Se presentan 22 diagramas mnemotécnicos de 85.
DESCRIPCIÓN TÉCNICA
Descripción del objeto.
Nombre completo del sistema:“Simulador de planta de gas de ciclo combinado de 410 MW (1 turbina de gas Siemens SGT5-4000F, 1 turbina de vapor SST5-3000, caldera de recuperación Ep-270/316/46-12.5/3.06/0.46 -560/560 /237, turbogenerador SGen5 -2000H.
Símbolo:
Año de fabricación: 2015.
El simulador-simulador de una planta de gas de ciclo combinado de 410 MW simula el funcionamiento de los equipos principales y auxiliares del CCGT-410 MW, algoritmos de control y protección, simula el control desde las estaciones del operador y es un medio de capacitación, preparación previa al examen. y pruebas de examen del personal operativo de una central térmica.
Para aumentar el nivel de profesionalismo y una mayor certificación, este simulador implica capacitación, capacitación y pruebas de personal en las siguientes especialidades:
- Ingeniero Jefe Adjunto de Operaciones;
- supervisor superior de turno de la central eléctrica;
- supervisor de turno de central eléctrica;
- supervisor de turno;
- conductor mayor;
- operador de unidad de potencia;
- operador de línea;
- conductor - operador de equipo auxiliar;
- electricista de turno.
El objeto prototipo del simulador PGU-410 incluye:
- una turbina de gas Siemens SGT5-4000F, una turbina de vapor SST5-3000, caldera de calor residual Ep-270/316/46-12.5/3.06/0.46 -560/560/237, turbogenerador SGen5-2000H, equipo auxiliar unidad de potencia;
- Objetos remotos controlados desde la sala de control, incluyendo: circo. estación de bombeo(CNS), estación de bombeo costera (BPS), torre de enfriamiento con circulación natural, bloquear el punto de tratamiento de gas (BPPG);
- Sistema automatizado de control y monitorización SPPA-T3000 (Siemens).
Breve descripción del objeto prototipo.
La unidad de potencia PGU-410 MW es un módulo de potencia de un solo eje con turbina de gas SGT5-4000F(4), turbogenerador SGen5-2000H y unidad de turbina de vapor SST5-3000 de Siemens. Un grupo rígido de rotores de turbina de gas: el generador en esta instalación está conectado a una línea de ejes turbina de vapor utilizando un embrague autoenganchante síncrono de tipo relé. Los gases de escape del GT se envían a la caldera de recuperación.
Turbina de gas con cámara de combustión anular y temperatura elevada En la entrada de la turbina funciona con gas natural. Potencia nominal - 281 MW, velocidad de rotación - 50 s -1. El rotor GT está conectado al rotor del generador mediante un acoplamiento rígido a través de un eje intermedio.
La turbina de vapor SST5-3000, que forma parte del módulo de potencia de la unidad de potencia, incluye una turbina de vapor, un condensador y sistemas auxiliares que garantizan un funcionamiento sin problemas, confiable y económico de la turbina de vapor en todos los modos de operación.
La turbina está diseñada para funcionar en un esquema CCGT de tres circuitos (tres presiones) como parte de un eje único. central eléctrica, y está diseñado para impulsar un generador C.A. con una velocidad de rotación de 3000 rpm.
Esta turbina de vapor es una turbina de condensación de dos cilindros (HPC y LPC/LPC) con sobrecalentamiento intermedio, flujo de vapor de escape axial para un ciclo combinado de triple presión.
Caldera de recuperación de tambor Ep-270/316/46-12,5/3,06/0,46 -560/560/237, perfil horizontal con disposición vertical de los tubos de la superficie de calefacción, estanca al gas, 3 presiones (alta, media y baja) con natural circulación, con su propio marco de soporte, diseñado para producir vapor sobrecalentado de tres presiones: alta (HP), media (SD), baja (LP) y calentamiento de condensado utilizando el calor de los gases de escape calientes de la unidad de turbina de gas como parte de la unidad CCGT - 410. La circulación en la caldera está asegurada debido a las fuerzas naturales que provocan el movimiento de elevación de la mezcla de vapor y agua en superficies evaporativas calefacción
Composición del simulador:
- Interfaz del operador sistema real controle SPPA T-3000 de la unidad No. 1 de la central eléctrica del distrito estatal de Nyaganskaya (85 diagramas mnemotécnicos).
- Modelo integral matemático de la turbina de gas SGT5-4000F.
- Modelo matemático integral de la turbina de vapor SST5-3000.
- Modelo matemático integral de caldera de calor residual Ep-270/316/46-12.5/3.06/0.46-560/560/237.
- Modelo integral matemático del generador SGen5-2000H.
- Modelo de un sistema automatizado real de control de procesos de un bloque (protecciones, enclavamientos, alarmas, automatismos, programas paso a paso).
- Configuración de red desarrollada (conectando cualquier número de computadoras).
- Consola del instructor.
- Un programa de seguimiento que te permite registrar acciones equivocadas operador de la instalación eléctrica (inconsistencia con la lógica y el significado de las reglas técnicas de operación).
- Un conjunto de situaciones de emergencia (asignación mediante una tabla especial de entradas).
- Un conjunto de escenarios de formación automatizados con evaluación de la finalización de tareas.
- Capacidad para construir cualquier cronograma de despacho y trabajar de acuerdo con estos cronogramas.
- Guardar modos e iniciar el simulador desde cualquier estado guardado.
- Registro: acciones del operador, errores, alarmas, protecciones, bloqueos.
- Monitoreo de TEP, gráficos de todos los parámetros, estado de mecanismos y accesorios.
- Sistema de soporte al operador.
- Acelerar y desacelerar procesos, congelar situaciones, regresar situaciones.
- Documentación operativa, incluida una descripción del simulador, materiales de referencia, tareas, instrucciones paso a paso etc.
- Mejoramiento software(usando moderno tecnologías de la información Y métodos modernos modelado) con la capacidad de instalar el simulador tanto en una computadora como en cualquier número de computadoras.
Descripción matemática del simulador.
El modelo matemático de la parte termohidráulica del objeto consta de ecuaciones diferenciales, basado en la consideración de la naturaleza física de los procesos, es decir, ecuaciones de equilibrio estándar, y las dependencias cuantitativas y la dirección de los procesos están determinadas por las leyes de la termodinámica, hidrodinámica, aerodinámica, etc. Las dependencias entre los parámetros de conexión se describen de manera inequívoca y uniforme mediante las ecuaciones de energía, flujo y equilibrios hidráulicos en los elementos del equipo, así como las ecuaciones para cambiar la entalpía de cada tipo de refrigerante.
El simulador incluye modelos matemáticos del generador, sistema de excitación, circuito electrico, equipos de automatización y protección de relés, transformadores, dispositivos de conmutación, motores eléctricos y un modelo simplificado del sistema de energía cuando se opera en una línea larga;
El modelo del generador se implementa en base al sistema de ecuaciones diferenciales de Park-Gorev y describe el funcionamiento del generador en modos síncrono, asíncrono y motor con una transición continua de un modo a otro.
El modelo de circuito eléctrico se basa en un sistema de ecuaciones diferenciales que expresan las leyes de Kirchhoff y describe la dinámica del voltaje, la corriente y la frecuencia en todos los modos, incluidos los de emergencia.
La descripción matemática del simulador incluye los siguientes subsistemas:
- Turbina de gas:
- Gas natural a turbina de gas;
- Sistema de calefacción de aire KVOU;
- Optimización del juego hidráulico;
- Sistema de combustible de gas;
- Suministro de aceite para turbinas;
- Sistema hidráulico;
- Limpieza de compresores;
- Diagrama de ventilación de la carcasa;
- sistema VPU;
- Sistema de aire/calefacción de aire;
- Temperatura de salida de la turbina;
- Regulación de frecuencia;
- Diagrama de potencia.
- Caldera de calor residual:
- vapor HP;
- Vapor ND;
- tambor SD;
- tambor HP;
- Bombas de alimentación PEN HP/SD;
- tambor LP;
- bombas de alimentación de LP;
- Calentador de condensado de gas;
- Sobrecalentador SD;
- Expansores de soplado periódico y continuo;
- Tracto gases de combustión.
- Turbina de vapor:
- Probador automático de turbinas;
- Sistema de descarga de vapor al condensador;
- Drenaje de turbina, válvulas;
- Ruta de condensado, CEN;
- CEJA SD/ND;
- Suministro de aceite para turbinas;
- Sistema de control de fluidos;
- Revisión de PT;
- Arranque de turbina y temperatura.
- Equipamiento general:
- BPPG;
- Drenajes de la sala de turbinas;
- Circuito cerrado de agua de refrigeración;
- Estación de bombeo costera;
- Cámara de accesorios de circulación en el edificio principal y cámara de accesorios de purga;
- cámara de conmutación del SNC;
- sala de turbinas CNS;
- Cámara de accesorios de agua adicional;
- Agua desalada al condensador;
- Torre de enfriamiento con tiro de aire natural;
- Cámara de accesorios para conductos de agua a presión de torres de enfriamiento;
- Sistema de distribución de agua de torre de enfriamiento.
- Protección:
- protección GT;
- Protección KU para apagado;
- protección de CU local;
- Protección PEN HP/SD;
- protección PT;
- protección de calefacción central;
- Protección BROU VD;
- protección general del bloque.
- Generador:
- Refrigeración del generador;
- TPU/excitación;
- Suministro y descarga de hidrógeno;
- Aceite de foca;
- Ventilación de la carcasa;
- Fuente de alimentación AT;
- comida NN.
- Señalización:
Composición de modos simulados.
En el simulador se simulan los siguientes modos:
1. Inicie la unidad desde cualquier estado térmico.
2. Parada de bloque.
3. Operación de la unidad en cualquier rango de carga.
4. Encendido y apagado de la instalación de calefacción.
5. Funcionamiento de la unidad con diferentes equipos.
6. Sincronización e inclusión de generadores en la red.
7. Funcionamiento de la unidad con regulación automática y (o) manual.
8. Se han implementado programas paso a paso para el equipamiento de la unidad:
8.1. Programas paso a paso caldera de recuperación:
- programa de arranque y parada paso a paso de la CU;
- programa paso a paso para encender GPK KU;
- programa paso a paso para encender el circuito LP KU;
- programa paso a paso para encender el circuito SD KU;
- programa paso a paso para encender el circuito HP HP;
- programa paso a paso del programador de temperatura de vapor HP KU;
- programa paso a paso para encender y apagar LP GPP;
- programa paso a paso para encender y apagar HP GPP;
- Programa paso a paso para encender y apagar BROU VD.
8.2. Programas de turbinas de vapor paso a paso:
- programa paso a paso para arrancar y parar la planta de vapor;
- programa paso a paso para controlar sistemas auxiliares de escuelas vocacionales (preparación de equipos técnicos);
- programa paso a paso de suministro de aceite para turbinas;
- programa paso a paso “PT inverso”;
- programa paso a paso para suministrar vapor a los sellos PT;
- programa paso a paso aceite hidráulico PT;
- Programa paso a paso para encender drenajes SD y LP.
8.3. Programas de turbinas de gas paso a paso:
- programa GT start-stop paso a paso;
- programa paso a paso de gestión de combustible de gas GT;
- programa paso a paso para encender y apagar la calefacción del KVOU;
- programa de control paso a paso del suministro de petróleo GT;
- programa paso a paso para la optimización del juego hidráulico (GOZ);
- Programa paso a paso del sistema GT VPU.
9.Operación de la unidad en modos anormales.
Composición de escenarios de formación básica.
Cada tarea se basa en las instrucciones operativas vigentes en la central eléctrica y representa una de las operaciones tecnológicas estándar. El simulador está equipado con un conjunto estándar de tareas de formación, tras las cuales se asigna automáticamente una calificación.
- Encendido de los sistemas de refrigeración de la unidad, ZKO. Preparación y puesta en marcha del sistema de regulación y protección PT-40.
- Puesta en marcha del sistema de lubricación.
- Arrancando el sistema de sello del eje del generador, encendiendo la VPU GT y PT.
- Preparación y puesta en marcha de la unidad de condensación al vacío.
- Inicie el control remoto.
- Preparación y llenado de la caldera de recuperación.
- Puesta en marcha de las instalaciones de gas de la unidad de potencia.
- Lanzamiento de un complejo dispositivo de preparación de aire.
- Preparándose para el lanzamiento del GT.
- Preparándose para el lanzamiento del PT.
- Inicie GT.
- Carga GT.
- Inicie PT.
- Carga unitaria hasta 410 MW.
- Arrancar la unidad desde un estado frío.
- Arrancar el bloque desde un estado frío; Tmet HPC de 300°C a 380°C.
- Arrancar el bloque desde un estado frío; Tmet HPC de 390°C a 440°C.
- Arrancar el bloque desde un estado frío; Tmet HPC por encima de 450°C.
Composición de situaciones de emergencia.
El simulador incluye un conjunto estándar de situaciones de emergencia que sirven para preparar al personal operativo para acciones de parada en tales situaciones. Utilizando tablas de entrada se especifican los fallos de operación. equipo tecnológico, herrajes, sistemas de automatización, equipos eléctricos.
Existe una función de retardo de tiempo para poner en acción cualquiera de las situaciones. El retraso se indica en la esquina inferior derecha del campo de cada entrada de alarma.
1. Fallas de operación.
1.1. Fallas en el funcionamiento de la válvula:
- Pérdida total del control del objeto.
1.2. Fallos en el funcionamiento de mecanismos:
- cierre no autorizado;
- activación no autorizada (imposibilidad de funcionamiento de protección, automatización, control).
1.3. Válvulas de control:
- apertura espontánea sin control;
- cierre espontáneo sin control;
- congelación espontánea sin control;
- fallo del comando de cierre manual;
- falla del comando para abrir en modo manual;
- pérdida total del control del objeto;
- fallo de automatización: apertura total;
- fallo de automatización: cierre completo;
- Fallo de automatización: congelación.
1.4. Negarse a operar cualquier protección.
2. Situaciones de emergencia en el funcionamiento de equipos termomecánicos:
2.1. Filtros obstruidos:
- LÁPIZ HP/SD;
- PLUMA ND;
- filtros KEN-A, B;
- filtros KEN BOU-A, B;
- filtros del sistema de lubricación A, B GT;
- filtros del sistema de control A, B, detrás del enfriador GT;
- filtros de elevación hidráulica A, B;
- filtros del sistema regulación A, B, detrás del enfriador de CC;
- filtros A, B a la salida del desaireador.
2.2. Roturas de tuberías:
- EVE-2;
- PPWD-3;
- PPSD-2;
- PPND-2;
- PPP-3.
2.3. Válvulas de cierre atascadas:
- SK CVP;
- SK TSSD;
- SK TsND.
2.4. Asiento espontáneo de válvulas de cierre:
- SK CVP;
- SK TSSD;
- SK TsND.
2.4. Vástagos de válvulas de turbina rotos:
- RK CVP;
- CDS de RK;
- RK TsND.
2.5. Aterrizaje espontáneo del RK:
- RK CVP;
- CDS de RK;
- RK TsND.
2.6. Mayor aceleración en la cámara de combustión.
- hasta 1 límite;
- hasta 2 límites;
- hasta 3 límites;
- al límite de emergencia.
2.7. Mal funcionamiento de MNS A, B, AMNS.
3. Situaciones de emergencia en el funcionamiento de equipos eléctricos:
3.1. Aumento de la frecuencia de la red.
3.2. Reducir la frecuencia de la red.
Requisitos técnicos
Para operar el simulador necesitas:
procesador con una frecuencia de al menos 2 GHz;
RAM con una capacidad de al menos 4 GB;
memoria libre en disco con una capacidad de al menos 2 GB;
tarjeta de video con memoria interna de al menos 128 MB;
un monitor con una resolución de al menos 1920×1080 (resolución recomendada 1920×1200), para mayor comodidad, es posible utilizar varios monitores;
tarjeta de sonido y parlantes;
teclado, ratón;
Tarjeta de red de 100 Mbit (para la versión de red del Simulador);
Si necesita imprimir documentos de salida (protocolos, cronogramas, etc.), conecte una impresora a su computadora;
El simulador está diseñado para funcionar en Microsoft Windows 10/8/7/Vista/XP. Para que el Simulador funcione, debe instalar el servidor de base de datos MySQL.
El 25 de agosto se puso en funcionamiento en Permskaya GRES la cuarta unidad de energía de gas con una capacidad instalada de 861 MW. La capacidad de la central aumentó en un tercio: hasta 3261 MW, gracias a lo cual Permskaya GRES entró en el top cinco de las centrales térmicas más grandes de Rusia.
1. La estación en sí está ubicada a 70 kilómetros de la ciudad de Perm, cerca de la ciudad de Dobryanka, en la margen izquierda del embalse de Kama.
2. Permskaya GRES es la central eléctrica más grande de la región de Perm y representa un tercio de la capacidad instalada de la región.
3. La estación suministra electricidad al centro industrial del territorio de Perm: empresas de producción y refinación de petróleo, química, metalurgia ferrosa y no ferrosa, silvicultura, minería, etc.
4. Una enorme sala de máquinas para cuatro unidades de potencia. Tres viejos y uno nuevo, el cuarto, que es casi invisible. Se trata de la única central eléctrica de gas en Rusia, cuyas unidades tienen una potencia de 800 MW.
5. En el período de 1986 a 1990 se pusieron en funcionamiento tres unidades de energía de vapor con turbinas K-800-240. poder total 2400 megavatios.
6. Lugar de reparación desde la altura de un puente grúa. En el centro se encuentra un pasador: el rotor del generador de una de las unidades de potencia de la primera etapa.
7. Caminemos un poco por la parte antigua de la estación. ¡Belleza industrial! El zumbido de los generadores y el calor, todo lo que nos encanta)
8. El combustible principal y de respaldo es el gas natural de los campos de Urengoy y Yamburg, suministrado a la central eléctrica a través de ramales de los gasoductos principales.
9. Las unidades de potencia de la primera etapa constan de calderas TPP-804 que producen 2650 toneladas de vapor sobrecalentado por hora, turbinas K-800-240-5 y generadores T3V-800 2UZ con refrigeración total por agua. El equipo se fabricó en las plantas de calderas de Leningrado Metal y Taganrog.
12. Panel de control del bloque.
14. Y aquí está, guapo. La nueva unidad de energía de la central eléctrica del distrito estatal de Perm es la más grande de Rusia y se ha construido para generación térmica en la última década. La unidad de potencia se lanzó el 25 de agosto de 2017.
15. Proyecto desarrollado empresa rusa"TEPINENEERING" incluye dos turbinas de gas y una de vapor con generadores fabricados por Siemens y dos calderas de calor residual como parte del equipo principal. producción doméstica Empresa de ingeniería rusa EMAlliance.
16. “Metieron algo que no se podía meter”: así lo expresaron los ingenieros de la estación, hablando de las dificultades que encontraron al diseñar e instalar nuevos equipos en las instalaciones existentes de la central eléctrica del distrito estatal. La construcción de la unidad de potencia se llevó a cabo bajo la dirección de Inter RAO – Ingeniería.
17. La capacidad instalada de la unidad de energía a gas es de 861 MW.
18. Consumo específico el combustible es de aproximadamente 215 g/kWh, que es uno de los indicadores más económicos entre las centrales térmicas del país y casi 1,5 veces menos que en las unidades de energía operativas de la primera etapa de la central eléctrica del distrito estatal de Perm.
20. La eficiencia de la nueva unidad de energía es del 57%, uno de los indicadores más altos de la industria termoeléctrica rusa.
23. Como parte de la construcción de la unidad de potencia PGU-800 MW, se llevó a cabo una reconstrucción a gran escala de la aparamenta exterior de la aparamenta exterior 220/500 kV.
26. Geometría del aislador.
27. vvvvvVVVVV
28. Tomas de aire.
30. Para la cuarta unidad de potencia se construyó su propia chimenea, que es mucho más baja que las antiguas chimeneas de la estación. Inicialmente estaba previsto que el principal combustible de la central fuera el carbón, de ahí la colosal altura de las chimeneas: 330 metros. Se trata de una de las chimeneas más altas del mundo (puesto 17) y la tercera más alta de Rusia.
31. Desde la distancia, todas las chimeneas parecen más o menos iguales. Eso es hasta que te acercas. Mira cómo se ven las hormigas trabajadoras en el contexto de la base. tubo de lámpara.
32. Conductos de aire a precipitadores eléctricos, que se construyeron para limpiar los gases de combustión del polvo de carbón, que no está presente aquí.
33. Estos filtros no se utilizan actualmente. Al igual que una de las chimeneas de 330 metros no se utiliza.
35. El agua del depósito de Kama se utiliza para enfriar los generadores de las unidades de energía de la primera etapa. Para el funcionamiento de la estación se necesitan al menos 43 mil metros cúbicos de agua por hora.
36. Y 43 mil metros cúbicos por hora son sólo 12 toneladas de agua por segundo (11,9, para ser precisos). La foto muestra un pozo de sifón del canal de salida del embalse de Kama.
37. Vista de la estación a través de los ojos de un pozo sifón y de los pescadores que constantemente intentan pasar por aquí con sus cañas de pescar.
38. Vista desde una altura de 120 metros.
39. Como parte del lanzamiento de una nueva unidad de energía, para ahorrar el agua utilizada del Kama y reducir la carga en ambiente En la estación se construyó una torre de refrigeración de 92 metros de altura. El uso de una torre de enfriamiento para enfriar el agua hizo posible utilizar sistema reversible uso del agua.
40. Gracias a la introducción de un sistema de recirculación de agua, el consumo de agua para enfriar la nueva unidad de energía es 68 veces menor que en las unidades de energía de la primera etapa.
41. Sasha rusos en una sala de vapor a 50 grados.
42. Y este soy yo. Gracias a Sasha por el retrato)
43. Panel de control de la unidad de potencia nº 3.
45. La parte ceremonial...
46. Aumentó la puesta en servicio de la unidad de potencia No. 4 capacidad instalada centrales eléctricas de hasta 3261 MW, lo que permitió a la central eléctrica del distrito estatal de Perm ingresar entre las cinco centrales térmicas más grandes de Rusia. Además, el volumen total de generación en el territorio de Perm aumentó en más del 10%.
47. Punto interesante. Para la Copa Mundial de la FIFA aparamenta Colocaron dos soportes en forma de figuras de futbolistas.
48. El diseño es gracioso, pero solo lo ven principalmente los trabajadores de la estación que regresan a casa del trabajo.
49. Cuadro de mando central. Desde aquí se controla el funcionamiento de toda la central eléctrica. Muchas gracias a los empleados de Perskaya GRES y al servicio de prensa de Inter RAO por el interesante recorrido por una instalación de tan gran escala. Sí, ¡fue otra gira de prensa mágica!
Gracias a Dmitry Berdasov por la compañía.
¿Qué es el dispositivo PGU KamAZ-5320? Esta pregunta interesa a muchos principiantes. Esta abreviatura puede confundir a una persona ignorante. De hecho, una PGU es neumática. Consideremos las características de este dispositivo, su principio de funcionamiento y los tipos de mantenimiento, incluidas las reparaciones.
- 1 - tuerca esférica con contratuerca.
- 2 - empujador de pistón del desactivador de embrague.
- 3 - funda protectora.
- 4 - pistón de desembrague.
- 5 - parte trasera del marco.
- 6 - sello complejo.
- 7 - pistón seguidor.
- 8 - válvula de derivación con tapa.
- 9 - diafragma.
- 10 - válvula de entrada.
- 11 - análogo de graduación.
- 12 - pistón tipo neumático.
- 13 - tapón de drenaje (para condensado).
- 14 - parte delantera del cuerpo.
- “A” - suministro de fluido de trabajo.
- “B” - suministro de aire comprimido.
Propósito y dispositivo
Un camión es un vehículo bastante grande y de gran tamaño. Para controlarlo se requiere una notable cantidad de energía. fuerza fisica y resistencia. El dispositivo PGU KamAZ-5320 facilita el ajuste del vehículo. Es pequeño, pero dispositivo útil. Esto permite no solo simplificar el trabajo del conductor, sino también aumentar la productividad laboral.
El nodo en cuestión consta de los siguientes elementos:
- Empujador de pistón y tuerca de ajuste.
- Pistón neumático e hidráulico.
- Mecanismo de resorte, caja de cambios con tapa y válvula.
- Asientos de diafragma, tornillo de control.
- y un seguidor de pistón.
Peculiaridades
El sistema de carcasa del amplificador consta de dos elementos. La parte delantera está fabricada en aluminio y la parte trasera en hierro fundido. Se proporciona una junta especial entre las piezas, que actúa como sello y diafragma. El mecanismo seguidor regula automáticamente el cambio de presión de aire en el pistón neumático. Este dispositivo también incluye collarín de sellado, resortes con diafragmas, así como válvulas de admisión y escape.
Principio de funcionamiento
Cuando se presiona el pedal del embrague bajo presión de fluido, el dispositivo KamAZ-5320 PGU presiona la varilla y el pistón del seguidor, después de lo cual la estructura, junto con el diafragma, se mueve hasta que se abre la válvula de admisión. A continuación, la mezcla de aire del sistema neumático del vehículo se suministra al pistón neumático. Como resultado, se suman las fuerzas de ambos elementos, lo que permite retraer la horquilla y desacoplar el embrague.
Después de retirar el pie del pedal del embrague, la presión del fluido principal de suministro cae a cero. Como resultado, se reduce la carga sobre los pistones hidráulicos del actuador y del mecanismo seguidor. Por esta razón el pistón tipo hidráulico comienza a moverse en la dirección opuesta, cerrando la válvula de entrada y bloqueando el flujo de presión del receptor. El resorte de presión, que actúa sobre el pistón seguidor, lo mueve a su posición original. El aire que reacciona inicialmente con el pistón neumático se libera a la atmósfera. El vástago con ambos pistones vuelve a su posición inicial.
Producción
El dispositivo PGU KamAZ-5320 es adecuado para muchas modificaciones de modelos de este fabricante. La mayoría de los tractores, volquetes y variantes militares nuevos y antiguos están equipados con dirección asistida neumática-hidráulica. Modificaciones modernas producidas. varias empresas, tienen las siguientes designaciones:
- Repuestos para KamAZ (PGU) producidos por KamAZ OJSC (número de catálogo 5320) con colocación vertical del dispositivo de seguimiento. El dispositivo encima del cuerpo del cilindro se utiliza en variaciones bajo el índice 4310, 5320, 4318 y algunos otros.
- WABCO. Las unidades CCGT de esta marca se fabrican en EE. UU. y se distinguen por su fiabilidad y dimensiones compactas. Este equipo está equipado con un sistema de seguimiento del estado de los revestimientos, cuyo nivel de desgaste se puede determinar sin desmontar la unidad de potencia. La mayoría de los camiones de la serie 154 están equipados con este particular equipo neumohidráulico.
- Servofreno de embrague hidráulico neumático "VABKO" para modelos con caja de cambios tipo ZF.
- Análogos producidos en una planta en Ucrania (Volchansk) o Turquía (Yumak).
A la hora de elegir un amplificador, los expertos recomiendan adquirir la misma marca y modelo que se instaló originalmente en la máquina. Esto asegurará el máximo interacción correcta entre el amplificador y el mecanismo del embrague. Antes de cambiar la unidad a una nueva variación, consulte a un especialista.
Servicio
Para mantener el estado operativo de la unidad, realice el siguiente trabajo:
- Inspección visual para detectar fugas visibles de aire y fluidos.
- Apretar los tornillos de fijación.
- Ajuste el juego libre del empujador mediante una tuerca esférica.
- Agregar fluido de trabajo al tanque del sistema.
Vale la pena señalar que al ajustar la PGU KamAZ-5320 de la modificación Wabco, el desgaste de las pastillas del embrague es fácilmente visible en un indicador especial que se extiende bajo la influencia del pistón.
Desmontaje
Este procedimiento, si es necesario, se realiza en el siguiente orden:
- La parte posterior del cuerpo está sujeta con un tornillo de banco.
- Los tornillos están desenroscados. Retire las arandelas y la tapa.
- La válvula se retira de la parte del cuerpo.
- Se desmonta el bastidor delantero junto con el pistón neumático y su membrana.
- Se retiran: el diafragma, el pistón seguidor, el anillo de retención, el elemento de liberación del embrague y la carcasa del sello.
- Se retiran el mecanismo de la válvula de derivación y la trampilla con el sello de salida.
- El marco se retira de los tejos.
- Se desmonta el anillo de empuje de la parte trasera de la carcasa.
- El vástago de la válvula está libre de todos los conos, arandelas y asientos.
- Se retira el pistón seguidor (primero se debe quitar el tope y demás elementos relacionados).
- El pistón neumático, el manguito y el anillo de bloqueo se retiran de la parte delantera de la carcasa.
- Luego, todas las piezas se lavan con gasolina (queroseno), se rocían aire comprimido y pasar por la etapa de detección de defectos.
PGU KamAZ-5320: mal funcionamiento
La mayoría de las veces, ocurren los siguientes problemas en el nodo en cuestión:
- Comprimido flujo de aire viene en cantidades insuficientes o está completamente ausente. La causa del mal funcionamiento es la hinchazón de la válvula de entrada del servomotor neumático.
- Atasco del pistón seguidor del servomotor neumático. Lo más probable es que la razón radique en la deformación de la junta tórica o del manguito.
- Se produce un “fallo” del pedal, que no permite desacoplar completamente el embrague. Este problema indica que ha entrado aire en el accionamiento hidráulico.
Reparación de la PGU KamAZ-5320
Realización de resolución de problemas de los elementos de montaje, atención especial Debes prestar atención a los siguientes puntos:
- Comprobación de piezas de sellado. No se permiten deformaciones, hinchazones y grietas en ellos. Si la elasticidad del material se ve afectada, se debe reemplazar el elemento.
- Estado de las superficies de trabajo de los cilindros. Se controla el juego interno del diámetro del cilindro, que de hecho debe cumplir con la norma. No debe haber abolladuras ni grietas en las piezas.
El kit de reparación CCGT incluye los siguientes repuestos KamAZ:
- Cubierta protectora para la carcasa trasera.
- Cono y diafragma de la caja de cambios.
- Manguitos para pistón neumático y seguidor.
- Tapa de válvula de derivación.
- Anillos de retención y sellado.
Reemplazo e instalación
Para reemplazar el nodo en cuestión, realice las siguientes manipulaciones:
- El aire se purga de la unidad CCGT KamAZ-5320.
- El fluido de trabajo se drena o se bloquea el drenaje mediante un tapón.
- Se retira la horquilla del resorte del embrague.
- Las tuberías de suministro de agua y aire están desconectadas del dispositivo.
- Se desatornillan los tornillos de fijación al cárter y luego se desmonta la unidad.
Después de reemplazar los elementos deformados e inutilizables, se verifica que el sistema no tenga fugas en las partes hidráulicas y neumáticas. El montaje se realiza de la siguiente manera:
- Alinee todos los orificios de fijación con los casquillos del cárter, después de lo cual se fija el amplificador con un par de pernos con arandelas de resorte.
- La manguera hidráulica y la línea de aire están conectadas.
- El mecanismo de resorte de desembrague de la horquilla de desembrague está montado.
- El líquido de frenos se vierte en el depósito de compensación, después de lo cual se bombea el sistema de accionamiento hidráulico.
- Vuelva a comprobar el apriete de las conexiones para detectar fugas de fluido de trabajo.
- Si es necesario, ajuste el tamaño del espacio entre la parte final de la cubierta y el limitador de recorrido del activador del divisor de engranajes.
Diagrama esquemático de conexión y colocación de elementos de nodo.
El principio de funcionamiento de la PGU KamAZ-5320 es más fácil de entender si se estudia el siguiente diagrama con explicaciones.
- A - esquema estándar interacción de las piezas motrices.
- b - ubicación y fijación de elementos nodales.
- 1 - pedal de embrague.
- 2 - cilindro principal.
- 3 - parte cilíndrica del amplificador neumático.
- 4 - mecanismo seguidor de la parte neumática.
- 5 - conducto de aire.
- 6 - cilindro hidráulico principal.
- 7 - soltar el embrague con rodamiento.
- 8 - palanca.
- 9 - varilla.
- 10 - mangueras y tubos de impulsión.
La unidad en cuestión tiene una estructura bastante clara y sencilla. Sin embargo, su papel en la gestión en camión muy significativo. El uso de una fuente de alimentación puede facilitar significativamente el control de la máquina y aumentar la eficiencia del vehículo.
Se llaman vapor-gas. plantas de energía, en el que el calor de los gases de escape de una planta de turbinas de gas se utiliza directa o indirectamente para generar electricidad en el ciclo de la turbina de vapor. Se diferencia de las centrales de vapor y de turbinas de gas por su mayor eficiencia.
Diagrama esquemático Planta de ciclo combinado (de la conferencia de Fomina).
GT EG vapor
caldera de calor residual con compresor K
aire por ejemplo
agua de alimentación
KS – cámara de combustión
GT – turbina de gas
K – turbina de vapor de condensación
Por ejemplo, generador eléctrico.
Una planta de ciclo combinado consta de dos unidades separadas: energía de vapor y turbina de gas.
En una unidad de turbina de gas, la turbina gira gracias a los productos gaseosos de la combustión del combustible. El combustible puede ser gas natural o productos derivados del petróleo (fuelóleo, gasóleo). En el mismo eje que la turbina hay un primer generador que, debido a la rotación del rotor, genera corriente eléctrica. Al pasar por una turbina de gas, los productos de la combustión le dan sólo una parte de su energía y todavía tienen una temperatura alta a la salida de la turbina de gas. Desde la salida de la turbina de gas, los productos de la combustión ingresan a la central de vapor, la caldera de calor residual, donde se calienta el agua y el vapor de agua resultante. La temperatura de los productos de combustión es suficiente para llevar el vapor al estado necesario para su uso en una turbina de vapor (la temperatura de los gases de combustión de aproximadamente 500 grados Celsius permite obtener vapor sobrecalentado a una presión de aproximadamente 100 atmósferas). La turbina de vapor acciona un segundo generador eléctrico.
Perspectivas para el desarrollo de PSU (del libro de texto de Amethystov).
1. Una central de ciclo combinado es el motor más económico utilizado para generar electricidad. Un CCGT de circuito único con una unidad de turbina de gas que tiene una temperatura inicial de aproximadamente 1000 °C puede tener una eficiencia absoluta de aproximadamente el 42%, que será el 63% de eficiencia teórica PGU. Coeficiente acción útil CCGT de tres circuitos con sobrecalentamiento intermedio de vapor, en el que la temperatura del gas delante de la turbina de gas es de 1450 °C, hoy alcanza ya el 60%, es decir, el 82% del nivel teóricamente posible. No hay duda de que la eficiencia se puede aumentar aún más.
2. Una central de ciclo combinado es el motor más respetuoso con el medio ambiente. Esto se debe principalmente a la alta eficiencia: después de todo, todo el calor contenido en el combustible, que no se pudo convertir en electricidad, se libera al medio ambiente y se produce su contaminación térmica. Por lo tanto, la reducción de las emisiones térmicas de una CCGT en comparación con una central de vapor será exactamente en la medida en que el consumo de combustible para la producción de electricidad sea menor.
3. Una central de ciclo combinado es un motor muy maniobrable, con el que sólo se puede comparar en maniobrabilidad una turbina de gas autónoma.
4. Con la misma potencia de las centrales térmicas de vapor y de ciclo combinado, el consumo de agua de refrigeración de la central CCGT es aproximadamente tres veces menor.
5. CCGT tiene un coste moderado por unidad de potencia instalada, lo que se debe al menor volumen de la parte constructiva, a la ausencia de una caldera de potencia compleja, una chimenea costosa o un sistema de calefacción regenerativo. agua de alimentación, utilizando una turbina de vapor más sencilla y un sistema técnico de suministro de agua.
6. Las unidades CCGT tienen un ciclo de construcción significativamente más corto. Las unidades CCGT, especialmente las de un solo eje, pueden introducirse por etapas. Esto simplifica el problema de la inversión.
Las centrales de ciclo combinado prácticamente no tienen desventajas, más bien hay que hablar de ciertas restricciones y requisitos en cuanto a equipos y combustible. Configuraciones sobre las cuales estamos hablando de, requiere uso gas natural. Para Rusia, donde la proporción de gas relativamente barato utilizado para generar energía supera el 60% y la mitad del mismo se utiliza por motivos medioambientales en centrales térmicas, existen todas las posibilidades para la construcción de una central de gas de ciclo combinado.
Todo esto sugiere que la construcción de centrales CCGT es la tendencia predominante en la ingeniería termoeléctrica moderna.
Eficiencia de una unidad CCGT de tipo recuperación:
ηPGU = ηGTU + (1- ηGTU)*ηKU*ηPTU
STU - unidad de turbina de vapor
HRSG – caldera de calor residual
EN caso general Eficiencia CCGT:
Aquí - Qgtu es la cantidad de calor suministrada al fluido de trabajo de la unidad de turbina de gas;
Qpsu es la cantidad de calor suministrada al medio de vapor en la caldera.
1. Principales diagramas térmicos de suministro de vapor y calor de centrales térmicas. Coeficiente de calentamiento α de la planta CHP. Métodos para cubrir los picos de carga térmica en centrales térmicas.
CHP (centrales combinadas de calor y energía)- diseñado para el suministro centralizado de calor y electricidad a los consumidores. Su diferencia con los IES es que utilizan el calor del vapor extraído en turbinas para las necesidades de producción, calefacción, ventilación y suministro de agua caliente. Gracias a esta combinación de generación de electricidad y calor, se logran importantes ahorros de combustible en comparación con el suministro de energía por separado (generación de electricidad en centrales térmicas y energía térmica en salas de calderas locales). Gracias a este método de producción combinada, la planta CHP logra suficiente alta eficiencia, llegando hasta el 70%. Por lo tanto, las plantas de cogeneración se han generalizado en zonas y ciudades con un alto consumo de calor. Potencia máxima CHP es más pequeño que CPP.
Las plantas de cogeneración están ligadas a los consumidores, porque El radio de transferencia de calor (vapor, agua caliente) es de aproximadamente 15 km. Las centrales térmicas suburbanas transmiten agua caliente a una temperatura inicial más alta a una distancia de hasta 30 km. El vapor para las necesidades de producción con una presión de 0,8 a 1,6 MPa se puede transmitir a una distancia de no más de 2 a 3 km. Con una densidad de carga térmica media, la potencia de una central térmica no suele superar los 300-500 MW. Sólo en ciudades principales En países como Moscú o San Petersburgo con una alta densidad de carga térmica, tiene sentido construir estaciones con una capacidad de hasta 1000-1500 MW.
La potencia de la central térmica y el tipo de turbogenerador se seleccionan de acuerdo con las necesidades de calor y los parámetros del vapor utilizado en la procesos de producción y para calefacción. Las más utilizadas son las turbinas de una y dos extracciones de vapor regulables y condensadores (ver figura). Las selecciones ajustables le permiten regular la producción de calor y electricidad.
El modo CHP (diario y estacional) está determinado principalmente por el consumo de calor. La estación funciona de forma más económica si su potencia eléctrica coincide con la producción de calor. En este caso, ingresa una cantidad mínima de vapor a los condensadores. En invierno, cuando la demanda de calor es máxima, con temperatura de diseño aire durante el horario de funcionamiento de las empresas industriales, la carga de los generadores CHP es cercana a la nominal. Durante los períodos en los que el consumo de calor es bajo, por ejemplo en verano, así como en invierno, cuando la temperatura del aire es superior a la temperatura de diseño y durante la noche, la potencia eléctrica de la central térmica correspondiente al consumo de calor disminuye. Si el sistema de energía necesita energía eléctrica, la central térmica debe cambiar al modo mixto, en el que aumenta el suministro de vapor a las piezas baja presión turbinas y condensadores. Al mismo tiempo, la eficiencia de la central eléctrica disminuye.
Producción máxima de electricidad por estaciones de calefacción "en consumo de calor"Sólo es posible cuando se trabaja junto con potentes centrales térmicas y centrales hidroeléctricas, que asumen una parte importante de la carga durante las horas de menor consumo de calor.
análisis comparativo Formas de regular la carga de calor.
Regulación de calidad.
Ventaja: modo hidráulico estable de redes de calefacción.
Defectos:
■ baja confiabilidad de las fuentes de energía térmica máxima;
■ la necesidad de utilizar métodos costosos para tratar el agua de reposición de la red de calefacción cuando altas temperaturas refrigerante;
■ aumentado gráfico de temperatura compensar la extracción de agua para el suministro de agua caliente y la consiguiente reducción de la generación de electricidad a partir del consumo de calor;
■ gran retraso en el transporte (inercia térmica) en la regulación de la carga térmica del sistema de suministro de calefacción;
■ alta intensidad de corrosión de las tuberías debido al funcionamiento del sistema de suministro de calor en la mayoría de los casos temporada de calefacción con temperaturas del refrigerante de 60-85 °C;
■ fluctuaciones en la temperatura del aire interior debido a la influencia de la carga de ACS en el funcionamiento de los sistemas de calefacción y diferentes proporciones de cargas de ACS y calefacción entre los suscriptores;
■ reducción de la calidad del suministro de calor al regular la temperatura del refrigerante en función de la temperatura media del aire exterior durante varias horas, lo que provoca fluctuaciones en la temperatura del aire interior;
■ con temperaturas variables del agua de la red, el funcionamiento de los compensadores se vuelve considerablemente más difícil.