Zasada działania i charakterystyka techniczna wytwornicy pary działającej zgodnie ze schematem recyklingu. Nowy blok energetyczny Państwowej Elektrowni Perm jest największą elektrownią gazowo-parową w Rosji

Zaprezentowano 22 diagramy mnemoniczne spośród 85.

OPIS TECHNICZNY

Opis obiektu.

Pełna nazwa systemu:„Symulator instalacji gazowo-parowej o mocy 410 MW (1 turbina gazowa Siemens SGT5-4000F, 1 turbina parowa SST5-3000, kocioł na ciepło odzysknicowe Ep-270/316/46-12,5/3,06/0,46 -560/560 /237, turbogenerator SGen5 -2000H.

Symbol:

Rok produkcji: 2015.

Symulator instalacji gazowo-parowej o mocy 410 MW symuluje pracę urządzeń głównych i pomocniczych elektrowni CCGT-410 MW, algorytmy sterowania i zabezpieczeń, symuluje sterowanie ze stanowisk operatorskich, a także służy do szkolenia, przygotowania przed egzaminami i testowania egzaminacyjnego personel obsługujący elektrociepłownię.

Aby podnieść poziom profesjonalizmu i dalszej certyfikacji, symulator ten obejmuje szkolenia, szkolenia i testowanie personelu w następujących specjalnościach:

• Zastępca głównego inżyniera operacyjnego;
• starszy kierownik zmiany elektrowni;
• kierownik zmiany elektrowni;
• kierownik zmiany;
• starszy kierowca;
• operator bloku energetycznego;
• operator linii;
• kierowca – operator urządzeń pomocniczych;
• elektryk na służbie.

Prototypowy obiekt symulatora PGU-410 obejmuje:

• jedna turbina gazowa Siemens SGT5-4000F, jedna turbina parowa SST5-3000, kocioł na ciepło odzysknicowe Ep-270/316/46-12.5/3.06/0.46 -560/560/237, turbogenerator SGen5-2000H, sprzęt pomocniczy jednostka napędowa;
• odległe obiekty sterowane ze sterowni, m.in.: cyrk przepompownia(CNS), przepompownia na lądzie (BPS), wieża chłodnicza z naturalny obieg, blokowy punkt oczyszczania gazów (BPPG);
• zautomatyzowany system sterowania i monitorowania SPPA-T3000 (Siemens).

Krótki opis obiektu prototypowego.

Blok energetyczny PGU-410 MW jest jednowałowym modułem mocy o turbina gazowa SGT5-4000F(4), turbogenerator SGen5-2000H i zespół turbiny parowej SST5-3000 firmy Siemens. Sztywna wiązka wirników turbiny gazowej – generator w tej instalacji połączony jest z linią wałów turbina parowa za pomocą synchronicznego sprzęgła samozałączającego typu przekaźnikowego. Gazy spalinowe GT kierowane są do kotła regeneracyjnego.

Turbina gazowa z pierścieniową komorą spalania i podwyższona temperatura Na wlocie turbiny pracuje ona na gazie ziemnym. Moc znamionowa - 281 MW, prędkość obrotowa - 50s -1. Wirnik GT jest połączony z wirnikiem generatora za pomocą sztywnego sprzęgła poprzez wał pośredni.

Zespół turbiny parowej SST5-3000 wchodzący w skład modułu mocy bloku energetycznego składa się z turbiny parowej, skraplacza oraz układów pomocniczych, które zapewniają bezawaryjną, niezawodną i ekonomiczną pracę zespołu turbiny parowej we wszystkich trybach pracy.

Turbina przeznaczona jest do pracy w układzie trójobwodowym (trójciśnieniowym) CCGT w ramach układu jednowałowego elektrownia i jest przeznaczony do napędzania generatora AC z prędkością obrotową 3000 obr./min.

Ta turbina parowa jest kondensacyjną turbiną parową z dwoma cylindrami (HPC i LPC/LPC) z przegrzaniem pośrednim i osiowym przepływem pary wylotowej dla cyklu mieszanego o potrójnym ciśnieniu.

Kocioł bębnowy na ciepło odpadowe Ep-270/316/46-12,5/3,06/0,46 -560/560/237, profil poziomy z pionowym układem rur powierzchni grzewczej, gazoszczelny, 3 ciśnienia (wysokie, średnie i niskie) z naturalnym obieg, posiadający własną ramę nośną, przeznaczony do wytwarzania pary przegrzanej o trzech ciśnieniach: wysokiego (HP), średniego (SD), niskiego (LP) oraz ogrzewania kondensatu poprzez wykorzystanie ciepła gorących gazów spalinowych zespołu turbiny gazowej w ramach blok CCGT - 410. Cyrkulacja w kotle zapewniona jest dzięki siłom naturalnym powodującym ruch podnoszący mieszaniny parowo-wodnej w powierzchnie parujące ogrzewanie

Skład symulatora:

1. Interfejs operatora prawdziwy system kontrola SPPA T-3000 bloku nr 1 Państwowej Elektrowni Rejonowej Nyaganskaya (85 diagramów mnemonicznych).
2. Matematyczny model całkowy turbiny gazowej SGT5-4000F.
3. Matematyczny model całkowy turbiny parowej SST5-3000.
4. Matematyczny model całkowy kotła odzysknicowego Ep-270/316/46-12,5/3,06/0,46-560/560/237.
5. Matematyczny model całkowy generatora SGen5-2000H.
6. Model rzeczywistego zautomatyzowanego systemu sterowania procesem bloku (zabezpieczenia, blokady, alarmy, automatyka, programy krok po kroku).
7. Rozbudowana konfiguracja sieci (podłączenie dowolnej liczby komputerów).
8. Konsola instruktora.
9. Program monitorujący umożliwiający nagrywanie złe działania operatora obiektu elektroenergetycznego (niezgodność z logiką i znaczeniem technicznych zasad ruchu).
10. Zestaw sytuacji awaryjnych (przypisanie za pomocą specjalnej tabeli wejść).
11. Zestaw zautomatyzowanych scenariuszy szkoleniowych z oceną wykonania zadania.
12. Możliwość budowania dowolnych harmonogramów wysyłek i pracy według tych harmonogramów.
13. Zapisywanie trybów i uruchamianie symulatora z dowolnego zapisanego stanu.
14. Rejestrowanie: działań operatorskich, błędów, alarmów, zabezpieczeń, blokad.
15. Sterowanie TEC, wykresy wszystkich parametrów, stan mechanizmów i okuć.
16. System wsparcia operatora.
17. Przyspieszanie i spowalnianie procesów, sytuacje zamrożenia, sytuacje powrotne.
18. Dokumentacja eksploatacyjna zawierająca opis symulatora, materiały referencyjne, zadania, instrukcje krok po kroku itp.
19. Optymalizacja oprogramowanie(używając nowoczesnych technologia informacyjna I nowoczesne metody modelowanie) z możliwością instalacji symulatora zarówno na jednym komputerze, jak i na dowolnej liczbie komputerów.

Opis matematyczny symulatora.

Na model matematyczny części termohydraulicznej obiektu składa się: równania różniczkowe, bazując na uwzględnieniu fizycznej natury procesów, czyli standardowych równań bilansowych, a zależności ilościowe i kierunek procesów wyznaczają prawa termodynamiki, hydrodynamiki, aerodynamiki itp. Zależności pomiędzy parametrami połączeń są jednoznacznie i jednolicie opisane równaniami bilansów energetycznych, przepływowych i hydraulicznych w elementach urządzeń oraz równaniami zmiany entalpii każdego rodzaju chłodziwa.

Symulator zawiera modele matematyczne generatora, układu wzbudzenia, obwód elektryczny, przekaźnikowe urządzenia zabezpieczające i automatyki, transformatory, urządzenia przełączające, silniki elektryczne oraz uproszczony model systemu elektroenergetycznego podczas pracy na długiej linii;

Model generatora realizowany jest w oparciu o układ równań różniczkowych Parka-Goreva i opisuje pracę generatora w trybie synchronicznym, asynchronicznym i silnikowym z ciągłym przejściem z jednego stanu do drugiego.

Model obwodu elektrycznego opiera się na układzie równań różniczkowych wyrażających prawa Kirchhoffa i opisuje dynamikę napięcia, prądu i częstotliwości we wszystkich stanach, w tym także awaryjnych.

Opis matematyczny symulatora obejmuje następujące podsystemy:

1. Turbina gazowa:

• Gaz ziemny do turbiny gazowej;
• System ogrzewania powietrza KVOU;
• Optymalizacja luzu hydraulicznego;
• Układ zasilania gazem;
• Dostawa oleju turbinowego;
• Układ hydrauliczny;
• Czyszczenie sprężarki;
• Schemat wentylacji obudowy;
• układ VPU;
• System powietrzny/ogrzewanie powietrzne;
• Temperatura na wylocie turbiny;
• Regulacja częstotliwości;
• Schemat mocy.

1. Kocioł na ciepło odpadowe:

• para wysokociśnieniowa;
• Steam ND;
• bęben SD;
• Bęben HP;
• Pompy zasilające PEN HP/SD;
• Bęben LP;
• Pompy zasilające LP;
• Gazowy podgrzewacz kondensatu;
• Przegrzewacz SD;
• Ekspandery okresowe i ciągłe;
• Traktat gazy spalinowe.

1. Turbina parowa:

• Automatyczny tester turbin;
• System odprowadzania pary do skraplacza;
• Drenaż turbiny, zaworów;
• Ścieżka kondensatu, CEN;
• BRĄZ SD/ND;
• Dostawa oleju turbinowego;
• Układ płynu sterującego;
• Przegląd PT;
• Uruchomienie i temperatura turbiny.

1. Wyposażenie ogólne:

• BPPG;
• Odpływy z turbinowni;
• Zamknięty obieg wody chłodzącej;
• Przepompownia brzegowa;
• Komora armatury cyrkulacyjnej w budynku głównym oraz komora armatury upustowej;
• komora przełączająca CNS;
• pomieszczenie turbin CNS;
• Dodatkowa komora na armaturę wodną;
• Odsolona woda do skraplacza;
• Wieża chłodnicza z naturalnym ciągiem powietrza;
• Komora armatury do przewodów wody ciśnieniowej wież chłodniczych;
• System dystrybucji wody w wieży chłodniczej.

1. Ochrona:

• ochrona GT;
• Ochrona KU przed wyłączeniem;
• lokalna ochrona CU;
• Ochrona PEN HP/SD;
• ochrona PT;
• zabezpieczenie centralnego ogrzewania;
• Ochrona BROU VD;
• ogólna ochrona bloku.

1. Generator:

• Chłodzenie generatora;
• TPU/wzbudzenie;
• Dostawa i rozładunek wodoru;
• Olej uszczelniający;
• Wentylacja obudowy;
• Zasilanie WN;
• Jedzenie NN.

1. Sygnalizacja:

Skład symulowanych trybów.

W symulatorze symulowane są następujące tryby:

1. Uruchom urządzenie z dowolnego stanu termicznego.

2. Zablokuj zatrzymanie.

3. Praca agregatu w dowolnym zakresie obciążenia.

4. Włączanie i wyłączanie ciepłowni.

5. Eksploatacja centrali z innym wyposażeniem.

6. Synchronizacja i włączenie generatorów do sieci.

7. Obsługa urządzenia z regulacją automatyczną i (lub) ręczną.

8. Wdrożono programy krok po kroku wyposażenia jednostki:

8.1. Programy krok po kroku kocioł regeneracyjny:

• program start-stop CU krok po kroku;
• program krok po kroku włączania GPK KU;
• program krok po kroku włączania obwodu LP KU;
• program krok po kroku włączający obwód SD KU;
• program krok po kroku włączający obwód HP HRSG;
• program krok po kroku programatora temperatury pary HP KU;
• program krok po kroku włączania i wyłączania LP GPP;
• program krok po kroku włączania i wyłączania HP GPP;
• program krok po kroku włączania i wyłączania BROU VD.

8.2. Programy turbin parowych krok po kroku:

• program krok po kroku uruchamiania i zatrzymywania instalacji parowej;
• szczegółowy program sterowania systemami pomocniczymi techników zawodowych (przygotowanie wyposażenia technicznego);
• program dostaw oleju turbinowego krok po kroku;
• program krok po kroku „Odwrócony PT”;
• program krok po kroku doprowadzenia pary do uszczelnień PT;
• programu krok po kroku olej hydrauliczny PT;
• program krok po kroku włączania drenaży SD i LP.

8.3. Programy turbin gazowych krok po kroku:

• program start-stop GT krok po kroku;
• program zarządzania paliwem gazowym GT krok po kroku;
• program krok po kroku włączania i wyłączania ogrzewania KVOU;
• program kontroli dostaw oleju GT krok po kroku;
• program krok po kroku optymalizacji luzów hydraulicznych (GOZ);
• program krok po kroku systemu GT VPU.

9.Działanie urządzenia w trybach nietypowych.

Skład podstawowych scenariuszy szkoleniowych.

Każde zadanie opiera się na instrukcjach obsługi obowiązujących w elektrowni i stanowi jedną ze standardowych operacji technologicznych. Symulator wyposażony jest w standardowy zestaw zadań szkoleniowych, po których automatycznie wystawiana jest ocena.

1. Włączenie układów chłodzenia bloku, ZKO. Przygotowanie i uruchomienie układu regulacji i zabezpieczeń PT-40.
2. Uruchomienie układu smarowania.
3. Uruchomienie układu uszczelnienia wału generatora, włączenie VPU GT i PT.
4. Przygotowanie i uruchomienie agregatu kondensacji próżniowej.
5. Uruchom pilota.
6. Przygotowanie i napełnienie kotła regeneracyjnego.
7. Uruchomienie instalacji gazowej bloku energetycznego.
8. Uruchomienie kompleksowego urządzenia do przygotowania powietrza.
9. Przygotowania do premiery GT.
10. Przygotowania do uruchomienia PT.
11. Uruchom GT.
12. Ładowanie GT.
13. Uruchom PT.
14. Obciążenie jednostki do 410 MW.
15. Uruchamianie urządzenia ze stanu zimnego.
16. Rozpoczęcie bloku ze stanu zimnego; Tmet HPC od 300°C do 380°C.
17. Rozpoczęcie bloku ze stanu zimnego; Tmet HPC od 390°C do 440°C.
18. Rozpoczęcie bloku ze stanu zimnego; Tmet HPC powyżej 450°C.

Skład sytuacji awaryjnych.

Symulator zawiera standardowy zestaw sytuacji awaryjnych, które służą przygotowaniu personelu operacyjnego do działań parujących w takich sytuacjach. Za pomocą tabel wejściowych określane są błędy operacji wyposażenie technologiczne, armatura, systemy automatyki, osprzęt elektryczny.

Dostępna jest funkcja opóźnienia czasowego umożliwiająca uruchomienie dowolnej sytuacji. Opóźnienie sygnalizowane jest w prawym dolnym rogu pola każdego wejścia alarmowego.

1. Błędy w działaniu.

1.1. Awarie w działaniu zaworu:

• całkowita utrata kontroli nad obiektem.

1.2. Awarie w działaniu mechanizmów:

• nieautoryzowane wyłączenie;
• nieautoryzowane uruchomienie (niemożność działania zabezpieczeń, automatyki, sterowania).

1.3. Zawory sterujące:

• spontaniczne otwarcie bez kontroli;
• spontaniczne zamykanie bez kontroli;
• spontaniczne zamrożenie bez kontroli;
• awaria polecenia ręcznego zamknięcia;
• awaria polecenia ręcznego otwarcia;
• całkowita utrata kontroli nad obiektem;
• awaria automatyki: pełne otwarcie;
• awaria automatyki: całkowite zamknięcie;
• awaria automatyki: zamrożenie.

1.4. Odmowa użycia jakiegokolwiek zabezpieczenia.

2. Sytuacje awaryjne w eksploatacji urządzeń termomechanicznych:

2.1. Zatkane filtry:

• PIÓRO HP/SD;
• PIÓRO ND;
• filtry KEN-A, B;
• filtry KEN BOU-A, B;
• filtry układu smarowania A, B GT;
• filtry układu sterującego A, B, za chłodnicą GT;
• filtry podnośnika hydraulicznego A, B;
• filtry systemowe przepis A, B, za chłodnicą DC;
• filtry A, B na wylocie odgazowywacza.

2.2. Pęknięcia rur:

• EVD-2;
• PPWD-3;
• PPSD-2;
• PPND-2;
• PPP-3.

2.3. Zacinające się zawory odcinające:

• SK CVP;
• SK TsSD;
• SK TsND.

2.4. Spontaniczne osadzanie zaworów odcinających:

• SK CVP;
• SK TsSD;
• SK TsND.

2.4. Uszkodzone trzpienie zaworów turbiny:

• RK CVP;
• RK CSD;
• RK TsND.

2.5. Spontaniczne lądowanie RK:

• RK CVP;
• RK CSD;
• RK TsND.

2.6. Zwiększone przyspieszenie w komorze spalania.

• do 1 limitu;
• do 2 limitów;
• do 3 limitów;
• do limitu awaryjnego.

2.7. Awaria MNS A, B, AMNS.

3. Sytuacje awaryjne w eksploatacji urządzeń elektrycznych:

3.1. Zwiększenie częstotliwości sieci.

3.2. Zmniejszenie częstotliwości sieci.

Wymagania techniczne

Do obsługi symulatora potrzebne są:

procesor o częstotliwości co najmniej 2 GHz;

RAM o pojemności co najmniej 4 GB;

wolna pamięć dyskowa o pojemności co najmniej 2 GB;

karta graficzna z pamięcią wewnętrzną co najmniej 128 MB;

monitor o rozdzielczości co najmniej 1920×1080 (zalecana rozdzielczość 1920×1200), dla wygody istnieje możliwość korzystania z wielu monitorów;

karta dźwiękowa i głośniki;

klawiatura, mysz;

karta sieciowa 100 Mbit (dla wersji sieciowej Symulatora);

Jeśli chcesz wydrukować dokumenty wyjściowe (protokoły, harmonogramy itp.), podłącz drukarkę do komputera;

Symulator przeznaczony jest do pracy w systemie Microsoft Windows 10/8/7/Vista/XP. Aby Symulator działał, należy zainstalować serwer bazy danych MySQL.

25 sierpnia w Permskiej GRES oddano do użytku czwarty gazowy blok energetyczny o mocy zainstalowanej 861 MW. Moc stacji wzrosła o jedną trzecią – do 3261 MW, dzięki czemu Permskaya GRES znalazła się w pierwszej piątce największych elektrociepłowni w Rosji.

1. Sama stacja znajduje się 70 kilometrów od miasta Perm, w pobliżu miasta Dobraanka, na lewym brzegu zbiornika Kama.

2. Permskaya GRES to największa elektrownia w regionie Perm, odpowiadająca za jedną trzecią mocy zainstalowanej regionu.

3. Stacja dostarcza energię elektryczną do centrum przemysłowego regionu Perm: przedsiębiorstw zajmujących się wydobyciem i rafinacją ropy naftowej, chemii, metalurgii metali nieżelaznych i żelaza, leśnictwa, górnictwa itp.

4. Ogromna maszynownia na cztery bloki energetyczne. Trzy stare i jeden nowy, czwarty, którego prawie nie widać. To jedyna elektrownia gazowa w Rosji, której wszystkie bloki mają moc 800 MW.

5. W latach 1986-1990 uruchomiono trzy bloki parowe z turbinami K-800-240, całkowita moc 2400 MW.

6. Miejsce naprawy z wysokości suwnicy. Pośrodku znajduje się sworzeń - wirnik generatora jednego z bloków energetycznych pierwszego stopnia.

7. Przejdźmy się trochę po starej części dworca. Przemysłowe piękno! Szum generatorów i upał, wszystko co kochamy)

8. Paliwem głównym i zapasowym jest gaz ziemny ze złóż Urengoj i Yamburg, dostarczany do elektrowni odgałęzieniami z głównych gazociągów.

9. Bloki energetyczne pierwszego stopnia składają się z kotłów TPP-804 wytwarzających 2650 ton pary przegrzanej na godzinę, turbin K-800-240-5 i generatorów T3V-800 2UZ z pełnym chłodzeniem wodnym. Sprzęt został wyprodukowany w kotłach Leningrad Metal i Taganrog.

12. Zablokuj panel sterowania.

14. I oto on, przystojny. Nowy blok energetyczny Państwowej Elektrowni Okręgowej w Permie jest największym w Rosji, wybudowanym w ostatniej dekadzie w ciepłownictwie. Blok napędowy został uruchomiony 25 sierpnia 2017 roku.

15. Projekt opracowany Rosyjska firma„TEPINGENEERING” obejmuje dwie turbiny gazowe i jedną parową z generatorami produkcji firmy Siemens oraz dwa kotły na ciepło odzysknicowe w ramach urządzeń głównych produkcja krajowa Rosyjska firma inżynieryjna EMAlliance.

16. „Wepchnęli coś, czego nie można wepchnąć” – tak to ujęli inżynierowie stacji, opowiadając o trudnościach, jakie napotkali przy projektowaniu i instalowaniu nowych urządzeń na istniejących terenach państwowej elektrowni rejonowej. Budowę bloku energetycznego prowadzono pod kierownictwem Inter RAO – Engineering.

17. Moc zainstalowana bloku gazowego wynosi 861 MW.

18. Konkretne zużycie paliwa wynosi około 215 g/kWh, co jest jednym z najbardziej ekonomicznych wskaźników wśród elektrowni cieplnych w kraju i prawie 1,5 razy mniej niż w pracujących blokach Państwowej Elektrowni Okręgowej Perm I stopnia.

20. Sprawność nowego bloku energetycznego wynosi 57% - jeden z najwyższych wskaźników w rosyjskiej elektroenergetyce cieplnej.

23. W ramach budowy bloku energetycznego PGU-800 MW wykonano wielkogabarytową przebudowę rozdzielnicy napowietrznej rozdzielnicy napowietrznej 220/500 kV.

26. Geometria izolatora.

27. vvvvvVVVVV

28. Wloty powietrza.

30. Dla czwartego bloku energetycznego wybudowano własny komin, który jest znacznie niższy od kominów starych stacji. Początkowo planowano, że głównym paliwem w elektrowni będzie węgiel, stąd kolosalna wysokość kominów - 330 metrów. Są to jedne z najwyższych kominów na świecie (17. miejsce) i trzeci najwyższy w Rosji.

31. Z daleka wszystkie kominy wyglądają mniej więcej tak samo. Tak jest, dopóki się nie zbliżysz. Zobaczcie jak mrówki wyglądają robotnice na tle bazy komin.

32. Kanały powietrzne do elektrofiltrów, które zbudowano w celu oczyszczania gazów spalinowych z pyłu węglowego, którego tutaj nie ma.

33. Filtry te nie są obecnie stosowane. Podobnie jak jeden z 330-metrowych kominów nie jest używany.

35. Woda ze złoża Kama służy do chłodzenia generatorów bloków energetycznych pierwszego stopnia. Do funkcjonowania stacji potrzeba nie mniej niż 43 tys. metrów sześciennych wody na godzinę.

36. A 43 tysiące metrów sześciennych na godzinę to tylko 12 ton wody na sekundę (dokładnie 11,9). Na zdjęciu studnia syfonowa kanału wylotowego Zbiornika Kama.

37. Widok na stację oczami studni syfonowej i rybaków, którzy nieustannie próbują się tu przedostać z wędkami.

38. Widok z wysokości 120 metrów.

39. W ramach uruchomienia nowego bloku energetycznego, w celu oszczędzania wody zużywanej z Kamy i zmniejszenia obciążenia środowisko na stacji wybudowano chłodnię kominową o wysokości 92 metrów. Zastosowanie wieży chłodniczej do chłodzenia wody umożliwiło jej wykorzystanie układ odwracalny wykorzystanie wody.

40. Dzięki wprowadzeniu systemu wykorzystania wody z obiegiem zamkniętym zużycie wody do chłodzenia nowego bloku energetycznego jest 68 razy mniejsze niż w blokach I stopnia.

41. Sasza rosyjski w łaźni parowej o temperaturze 50 stopni.

42. A to jestem ja. Dziękuję Saszy za portret)

43. Panel sterowania bloku energetycznego nr 3.

45. Część uroczysta...

46. ​​​​Wzrosło uruchomienie bloku energetycznego nr 4 moc zainstalowana elektrownie do 3261 MW, co pozwoliło Państwowej Elektrowni Okręgowej Perm wejść do pierwszej piątki największych elektrowni cieplnych w Rosji. Ponadto całkowity wolumen produkcji na terytorium Permu wzrósł o ponad 10%.

47. Ciekawy punkt. Na Mistrzostwa Świata FIFA rozdzielnica Umieścili dwie podpory w postaci figurek piłkarzy.

48. Projekt jest zabawny, ale widzą go głównie pracownicy stacji wracający z pracy do domu.

49. Centralny panel sterowania. Stąd sterowana jest praca całej elektrowni. Serdecznie dziękujemy pracownikom Perskaya GRES oraz służbie prasowej Inter RAO za ciekawe zwiedzanie tak dużego obiektu. Tak, to była kolejna magiczna trasa prasowa!

Dziękuję Dmitrijowi Berdasowowi za towarzystwo

Co to jest urządzenie KamAZ-5320 PGU? To pytanie interesuje wielu początkujących. Skrót ten może zmylić nieświadomego człowieka. W rzeczywistości PGU jest pneumatyczny. Rozważmy cechy tego urządzenia, jego zasadę działania i rodzaje konserwacji, w tym napraw.

• 1 - nakrętka sferyczna z przeciwnakrętką.
• 2 - popychacz tłoka dezaktywatora sprzęgła.
• 3 - osłona ochronna.
• 4 - tłok zwalniający sprzęgło.
• 5 - tylna część ramy.
• 6 - złożona uszczelka.
• 7 - tłok popychacza.
• 8 - zawór obejściowy z kołpakiem.
• 9 - membrana.
• 10 - zawór wlotowy.
• 11 - analogowy podziałka.
• 12 - tłok pneumatyczny.
• 13 - korek spustowy (kondensatu).
• 14 - przednia część ciała.
• „A” - dostawa płynu roboczego.
• „B” - dopływ sprężonego powietrza.

Cel i urządzenie

Ciężarówka to dość masywny i dużych rozmiarów pojazd. Aby to kontrolować, potrzeba niezwykłej ilości energii. siła fizyczna i wytrzymałość. Urządzenie KamAZ-5320 PGU ułatwia regulację pojazdu. Jest mały, ale przydatne urządzenie. Pozwala nie tylko uprościć pracę kierowcy, ale także zwiększa produktywność pracy.

Węzeł, o którym mowa, składa się z następujących elementów:

• Popychacz tłoka i nakrętka regulacyjna.
• Tłok pneumatyczny i hydrauliczny.
• Mechanizm sprężynowy, skrzynia biegów z pokrywą i zaworem.
• Gniazda membrany, śruba regulacyjna.
• i popychacz tłoka.

Osobliwości

Układ obudowy wzmacniacza składa się z dwóch elementów. Część przednia wykonana jest z aluminium, a część tylna z żeliwa. Pomiędzy częściami znajduje się specjalna uszczelka, która działa jak uszczelka i membrana. Mechanizm popychacza automatycznie reguluje zmianę ciśnienia powietrza na tłoku pneumatycznym. To urządzenie zawiera również kołnierz uszczelniający, sprężyny z membranami oraz zawory dolotowe i wydechowe.

Zasada działania

Po naciśnięciu pedału sprzęgła pod ciśnieniem płynu urządzenie KamAZ-5320 PGU naciska na pręt i tłok popychacza, po czym konstrukcja wraz z membraną porusza się, aż do otwarcia zaworu dolotowego. Mieszanka powietrzna z układu pneumatycznego pojazdu podawana jest następnie na tłok pneumatyczny. W efekcie sumują się siły obu elementów, co pozwala na cofnięcie widelca i rozłączenie sprzęgła.

Po zdjęciu stopy z pedału sprzęgła ciśnienie głównego płynu zasilającego spada do zera. W rezultacie zmniejsza się obciążenie tłoków hydraulicznych siłownika i mechanizmu popychacza. Z tego powodu tłok typ hydrauliczny zaczyna poruszać się w przeciwnym kierunku, zamykając zawór wlotowy i blokując przepływ ciśnienia z odbiornika. Sprężyna dociskowa działająca na tłok prowadzący przesuwa go do pierwotnego położenia. Powietrze początkowo reagujące z tłokiem pneumatycznym jest uwalniane do atmosfery. Trzpień z obydwoma tłokami powraca do pozycji wyjściowej.

Produkcja

Urządzenie KamAZ-5320 PGU nadaje się do wielu modyfikacji modeli tego producenta. Większość starych i nowych ciągników, wywrotek i wariantów wojskowych jest wyposażona w pneumatyczno-hydrauliczne wspomaganie kierownicy. Wyprodukowano nowoczesne modyfikacje różne firmy, mają następujące oznaczenia:

• Części zamienne do KamAZ (PGU) firmy KamAZ OJSC (nr katalogowy 5320) z pionowym ustawieniem urządzenia śledzącego. Urządzenie nad korpusem cylindra jest używane w odmianach o indeksie 4310, 5320, 4318 i niektórych innych.
• WABCO. Agregaty CCGT tej marki produkowane są w USA i wyróżniają się niezawodnością oraz kompaktowymi wymiarami. Urządzenie to wyposażone jest w system monitorowania stanu okładzin, którego stopień zużycia można określić bez demontażu zespołu napędowego. Większość ciężarówek serii 154 jest wyposażona w ten właśnie sprzęt pneumohydrauliczny.
• Pneumatyczny hydrauliczny wzmacniacz sprzęgła „VABKO” do modeli ze skrzynią biegów typu ZF.
• Analogi produkowane w zakładach na Ukrainie (Wołczańsk) lub w Turcji (Yumak).

Jeśli chodzi o wybór wzmacniacza, eksperci zalecają zakup tej samej marki i modelu, który był oryginalnie zainstalowany na maszynie. Zapewni to maksimum prawidłowa interakcja pomiędzy wzmacniaczem a mechanizmem sprzęgła. Przed wymianą urządzenia na nową odmianę należy skonsultować się ze specjalistą.

Praca

Aby utrzymać stan eksploatacyjny urządzenia, należy wykonać następujące prace:

• Kontrola wzrokowa w celu wykrycia widocznych wycieków powietrza i płynów.
• Dokręcanie śrub mocujących.
• Wyreguluj luz popychacza za pomocą nakrętki sferycznej.
• Dodanie płynu roboczego do zbiornika układu.

Warto zauważyć, że podczas regulacji PGU KamAZ-5320 modyfikacji Wabco zużycie okładzin sprzęgła jest łatwo widoczne na specjalnym wskaźniku wysuniętym pod wpływem tłoka.

Demontaż

W razie potrzeby tę procedurę wykonuje się w następującej kolejności:

• Tył ciała jest zaciśnięty w imadle.
• Śruby są odkręcone. Zdjąć podkładki i pokrywę.
• Zawór jest wyjmowany z części korpusu.
• Rama przednia jest demontowana wraz z tłokiem pneumatycznym i jego membraną.
• Zdejmuje się: membranę, tłok prowadzący, pierścień ustalający, element zwalniający sprzęgło i obudowę uszczelniacza.
• Mechanizm zaworu obejściowego i właz z uszczelką wylotową są usuwane.
• Rama jest usuwana z cisów.
• Pierścień oporowy tylnej części obudowy jest zdemontowany.
• Trzpień zaworu jest wolny od wszystkich stożków, podkładek i gniazd.
• Tłok popychacza jest usuwany (należy najpierw usunąć korek i inne powiązane elementy).
• Tłok pneumatyczny, mankiet i pierścień ustalający są usuwane z przedniej części obudowy.
• Następnie wszystkie części myje się benzyną (naftą), oblewa sprężone powietrze i przejść przez etap wykrywania defektów.

PGU KamAZ-5320: awarie

Najczęściej w danym węźle występują następujące problemy:

• Sprężony przepływ powietrza występuje w niewystarczających ilościach lub jest całkowicie nieobecny. Przyczyną nieprawidłowego działania jest obrzęk zaworu wlotowego wzmacniacza pneumatycznego.
• Zablokowanie tłoka prowadzącego na wzmacniaczu pneumatycznym. Najprawdopodobniej przyczyną jest odkształcenie pierścienia uszczelniającego lub mankietu.
• Występuje „awaria” pedału, która nie pozwala na całkowite rozłączenie sprzęgła. Ten problem wskazuje, że powietrze dostało się do napędu hydraulicznego.

Naprawa PGU KamAZ-5320

Przeprowadzanie usterek elementów montażowych, szczególną uwagę Powinieneś zwrócić uwagę na następujące punkty:

• Sprawdzanie części uszczelniających. Niedopuszczalne są na nich odkształcenia, obrzęki i pęknięcia. Jeżeli elastyczność materiału jest pogorszona, element należy wymienić.
• Stan powierzchni roboczych cylindrów. Monitorowany jest luz wewnętrzny średnicy cylindra, który faktycznie musi być zgodny z normą. Na częściach nie powinno być żadnych wgnieceń ani pęknięć.

Zestaw naprawczy CCGT zawiera następujące części zamienne KamAZ:

• Pokrywa ochronna tylnej obudowy.
• Stożek i membrana skrzyni biegów.
• Mankiety do tłoka pneumatycznego i popychacza.
• Nakrętka zaworu obejściowego.
• Pierścienie ustalające i uszczelniające.

Wymiana i montaż

Aby zastąpić dany węzeł, wykonaj następujące manipulacje:

• Powietrze jest usuwane z jednostki KamAZ-5320 CCGT.
• Płyn roboczy jest spuszczany lub odpływ jest blokowany za pomocą korka.
• Widelec sprężyny sprzęgła jest zdemontowany.
• Rury doprowadzające wodę i powietrze są odłączone od urządzenia.
• Śruby mocujące do skrzyni korbowej są odkręcane, po czym urządzenie jest demontowane.

Po wymianie zdeformowanych i nienadających się do użytku elementów, system sprawdzany jest pod kątem wycieków w częściach hydraulicznych i pneumatycznych. Montaż odbywa się w następujący sposób:

• Wyrównaj wszystkie otwory mocujące z gniazdami w skrzyni korbowej, po czym wzmacniacz zabezpieczono za pomocą pary śrub z podkładkami sprężystymi.
• Wąż hydrauliczny i przewód pneumatyczny są podłączone.
• Zamontowany jest mechanizm sprężyny zwalniającej widełek zwalniających sprzęgło.
• Płyn hamulcowy wlewa się do zbiornika wyrównawczego, po czym następuje pompowanie hydraulicznego układu napędowego.
• Ponownie sprawdź szczelność połączeń pod kątem wycieków płynu roboczego.
• W razie potrzeby wyreguluj wielkość szczeliny pomiędzy końcową częścią osłony a ogranicznikiem skoku aktywatora rozdzielacza biegów.

Schemat ideowy podłączenia i rozmieszczenia elementów węzłowych

Zasadę działania PGU KamAZ-5320 łatwiej zrozumieć, przestudiowając poniższy schemat z objaśnieniami.

• A - standardowy schemat współdziałanie części napędu.
• b - lokalizacja i mocowanie elementów węzłowych.
• 1 - pedał sprzęgła.
• 2 - cylinder główny.
• 3 - cylindryczna część wzmacniacza pneumatycznego.
• 4 - mechanizm popychacza części pneumatycznej.
• 5 - kanał powietrzny.
• 6 - główny cylinder hydrauliczny.
• 7 - zwolnij sprzęgło z łożyskiem.
• 8 - dźwignia.
• 9 - pręt.
• 10 - węże i rury napędowe.

Jednostka, o której mowa, ma dość przejrzystą i prostą konstrukcję. Jednak jego rola w zarządzaniu ciężarówką bardzo znaczące. Zastosowanie zasilacza może znacznie ułatwić sterowanie maszyną i zwiększyć wydajność pojazdu.

Nazywa się je gazem parowym elektrownie, w którym ciepło gazów spalinowych z turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w obiegu turbiny parowej. Od elektrowni parowych i turbin gazowych różni się zwiększoną wydajnością.

Schemat ideowy instalacja w cyklu kombinowanym (z wykładu Fominy).

Para GT EG

kocioł kompresorowy na ciepło odpadowe K

powietrze np

podawać wodę

KS – komora spalania

GT – turbina gazowa

K – turbina parowa kondensacyjna

EG – generator elektryczny

Instalacja o cyklu kombinowanym składa się z dwóch oddzielnych jednostek: elektrowni parowej i turbiny gazowej.

W zespole turbiny gazowej turbina jest obracana przez gazowe produkty spalania paliwa. Paliwem może być gaz ziemny lub produkty naftowe (olej opałowy, olej napędowy). Na tym samym wale z turbiną znajduje się pierwszy generator, który na skutek obrotu wirnika generuje prąd elektryczny. Produkty spalania, przechodząc przez turbinę gazową, oddają jej tylko część swojej energii, a na wyjściu z turbiny gazowej nadal mają wysoką temperaturę. Z wyjścia turbiny gazowej produkty spalania trafiają do elektrowni parowej, kotła na ciepło odpadowe, gdzie podgrzewana jest woda i powstająca para wodna. Temperatura produktów spalania jest wystarczająca do doprowadzenia pary do stanu niezbędnego do wykorzystania w turbinie parowej (temperatura gazów spalinowych około 500 stopni Celsjusza pozwala uzyskać parę przegrzaną o ciśnieniu około 100 atmosfer). Turbina parowa napędza drugi generator elektryczny.

Perspektywy rozwoju zasilacza (z podręcznika Ametystowa).

1. Elektrownia pracująca w cyklu kombinowanym jest najbardziej ekonomicznym silnikiem używanym do wytwarzania energii elektrycznej. Jednoobwodowy CCGT z zespołem turbiny gazowej o temperaturze początkowej około 1000 °C może mieć sprawność bezwzględną około 42%, co będzie stanowić 63% wydajności teoretyczna skuteczność PGU. Współczynnik przydatna akcja trójprzewodowy CCGT z pośrednim przegrzaniem pary, w którym temperatura gazu przed turbiną gazową kształtuje się na poziomie 1450°C, już dziś osiąga 60%, co stanowi 82% teoretycznie możliwego poziomu. Nie ma wątpliwości, że wydajność można jeszcze zwiększyć.

2. Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym jest silnikiem najbardziej przyjaznym dla środowiska. Tłumaczy się to przede wszystkim wysoką wydajnością - w końcu całe ciepło zawarte w paliwie, którego nie można przekształcić w energię elektryczną, jest uwalniane do środowiska i następuje jego zanieczyszczenie termiczne. Zatem redukcja emisji cieplnej z CCGT w porównaniu z elektrownią parową będzie dokładnie w takim stopniu, w jakim mniejsze będzie zużycie paliwa do produkcji energii elektrycznej.

3. Instalacja z cyklem kombinowanym jest bardzo zwrotnym silnikiem, z którym pod względem manewrowości można porównać jedynie autonomiczną turbinę gazową.

4. Przy tej samej mocy elektrowni parowych i cieplnych, zużycie wody chłodzącej przez instalację CCGT jest około trzykrotnie mniejsze.

5. CCGT charakteryzuje się umiarkowanym kosztem zainstalowanej jednostki mocy, co wynika z mniejszej objętości części konstrukcyjnej, braku skomplikowanego kotła energetycznego, drogiego komina czy regeneracyjnego systemu grzewczego podawać wodę, wykorzystując prostszą turbinę parową i system zaopatrzenia w wodę techniczną.

6. Bloki CCGT mają znacznie krótszy cykl budowy. Agregaty CCGT, zwłaszcza jednowałowe, można wprowadzać etapami. Upraszcza to problem inwestycyjny.

Instalacje o cyklu kombinowanym nie mają praktycznie żadnych wad; powinniśmy raczej mówić o pewnych ograniczeniach i wymaganiach dotyczących sprzętu i paliwa. Ustawienia o których o czym mówimy, wymagają użycia gaz ziemny. Dla Rosji, gdzie udział stosunkowo niedrogiego gazu wykorzystywanego do celów energetycznych przekracza 60%, a połowa z niego wykorzystywana jest ze względów środowiskowych w elektrowniach cieplnych, istnieją wszelkie możliwości budowy elektrowni gazowo-parowej.

Wszystko to sugeruje, że budowa elektrowni parowo-parowych jest dominującym trendem we współczesnej elektroenergetyce cieplnej.

Sprawność jednostki CCGT typu odzyskowego:

ηPGU = ηGTU + (1- ηGTU)*ηKU*ηPTU

STU - zespół turbiny parowej

HRSG – kocioł na ciepło odpadowe

W przypadek ogólny Wydajność CCGT:

Tutaj - Qgtu to ilość ciepła dostarczonego do płynu roboczego zespołu turbiny gazowej;

Qpsu to ilość ciepła dostarczona do czynnika parowego w kotle.

1. Podstawowe schematy cieplne zaopatrzenia w parę i ciepło z elektrowni cieplnych. Współczynnik ogrzewania α elektrociepłowni. Metody pokrycia szczytowego obciążenia cieplnego w elektrowniach cieplnych,

CHP (elektrownie kogeneracyjne)- przeznaczone do scentralizowanego zaopatrzenia odbiorców w ciepło i energię elektryczną. Różnią się od IES tym, że wykorzystują ciepło pary wydobywającej się z turbin na potrzeby produkcji, ogrzewania, wentylacji i zaopatrzenia w ciepłą wodę. Dzięki takiemu połączeniu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła osiąga się znaczne oszczędności paliwa w porównaniu z oddzielnym dostarczaniem energii (wytwarzanie energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych i energii cieplnej w lokalnych kotłowniach). Dzięki tej metodzie skojarzonej produkcji elektrociepłownia osiąga wystarczające wysoka wydajność, sięgając aż 70%. Dlatego elektrociepłownie stały się powszechne na obszarach i miastach o dużym zużyciu ciepła. Maksymalna moc CHP jest mniejsza niż CPP.

Elektrociepłownie są przywiązane do konsumentów, ponieważ Promień wymiany ciepła (para, gorąca woda) wynosi około 15 km. Podmiejskie elektrownie cieplne transmitują tarapaty w wyższej temperaturze początkowej na dystansie do 30 km. Para na potrzeby produkcyjne o ciśnieniu 0,8-1,6 MPa może być przesyłana na odległość nie większą niż 2-3 km. Przy średniej gęstości obciążenia cieplnego moc elektrowni cieplnej zwykle nie przekracza 300-500 MW. Tylko w głównych miast jak Moskwa czy St. Petersburg o dużej gęstości obciążenia cieplnego, zasadna jest budowa stacji o mocy do 1000-1500 MW.

Moc elektrowni cieplnej i rodzaj turbogeneratora dobiera się w zależności od potrzeb cieplnych i parametrów pary wykorzystywanej w elektrowni. procesy produkcyjne i do ogrzewania. Najczęściej stosowane są turbiny z jednym lub dwoma regulowanymi poborami pary oraz skraplacze (patrz rysunek). Regulowane wybory pozwalają regulować produkcję ciepła i energii elektrycznej.

Tryb CHP – dobowy i sezonowy – uzależniony jest głównie od zużycia ciepła. Stacja działa najbardziej ekonomicznie, jeśli jej moc elektryczna odpowiada mocy cieplnej. W takim przypadku do skraplaczy dostaje się minimalna ilość pary. Zimą, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest maksymalne, przy temperatura projektowa powietrza w godzinach pracy przedsiębiorstw przemysłowych obciążenie agregatów kogeneracyjnych jest zbliżone do nominalnego. W okresach niskiego zużycia ciepła, np. latem, a także zimą, gdy temperatura powietrza jest wyższa od temperatury projektowej oraz w nocy, moc elektryczna elektrociepłowni odpowiadająca zużyciu ciepła maleje. Jeśli potrzebuje tego system zasilania energia elektryczna, elektrociepłownia musi przejść na tryb mieszany, w którym zwiększa się dopływ pary do części niskie ciśnienie turbiny i kondensatory. Jednocześnie spada wydajność elektrowni.

Maksymalna produkcja energii elektrycznej przez ciepłownie „przy zużycie ciepła„jest możliwe tylko przy współpracy z wydajnymi CPP i HPP, które przejmują znaczną część obciążenia w godzinach zmniejszonego zużycia ciepła.

analiza porównawcza sposoby regulacji obciążenia cieplnego.

Regulacja jakości.

Zaleta: stabilny tryb hydrauliczny sieci ciepłowniczych.

Wady:

▪ niska niezawodność źródeł szczytowej mocy cieplnej;

■ konieczność stosowania kosztownych metod uzdatniania wody uzupełniającej z sieci ciepłowniczej, gdy wysokie temperatury płyn chłodzący;

■ zwiększone wykres temperatury zrekompensowanie poboru wody na potrzeby zaopatrzenia w ciepłą wodę i związanego z tym ograniczenia wytwarzania energii elektrycznej ze zużycia ciepła;

▪ duże opóźnienie transportowe (inercja cieplna) w regulacji obciążenia cieplnego systemu zaopatrzenia w ciepło;

▪ duże natężenie korozji rurociągów na skutek pracy systemu ciepłowniczego przez większość czasu sezon grzewczy przy temperaturach płynu chłodzącego 60-85°C;

▪ wahania temperatury powietrza wewnętrznego na skutek wpływu obciążenia CWU na pracę instalacji grzewczych oraz różne stosunki obciążenia CWU i ogrzewania pomiędzy abonentami;

▪ obniżenie jakości dostarczania ciepła przy regulacji temperatury chłodziwa na podstawie średniej temperatury powietrza zewnętrznego z kilku godzin, co prowadzi do wahań temperatury powietrza wewnętrznego;

▪ przy zmiennych temperaturach wody w sieci praca kompensatorów staje się znacznie utrudniona.