 | |||
| Д-336-2-4 | 4,2 | 26,5 | 27,5 | 8,2/3 | 2,35 | |||
| Калужский двигатель (КАДВИ), ОАО | ||||||||
| 9И56 | 0,11 | 3,3 | 1,45 | 38/8 | 0,55 | |||
| 9И56М | 0,155 | 4,2 | 1,48 | 40/8 | 0,78 | |||
| ОКА-1 | 0,155 | 4,7 | 1,70 | 41,2/6 | 0,85 | |||
| ОКА-2 | 0,2 | 5,0 | 1,76 | 43,4/6 | 1,0 | |||
| ОКА-3 | 0,265 | 5,7 | 1,93 | 46/6 | 1,1 | |||
| Климов, ОАО | ||||||||
| ТВ3-117 | 1,1 | 25,4 | 7,88 | -/1,5 | 1,2 | |||
| Мотор Сич, ОАО | ||||||||
| ТВ3-137 | 1,07 | 5,5 | 7,63 | 15/1 | 1,0-1,3 | |||
| АИ-20 ДМН | 2,5 | 7,48 | 20,8 | 12,35/1 | 1,08 | |||
| АИ-20-ДМЭ | 2,5 | 7,48 | 20,8 | 12,35/1 | 1,08 | |||
| ГТЭ-МС-2.5Д | 2,5 | 7,48 | 20,8 | 12,35/1 | 1,08 | |||
| Пермский моторный завод (ПМЗ), ОАО (УК ПМК) | ||||||||
| ГТУ-2.5П | 2,7 | 21,9 | 5,9 | 25,6 | 5,5/3 | 1,0-1,2 | ||
| ГТУ-4П | 4,3 | 24,7 | 7,3 | 29,8 | 5,5/3 | 1,2-1,6 | ||
| Пролетарский завод, ОАО | ||||||||
| ГТГ-1500-2Г | 1,5 | 6,1 | 11,2 | 12,5/1,5 | 1,2 | |||
| Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова (СНКТ), ОАО | ||||||||
| НК-127 | 13,6 | 13/3 | 3,0 | |||||
| Сатурн, НПО, ОАО | ||||||||
| ДО49Р | 2,85 | 28,5 | 2,1-2,5 | |||||
| Capstone Turbine Corporation | ||||||||
| C30 | 0,01 | 0,31 | 0,03-0,35 | |||||
| C65 | 0,065 | 16,4 | 0,49 | 0,52-0,56 | ||||
| C200 | 0,19 | 6,7 | 0,02-0,52 | |||||
| C200 | 0,2 | 6,7 | 0,52-0,56 | |||||
| Daihatsu Diesel Mfg. Co. Ltd. | ||||||||
| DT-4 | 0,44 | 2,97 | -/1,5 | 1,2-1,6 | ||||
| DT-6 | 0,66 | 4,72 | -/1,5 | 1,2-1,6 | ||||
| DT-4W | 0,88 | 41.5 | 5,94 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-10 | 1,1 | 8,23 | -/1,5 | 1,2-1,6 | ||||
| DT-10A | 1,3 | 41,5 | 8,23 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-14 | 1,5 | 40,7 | 10,2 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-20 | 2,2 | 41,9 | 14,8 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-10W | 2,25 | 40,7 | 16,47 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-10AW | 2,6 | 41,5 | 16,47 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| DT-14W | 40,7 | 20,43 | -/1,5 | 1,2-1,6 | ||||
| DT-20W | 4,4 | 41,9 | 29,79 | -/1,5 | 1,2-1,6 | |||
| Distributed Energy Systems Corp. |
| |||||||
| MT-100 | 0,1 | 4,5 | 0,79 | 0,6-0,95 | ||||
| Mitsui Engineering & Shipbuilding Co. Ltd. | ||||||||
| SB5 | 1,1 | 25,5 | 25,6/3 | 1,8-2,3 | ||||
| SB15 | 2,7 | 25,6 | 13/3 | 1,8-2,3 | ||||
| MSC4Q | 3,5 | 27,9 | 9,7 | 18,6 | -/1,5 | 1,8-2,3 | ||
| MSC5Q | 4,3 | 29,3 | 10,3 | 19,1 | -/1,5 | 1,8-2,3 | ||
| OPRA Tecnologies ASA | ||||||||
| OP 16-2GL | 27.8 | 6.7 | 8.8 | 26/1,5 | 1,6-2,0 | |||
| PBS Velka Bites, a. s. | ||||||||
| TE 100G | 0,1 | 71,3 | 3,9 | 56/52,4 | 1,2-1,5 | |||
| Pratt & Whitney Canada | ||||||||
| ST5 | 0,457 | 139,6 | 23,5 | 7,3 | 2,4 | 30/3 | ||
| ST6L-721 | 0,508 | 156,2 | 23,4 | 7,3 | 33/3 | |||
| ST6L-795 | 0,678 | 197,7 | 24,7 | 7,3 | 3,3 | 33/3 | ||
| ST6L-813 | 0,848 | 7,3 | 30/3 | |||||
| ST6L-90 | 1,18 | 7,3 | 5,3 | 30/3 | ||||
| ST18A (DLE) | 1,96 | 30,2 | 13,7 | 8,4 | 20/3 | |||
| ST18A (WLE) | 2,02 | 28,3 | 13,7 | 9,2 | 20/3 | |||
| ST30 | 3,3 | 16,6 | 14,4 | 14,875/3 | ||||
| ST40 | 16,6 | 15,1 | 14,875/3 | |||||
| Rolls –Royce Power Engeneering Plc (Power Generation) | ||||||||
| 501-KC5 | 4,1 | 15,5 | 13,6/3 | 1,6-2,0 | ||||
| 501-KB5 | 4,8 | 9,4 | 15,4 | 14,6/3 | 1,8-2,2 | |||
Рис.2.3. Турбогенератор в разрезе:
1 - корпус; 2 - корпус статорной части; 3 - маслопровод (подвод масла); 4 - воздухопровод для поддува лабиринта; 5 - диффузор; 6 - сопловый аппарат; 7 - жаровая труба; 8 - свеча зажигания; 9 - топливный коллектор; 10 - колесо турбины; 11 - колесо компрессора; 12 - лабиринтное уплотнение; 13 - гидродинамический подшипник; 14 - статорные обмотки; 15,17 - горловина слива масла; 16 - постоянные магниты; 18 - ротор; 19 - керамический подшипник качения
Это высокооборотный одновальный агрегат с частотой вращения ротора 68000 об/мин. Конструктивно он выполнен в едином корпусе, в котором устанавливается ротор. К корпусу со стороны турбины пристыковывается камера сгорания, представляющая собой отдельный самостоятельный узел.
Ротор, изображенный на рис.2.4., является наиболее ответственной частью турбогенератора.
На одном валу, который изготовлен из высокопрочной стали, последовательно размещены:
- втулка (ротор) высокоскоростного синхронного генератора с двумя запрессованными постоянными магнитами;
- колесо одноступенчатого центробежного компрессора;
- колесо одноступенчатой центростремительной турбины.
Ротор турбогенератора устанавливается на двух опорах: первая опора перед передним торцом втулки генератора, а вторая - между втулкой генератора и колесом компрессора.
Первой опорой является упорный подшипник качения с керамическими шариками, второй – гидродинамический подшипник. Оба подшипника охлаждаются и смазываются высококачественным синтетическим маслом.
Рис.2.4. Общий вид ротора
Отличительной особенностью конструкции ротора является консольная схема размещения колёс компрессора и турбины. Такое конструкторское решение позволило вынести все подшипники из горячей зоны, что значительно уменьшило безвозвратные потери масла, уменьшило производительность насоса маслосистемы, позволило увеличить сроки замены масла и масляного фильтра.
Использование высокоскоростного синхронного генератора и полупроводникового преобразователя напряжения позволило избавиться от «ахиллесовой пяты» большинства газовых турбин малой мощности – редуктора.
Камера сгорания
Камера сгорания, изображенная на рис.2.5., обеспечивает преобразование химической энергии газообразного топлива в тепловую энергию рабочего тела.
Конструкция камеры противоточная, кольцевая, с многоточечной подачей газообразного топлива через отдельные инжекторы. Камера выполнена из расчета длительной работы как при частичных, так и полных нагрузках установки.
Камера сгорания состоит из следующих основных элементов: корпуса; топливного коллектора, топливных инжекторов, жаровой трубы, свечи зажигания, проставки.
Газообразное топливо подаётся через 12 инжекторов на вход в камеру под давлением 0,5-0,6 МПа.
Рис.2.5. Конструкция камеры сгорания:
1 - жаровая труба; 2 - инжекторы; 3 - топливный коллектор; 4 - корпус камеры сгорания; 5 - элементы для крепления жаровой трубы к корпусу; 6 - свеча зажигания; 7 - проставка
Рекуператор
Газовоздушный рекуператор предназначен для повышения электрического КПД установки за счёт дополнительного подогрева воздуха после компрессора. Нагрев воздуха происходит за счёт теплоты выхлопных газов турбины (рис.2.2).
Рекуператор представляет собой газовоздушный пластинчатый теплообменный аппарат, внешний вид которого представлен на рис.9. Экономия топлива в установке происходит за счёт увеличения температуры воздуха, который поступает в камеру сгорания из воздушного компрессора.