Главная >> Диссертации - все темы

Pages: |

| 2 | 3 |

«ВЫБОР И РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК УТИЛИЗАЦИОННОЙ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ...»

-- [ Страница 1 ] --

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И ТРАСПОРТНЫХ СИСТЕМ

КАФЕДРА «ТУРБИНЫ, ГИДРОМАШИНЫ

И АВИАЦИОННЫЕ ДВИГАТЕЛИ»

На правах рукописи

Лыков Алексей Викторович

ВЫБОР И РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК

УТИЛИЗАЦИОННОЙ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ

ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Специальность:

05.04.12 – Турбомашины и комбинированные турбоустановки Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель к.т.н., проф. Забелин Н.А.

Санкт-Петербург—

Введение…..…………………………………………………………………………… Глава 1. Обзор и состояние вопроса по использованию вторичных энергоресурсов в газопаровых установках. Постановка задачи и цели исследования…………..… 1.1 Классификация и источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР) на промышленных предприятиях и транспорте …………………………. 1.2 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на промышленных предприятиях…………………………………………………………………….... 1.3 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на компрессорных станциях линейных газопроводов ………………………………………………... 1.3.1 Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец» …….……. 1.3.2 Блочный утилизационный энергокомплекс на компрессорной станции «Чаплыгин» …………………………………………………………………....… 1.3.3 Газопаротурбинная установка «Водолей» на газоперекачивающей станции «Ставищенская»……………………………………………………..... 1.3.4 Компрессорный агрегат с парогазовым приводом на компрессорной станции в Мальнове (Германия)………………………………….……………. 1.3.5 Теплоутилизационные установки на газопроводе «Northern Border Pipeline» США……………………………….…………………………………... 1.3.6 Микротурбодетандерный генератор на газораспределительной станции «Сертолово»…………………………. …………………………………….……. 1.4 Обзор современных паротурбинных установок малой мощности………… 1.4.1 Паровые турбины группы компаний ТУРБОПАР……...……………...... 1.4.2 Паровые турбины малой мощности Калужского турбинного Завода.… 1.4.3 Турбины Невского завода …. ………………. ………………. …….….… 1.4.4 Малые паровые турбины «Ютрон - паровые турбины» …. ……....…… 1.4.5 Паровые турбины Электротехнического Альянса………………….…... 1.4.6 Турбины малой мощности конструкции ЛПИ…………………….….… 1.5 Методики расчета комбинированных установок……………….………..….. 1.6 Постановка цели и задачи исследований ………………………………….… Глава 2. Анализ располагаемой тепловой мощности уходящих газов и эмиссии загрязняющих веществ газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России…………………………………………………………….…. 2.1 Общие сведения о единой системе газоснабжения России…………….….. 2.2 Структура парка газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России…………………………………………………………….. 2.3 Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы России………….. 2.4 Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ от единой системы газоснабжения России ……………………………………………………….…… 2.5 Оценка роста тарифов на электроэнергию в России…………………..……. 2.6 Определение мощности необходимой для собственных нужд компрессорной станции «Северная»…………………………………………………………..….. 2.7 Выводы по главе 2……………………………………………………….……. Глава 3. Исследование режимных характеристик газотурбинной установки TAURUS 60 S по методике СПБГПУ……………………………………………… 3.1 Технические характеристики газотурбинной установки TAURUS 60 S…... 3.2 Описание тепловой схемы ГТУ TAURUS 60 S…………………………...…. 3.3 Расчет тепловой схемы ГТУ…………………………………………….……. 3.3.1 Расчет тепловой схемы ГТУ со свободной турбиной…………….….…. 3.3.2 Тепловая схема ГТУ с охлаждаемой высокотемпературной турбиной.. 3.3.3 Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ при использовании стандартного углеводородного топлива……………….. ………………………………………………………… 3.3.4 Уточнение параметров рабочего процесса и характеристик ГТУ при учете зависимости теплоемкости рабочего тепла от температуры……..….. 3.4 Результаты расчета тепловой схемы ГТУ…………………………….….… 3.5 Выводы по главе 3.…………………………………….……………….….… Глава 4. Выбор тепловой схемы, разработка методики расчета утилизационной паротурбинной установки и проведение численного эксперимента…………..... 4.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ……………………………..……. 4.2 Расчет тепловой схемы ГПУ……………………………………………..….. 4.2.1 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах…………………….… 4.2.2 Составление математической модели ГПУ………………………….…. 4.2.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ…………….……. 4.2.4 Расчет тепловой схемы ГПУ по программе GateCycle и по программе морского технического университета………………………………………… 4.3 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с одноконтурным котломутилизатором……………………………….…………………………………..… 4.3.1 Влияние температуры окружающей среды на показатели ГПУ ……… 4.3.2 Влияние давления в конденсаторе на показатели ГПУ.……………….. 4.3.3 Влияние минимального температурного напора на холодном конце испарителя котла-утилизатора на показатели ГПУ…………………..……… 4.3.4 Влияние относительного внутреннего КПД паровой турбины на показатели ГПУ……………………………………………………………….... 4.4 Гидравлический расчет котла-утилизатора…………………….……….….. 4.4.1 Расчет площади нагрева пароперегревателя………….….…………….. 4.4.2 Компоновочный расчет пароперегревателя………….………………… 4.4.3 Гидравлический расчет пароперегревателя….………………………… 4.5 Выбор параметров парового контура ГПУ по результатам проведенных исследований…………………………………………………………………….. 4.6 Выводы по главе 4…………………….………………………………….….. Глава 5. Утилизационная паротурбинная установка с органическим рабочим теплом……………………………………………………………………………….. 5.1 Выбор и описание тепловой схемы ГПУ с промежуточным контуром и органическим рабочим телом………………………………………………….... 5.2 Выбор теплоносителей промежуточного контура и органического рабочего тела парового контура……………………………………………………….…... 5.3 Расчет тепловой схемы ГПУ с промежуточным теплоносителем………... 5.3.1 Составление математической модели ГПУ с ОРТ………………….…. 5.3.2 Выбор температурных напоров в пинч-пунктах…………………….… 5.3.3 Расчет основных параметров тепловой схемы ГПУ с ОРТ…………... 5.3.4 Результаты исследования тепловой схемы ГПУ с органическим рабочим телом……………………………………………………………………………. 5.3.5 Построение в T-s диаграммы органического цикла Ренкина и h-s диаграммы процесса расширения пара органического рабочего тела……... 5.4 Выводы по главе 5…………………………………………………….....…... Глава 6. Сравнительный анализ утилизационной паротурбинной установки с пароводяным рабочим телом с характеристиками утилизационной паротурбинной установки с органическим рабочим телом и выдача рекомендаций……………………………………………………………………….. Заключение………………………………………………………………….………. Список литературы……………………………….…………………………...….… Список используемых сокращений и обозаначений ……………………………… Приложение 1……………………………………………………………………...… Приложение 2…………………………………………………………………...…… Приложение 3………………………………………………………………...……… Приложение 4………………………………………………………………...……… Приложение 5……………………………………………………………………...… Приложение 6…………………………………………………………………...……

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы Россия располагает крупнейшими в мире топливно-энергетическими ресурсами. На территории России сосредоточено около 25% всех энергоресурсов планеты: 45 % мировых запасов природного газа, 13 % нефти, 23 % угля и 14 % урана. [1, с. 119, 2]. По запасам природного газа и его добыче Россия занимает 1-е место в мире [3, c. 128].

потенциалом энергосбережения, который по способности решать проблему обеспечения экономического роста страны сопоставим с приростом производства всех первичных энергетических ресурсов [4].

Распоряжением Правительства России №1715-р от 13.11.2009 г. принята «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.» [5]. В соответствии с этой стратегией одним из направлений развития газовой промышленности является развитие единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны. При этом энергосбережение и энергоэффективность являются одними из важнейших направлений.

ЕСГ России является крупнейшей в мире газотранспортной сетью. В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа [6].

Российская Федерация является собственником контрольного пакета акций ОАО Газпрома – 50,002% [5]. На компрессорных станциях ОАО «Газпром»

эксплуатируется более 3200 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность в России занимает второе место после электроэнергетики.

Одним из основных направлений энергосбережения является утилизация тепла уходящих газов газотурбинных установок (ГТУ).

В настоящее время возрастает значение сохранения и охраны окружающей природной среды. Особенно актуальным становится вопрос связанные с эмиссией загрязняющих веществ (ЗВ) от газотранспортной системы. Также большое значение приобретают экологические характеристики ГТУ которые применяются для привода ГПА.

Обеспечение линейных компрессорных станций (КС) и других объектов ЕСГ электроэнергией на собственные нужды является одной из актуальных задач.

Зачастую подвод линий электропередач к объектам ЕСГ является трудновыполнимым и дорогостоящим из-за их удаленности от крупных электростанций и единой электрической сети.

В тоже время теплота уходящих газов ГТУ может быть использована в комбинированных газопаровых установках (ГПУ) для выработки электроэнергии.

Полученная электроэнергия может использоваться на собственные нужды КС или другими находящимися по близости промышленными и гражданскими объектами. Таким образов решаются сразу две важные задачи: утилизация тепла уходящих газов ГТУ и обеспечение КС электроэнергией на собственные нужды.

Цели и задачи Целью работы является разработка научно технической основы создания утилизационной паротурбинной установки (УПТУ) для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд с учетом снижения экологической нагрузки на окружающую среду.

исследования:

1. Анализ структуры парка ГПА единой системы газоснабжения (ЕСГ) России.

2. Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ ГПА ЕСГ России.

3. Определение мощности собственных нужд КС «Северная».

4. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ в составе ГПУ.

5. Анализ существующих методик расчет ГПУ.

6. Выбор оптимальных режимных характеристик УПТУ в составе ГПУ.

7. Анализ возможности применения органических рабочих тел (ОРТ) в УПТУ.

8. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ с ОРТ в составе ГПУ.

9. Оценка аэродинамического сопротивления котла-утилизатора.

10. Исследование экологических характеристик ГТУ парка ГПА ЕСГ России и оценка эмиссии парниковых газов и загрязняющих веществ от ГТУ ГПА ЕСГ России.

Научная новизна 1. На основе исследования парка ГПА ЕСГ России обоснованно применение ГПУ для выработки электроэнергии на собственных нужды КС.

2. Разработана методика расчета ГПУ для выработки электроэнергии только лишь для собственных нужд КС.

3. Рассмотрены традиционная схема ГПУ с одноконтурным котлом-утилизатором (КУ) и схема ГПУ с органическими рабочими телами (ОРТ) в которых используется лишь часть уходящих газов ГТУ.

4. Для компенсации аэродинамического сопротивления котла-утилизатора в рассматриваемых схемах ГПУ предусмотрен дымосос.

Теоретическая и практическая значимость 1. Разработана научно техническая основа создания утилизационной паротурбинной установки для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций электроэнергией собственных нужд.

2. Исследована структура парка ГПА ЕСГ России.

3. Произведена оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГПА ЕСГ России равная 87,9 ГВт, которая может быть использована для выработки электроэнергии.

4. Разработана методика расчета ГПУ с ОРТ для выработки электроэнергии собственных нужд КС.

Методы исследования При выполнении диссертационной работы использовались расчетно— экспериментальные методы исследования. Для проведения исследований были построены математические модели ГПУ с применением современных вычислительных систем.

Личный вклад автора состоит в разработке и обосновании научно технической основы создания утилизационной паротурбинной установки (УПТУ) для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд.

Положения выносимые на защиту:

Результаты исследования парка ГПА ЕСГ России по: структуре, мощности ГТУ, расходу и температуре уходящих газов ГТУ.

Результаты проведенных оценок: располагаемой тепловой мощности зависимости от типа ГПА и их количества.

Обоснование тепловой схемы и параметров комбинированной ГПУ на базе ГТУ Taurus 60 для выработки электроэнергии собственных нужд КС «Северная» с одноконтурным КУ, а также тепловой схемы ГПУ с ОРТ.

Степень достоверности и апробация результатов работы Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и конференциях:

1. Международная - научно практическая конференция «XXXVIII неделя науки СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 30-ноября- 05 декабря 2009 г.

2. «I Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 25-26 ноября 2010 года.

3. Международная научно-практическая конференция «XXXIX Неделя науки СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 6-11 декабря 2010 г.

4. «II Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 20-21 октября 2011 года, 5. «III Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 31 октября -2 ноября 2012 года.

6. Международная научно-практическая конференция «XLI Неделя науки СПБГПУ», Санкт-Петербург, СПбГПУ, 3-8 декабря 2012 г.

7. «IV Конференция молодых специалистов инженерно-технических служб ОАО «Силовые машины» 7-8 ноября 2013 года.

8. Научно-практическая конференция с международным участием «НЕДЕЛЯ НАУКИ СПбГПУ», 2 - 7 декабря 2013 года.

Публикации По теме диссертация опубликовано 7 печатных работ.

Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы.

Работа изложена на 229 страницах, диссертация содержит рисунка, 34 таблицы, список использованных источников, включающий наименований и 6 приложений.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ПО

ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В

ГАЗОПАРОВЫХ УСТАНОВКАХ. ПОСТАНОВКА И ЦЕЛИ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Классификация и источники вторичных топливно-энергетических ресурсов (ВЭР) на промышленных предприятиях и транспорте В соответствии с ГОСТ Р 51387-99 [7] вторичные топливно-энергетические ресурсы это: топливно-энергетические ресурсы, полученные как отходы или побочные продукты (сбросы и выбросы) производственного технологического процесса. ВЭР подразделяют на следующие группы (виды) [8, c.9]: горючие, тепловые, избыточного давления.

1. Горючие ВЭР - все виды топливных вторичных продуктов и отходов и получаемые в результате технологических процессов с участием топливных и сырьевых (горючих) ресурсов;

2. Тепловые ВЭР - тепло отходящих газов технологических агрегатов, тепло основной, побочной, промежуточной продукции и отходов основного производства, тепло рабочих тел систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и установок, тепло горячей воды и пара, отработанных в технологических и силовых установках. Различают низкопотенциальные и высокопотенциальные тепловые ВЭР [9, c.14];

потенциальной энергией, покидающие технологические агрегаты под избыточным давлением, достаточным для их дальнейшего эффективного использования.

Различают следующие основные направления использования ВЭР разных видов:

непосредственно в качестве котельно-печного топлива;

тепловое, предусматривающее использование потребителями тепла, установках утилизации ВЭР;

силовое, предусматривающее использование ВЭР избыточного давления в воздуходувок и т. п.) или для выработки электрической энергии;

комбинированное, предусматривающее комплексное использование ВЭР для выработки электроэнергии и тепла в утилизационных установках (утилизационных ТЭЦ) по теплофикационному циклу.

ВЭР химической промышленности.

химических производств входят все горючие отходы, получаемые при переработке технологического сырья, а также выделяющиеся в процессах хвостовые и танковые газы, фракция СО, печные газы фосфорного производства, производства карбида кальция.

В состав тепловых ВЭР включают тепло уходящих газов после технологических агрегатов; избыточное теплопродукционных потоков;

тепло конденсата, различн ы х загрязненных сбросных жидкостей, охлаждающей воды, шлака руднотермических печей, пара вторичного вскипания (который можно использовать как ВЭР избыточного давления), а также все попутно вырабатываемое тепло в виде пара и горячей воды.

потенциальной энергией газы и жидкости, покидающие технологические аппараты под избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующим их использованием или выбросом в атмосферу.

ВЭР в металлургической промышленности. Черная металлургия обладает рядом особенностей. Высокотемпературные технологические процессы приводят к относительно низкой эффективности использования топлива [10, c.

143]. Одновременно значительная часть вносимой в процесс энергии уходит из агрегата с энергоносителями, которые затем могут быть использованы в виде ВЭР.

К топливным ВЭР относят доменный, ферросплавный и конвертерный газы.

Топливными побочными продуктами металлургического производства являются также коксовый газ, промежуточный продукт углеобогащения и коксовые отсевы.

Наиболее ценными для утилизации тепла являются те теплоносители, которые обладают следующими особенностями: непрерывностью поступления, высоким температурным потенциалом и количественной концентрированностью.

К ним относятся: тепло готового продукта, тепло уходящих газов, тепло, отводимое при охлаждении элементов печей. Наряду с этим важным является также использование низкопотенциальных ВЭР, даже таких, как, например, вентиляционные выбросы. Уходящие газы металлургических печей по возможности утилизации — самые ценные тепловые ВЭР. Газы нагревательных, мартеновских, обжиговых, термических печей, а также конвертерные газы имеют температуру 700 -1800 °С.

ВЭР дизельных и газопоршневых энергетических установок. Дизельные энергетические установки получили широкое распространение на морском транспорте. В качестве главных двигателей на морских судах применяют мощные малооборотные двухтактные, а на речных судах- средне и высокооборотные четырехтактные дизели [11, c. 5].

При использовании отходов тепла главных двигателей на морских транспортных средствах в системах теплоснабжения, в утилизационных турбогенераторных и опреснительных установках возможно повышение коэффициента полезного использования тепла топлива в двигателе до 50% и более [11, с. 246].

ВЭР газотранспортной системы. К тепловым ВЭР газотранспортной системы относится высокопотенциальная теплота уходящих газов ГТУ и ДВС, которые используются для привода ГПА, а также низкопотенциальная теплота охлаждающего воздуха после аппаратов воздушного охлаждения компримируемого газа [12]. К ВЭР избыточного давления относится потенциальная энергия транспортируемого по магистральному газопроводу газа.

1.2 Обзор реализованных проектов по на промышленных предприятиях Рассмотрим положительный опыт Новолипецкого металлургического комбината (НЛМК) в утилизации доменного газа [13, c.32].

Основное оборудование станции (котел, турбина, генератор) -российского производства. На утилизационной ТЭЦ (УТЭЦ) установлены адаптированные под доменный газ три паросиловых блока с параметрами острого пара 9,8 МПа и °С. Каждый блок включает энергетический котел Е-220-9,8-540ГД производства ОАО «Сибэнергомаш», паровую турбину ПТ-40/50-8,8/1,3 (Калужский турбинный завод) и генератор ТТК-50-2УЗ-П (ОАО «Привод»). Принципиальная тепловая схема утилизационной ТЭЦ «НЛМК» представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1. Принципиальная тепловая схема УТЭЦ «НЛМК»

Ввод УТЭЦ позволил увеличить на 45 % собственные мощности по выработке электроэнергии на основной (липецкой) производственной площадке НЛМК, достигнув показателя 482 МВт. При этом уровень самообеспечения электроэнергией вырос до 56-60 %.

Основные показатели УТЭЦ:

утилизация доменного газа 2 970 млн. м3 в год (325 тыс. т. у.т.-60%);

годовой расход природного газа 174 млн. м3 (199 тыс. т. у.т.- 40 %) при расчетном времени использования установленной электрической мощности УТЭЦ 7332 ч/ год;

установленная электрическая мощность 150 МВт, в режиме максимального отпуска тепла - 140 МВт;

установленная тепловая мощность 276 Гкал/ч, в том числе 87 Гкал/ч (120 т/ч) для потребителей производственного пара;

годовая выработка электроэнергии 1100 млн. кВтч.

Успешная реализация проекта УТЭЦ НЛМК может стать стимулом для активного внедрения на отечественных металлургических предприятиях технологий использования ВЭР, в частности, на базе паротурбинных установок.

В Германии на цементном заводе (Heidelberger Zement AG, Germany) была пущена в эксплуатацию бинарная электростанция (БЭС) на пентане мощностью 1,5 МВт [14, 15]. Эта БЭС расположена отдельно (по условиям взрывоопасности пентана) и использует тепло выходящих газов с цементного завода. Аналогичная БЭС мощностью 4,8 МВт установлена на цементном заводе в Индии (Cement Works, Tadipatri, India) [15].

Тепловая схема БЭС показана рисунке 1.2. БЭС имеет промежуточный контур, в котором используется в качестве теплоносителя специальное масло.

Рисунок 1.2. Тепловая схема БЭС на цементном заводе (Германия) 1.3 Обзор реализованных проектов по использованию ВЭР на компрессорных станциях линейных газопроводов 1.3.1 Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец»

Активная разработка проблемы внедрения газопаровых установок (ГПУ) на компрессорных станциях магистральных газопроводов началась в России еще в начале 80-х.

Мингазпромом было принято решение о создании первой опытнопромышленной парогазовой установки с приводом нагнетателя на КС «Грязовец»

[16, c. 23-28]. Основной целью проекта было приобретение опыта строительства и эксплуатации паросилового оборудования в условиях компрессорных станций.

Технологическая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец» включала:

один газотурбинный агрегат ГТН-25 (НЗЛ);

котел-утилизатор КГТ-50/16-500 (БЗЭМ);

паровую турбину К-11-10П (Калужский завод);

нагнетатель типа 235-23-1 мощностью 10 МВт (НЗЛ);

воздушно-конденсационную установку с промежуточным теплоносителем (Таллиннский завод).

По технологической схеме КС паротурбинный агрегат с приводом нагнетателя 235-23-1 замещал один из агрегатов ГТН-10Н.

Проектом предусматривались следующие технические характеристики ГПУ:

расход газов перед КУ 152,8 м3/ч; температура газов перед КУ 404 °С;

паропроизводительность КУ 152,8 т/ч; температура газов перед КУ 570 °С;

температура перегрева пара 375 °С; nемпература уходящих газов 170 °С;

аэродинамическое сопротивление 340 Па; мощность паровой турбины 10 МВт;

КПД парогазовой установки 37,4 %.

Принципиальная тепловая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец» представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3. Принципиальная тепловая схема ГПУ на ОПКС «Грязовец»:

1- ГТН-25; 2 - КГТ-50/16-50; 3 - барабан-сепаратор; 4 - К-11-10П с Н-235-1; 5 конденсатор ПТ; 6 - деаэратор; 7 - пусковой конденсатор; 8 - охладитель конденсата; 9 - водо-водяной теплообменник; 10 - бак запаса конденсата; 11 питательные насосы; 12 - конденсатные насосы; 13 - электроциркуляционные насосы; 14 - насосы рециркуляции; 15 - насосы бака запаса конденсата; 16 - РОУ;

17 - регулятор давления; 18 – блок дожигающих устройств (БДУ); 19 - шиберы; - пусковая дымовая труба 12 февраля 1997 г. ГПУ была включена в работу на газоперекачивающую магистраль с целью проверки ее работоспособности при эксплуатационных условиях; она проработала до 16 апреля 1997 г., что составило 1360 ч.

При комплексном опробовании ГПУ и при ее работе в трассу силами АООТ "НПО ЦКТИ" и специализированной организацией РАО "Газпром" Оргэнергогаз" были проведены измерения основных параметров ГПУ.

По результатам которых полностью подтверждены все технические решения, заложенные при проектировании ГПУ. Практически все основное оборудование паросиловой части ГПУ работало в соответствии с его техническими характеристиками и не потребовало длительной доводки и наладки.

Максимальное значение КПД ГПУ равно 37,4%; это значение получено при начальной температуре газа перед ТВД ГТН-25/76 800°С, температуре уходящих из КУ газов 161,4°С, мощности ГПУ 36 104 кВт, из которой мощность паротурбонагнетателя составила 10 602 кВт, а мощность ГТН-25/76 — 25 502 кВт.

Абсолютное приращение КПД установки 11%, а относительная его величина 41,6%. Максимальная паропроизводительность КУ, равная 66,5 т/ч при температуре перегретого пара 365°С, была получена при температуре газа на входе в котел 395°С и его расходе 157,0 кг/с; при этом температура питательной воды перед узлом питания КУ составляла 159°С, а температура уходящих газов за котлом 161,4°С.

Результаты комплексного опробования и последующей опытно-наладочной эксплуатации ГПУ на ОПКС «Грязовец» полностью подтвердили, что применение транспортировке газа в магистральных газопроводах обеспечивает:

экономию природного газа от 35 до 50 млн. м3 в год —в зависимости от уменьшение валового выброса N0х на 30%.

1.3.2 Блочный утилизационный энергокомплекс На компрессорной станции «Чаплыгин» Первомайского управления магистрального газопровода ООО «Мострансгаз» в 2001 году запущен в эксплуатацию блочный утилизационный комплекс (БУТЭК) мощностью 500 кВт, работающий на уходящих газах газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3 (см. рисунок 1.4.) [17].

Рисунок 1.4. БУТЭК мощностью 500 кВт на КС «Чаплыгин»

компрессорной станции «Чаплыгин» в электроэнергии.

Технический проект комплекса разработан научно-производственным предприятием «Турбокон», рабочий проект — ОАО «Гипрогазцентр», разработчик и изготовитель энергетического оборудования — ОАО «Калужский турбинный завод»; котел-утилизатор разработан и изготовлен в ОАО «Белэнергомаш».

Основное назначение энергокомплекса — накопление опыта эксплуатации в качестве источника электроэнергии на КС для последующего внедрения более мощных и совершенных установок такого типа.

Принципиальная тепловая схема энергокомплекса приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5. Принципиальная тепловая схема БУТЭК: 1 - компрессор ГТУ; 2 камера сгорания; 3 - турбина газогенератора; 4 - силовая турбина; 5- компрессор природного газа; 6- котел-утилизатор; 7 - паровая турбина; 8 - электрогенератор;

9 – воздушно – конденсационная установка (ВКУ) Уходящие газы ГТУ агрегата ГПА-Ц-6,3 температурой 340-360°С поступают в КУ, где охлаждаются примерно до 220°С. Тепло газов используется для выработки 11,2 т/ч водяного пара температурой 200°С и давлением 0,99 МПа. Пар поступает в турбину типа «Кубань-0,75» (ТГ0,75/04Р13/2, работающую на пониженных параметрах пара), производит 500 кВт электрической мощности и конденсируется в ВКУ при атмосферном давлении. Конденсат пара из конденсатно-питательным насосом в котел-утилизатор, и цикл замыкается. В схеме предусмотрена система охлаждения для обеспечения работы охладителя генератора, маслоохладителя и эжектора отсоса из уплотнений турбины. Маневровые качества энергокомплекса обеспечиваются байпасированием ТГУ «Кубаньс использованием редукционно-охладительной установки.

Техническая характеристика основного оборудования БУТЭК «Чаплыгинприведена в таблице 1.1.

Таблица 1. Котел-утилизатор КГТ-11/0,9- Тепловая нагрузка воздушного конденсатора QK, Воздушный конденсатор и Тепловая нагрузка водоохладительных модулей КУ КГТ-11/0,9-200 барабанного водотрубного типа, с многократной принудительной циркуляцией, вертикальный. Каркас котла устанавливается на портале над выхлопом ГПА. Турбогенератор типа «Кубань-0,75» с воздушноконденсационной установкой и вспомогательным оборудованием произведен ОАО «КТЗ». Турбогенератор выполнен в виде моноблока, состоящего из рамымаслобака и установленных на ней турбины, редуктора и генератора типа МСКноминальной мощностью 750 кВт, номинальным напряжением 400 В.

Турбогенератор смонтирован в контейнере вагонного типа изготовления ОАО «Тверской вагоностроительный завод». Вспомогательное оборудование состоит из блока конденсато-питательной системы, блока системы охлаждения, ВКУ.

ВКУ для турбогенератора состоит из 8 модулей, расположенных в 2 ряда по 4 модуля в каждом. Из общего количества модулей ВКУ два выделены под модули с газоохладителями и два модуля — для системы водяного охлаждения генератора. На два модуля приходится один вентилятор с диаметром колеса 2,5 м, всего на установке 4 вентилятора. Она смонтирована на отдельной площадке и расположена выше уровня боксов с оборудованием.

эксплуатацию. К этому времени наработка составила около 3000 часов при мощности 200-450 кВт. В целом расчетные характеристики были подтверждены, и сам процесс эксплуатации установки не создавал каких-либо проблем при обеспечении главной функции — компримирования газа.

Вместе с тем были выявлены некоторые недостатки: поверхность воздушного конденсатора оказалась недостаточной для обеспечения заданного давления и конденсации при расчетной температуре воздуха +20°С. Поэтому было решено использовать водоохладительные модули ВКУ (2 шт.) в составе конденсационной части, а охладитель воды выполнить отдельной секцией на базе аппарата воздушного охлаждения.

Выявлены также некоторые отклонения от расчетных характеристик по утечке воды: из-за повышенного парения (установка химводоочистки работает на пределе своей производительности — около 800 л/ч) в системе охлаждения были задействованы все три насоса, включая резервный.

В зимнее время возникла проблема замерзания воды в трубах ВКУ, в результате чего несколько труб было разрушено. Произошел прогар 9 трубок пароперегревателя в котле-утилизаторе, что привело к остановке всего утилизационного комплекса.

1.3.3 Газопаротурбинная установка «Водолей»

на газоперекачивающей станции «Ставищенская»

В ноябре 2003 года первая серийная комбинированная газопаротурбинная установка мощностью 16 МВт (КГПТУ-16), созданная в НПКГ «Зоря» Машпроект» на базе разработок профессора Н.А. Дикого (Киевский политехнический институт), введена в эксплуатацию на газокомпрессорной станции Ставищенская газопровода «Прогресс» ( рисунок 1.6.) [18].

Рисунок 1.6 ГПУ-16К «Водолей» на ГКС «Ставищенская»

КПД этой установки при температуре газопаровой смеси на выходе из камеры сгорания 1358 К составил 42,1 %. За 9500 часов наработанного времени сэкономлено около 13,5 млн. м3 топливного газа по установкой сравнению с установками аналогичной мощности с газотурбинным двигателем простого цикла. Экологические показатели выбросов в отработавших газах, приведенные к объемному содержанию кислорода 15%, составили для NO – 40- мг/нм3, СО – 58-10 мг/нм3 и температура газов выбрасываемых в окружающую среду не более 45 °С.

Схема КГПТУ представлена на рисунке 1.7.

В ГПУ-16К смесь отработавших газов и паров воды за котлом-утилизатором охлаждается в контактном конденсаторе с 185 °С до 45 °С и ниже. Пары воды при охлаждении конденсируются и превращаются в воду. Количество сконденсированной воды зависит от температуры охлаждения смеси отработавших газов и количества паров воды в этой смеси. Масса водяного пара за камерой сгорания больше массы пара на входе в камеру сгорания на величину массы дополнительного пара. Дополнительный пар образуется при сжигании топливного газа, который является смесью газа метана СН4 и других углеводородных газов. Конденсация части дополнительного водяного пара в контактном конденсаторе позволяет получать дополнительную воду при эксплуатации установки.

1.3.4 Компрессорный агрегат с парогазовым приводом на компрессорной станции в Мальнове (Германия) Система трубопроводов Wingas Transport (см. рисунок 1.8) является ключевой газотранспортной сетью в Европе [19]. Это стало возможным, потому что инфраструктура компании расположена в самом центре Европы и напрямую подключена к крупным европейским транзитным газопроводам, идущим из России и с месторождений Северного моря.

Рисунок 1.8. Газотранспортная система Германии Газокомпрессорная станция в городке Мальнов, расположенном вблизи Франкфурта-на-Одере недалеко от границы Германии с Польшей.

Wingas Transport (дочернее предприятие немецкой компании Wingas Transport GmbH & Co. KG) являющется оператором сети трубопроводов длиной более 2000 км, протянувшейся через всю Германию.

Инновационная технология, разработанная специалистами Wingas, заключается в отведении отработавших газов от газотурбинных установок и использовании их тепла для привода дополнительной паровой турбины. В результате становится возможным повысить общую производительность станции почти на 25% без потребления при этом дополнительной энергии. Эта наукоемкая и эффективная технология обеспечивает надежную транспортировку газа, высокую производительность станций и низкий уровень выбросов углекислого газа.

С 1999 г. на компрессорной станции в Мальнове успешно работали три нагнетателя МАН Турбо модели RV080 (единичная мощность 26 МВт, макс, допустимое рабочее давление 100 бар, производительность при нормальных условиях 4 млн м3/ч), приводимые тремя газовыми турбинами модели FT8®.

В 2006 году Wingas Transport начала реализацию программы расширения сети трубопроводов и увеличения производительности станции в Мальнове.

Партнером в осуществлении намеченных планов была выбрана компания МАН Турбо, с которой был заключен договор на поставку, установку и ввод в эксплуатацию дополнительного компрессорного блока. Он состоял из нагнетателя той же модели RV080, однако приводом к нему послужила промышленная конденсационная паровая турбина модели DK 63/130 (см. рисунок 1.9).

Отработавшие газы температурой около 460 °С к общему котлу-утилизатору (см. рисунок 1.10), производящему 85 тонн в час пара температурой 420 °С, который приводит паровую турбину, а она, в свою очередь, приводит компрессор четвертого блока 3.

Рисунок 1.9. Компрессорный агрегат с парогазовым приводом Последующие операции направлены исключительно на обеспечение энергоносителей и подготовку природного газа. Они предусматривают обработку газа с помощью фильтрации 4 и осушения. Кроме того, режим пароводяного цикла требует работы множества агрегатов и систем, например воздушного конденсатора 5.

1.3.5 Теплоутилизационные установки на газопроводе Для поддержания давления на газопроводе построено «Northern Border Pipeline» 17 компрессорных станций [20]. В том числе, 11 из них имеют привод от газотурбинных установок (ГТУ) Rolls-Royce RB211 мощностью 28 МВт, 2 - от ГТУ Rolls-Royce Avon 16 МВт, 4 имеют электропривод.

ГТУ Rolls-Royce RB211 имеют расход газа на выходе из ГТУ 91,3 кг/с. В установке реализован двухвальный принцип, что обеспечивает асинхронную частоту вращения турбины и генератора. Температура уходящих газов около 510°С. Максимальный к.п.д. установки достигает 37,2%. Установка потребляет 167-198 тыс. м. куб. газа в день.

Компрессорные станции №7, №9, №10, №11 ( рисунок 1.11) на базе ГТУ Rolls-Royce RB211 оснащены турбинными надстройками, которые построила и эксплуатирует компания Ormat Technologies. В основе работы установки – органический цикл Ренкина (organic Rankine cycle (ORC)). В отличии от классического цикла Ренкина, где в качестве рабочего тела используется водяной пар, здесь применяется пентан (C5H12).

Рисунок 1.11. Схема газопровода «Northern Border Pipeline»

Оборудование ORC установленное на КС № 17 газопровода «Northern Border Pipeline» представлено на рисунке 1.12. На других КС использующих ORC установлено аналогичное оборудование.

Рисунок 1.12. Оборудование КС №7 газопровода «Northern Border Pipeline»: Aircooled condenser- воздушный конденсатор; Heat-recovery unit - котел-утилизатор;

Bypass stack- байпас дымовой трубы; Existing compressor facilities - существующие компрессорное оборудование; Preheaters- подогревателе низкого давления;

Vaporizer- испаритель; Generator- генератор; Recuperator- рекуператор генератора; Turbine -пентановая турбина Схема работы установки представлена на рисунке 1.13.

Весь процесс начинается в первом контуре с нагрева масла в котлеутилизаторе (heat-recovery unit), куда поступают уходящие газы турбины (при температуре около 500°С). Температура кипения пентана сравнительна низка (36,1°С при нормальных условиях), поэтому в котле-утилизаторе он быстро переходит в газообразное состояние, после чего, имея температуру около 260°С, направляется в испаритель (vaporizer).

В испарителе достигается кипение и перегрев пентана циркулирующего во втором контуре. Пентан второго контура поступает в испаритель предварительно подогретым в подогревателе низкого давления (Preheater). Из испарителя пентан первого конура с температурой около 200 °С направляется в турбину (Turbine), а пентан первого контура – в подогреватель низкого давления. Процесс настроен таким образом, что в турбине не происходит конденсации пентана в ходе срабатывания теплоперепада. На выходе из турбины пентан имеет температуру около 40°С, его температура снижается сначала в рекуператоре (Recuperator), а затем в воздушном конденсаторе (Condenser) охлаждаемом вентиляторами (Fan).

После конденсатора в жидком состоянии пентан начинает подогреваться сначала в рекуператоре, затем в подогревателе низкого давление и наконец в испарителе.

По расчетам к.п.д. процесса составляет 18%. То есть эффективность использования теплоты природного газа на компрессорной станции с учетом газотурбинной установки достигает 55,2 %.

При работе совместно с одной ГТУ Rolls-Royce RB211 мощностью 28 МВт установка ORC обеспечивает 6,5 МВт электрической мощности. На собственные нужды установки (насосы, вентиляторы, система управления и пр.) необходимо 0,8 МВт мощности. То есть, 5,7 МВт может быть выдано в сеть либо использовано на нужды компрессорной станции. Суммарно на четырех компрессорных станциях газопровода «Northern Border Pipeline» таким образом получили 62,7 МВт дешевой электрической мощности. По оценкам компании Ormat Technologies стоимость электроэнергии составляет около 0,05 центов за кВт*ч.

на газораспределительной станции «Сертолово»

Микротурбодетандерный генератор мощностью 20 кВт (МДГ-20) установлен на газораспределительной станции (ГРС) «Сертолово» во Всеволожском районе Ленинградской области (см. рисунок 1.14).

Первый пуск МДГ-20 состоялся 14 июля 2011 года [21]. МДГ-20 успешно прошел экспертизу промышленной безопасности и имеет сертификат соответствия.

специалистами НТЦ «Микротурбинные технологии» и Санкт-Петербургского государственного политехнического университета.

Это первая в Российской Федерации установка для работы на ГРС, где турбогенератор реализован на лепестковых газодинамических подшипниках, т.е.

не требуется частых регламентных работ (отсутствие масляной системы), обеспечивается экологическая чистота, а также скорость вращения ротора достигает 40 000 об/мин, благодаря чему МДГ-20 столь компактен, и применяется безредукторная конструкция турбогенератора.

высокооборотного синхронного генератора и лепестковых газодинамических подшипников (ЛГП) ( рисунок 1.15).

Рисунок 1.15. МДГ-20 с лепестковыми газодинамическими подшипниками Основные технические характеристики МДГ-20 представлены в таблице 1.2.

Зависимость входного давления Рвх и мощности Nэл от расхода G показана на рисунке 1.16 [22].

Рисунок1.16. График зависимости входного давления В тепловой схеме установки МДГ-20 (рисунок 1.17) для получения полезной мощности на валу турбины используется энергия газа, проходящего по магистральному трубопроводу [23].

Рисунок. 1.17. Тепловая схема автономной энергетической установки малой мощности с расширительной турбиной для газораспределительных станций:

1 - расширительная турбина; 2 - высокооборотный электрогенератор;3 – преобразователь (блок силовой электроники); 4 - блок редуцирования; 5 подогреватель газа Перед подачей в турбину 1 давление газа необходимо понизить в блоке редуцирования 4. Далее в проточной части газ проходит через входное устройство, газовую турбину, выходное устройство и выбрасывается в магистральный газопровод низкого давления (6 бар). Механическая мощность газовой турбины используется для получения электрической мощности с помощью электрогенератора 2. Электрический преобразователь 3 позволяет получить на выходе агрегата необходимое напряжение переменного тока частотой 50 Гц. Для проточной части газовой турбины применена малорасходная турбина конструкции ЛПИ.

МДГ-20 — передовая уникальная установка, не имеющая аналогов за рубежом. В настоящее время первые три БК МДГ-20 устанавливаются на ГРС ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург». Кроме того, ведется проектирование шести установок в рамках плана реконструкции ГРС на 2013 год. Интерес к данному оборудованию проявляют и другие организации: ГУП «Мосгаз», зарубежные компании из Казахстана, Саудовской Аравии, Литвы и других стран [22].

1.4 Обзор современных паротурбинных установок малой мощности 1.4.1 Паровые турбины группы компаний ТУРБОПАР Группа компаний ТУРБОПАР производит паровые турбины малой мощности от 100 кВт до 1000 кВт, предназначенных для утилизации избыточной энергии пара от паровых котлов [24]. На рисунках 1.18-1.22 представлены паровые турбины производимые группой компаний ТУРБОПАР.

Рисунок 1.18. Вертикальные приводные Рисунок 1.19. Паровая турбина 100 – (P0=3,9 МПА и G0= 2,5-7 т/ч) (P0=3,9 МПА и G0= 2,5-6,5 т/ч) Рисунок 1.20. Паровая турбина 250 – 400 кВт (P0=3,9 МПА и G0= 4-12 т/ч) Рисунок 1.22. Противодавленческая турбина 100 – 1000 кВт Основные технические характеристики паровых микро турбин ТУРБОПАР (паровые микротурбины) от 100кВт до 1 000кВт представлены в таблице 1.3.

Таблица 1. Частота вращения ротора:

Давление пара перед стопорным клапаном турбины, 0,7 – 3, Температура пара перед стопорным клапаном 170 – турбины, °С (поставляется с отбором или без отбора на выбор Заказчика) 1.4.2 Паровые турбины малой мощности Калужского турбинного Завода ОАО "КАЛУЖСКИЙ ТУРБИННЫЙ ЗАВОД" — является одним из крупнейших в России производителей оборудования для энергетики. В производственной программе паровые турбины для привода электрических генераторов, приводные паровые турбины, турбогенераторы блочные, паровые геотермальные турбины и энергоблоки [25, 27].

Паровые турбины малой мощности выпускаются на КТЗ с 1950 г. На рисунке 1.23 представлен продольный разрез подобной турбины [25].

электрической энергией бортовых и промысловых потребителей промыслового судна.

Турбины приводные с противодавлением (Р, ТП) применяются для привода питательных насосов энергетических блоков ГРЭС мощностью 300 МВт.

Изготавливаются также турбоприводы для привода насосов на судах гражданского флота и для работы в технологических линиях по производству аммиака. Основные технические характеристики приводных турбин с противодавлением (Р, ТП) представлены в таблице 1 приложения 1.

турбогенераторов представлены в таблице 2 приложения 1.

Турбогенераторы блочные конденсационные с отбором пара предназначены для выработки электроэнергии и пара для производственных нужд. Выпускаются 4 типов, один из которых - с воздушным конденсатором. Основные технические характеристики блочных конденсационных турбогенераторов представлены в таблице 3 приложения 1.

Турбогенераторы блочные с конденсатором – бойлером применяются для выработки электрической энергии и подогрева сетевой воды. Основные технические характеристики блочных турбогенераторов с конденсаторомбойлером представлены в таблице 4 приложения 1.

выработки электрической энергии и обеспечения паром производства, включая теплофикацию, а также для работы на речных и морских судах. Основные технические характеристики блочных турбогенераторов с противодавлением представлены в таблице 5 приложения 1.

Продукция "Невского Завода" поставляется на объекты газовой, нефтяной, энергетической, металлургической и химической отраслей промышленности [28].

Невский завод приступил к производству энергетических паровых турбин малой мощности для привода электрогенераторов [26]. Турбины подтвердили свои экономические и ресурсные показатели многолетней работой в России, в странах СНГ, на зарубежных предприятиях. Параметры представлены в таблице 1.4.

На рисунке 1.24. представлена паровая турбина Р-0,35.

1 – рабочее колесо; 2 – валом; 3 – передняя поворотно-сопловая диафрагма;

4 – задняя поворотно-сопловая диафрагма; 5 – корпус; 6,7 – крышки; 8 – концевые уплотнения; 9 – станина; 10 – рама; 11 – корпуса подшипников; 12 – подводящий патрубок; 13 – патрубок выхлопа; 14 – втулочно-пальцевая муфта Основные технические характеристики турбогенераторных установок представлены в таблице 5 приложения 1. Характеристики конденсационных паровых турбин ООО «Ютрон - паровые турбины» представлены в таблице 6 приложения 1.

1.4.5 Паровые турбины Электротехнического Альянса предназначены для привода насосов, вентиляторов дымососов и других электрогенераторов для собственного производства электроэнергии.

Отработавший в турбине пар используется для технологических нужд и теплоснабжения [29].

Принципиальная схема применения энергосберегающих технологий с использованием паровых турбин на котельных представлена на рисунке 1.25.

Рисунок 1.25. Принципиальная схема применения энергосберегающих Важной отличительной особенностью конструкции турбин типа ПТМ и ПТГ является возможность их быстрого изготовления под любые конкретные параметры эксплуатации. Разработаны турбины мощностью 30, 250, 400, 500, и 800 кВт.

Характеристики турбопривода ПТМ-800 представлены и турбо приводанасоса ПТНД -175/90-25-250/13:4 представлены в таблице 1.5 и в таблице 1.6.

1.4.6 Турбины малой мощности конструкции ЛПИ Малорасходные турбины находят широкое применение в различных областях промышленности и техники: наземном и морском транспорте, авиации, специальной технике, энергетике. Практически во всех областях применения этих турбин требования высокой надежности и экономичности являются обязательными, причем именно от экономичности турбин в большой степени зависит эффективность установки или агрегата в целом.

Для создания паротурбинных установок малой мощности требуются турбины, работающие при сравнительно малых объемных расходах и высоких начальных параметрах рабочего тела. Для автономных энергетических установок рациональным может оказаться применение турбин конструкции ЛПИ, в которых устраняются парциальные потери, характерные для малорасходных турбин. Это обеспечивается малыми углами выхода потока из соплового аппарата, большими углами поворота и относительным шагом в лопатках рабочего колеса. При этом резко сокращается число лопаток, упрощается конструкция и технология изготовления турбины. Особенности кинематики таких турбин позволяют обеспечить их высокую надежность в условиях высокотемпературного и двухфазного рабочего тела. Такие турбины были предложены профессором И. И.

Кирилловым в конце 60-х - начале 70-х годов прошлого века, а в дальнейшем конструктивно разработаны и исследованы на кафедре турбинных двигателей и установок под руководством профессора В.А. Рассохина в СПбГПУ в течении последних 20 лет.

Начиная с 70-х г.г. в работах кафедры по созданию высокоэффективных высоконагруженных сверхзвуковых малорасходных турбин различных кинематических схем активно разрабатывались идеи, заложенные профессором И.И. Кирилловым. В результате разработан новый класс турбинных сверхзвуковых ступеней осевого и радиального типов - турбин конструкции ЛПИ.

Схемы проточных частей турбин изображены на рис. 1.26 [26].

Рисунок 1.26. Схема проточных частей малорасходных турбин конструкции ЛПИ:

а) осевая; б) центростремительная; в) центробежная: tса, tрк – шаг соплового аппарата и рабочего колеса; D1, D2 – диаметры; a1, a2, aкр, am, min - диаметр вписанной окружности; остальные обозначения приведены в тексте Отличительные особенности нового класса турбинных ступеней:

малые углы выхода из соплового аппарата (СА), 1 =3...9°;

большие углы поворота потока в рабочем колесе (РК), 2=160…170°;

малые углы входа в РК, 1 = 6...14°;

малое, по сравнению с традиционными, число сопловых и рабочих лопаток (zCЛ 2) и (zРК 6…8);

большой относительный шаг сопловых (t/b1.0) и рабочих (t/b1.2) лопаток;

малые объемные расходы рабочего тела;

возможность срабатывания значительных перепадов энтальпии при сравнительно высокой экономичности;

транс- и сверхзвуковые течения в СА и РК;

повышенная эрозионная стойкость сопловых и рабочих решеток.

Основные области применения нового класса турбинных ступеней:

энергетические и транспортные установки малой и средней мощности (до МВт) с паровыми и газовыми турбоустановками;

регулирующие ступени и ступени давления паровых многоступенчатых турбин малой и средней мощности;

первые ступени высокотемпературных газовых турбин (охлаждаемых или с керамическими лопатками);

турбины, работающие на двухфазном рабочем теле (влажном паре или рабочем теле, содержащем твердые частицы);

автономные одно- или двухвенечные ступени для срабатывания значительных перепадов энтальпии (до 1000...1200 КДж/кг) при достаточно высокой экономичности;

малогабаритные паровые турбины комбинированных газопаровых установок малой и средней мощности.

На рисунке 1.27 изображена компактная паротурбинная установка мощностью 200 кВт со встроенным конденсатором и двухступенчатой турбиной конструкции ЛПИ, разработанная для одного из предприятий России.

Рисунок 1.27. Компактная паротурбинная установка мощностью 200 кВт со встроенным конденсатором и двухступенчатой турбиной конструкции ЛПИ 1.5 Методики расчета комбинированных установок Методика НПО ЦКТИ [30]. В методике изложены основные особенности расчета высоконапорных и низконапорных парогенераторов (ВПГ и НПГ), а также котлов-утилизаторов парогазовых установок. В основе методики расчета ВПГ и НПГ лежит нормативный метод скорректированный по результатам экспериментальных исследовании и на основе опыта эксплуатации ВПГ производительностью 45, 120 и 450 т/ч и НПГ производительностью 650 т/ч. При разработке методики расчета тепловых схем ГПУ (см. рисунок 1.28) использованы общепринятые методы расчета принципиальных схем паросиловых установок и газотурбинных установок (ПСУ и ГТУ) с учетом работы паровых турбин и газотурбинных агрегатов в парогазовом цикле.

Рисунок 1.28. Принципиальные тепловые схемы парогазовых установок а- ПГУ с ВПГ; б-ПГУ с НПГ; в-ПГУ с КУ; 1-газовая турбина; 2-компрессор; 3камера сгорания; 4-электрогенератор; 5-парогенератор; 6-экономайзер; 7газоводяной подогреватель; 8-паровая турбина; 9-регенеративный подогреватель;

10-конденсатор; 11-питательный насос; 12-конденсатный насос.

Рекомендуемые методы расчета прошли экспериментальную проверку на действующих ПГУ мощностью 15—250 МВт и могут применяться для проектирования модульных ПГУ различного типа любой (технически осуществимой) мощности.

В РТМ представлены примеры расчета ПГУ с ВПГ мощностью 400 МВт и ГПУ с НПГ мощностью 250 МВт.

Методика московского энергетического института [31]. В методике рассматривается формирование тепловой схемы ПТУ утилизационного типа, приводятся рекомендации по выбору опорных параметров котла-утилизатора и паротурбинной установки, тепловой расчет одноконтурного и двухконтурного котла-утилизатора, выбор концепции паровой турбины и расчет процесса расширения в ней, определение экономических показателей паровой турбины, котла, паросиловой и парогазовой установок. Приводится пример расчета для двухконтурной ГПУ.

В методике рассматривается расчет некоторого выбранного варианта тепловой схемы одноконтурной (см. рисунок 1.29) и двухконтурной (см. рисунок 1.30) парогазовой установки утилизационного типа, многократное выполнение которых позволяет достичь оптимизации параметров и оборудования.

Рисунок 1.29. Принципиальная тепловая Рисунок 1.30. Принципиальная схема одноконтурной ГПУ В рассматриваемое методике приводится пример расчета двухконтурной комбинированной энергоустановки.

Методика ивановского энергетического университета [32]. В данной методике рекомендуется последовательность модульного расчета ГПУ представленная в Таблице 1.6.

Заданная электрическая мощность ГПУ (на клеммах генераторов) между газотурбинной частью ГПУ и паротурбинной частью ГПУ распределяется следующим образом:

В зависимости от заданной мощности ГПУ определяется состав работающего оборудования:

а) полублок-ГПУ: 1(ГТУ - КУ) + ПТУ;

б) блок-ГПУ: 2(ГТУ - КУ) + ПТУ.

Исходя из этого определяется число (1 или 2) работающих ГТУ и заданная электрическая мощность единичной ГТУ:

где n – число ГТУ в работе. В последующем расчете электрическая мощность единичной ГТУ ( N ГТУ ) и газотурбинной части ГПУ ( (N ГТУ )1(2) ) считается заданной.

Электрическая мощность ПТУ вычисляется по результатам теплового расчета паропроизводительности КУ и последующего теплового расчета паровой турбины. В случае необходимости весь расчет ГПУ корректируется, если полученное значение рассчитанной мощности ГПУ будет отличаться от заданного значения. Для этого уточняется расход газов котла-утилизатора и расход воздуха компрессора. После чего расчет ГПУ повторяется.

Расчет ГТУ как единого энергетического двигателя (компрессор – камера сгорания – газовая турбина) выполняется с привлечением данных: проектных, заводских, натурных испытаний и эксплуатационных.

Тепловой расчет КУ по уравнениям тепловых балансов выполняется при соблюдении принятых температурных напоров в пинч-пунктах и принятой температуры уходящих газов. В результате расчета строится T,Q - диаграмма.

паропроизводительности контуров высокого и низкого давлений КУ и теплового баланса конденсатора. В результате расчета строится процесс расширения пара в ПТ.

Методика кольского научного центра РАН [33]. Рассматриваются простые и теплофикационные ГТУ, бинарные ГПУ и установки с дожиганием топлива в регенераторе- пароперегревателе, совместная работа котлов с ГТУ, а также ГПУ с впрыском пара перед турбиной. Излагаются основы теории ГПУ различных типов и расчета их тепловых систем. Описывается разработанная методика расчета этих схем. Приводятся алгоритмы расчета, а также необходимые справочные данные по рабочим телам, участвующим в процессах. Приведены результаты расчетов тепловых схем многих отечественных ГТУ, а также ГПУ, выполненных на их основе, и дается их анализ.

Общая последовательность расчета газовой части ГПУ охарактеризована следующим образом. В качестве основных исходных данных задаются: вид топлива, общая электрическая мощность ГПУ, начальные параметры воздуха Р0 и t0, температура газов перед газовой турбиной t3, степень повышения давления в компрессоре, адиабатный кпд компрессора к и газовой турбины гт, коэффициент избытка воздуха а и электрический кпд паровой части установки Задача расчета состоит в определении параметров рабочего процесса по газовоздушному тракту в характерных точках цикла, а также кпд парогазовой установки, расхода топлива, мощности компрессора Nк, газовой турбины Nгт, газотурбинной установки Nгту, паровой турбины, секундных расходов воздуха и газа.

При расчете параметров рабочего процесса по газовоздушному тракту принимают потери давления в соответствующих элементах установки.

Полученные результаты расчета дают основание для суждения об эффективности принятой принципиальной схемы ГПУ и для более детального расчета тепловой схемы ГПУ, агрегатов и их последующего выбора или конструирования.

Методика самарского государственного технического университета [34].

Кратко изложены вопросы, связанные с классификацией и описанием парогазовых установок, рассмотрены принципы работы утилизационной ГПУ и некоторые соотношения между ее параметрами и характеристиками. Подробно рассмотрены методики расчета различных схем ГПУ с КУ.

Все методики сопровождаются численными примерами расчета для различных случаев проектирования, реконструкции и расширения ТЭС.

В приложении приведен обширный справочный материал по энергетическим ГТУ, котлам-утилизаторам и ПТУ, предназначенным для использования в ГПУ.

Методика Санкт-Петербургского политехнического университета [35].

Подробно изложены вопросы, связанные с классификацией и описанием парогазовых установок, рассмотрены принципы работы утилизационной ГПУ и некоторые соотношения между ее параметрами и характеристиками. Подробно рассмотрены методики расчета разных типов тепловых схем ГТУ.

В разработку методик расчета комбинированных парогазовых и газопаровых установок огромный вклад внесли: Арсеньев Л.В., Кириллов А.И., Кириллов И.И., Ходак Е.А., Рассохин В.А. и другие сотрудники кафедры «Турбины, турбомашины и авиационные двигатели» СПбГПУ.

Для ускорения и облегчения проведения расчетов методики расчета тепловых схем ГПУ были реализованы в компьютерных программах, например методика расчета тепловой схемы ГТУ была реализована в программе GTP.

Данная методика в силу своей простоты выбрана для проведения исследований.

В результате проведенного обзора и изучения состояния вопроса показана высокая актуальность по использованию ВЭР и сформулированы цели и задачи исследования.

Целью диссертационной работы является разработка научно технической основы создания утилизационной паротурбинной установки (УПТУ) для обеспечения газоперекачивающих компрессорных станций ЕСГ России электроэнергией собственных нужд с учетом снижения экологической нагрузки на окружающую среду.

Для достижения поставленной цели были сформулирован следующие задачи исследования:

1. Анализ структуры парка ГПА единой системы газоснабжения (ЕСГ) России.

2. Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов ГТУ ГПА ЕСГ России.

3. Определение мощности собственных нужд КС «Северная».

4. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ в составе ГПУ.

5. Анализ существующих методик расчет ГПУ.

6. Выбор оптимальных режимных характеристик УПТУ в составе ГПУ.

7. Анализ возможности применения органических рабочих тел (ОРТ) в УПТУ.

8. Выбор тепловой схемы и разработка методики расчета УПТУ с ОРТ в составе ГПУ.

9. Оценка аэродинамического сопротивления котла-утилизатора.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

УХОДЯЩИХ ГАЗОВ И ЭМИССИИ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ

ГАЗОСНАБЖЕНИЯ РОССИИ

2.1 Общие сведения о единой системе газоснабжения России Строительство единой системы газопроводов в России началось свыше лет назад с первого газопровода Саратов - Москва. Основная часть системы была построена в 1970-1990 гг.

Единая система транспортировки газа в России включает в себя обширную сеть магистральных газопроводов, компрессорные станции (КС) и подземные хранилища газа (ПХГ).

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России — крупнейшая в мире газотранспортная система (см. рисунок 2.1.) [36].

Рисунок 2.1. Единая система газоснабжения России ЕСГ России имеет более 162 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,1 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа. Природный и попутный нефтяной газ является в настоящее время основным источником обеспечения внутренних потребностей страны в первичных энергоресурсах [37]. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность в России занимает второе место после электроэнергетики.

ОАО «Газпром» — государственная энергетическая компания, государству принадлежит контрольный пакет акций «Газпрома» – 50,002% [38].

ОАО «Газпром» – крупнейшая газовая компания в мире. Основные направления деятельности – геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа и других углеводородов.

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, газотранспортная система России обладает существенным запасом прочности и до последнего времени была способна бесперебойно поставлять газ даже при пиковых нагрузках.

ЕСГ России управляется из Центрального производственно-диспетчерского департамента «Газпрома», основной задачей которого является надежное и бесперебойное снабжение природным газом российских и зарубежных потребителей. Диспетчерские подразделения «Газпрома» осуществляют круглосуточный контроль над сложным производственно-технологическим комплексом, включающим объекты добычи, переработки, транспорта и подземного хранения газа.

К настоящему моменту на территории России функционирует 17 дочерних обществ «Газпрома» со 100% его участием, основным видом деятельности которых является магистральная транспортировка газа (в алфавитном порядке) [39]:

ООО «Газпром трансгаз Волгоград» (ранее – ООО «Волгоградтрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» (ранее – ООО «Уралтрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Казань» (ранее – ООО «Таттрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Кубань» (выделено из ООО «Кубаньгазпром»);

ООО «Газпром трансгаз Махачкала» (ранее – ООО «Каспийгазпром»);

ООО «Газпром трансгаз Москва» (ранее – ООО «Мострансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» (ранее – ООО Волготрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Самара» (ранее – ООО «Самаратрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» (ранее – ООО «Лентрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Саратов» (ранее – ООО «Югтрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» (ранее – ООО «Кавказтрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Сургут» (выделено из ООО «Сургутгазпром»);

ООО «Газпром трансгаз Томск» (ранее – ООО «Томсктрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Уфа» (ранее – ООО «Баштрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Ухта» (выделено из ООО «Севергазпром»);

ООО «Газпром трансгаз Чайковский» (ранее – ООО «Пермтрансгаз»);

ООО «Газпром трансгаз Югорск» (ранее – ООО «Тюментрансгаз»).

Вклад «Газпрома» в формирование мировой газовой промышленности и вклад в формирование топлино-энергетического комплекса России представлен в таблице 2.1 [40].

Вклад в формирование показателей топливно-энергетического комплекса России Контролируемые российские запасы гам стабильного газового конденсата** * Рассчитано на основе данных Международного центра по природному газу CEDIGAZ и ОАО «Газпром». Данные международной статистики по добыче и мировой торговле приведены к российским стандартным условиям с применением коэффициента 1,07.

** Рассчитано на основе данных Росстата, ГП «ЦДУ ТЭК» и ОАО «Газпром».

2.2 Структура парка газоперекачивающих агрегатов Вид привода компрессорных станций и их установленная мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода и степенью сжатия по станции [40, 41].

Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компримирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки; электроприводные агрегаты (ЭГПА);

газомотокомпрессорные установки (ГМК).

К первой группе относятся ГПА с приводом центробежного нагнетателя от газовой турбины; к второй — агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе — агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.

К агрегатам первой группы, который является основным видом привода ГПА относятся:

стационарные;

авиационные;

судовые газотурбинные установки.

К стационарным газотурбинным установкам, специально спроектированных для использования на компрессорных станциях, следует отнести установки Уральского турбомоторного завода (УТМЗ): ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-16, ГТН-25-1;

Невского завода (НЗЛ): ГТК-5, ГТ-700-5, ГТ-750-6, ГТК-10-2, ГТК-10-4, ГТНР-10, ГТК-16, ГТН-25. На КС эксплуатируются и стационарные установки импортного производства, выпускаемые по лицензии фирмы Дженерал Электрик (США), а также установки типа: Аврора, Дон-1,2 и 3, изготавливаемые Брненским машиностроительным заводом (г. Брно, Чехия). В таблице 2.2 представлены ГПА использующие в качестве привода стационарные ГТУ, а также их производитель и номинальная мощность.

Таблица 2. п.п.

16 ГТК-10- 24 ГТН-16М К авиаприводным газотурбинным установкам относятся ГПА, где приводом реконструированная для использования на компрессорных станциях. В таблице 2.3 представлены ГПА использующие в качестве привода авиационные ГТУ, а также их производитель и номинальная мощность.

Таблица 2. 14 ГПА-10ДКС-01,02 и т.п.

28 ГПА-Ц1-16Л/76-1, Продолжение таблицы 2. К судовым газотурбинным установкам относятся ГПА, где в качестве привода используется модернизированная газовая турбина судового типа. К таким установкам относятся газовые турбины типа ГПУ-10 «Волга» с двигателем ДР-59Л, выпускаемые Николаевским судостроительным заводом (Украина). В последние годы Николаевский завод начал выпуск новых агрегатов на базе двигателя ДГ-90. В таблице 2.4 представлены ГПА использующие в качестве привода судовые ГТУ, а также их производитель и номинальная мощность.

Таблица 2. 12 ГПА-Ц1-16С/76-1,44С 13 ГПА-Ц1-16С/85-1,35М 15 ГПА-Ц1-16С/85-1,37М 16 ГПА-Ц1-16С/85-1, 17 ГПА Ц1-16/С ГПА-Ц5-16СД/76ДГ-90Л ГПА-Ц5-16СД/76- 22 ГПА-Ц5-16С/45-1, 23 ГПА-Ц5-16С/45-2. 25 ГПА-16МЖ.59. 26 ГПА-16МЖ.59. 29 ГПА-16МГ.90. 30 ГПА-16МГ.90. 34 ГПА-25/76ДН80Л Вторая группа – электроприводные ГПА (ЭГПА), у которых приводом ЦБН является электродвигатель. В таблице 2.5 представлены ГПА использующие в качестве привода электродвигатель, а также их производитель и номинальная мощность.

Таблица 2. Третья группа – ГМК (газомотокомпрессоры). В таблице 2.6 представлены ГПА использующие в качестве привода газопоршневой двигатель, а также их производитель и номинальная мощность.

Таблица 2. В таблице 2.7 представлены данные о количестве компрессорных стации, цехов, а также о количестве газотурбинных ГПА, электроприводных ГПА и газомотокомпрессорных ГПА использующихся на предприятиях ОАО «Газпром»

(по состоянию на 24.09.2012).

Таблица 2. Из таблицы 2.7 следует, что общее количество ГПА достигает 4252 шт., из них: 3388 ГПА c газотурбинным приводом; 701 ГПА с электроприводом; 163 ГПА с газомотокомпрессорным приводом.

Таким образом парк ГПА ЕСГ России имеет следующую структуру по типу привода: газотурбинный- 80%, электрический -16%, поршневой - 4%.

2.3 Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы России Количество и характеристики ГПА в зависимости от типа газотурбинного привода представлены в таблице 2.8.

Таблица 2. Продолжение таблицы 2. По данным таблицы 2.8 составлено распределение количества z ГТУ в зависимости от их типа, которое представлено на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. Распределение количества z ГТУ в зависимости от типа ГТУ Построенное распределение количества z ГТУ в зависимости от типа ГТУ (см. рисунок 2.2) показало, что широкое использование для привода ГПА получили следующие ГТУ: ГТК-10 (646 шт.); НК-16СТ (618 шт.); НК-12СТ ( шт.); ДР-59Л(268 шт.). Из распределения следует, что для ГПА с газотурбинным приводом используются в основном ГТУ отечественного производства.

На основе проведенного анализа структуры ГПА производится оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов. Для проведения расчетов выбрана тепловая схема комбинированной ГПУ с котлом-утилизатором (КУ) представленная на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. Тепловая схема комбинированной ГПУ с КУ:

Обозначения: вх. ус. и вых. ус. – входное и выходное устройства; К-компрессор; КС-камера сгорания; КТ- компрессорная турбина; СТ - силовая турбина; Н-нагнетатель; КУ-котел утилизатор; ПТ - паровая турбина; Г- электрический генератор; К-конденсатор; ПНпитательный насос.

Уходящие газы после ГТУ с температурой t 4 и энтальпией i 4 поступают в КУ, где они отдают свою теплоту теплоносителю второго контура. Пар теплоносителя второго контура после КУ направляется в ПТ, которая приводит в действие электрогенератор. После КУ уходящие газы направляются в окружающую среду с температурой t ух.г и энтальпией h ух.г.

В основу расчетов располагаемой тепловой мощности положена формула:

где G г - расход уходящих газов;

h 4 -энтальпия уходящих газов на выходе из ГТУ;

h ух.г -энтальпия уходящих газов на выходе из котла-утилизатора;

z - количество ГТУ.

В результате проведенных расчетов было получено распределение располагаемой тепловой мощности в зависимости от типа ГТУ (ГПА), которое представлено на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4. Распределение располагаемой тепловой мощности Из рисунка 2.4 следует, что наиболее значительной располагаемой тепловой мощностью обладают типы ГТУ: ГТК-10 (23664 МВт) и НК-16СТ (20541 МВт).

тепловой мощности уходящих газов всех рассмотренных ГТУ составила 87.9 ГВт.

При оценке располагаемой тепловой мощности величина температуры уходящих газов t ух.г на выходе из КУ была принята равной 110С. Значения температуры t 4, в зависимости от типа ГТУ, определялись по таблицам удельных выбросов загрязняющих веществ, которые представлены в СТО Газпром XXXЗначения энтальпий h 4 h 4 (t 4 ) и h ух.г h ух.г (t ух.г ) определялись по углеводородного топлива, при заданном коэффициенте избытка воздуха в камере сгорания =3 [43, 44, 52].

2.4 Расчет мощности эмиссии загрязняющих веществ окружающую среду и затрагивает интересы миллионов людей. Основные показатели воздействия ОАО «Газпром» на окружающую среду представлены в таблице 2.9 [39].

Таблица 2. Выбросы загрязняющих веществ в 3340.7 3391.1 3225.3 3124.2 3410. атмосферу, тыс. т в т. ч. в поверхностные водные объекты 3895.1 5175.9 5364.1 5257.7 4893. нормативно очищенных на очистных сооружениях осуществлении своей деятельности, определяет ее ответственность перед обществом [45].

Сознавая эту ответственность, ОАО «Газпром» стало одной из первых в России компаний, принявших в 1995 г. политику в области охраны окружающей среды. В настоящее время возрастает ответственность ОАО «Газпром» как глобальной энергетической компании за сохранение окружающей природной среды, безопасность и надежность поставок продукции при исполнении экологических и социальных обязательств. 2013 год объявлен в ОАО «Газпром»

Годом экологии. В таблице 2.10 представлены затраты компании на охрану окружающей среды.

Таблица 2.10.

Текущие затраты, млн. руб. 17162,3 10376,5 10289,8 11232,7 18354, Затраты не капитальный ремонт 1428,8 962,7 1243,2 2571,8 2444, основных производственны»

фондов по охране окружающем Плата за негативное воздействие 2678,8 1218,4 1234,4 1017,2 1563, на окружающую среду Инвестиции в основной капитал, 3493,7 6323,6 7744,4 9785,7 12885, направленные па охрану окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов Компания ведет системную работу по снижению эмиссии парниковых газов в производственных процессах, участвует в специализированных исследованиях, проводит мониторинг выбросов. С 1992 года проводятся работы, связанные с проблемой выбросов основных парниковых газов (диоксида углерода и метана) в газовой промышленности.

загрязняющих веществ от газотранспортной системы. Также большое значение приобретают экологические характеристики газотурбинных установок которые применяются для привода газоперекачивающих агрегатов.

Работающие ГТУ генерируют при горении вредные вещества, негативно влияющие на окружающую среду, включая человека. При использовании природного газа в качестве таких вредных веществ оказываются, прежде всего, оксиды азота NOx и углерода СОх. Масштабы вредных выбросов делают проблему борьбы с ними весьма актуальной.

Окислы азота не только оказывают негативное влияние на человека, но и реагируют с атмосферным озоном, разрушая его. Механизм разрушения следующий:

Первая реакция – реакция разрушения озона, а вторая – воспроизводства NO.

содержащегося в воздухе. Установлено, что влияние азота топлива достаточно мало. Основная доля окислов азота – окись NO. Отметим, что окись азота NO может окисляться до двуокиси азота NO2, что имеет место при низких температурах. В камерах сгорания образование NO2 имеет место только на режимах малого газа. Тогда их доля может быть значительной.

Окись азота NO образуется в высокотемпературных зонах камеры сгорания при максимальных температурах газа, поэтому максимум ее концентрации наблюдается на режимах максимальной мощности. Этот процесс эндотермичен и идет с заметной скоростью при температурах выше 1800 К. Поэтому NO образуется в горячих газах и максимальной концентрации достигает на режимах максимальной мощности.

Окись азота NO бывает трех видов [46]:

термическая NO, образующаяся при окислении атмосферного азота в послепламенных газах;

сверхравновесная NO, образующаяся в быстрых реакциях в фронте пламени;

топливная NO, образующаяся из-за окисления азота топлива.

Термическая NO. Эта окись азота образуется в соответствии с цепным механизмом Зельдовича, который заложил основы для понимания процессов образования окислов NO. Реакция окисления азота начинается с высвобождения атомов кислорода при его термической диссоциации:

Затем молекулярный азот реагируют с атомарным кислородом:

Появившийся атомарный азот вступает в реакцию с кислородом воздуха:

Таким образом, реакция образования NO начинается с термической диссоциации атомов кислорода, неизрасходованных при горении. Во второй реакции образуются атомы азота, которые затем реагируют с атомарным кислородом и образуется NO. Появившиеся затем атомы азота реагируют с молекулярным кислородом, в результате образуется NO.

Кроме температуры газа на образование окислов азота влияет также время пребывания воздуха в зоне горения, коэффициент избытка воздуха, гомогенность среды и ряд других факторов.

Температура воздуха на входе в камеру сгорания сильно влияет на образование NO. С повышением Т2 эмиссия NO растет, поскольку эта температура прямо влияет на температуру факела.

Влияние времени пребывания воздуха в зоне горения на интенсивность образования NO связано с составом смеси. Для «бедной» смеси влияние этого времени менее существенно, чем для «богатой».

Со временем пребывания связана быстрота процесса окисления воздушного азота. Как отмечалось, скорость процесса зависит от температуры факела.

Равновесная NO. Механизм образования быстрого NO изучен очень слабо.

Не вскрыт механизм его образования. Не установлены основные факторы, влияющие на образование таких оксидов. Поэтому какие-либо количественные оценки в настоящее время сделаны быть не могут.

Топливная NO. Азот, если он содержится в топливе, переходит в окись азота. В природном газе азота содержится мало, а его величина, как правило, около 1 % по массе. Обычно долей этой окиси азота в уходящих газах пренебрегают.

Окись углерода СО воздействует, прежде всего, на людей. Это воздействие оказывает влияние на состав крови и внутренние органы.

При «богатой» смеси в зоне горения окись углерода СО образуется в больших количествах. Образование СО в этом случае определяется нехваткой кислорода для полного окисления топлива. Некоторое количество СО образуется и при бедных смесях, что объясняется диссоциацией диоксида углерода СО2 в зоне высоких температур за первичной зоной камеры сгорания.

Исследования показывают, что значительное количество окиси азота СО образуется на режимах малой мощности, когда температура газа понижена. В то же время, при больших нагрузках количество СО в уходящих газах ГТУ мало [46].

Углекислота СО2 не токсична и не взрывоопасна, однако при ее концентрациях в воздухе свыше 5% (92 мг/м3) снижается доля кислорода, что может привести к кислородной недостаточности и удушью.

Метан CH4 — наиболее термически устойчивый насыщенный углеводород.

Его широко используют как бытовое и промышленное топливо и как сырьё для промышленности. При неполном сгорании метана получают сажу, при каталитическом окислении — формальдегид, при взаимодействии с серой — сероуглерод.

В 1995 г. вступила в действие разработанная во исполнение решения Генеральной Ассамблеи ООН № 46/169 от 19 декабря 1991 года об охране глобального климата в интересах нынешнего и будущих поколений человечества Рамочная Конвенция ООН об изменении климата (РКИК), ратифицированная Российской Федерацией в 1994 г. В настоящее время сторонами Конвенции являются 195 стран мира, включая Россию [45].

соответствующих положений Конвенции стабилизации концентраций парниковых газов в атмосфере на таком уровне, который не допускал бы опасного антропогенного воздействия на климатическую систему [47]. В дополнение к РКИК ООН в 1997 году был принят Киотский протокол, который закрепляет за странами-участниками конкретные количественные обязательства по сокращению или ограничению объемов антропогенных выбросов парниковых газов. В своей деятельности компания ОАО «Газпром» руководствуется нормативными актами и корпоративными стандартами, обеспечивающими соблюдение требований РКИК ООН и Киотского протокола.

Следует отметить, что есть данные о научной несостоятельности гипотезы парникового эффекта [48, 49], вызывающие возражения о необходимости России быть членом Киотского протокола.

Для количественного определения величины вредных выбросов разработаны и широко применяется ряд основных величин. К основным единицам относятся:

массовые единицы в миллиграммах вредного вещества, приходящиеся на нм3 (нормальный метр) образовавшихся продуктов сгорания, то есть мг/нм3. 1 нм3 – это 1 м3, пересчитанный при температуре 0o С и давлении 0,1013 МПа;

объемные единицы в долях вредного вещества в продуктах сгорания стехиометрической смеси, то есть %;

объемные единицы в частях на миллион объемных долей газа. Эта единица широко применяется и обозначается как ppm.

Для возможности сравнения выбросов различными ГТУ необходим пересчет на нормальные условия, определяемые концентрацией кислорода в уходящих газах на уровне 15 %.

Формула для пересчета имеет вид:

где Ci15 и Ci - приведенная и фактическая концентрации соответственно, О2 – объемная доля кислорода в сухих продуктах горения в процентах.

Нормативные требования по содержанию вредных веществ в продуктах сгорания энергетических ГТУ установлены в ГОСТ 29328 (при 0 °C; 0,1013 МПа и условной объемной концентрации кислорода 15 %) [42]:

содержание оксидов азота (при пересчете на NO2) в отработавших газах ГТУ при работе с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной не должно превышать 150 мг/м3 на газообразном и жидком видах топлива;

для вновь разрабатываемых ГТУ, эксплуатируемых с 01.01.1995 г., содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ не должно превышать 50 мг/м3 на газообразном топливе и 100 мг/м3 на жидком топливе;

требования по концентрации оксида углерода отсутствуют.

В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-138 содержание оксидов азота в отработавших газах (в сухих продуктах сгорания при 0 °C, 0,1013 МПа и условной концентрации кислорода 15 %) не должно превышать:

для низкоэмиссионных камер сгорания 100 мг/м3;

малоэмиссионных камер сгорания 50 мг/м3.

Экологические характеристики ГПА (ГТУ) по мощностям выбросов и концентрациям выбросов NOX, CO2, CO, CH4 были определены в соответствии СТО Газпром 2-1.19-332-2009 [50] и сведены в таблицу 2.11. Диапазон величин указывает на значения от проектных до текущих технических нормативов выбросов ЗВ. Кроме того, в таблице 2.11 представлены количество ГПА (ГПА), мощность ГТУ и эффективный к.п.д. Данные в таблице 2.11 расположены в порядке убывания количества ГПА в зависимости от типа ГПА.

Таблица 2.

ГПА ГТУ

Продолжение таблицы 2.

ГПА ГТУ

Центавр Центавр По данным таблицы 2.11 видно, что среди всех использующихся ГТУ наибольшее распространение получили следующие типы: ГТК-10 (646 шт.), НКСТ (618), НК-12СТ (322 шт.), ДР-59Л (268 шт.). Эти агрегаты имеют сравнительно низкий эффективный кпд (29 % для ГТК-10, 27.4 % для НК-16СТ, 24.0 % для НК-12СТ, 27.6 % для ДР-59Л). Кроме того видно, что большую часть от общей эмиссии загрязняющих веществ (ЗВ) составляет диоксид углерода СО2, образующийся при использовании природного газа для топливных нужд ГПА КС.

Известно, что количество выбросов СО2 пропорционально количеству сжигаемого топливного газа. Поэтому очевидно, что уменьшение выбросов СО2 можно достигнуть за счет снижения расхода газа на КС, замены ГПА на новые, малоэмиссионные агрегаты с кпд 35-39 %.

Для определения наиболее значимых источников ЗВ, по данным таблицы 2.7, были рассчитаны годовые мощности выбросов NOX, CO2, CO, CH4 в зависимости от типа и количества ГПА (ГТУ). Расчеты проводились по следующим формулам:

где i -тип ГПА (ГТУ);

n i - количество рассматриваемого типа ГПА (ГТУ);

M CO2 i, M COi, M CH 4i - средние арифметические значения секундных M NOxi, соответственно;

CO, CH4 рассматриваемого типа ГПА (ГТУ) соответственно;

k- коэффициент пересчета секунд в годы.

мощностей выбросов парниковых газов и ЗГ в зависимости от типа ГПА на рисунках 2.5-2.9.

Рисунок 2.5. Распределение мощности выбросов оксидов азота в Из рисунка 2.5. следует, что наиболее значительные мощности выбросов оксидов азота исходят от четырех типов ГТУ: ГТК-10 (289897 т/год), НК-16СТ (175403 т/год), ДР-59 Л (46061 т/год), ГТН-25 (34986 т/год).

Рисунок 2.6. Распределение мощности выбросов диоксида углерода Из рисунка 2.6 следует, что наиболее значительные мощности выбросов диоксида углерода исходят от четырех типов ГТУ: НК-16СТ (62720 тыс. т/год), ГТК-10 (38581 тыс. т/год), ДР-59 Л (17202 тыс. т/год), НК-12СТ (14905 тыс.

т/год).

Рисунок 2.7. Распределение мощности выбросов оксида углерода Из рисунка 2.7 следует, что наиболее значительные мощности выбросов оксида углерода исходят от четырех типов ГТУ: НК-16СТ (556418 т/год), ГТК- (241004 т/год), НК-12СТ (71590 т/год), ДГ-90 Л (58952 т/год).

Рисунок 2.8. Распределение мощности выбросов метана Из рисунка 2.8 следует, что наиболее значительные мощности выбросов метана исходят от четырех типов ГТУ: НК-16СТ (556418 т/год), ГТК-10 ( т/год), НК-12СТ (71590 т/год), ДР-59 Л (1572 т/год).

2.5 Оценка роста тарифов на электроэнергию в России На рисунке 2.9 представлено изменение тарифов на электрическую энергию в 2009-2011 годах для населения [51].

Рисунок 2.9. Тарифы на электрическую энергию в 2009-2011 годах Рисунок 2.10. Динамика утвержденных тарифов Как видно из рисунков 2.9-2.11 в России с 2004 года наблюдается рост тарифов на электроэнергию. В связи с этим весьма актуальными становятся энергосбережение и повышение энергоэффективности на промышленных предприятиях с целью уменьшения затрат на покупную электроэнергию.

В «ОАО «Газпром» принят ряд нормативных документов в области энергосбережения, среди них — «Концепция энергосбережения и повышения энергоэффективности на период 2011–2020 гг.». Основной задачей концепции является максимальная реализация потенциала энергосбережения во всех видах деятельности и, как следствие, снижение техногенной нагрузки на окружающую среду. Компания продолжает проведение НИОКР и внедрение инновационных технологий, которые могут дать значительный эффект экономии энергоресурсов на собственные нужды. В таблице 2.12 представлены затраты на НИКОР проведенные по заказу компании. Одним из основных направлений является утилизация тепла уходящих газов газотурбинных установок.

2.6 Определение мощности необходимой для собственных нужд газопроводов создано в 1973 г. Обслуживает следующие газопроводы: ГрязовецЛенинград, Ленинград-Выборг-Госграница, Белоусово-Ленинград.

Установленная мощность КС «Северная» составляет 2000 кВт. Фактическая потребленная электрическая энергия и фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС «Северная» за 2012 год представлены в таблице 2.13.

Количество потребленной электроэнергии КС за 2012 год составило кВт*ч. Затраты на электроэнергию могут быть оценены по формуле:

где S- затраты на электроэнергию, руб.;

Q- количество потребленной электроэнергии, кВт*ч;

r- тариф на электроэнергию по Санкт-Петербургу, руб./(кВт*ч).

Таким образом, затраты на электроэнергию КС за 2012 год составили 3 975 276 руб., при стоимости электроэнергии 2 руб. за 1 кВт*ч.

По данным таблицы 1 фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС за 1 час составила:

308 кВт в зимний период (декабрь-февраль);

131 кВт в летний период (июнь-август).

Для обеспечения собственных нужд КС электрическая мощность ПТ должна быть не ниже 308 кВт.

Согласно п. 7.11.7 СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006 [53] электростанция собственных нужд должна проектироваться на площадке компрессорной станции с возможностью ее расширения и подключения последующих цехов, поэтому для обеспечения собственных нужд КС электрическая мощность ПТ принята равной 500 кВт.

Проведенный анализ структуры парка ГПА ЕСГ России показал, что общее количество ГПА достигает 4252 шт., из них: 3388 ГПА имеют газотурбинный газомотокомпрессорным приводом (4%).

Построенное распределение количества z ГТУ в зависимости от типа ГТУ показало, что широкое использование для привода ГПА получили следующие ГТУ: ГТК-10 (646 шт.); НК-16СТ (618 шт.); НК-12СТ (322 шт.); ДР-59Л(268 шт.).

Из распределения следует, что для ГПА с газотурбинным приводом используются в основном ГТУ отечественного производства.

Наиболее значительной располагаемой тепловой мощностью обладают типы ГТУ: ГТК-10 (23664 МВт) и НК-16СТ (20541 МВт). Это объясняется количественным преобладанием этих типов ГПА в общей структуре парка ГПА ЕСГ России.

Проведен анализ суммарной величины располагаемой тепловой мощности уходящих газов всех рассмотренных ГТУ ЕСГ России, которая составила 87. ГВт. На основе проведенного анализа можно сделать вывод, что в ЕСГ России имеется значительные возможности в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Анализ распределения годовых мощностей выбросов NOX, CO2, CO, CH показал, что наиболее значительные мощности выбросов исходят от следующих типов ГТУ:

по NOX от ГТК-10 (289897 т/год), НК-16СТ (175403 т/год), ДР-59 Л ( т/год), ГТН-25 (34986 т/год);

по CO2 от НК-16СТ (62720 тыс. т/год), ГТК-10 (38581 тыс. т/год), ДР-59 Л (17202 тыс. т/год), НК-12СТ (14905 тыс. т/год);

по CO от НК-16СТ (556418 т/год), ГТК-10 (241004 т/год), НК-12СТ ( т/год), ДГ-90 Л (58952 т/год);

по CH4 от НК-16СТ (556418 т/год), ГТК-10 (241004 т/год), НК-12СТ ( т/год), ДР-59 Л (1572 т/год).

Это объясняется количественным преобладанием в структуре парка ГПА и техническими характеристиками ГТК-10, НК-16СТ, НК-12СТ, ДР-59Л.

На основе анализа годового электропотребления КС «СЕВЕРНАЯ»

определены денежные затраты (3 975 276 руб. за 2012 год) на покупку электроэнергии и фактическая средняя потребленная электрическая энергия КС за 1 час:

308 кВт в зимний период (декабрь-февраль);

131 кВт в летний период (июнь-август).

Обоснован выбор электрической мощности ПТ в 500 кВт.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ TAURUS 60 S ПО МЕТОДИКЕ СПБГПУ

3.1 Технические характеристики газотурбинной установкиTAURUS 60 S В состав установки Taurus 60 s входит единая опорная рама, на которой установлены: газотурбинный двигатель, турбогенератор (для GS) или компрессор (для CS), редуктор (для GS), цифровая автоматическая микропроцессорная система управления Turbotronic, специальное пусковое устройство, топливная система, единая система смазки, легкосборное укрытие (контейнер), агрегаты и узлы для входного устройства (радиальное) и для выпуска отработавших газов двигателя (осевое или радиальное).

Турбогенератор размещается перед двигателем (со стороны компрессора) [54, с. 111]. На рисунке 3.1 представлен внешний вид ГТУ Taurus 60 S.

Taurus 60 выпускается в трех вариантах: GS — одновальная энергетическая ГТУ с редуктором, CS — двухвальная ГТУ для газоперекачивающих агрегатов и MD — двухвальная ГТУ для привода насосов. Полностью укомплектованная и собранная Taurus 60 проходит комплексные контрольно-сдаточные испытания на заводе-изготовителе. Установка с малоэмиссионной камерой сгорания имеет обозначение Taurus 60 S.

Газотурбинный двигатель промышленного назначения собственной разработки имеет 12-ступенчатый осевой компрессор с поворотными регулируемыми направляющими аппаратами первых трех ступеней. Камера сгорания кольцевая прямоточная обычного типа или малоэмиссионная (обедненная смесь топлива с предварительным смешением — система SoLoNOx).

Турбина — трехступенчатая (GS), реактивная, сопловой аппарат первой ступени турбины — охлаждаемый.

Общее количество выпущенных ГТУ Taurus 60 более 1490 шт. Установки размещены практически во всех странах мира, суммарная их наработка более 71, млн час. Подавляющее большинство установлено в США и Канаде. В России шт., в Азербайджане 4 шт., в Украине 2 шт.

В таблице 3.1 представлены основные характеристики ГТУ Taurus 60 s [54, с.234; 55, c. 309; 56, c. 363; 57; 58].

Таблица 3. Продолжение таблицы 3. Время выхода на режим холостого хода, мин. по документации Потребляемая мощность собственных нужд при по документации работе ГТА под нагрузкой, кВт, не более производителя Располагаемая тепловая мощность (при температуре 8,7 (7,5) уходящих из дымовой трубы газов 110 °С), МВт Стоимость ремонтно-технического обслуживания по документации Срок поставки (с момента заключения договора), мес. 6...9 (обычно) Масса без котла-утилизатора, кг, не более 30300 (GS) Габаритные размеры энергетического блока (LxBxH), 9800x2440x - по количеству ступеней (компрессор +турбина MD) Частота вращения силовой турбины (свободной 14 300 (CS, MD) частота вращения вала редуктора на выходе, об/мин. Масса (двигатель в состоянии поставки на раме с 12700 (MD) ГТУ Solar TAURUS 60 s представляет собой двухвальную установку выполненной по тепловой схеме со свободной турбиной (см. рисунок 3.2).

Рисунок 3.2. Тепловая схема ГТУ со свободной турбиной: вх. ус. и вых. ус. – входное и выходное устройства; К-компрессор; КС-камера сгорания; КТкомпрессорная турбина; СТ- силовая турбина; Н-нагнетатель Компрессор засасывает через входное устройство воздух из атмосферы, сжимает его до заданного давления и подает в камеру сгорания. В камеру сгорания поступает также топливо, которое смешивается с воздухом и сгорает.

Образовавшиеся газообразные продукты сгорания направляются в компрессорную турбину. Мощность, развиваемая компрессорной турбины, затрачивается на привод компрессора и вспомогательных устройств. После компрессорной турбины газообразные продукты сгорания направляются в силовую турбину. Мощность, развиваемая силовой турбины, затрачивается на привод нагнетателя. Газ после турбины выбрасывается в окружающую среду через выходное устройство.

Схема двухвальной ГТУ со свободной (силовой) турбиной является наиболее распространенной тепловой схемой ГТУ. Такие ГТУ имеют более высокую экономичность, чем ГТУ простейшей схемы, при работе на частичных режимах.

Особенностью рассматриваемой тепловой схемы является то, что СТ механически не связана с турбокомпрессором (К+КТ). Цикл ГТУ со свободной турбиной приведен на рисунке 3.3.

Pages: |

| 2 | 3 |

Главная >> Диссертации - все темы

[ СКАЧАТЬ ОРИГИНАЛ ДОКУМЕНТА .pdf ]

Похожие работы:

«АЗАРОВА ИРИНА НИКОЛАЕВНА ВЭЖХ метод определения ди(2-этилгексил)фталата для изучения его поведения в экосистеме озера Байкал Специальность 05.11.11. – хроматография и хроматографические приборы ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата химических наук Научный руководитель : доктор химических наук Г.И.Барам Иркутск ОГЛАВЛЕНИЕ Стр. 1. ВВЕДЕНИЕ 2. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ 2.1. Введение 2.2. Проблемы...»

«Орлов Сергей Васильевич ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ШЛИФОВАНИЯ ТОРЦОВ КОЛЕЦ КРУПНОГАБАРИТНЫХ ПОДШИПНИКОВ ПУТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ОСЕВОЙ УПРУГОЙ ДЕФОРМАЦИЕЙ 05.02.07 - Технология и оборудование механической и физико-технической обработки ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических...»

«Смирнов Илья Александрович МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАНОСА АВТОМОБИЛЯ Специальность 01.02.01 – теоретическая механика Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Научные руководители д.ф.-м.н., проф. Новожилов И.В. к.ф.-м.н., с.н.с. Влахова А.В. Москва 2011 2 Содержание Введение § 1. Анализ подходов к математическому и численному моделированию...»

«БЯРТУЛЙС Пранас Антанович УДК 633.413:631.51.02:661.841 ШОСОШ О Е Н Й И ПРШОСЕВНСЁ СБРАБОТШ П Ч Ы СН Е ОВ ПРИ ВНЕСЕНИИ ШДКОГО А М А А ПОД П Л В Е К Л Т Р М ИК О ЕЫ У ЬУЫ й1ециалъность 06.01.09 - растениеводство.,.Диссертация -. на соискание ученой степени кандидата сельскохо зяйственных наук Научный руководитель доктор сельскохозяйственных...»

«УМАРОВ ДЖАМБУЛАТ ВАХИДОВИЧ ИНОСТРАННЫЕ КАНАЛЫ ВЛИЯНИЯ НА ПРОЯВЛЕНИЕ ТЕРРОРИЗМА В СОВРЕМЕННОЙ РОССИИ (НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРНОГО КАВКАЗА) Диссертация на соискание ученой степени кандидата политических наук по специальности 23.00.04 - Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Научный руководитель : доктор политических наук, профессор Панин В.Н. Пятигорск - СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ...»

«Иванов Данил Сергеевич ОПРЕДЕЛЕНИЕ УГЛОВОГО ДВИЖЕНИЯ МИКРОСПУТНИКА НА ЛАБОРАТОРНОМ СТЕНДЕ И В ОРБИТАЛЬНОМ ПОЛЕТЕ Специальность 01.02.01 – теоретическая механика Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Научный руководитель : профессор, д.ф.-м.н. М.Ю.Овчинников Москва – 2013 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ ТОЧНОСТИ ОЦЕНОК АЛГОРИТМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ 1.1. Задача фильтрации 1.2....»

«Боташова Асият Казиевна ПОЛИТИЧЕСКИЙ ТЕРРОРИЗМ: ДЕТЕРМИНАЦИЯ И ФОРМЫ ПРОЯВЛЕНИЯ Специальность 23.00.02 - Политические институты, этнополитическая конфликтология, национальные и политические процессы и технологии Диссертация на соискание ученой степени кандидата политических наук Научный руководитель : доктор философских наук, профессор Н.П.Медведев Ставрополь - 2004 СОДЕРЖАНИЕ...»

«УДК 591.15:575.17-576.3 04200952266 БЛЕХМАН Алла Вениаминовна ВНУТРИПОПУЛЯЦИОННАЯ И ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ИЗМЕНЧИВОСТЬ ШИРОКОАРЕАЛЬНОГО ВИДА HARMONIA AXYRIDIS PALL. ПО КОМПЛЕКСУ ПОЛИМОРФНЫХ ПРИЗНАКОВ 03.00.15 - генетика Диссертация на соискание ученой степени V кандидата биологических наук Научные руководители: доктор...»

«Оганесов Владимир Армаисович Подготовка конкурентоспособного специалиста в условиях диверсификации высшего образования Специальность 13.00.08 – Теория и методика профессионального образования Диссертация на соискание учёной степени кандидата педагогических наук Научный руководитель доктор педагогических наук, профессор Беляев А.В. Ставрополь - 2003 2 СОДЕРЖАНИЕ Введение.. Глава 1. Теоретические основы подготовки специалиста в системе...»

«Сухов Николай Вадимович История гуманитарных связей и межкультурного взаимодействия Марокко и России в ХХ – начале ХХI вв. Специальность 07.00.03 – Всеобщая история Диссертация на соискание ученой степени кандидата исторических наук Научный руководитель : Доктор исторических наук, Крылова Наталия Леонидовна Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Африки...»

«Гришин Максим Леонидович Связь с автором: [email protected] МЕТОДЫ ПОСТРОЕНИЯ ИНФОРМАЦИОННОИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ГЛОБАЛЬНОГО ГЕОМОНИТОРИНГА ПОДВИЖНЫХ ОБЪЕКТОВ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ Специальность 05.11.16 – Информационно-измерительные и управляющие системы (промышленность) Диссертация на соискание ученой степени...»

«Потапов Дмитрий Юрьевич Клинико-экспериментальное обоснование лигатурных методов гемостаза при резекции почки 14.01.23 - урология Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель Попков В.М, доктор медицинских наук,...»

«ПАНЕШ Каплан Мугдинович СТРУКТУРНАЯ МОДЕРНИЗАЦИЯ ПТИЦЕПРОДУКТОВОГО ПОДКОМПЛЕКСА АПК РЕГИОНА НА ОСНОВЕ ИНТЕГРАЦИОННЫХ ТРАНСФОРМАЦИЙ (на материалах Республики Адыгея) Специальность 08.00.05 - экономика и управление народным хозяйством: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (АПК и сельское хозяйство) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата...»

«ПЕТРОСЯН Лилит Грантовна ОЦЕНКА НЕЙРОПРОТЕКТИВНЫХ СВОЙСТВ КСЕНОНА ПРИ ОПЕРАЦИЯХ У БОЛЬНЫХ С ОБЪЕМНЫМИ ОБРАЗОВАНИЯМИ ГОЛОВНОГО МОЗГА 14.01.20 – Анестезиология и реаниматология ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель : доктор медицинских наук, профессор В.М. МИЗИКОВ Москва – ОГЛАВЛЕНИЕ Список сокращений Введение ГЛАВА 1. Современные проблемы защиты мозга....»

«из ФОНДОВ РОССИЙСКОЙ ГОСУДАРСТВЕННОЙ БИБЛИОТЕКИ Демидов, Никита Юрьевич 1. Теоретическая модель проектирования гармоничной предметной среды средствами индустриального дизайна 1.1. Российская государственная Библиотека diss.rsl.ru 2005 Демидов, Никита Юрьевич Теоретическая модель проектирования гармоничной предметной среды средствами индустриального дизайна [Электронный ресурс]: Дис.. канд. искусствоведения 17.00.04.-М.: РГБ, 2005 (Из фондов Российской Государственной Библиотеки)...»

«Пшенин Владимир Викторович ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ПОДОГРЕВОМ С УЧЕТОМ ХАРАКТЕРИСТИК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ Диссертация на...»

«Лабунская Наталья Леонидовна ПОДГОТОВКА КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ РАБОЧИХ ДЛЯ СОВРЕМЕННОГО РЫНКА ТРУДА В УЧРЕЖДЕНИЯХ СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Специальность 13.00.08 – теория и методика профессионального образования Диссертация на соискание ученой степени кандидата педагогических наук Научный...»

«Кикин Павел Михайлович РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ СОЗДАНИЯ ТЕМАТИЧЕСКИХ КАРТ СРЕДСТВАМИ ВЕБ-ТЕХНОЛОГИЙ 25.00.33 – Картография Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель : кандидат технических наук, доцент Касьянова...»

«Щеглова Татьяна Алексеевна ИЗУЧЕНИЕ БИОЛОГИЧЕСКИ АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ЛИПОФИЛЬНОЙ ФРАКЦИИИ (УГЛЕВОДОРОДНОГО ЭКСТРАКТА) ЛИСТЬЕВ ШАЛФЕЯ И ЕЕ ФАРМАКОЛОГИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ Специальность: 14.04.02– фармацевтическая химия, фармакогнозия Диссертация на соискание ученой...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НАУКИ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭПИДЕМИОЛОГИИ И МИКРОБИОЛОГИИ ИМ. ПАСТЕРА НА ПРАВАХ РУКОПИСИ CТАРКОВА Дарья Андреевна МОЛЕКУЛЯРНО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КЛИНИЧЕСКИХ ИЗОЛЯТОВ Mycobacterium avium subspecies hominissuis 03.02.03 – микробиология Диссертация на соискание ученой степени кандидата биологических наук Научный руководитель: доктор медицинских наук, профессор Нарвская Ольга Викторовна Санкт-Петербург - ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ...»

наверх

<< ГЛАВНАЯ | КОНТАКТЫ

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА (Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И ТРАСПОРТНЫХ СИСТЕМ

КАФЕДРА «ТУРБИНЫ, ГИДРОМАШИНЫ

И АВИАЦИОННЫЕ ДВИГАТЕЛИ»

ВЫБОР И РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК

УТИЛИЗАЦИОННОЙ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ

ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР И СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ПО

ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В

ГАЗОПАРОВЫХ УСТАНОВКАХ. ПОСТАНОВКА И ЦЕЛИ

ИССЛЕДОВАНИЯ

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

УХОДЯЩИХ ГАЗОВ И ЭМИССИИ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ

ГАЗОСНАБЖЕНИЯ РОССИИ

ГПА ГТУ

ГПА ГТУ

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ TAURUS 60 S ПО МЕТОДИКЕ СПБГПУ

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)