Газотурбинные установки

метки: Установка, Турбинный, Концентрация, Метан, Турбин, Шахтный, Использование, Работать

Газотурбинная установка (ГТУ) — энергетическая установка: конструктивно объединённая совокупность газовой турбины, электрического генератора, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств: пусковое устройство, компрессор, теплообменный аппарат или котёл-утилизатор для подогрева сетевой воды для промышленного снабжения. Выходящие из турбины отработанные газы в зависимости от потребностей Заказчика используются для производства горячей воды или пара. Газотурбинная установка состоит из 2-х основных частей: силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент).Использование тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки.

ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе в обычном рабочем режиме — на газе, а в резервном (аварийном) — автоматически переключается на дизельное топливо. Электрическая мощность газотурбинных энергоустановок колеблется от 10-ков кВт до 10-ков МВт. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. Наибольший КПД достигается при работе в режиме когенерации (одновременная выработка тепловой и электрической энергии) или тригенерации (одновременная выработка тепловой, электрической энергии и энергии холода).

Электрический КПД современных газотурбинных установок составляет 33-39%.

С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных ГТУ комбинированное использование газовых и паровых турбин позволяет повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД установок до 57-59%.

ГТУ в энергетике работают как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок. В настоящее время газотурбинные установки начали широко применяться в малой энергетике. ГТУ предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях как основной или резервный источник электроэнергии и тепла для объектов производственного или бытового назначения.

Области применения газотурбинных установок практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, муниципальные образования. Блочно-модульное исполнение ГТУ обеспечивает высокий уровень заводской готовности газотурбинных электростанций.

Установки дуговой электрической сварки

... будет заострено на истории развития источников сварочного тока. В 1802 году в Санкт-Петербурге В.В. Петров открыл и описал явление электрической дуги. Производя опыты с электродами из ... осуществляют вручную. При этом возникают частые изменения длины дуги, что отражается на постоянстве основ­ных параметров режима сварки: напряжения дуги и силы сва­рочного тока. С целью ...

Степень автоматизации газотурбинной электростанции позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала в блоке управления. Контроль работы станции может осуществляться с главного щита управления, дистанционно. Возможность получения недорогой тепловой и электрической энергии предполагает быструю окупаемость поставленной газотурбинной установки. Газотурбинная установка может работать как на газообразном, так и на жидком топливе.

Так, в газотурбинных установках может использоваться:

Дизельное топливо

Керосин

Природный газ

Попутный нефтяной газ

Биогаз (образованный из отходов сточных вод, мусорных свалок и т.п.)

Шахтный газ

Коксовый газ

Древесный газ и др.

Большинство газотурбинных установок могут работать на низкокалорийных топливах с минимальной концентрацией метана (до 30%).

Преимуществом при использовании ГТУ непосредственно в местах проживания людей, является то, что содержание вредных выбросов у них минимально и находится на уровне 9-25 ppm. Этот критерий ГТУ значительно лучше, чем у поршневых электростанций.

При использовании ГТУ потребитель может получить существенную экономию средств на катализаторах и при строительстве дымовых труб.

1. Газотурбинная установка

1.1 Описание газотурбинной установки

Газотурбинная установка (ГТУ) состоит из двух основных частей — это силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент).

Утилизация тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки. ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе. В обычном рабочем режиме — на газе, а в резервном (аварийном) — автоматически переключается на дизельное топливо.

Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ может работать как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

Принципиальная схема простой газотурбинной установки показана на рисунке 1.

Рисунок 1.Принципиальна схема ГТУ: 1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — газовая турбина; 4 — электрогенератор

Компрессор 1 засасывает воздух из атмосферы, сжимает его до определенного давления и подает в камеру сгорания 2. Сюда же непрерывно поступает жидкое или газообразное топливо. Сгорание топлива при такой схеме происходит непрерывно, при постоянном давлении, поэтому такие ГТУ называются газотурбинными установками непрерывного сгорания или ГТУ со сгоранием при постоянном давлении.

Горячие газы, образовавшиеся в камере сгорания в результате сжигания топлива, поступают в турбину 3. В турбине газ расширяется, и его внутренняя энергия преобразуется в механическую работу. Отработавшие газы выходят из турбины в окружающую среду (в атмосферу).

Часть мощности, развиваемой газовой турбиной, затрачивается на вращение компрессора, а оставшаяся часть (полезная мощность) отдается потребителю. Мощность, потребляемая компрессором, относительно велика и в простых схемах при умеренной температуре рабочей среды может в 2-3 раза превышать полезную мощность ГТУ. Это означает, что полная мощность собственно газовой турбины долгий быть значительно больше полезной мощности ГТУ.

Топлива для газовых турбин

... количеством воздуха. Образующийся горячий газ (рабочее тело) направляется в газовую турбину. Рис.2. Камера сгорания. 1 -- подвод топлива, ... устройство (форсунка) Конструкция камеры сгорания зависит от назначения и схемы ГТУ, параметров ее цикла и ... сгорания. 1-- компрессор, 2 -- турбина, 3 -- камера сгорания, 4 -- регенератор Топливо. Его виды Топливо -- это вещество, способное выделять энергию ...

Так как газовая турбина может работать только при наличии сжатого воздуха, получаемого только от компрессора, приводимого во вращение турбиной, очевидно, что пуск ГТУ должен осуществляться от постороннего источника энергии (пускового мотора), с помощью которого компрессор вращается до тех пор, пока из камеры сгорания не начнет поступать газ определённых параметров и в количестве, достаточном для начала работы газовой турбины. [1.56-60c.].

Из приведенного описания ясно, что газотурбинная установка состоит из трех основных элементов: газовой турбины, компрессора и камеры сгорания. Рассмотрим принцип действия и устройство этих элементов.

Турбина. На рисунке 2 показана схема простой одноступенчатой турбины.

Основными частями её являются; корпус (цилиндр.) турбины 1, в котором укреплены направляющие лопатки 2, рабочие лопатка 3, установленные по всей окружности на ободе диска 4, закрепленного на валу 5. Вал турбины вращается в подшипниках 6.

В местах выход вала из корпуса установлены концевые уплотнения 7, ограничивающие утечку горячих газов из корпуса турбин. Все вращающиеся части, турбины (рабочие лопатки, диск, вал) составляют её ротор. Корпус с неподвижными направляющими лопатками и уплотнениями образует статор турбины. Диск с лопатками образует рабочее колесо.

Рисунок 2. Схема одноступенчатой турбины

Совокупность ряда направлявших и рабочих лопаток называется турбинной ступенью. На рисунке 3 вверху изображена схема такой турбинной ступени и внизу дано сечение направляющих и рабочих лопаток цилиндрической поверхности а-а, развернутой затем на плоскость чертежа.

Рисунок 3. Схема турбинной ступени

Направляющие лопатки 1 образуют в сечении суживающиеся каналы, называемые соплами. Каналы, образованные рабочими лопатками 2, также обычно имеют суживающуюся форму. [2.30-31c.]

Горячий газ при повышенном давлении поступает в сопла турбины, где происходит его расширение и соответствующее увеличение скорости. При этом давление и температура газа падают.

Таким образом, в соплах турбины совершается преобразование потенциальной энергии газа в кинетическую энергии. После выхода из сопел газ попадает в межлопаточные каналы рабочих лопаток, где изменяет свое направление.

При обтекании газом рабочих лопаток давление на их вогнутой поверхности оказывается большим, чем на выпуклой, и под влиянием этой разности давлений происходит вращение рабочего колеса (направление вращение на рисунке 3 показано стрелкой u).

Таким образом, часть кинетической энергии газа преобразуется на рабочих лопатках в механическую оказаться недопустимей по соображениям прочности рабочих лопаток или диска турбины. В таких случаях турбины выполняются многоступенчатыми.

Схема многоступенчатой турбины показана на рисунке 4.

Рисунок 4. Схема многоступенчатой турбины: 1-подшипники; 2-концевые уплотнения; 3-входной патрубок; 4-корпус; 5-направляющие лопатки; 6-рабочие лопатки; 7-ротор; 8-выходной патрубок турбины

Турбина состоит из ряда последовательно расположенных отдельных ступеней, в которых происходит постепенное расширение газа. Падение давления, приходящееся на каждую ступень, а, следовательно, и скорость с1 в каждой ступени такой турбины, меньше, чем в одноступенчатой. Число ступеней может быть выбрано таким, чтобы при заданной окружной скорости и было получено желаемое отношение . [3.240c]

Двигатели внутреннего сгорания (5)

... рисунок 1, г). Температура выпуска равна 600…700 °С, а давление газов – 0,125МПа. 2. Расчет параметров одного цикла и построение индикаторной диаграммы ДВС Объем камеры сгорания: ... сжатым воздухом, самовоспламеняется и сгорает. При этом температура газов к концу сгорания повышается ... ДВС Похожие рефераты: Показатели эффективной работы и определение основных параметров впуска, сжатия и процессов сгорания ...

Компрессор. Схема многоступенчатого осевого компрессора изображена на рисунке 5.

Рисунок 5. Схема многоступенчатого осевого компрессора: 1-входной патрубок; 2-концевые уплотнения; 3-подшипники; 4-входной направляющий аппарат; 5-рабочие лопатки; 6-направляющие лопатки; 7-корпус 8-спрямляющий аппарат; 9-диффузор; 10-выходной патрубок; 11-ротор.

Его основными составными частями являются: ротор 2 с закрепленными на нем рабочими лопатками 5, корпус 7 (цилиндр.), к которому крепятся направляющие лопатки 6 и концевые уплотнения 2, и подшипники 3.

Совокупность одного ряда вращающихся рабочих лопаток и одного ряда расположенных за ними неподвижных направляющих лопаток называется ступенью компрессора.

Засасываемый компрессором воздух последовательно проходит через следующие элементы компрессора, показанные на рисунке 5: входной патрубок 1, входной направляющий аппарат 4, группу ступеней 5, 6, спрямляющий аппарат 8, диффузор 9 и выходной патрубок 10.

Рассмотрим назначение этих элементов. Входной патрубок предназначен для равномерного подвода воздуха из атмосферы к входному направляющему аппарату, который должен придать необходимое направление потоку перед входом в первую степень.

В ступенях воздух сжимается за счет передачи механической энергии потоку воздуха от вращающихся лопаток. Из последней ступени воздух поступает в спрямляющий аппарат, предназначенный для придания потоку осевого направления перед входом в диффузор. В диффузоре продолжается сжатие газа за счет понижения его кинетической энергии.

Выходной патрубок предназначен для подачи воздуха от диффузора к перепускному трубопроводу. Лопатки компрессора 1 (рисунок 6) образуют ряд расширяющихся каналов (диффузоров).

При вращении ротора воздух входит в межлопаточные каналы с большой относительной скоростью (скорость движения воздуха, наблюдаемая с движущихся лопаток).

При движении воздуха по этим каналам его давление повышается в результате уменьшения относительной скорости.

В расширяющихся каналах, образованных не-подвижными направляющими лопатками 2, происходит дальнейшее повышение давления воздуха, сопровождающееся соответствующим уменьшением его кинетической энергии.

Таким образом, преобразование энергии в ступени компрессора происходит по сравнению с турбиной ступенью в обратном направлении.

Рисунок 6. Схема ступени осевого компрессора

Камера сгорания. Назначение камеры сгорания заключается в повышения температуры рабочего тела за счет сгорания топлива в среде сжатого воздуха.

Схема камеры сгорания показана на рисунке 7.

Рисунок 7. Камера сгорания

Сгорание топлива, впрыскиваемого через форсунку 1, происходит в зоне горения камеры, ограниченной жаровой трубой 2. В эту зону поступает только такое количество воздуха, которое необходимо для полного и интенсивного сгорания топлива (этот воздух называемся первичным).

Поступающий в зону горения воздух проходит через завихритель 3, который способствует хорошему перемешиванию топлива с воздухом. В зоне горения температура газов достигает 1300… 2000°С. По условиям прочности лопаток газовых турбин такая температура недопустима. Поэтому получающиеся в зоне горения камеры горячие газы разбавляются холодным воздухом, который называется вторичным. Вторичный воздух протекает по кольцевому пространству между жаровой трубкой 2 и корпусом 4. Часть этого воздуха поступает к продуктам сгорания через окна 5, а остальная часть смешивается с горячими глазами после жаровой трубы. Таким образом, компрессор должен подавать в камеру сгорания в несколько раз больше воздуха, чем необходимо для сжигания топлива, а поступающие в турбину продукты сгорания получаются сильно разбавленными воздухом и охлажденными.

Топливо и его горение

... топлив для двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок - бензина, керосина, дизельного топлива и т.д. Легкая фракция нефти, в особенности ... топливе. Мазутная фракция может подвергаться дальнейшей переработке на светлые нефтепродукты ... топливо и легче поддерживать устойчивое горение. жидкое топливо Практически все жидкие топлива ... топлива: При нагревании твердого топлива без доступа воздуха ...

Простая газотурбинная установка прерывистого горения

Схема установка прерывистого горения (со сгоранием при постоянном объеме) такая же, что и для установки с изобарным подводом теплоты, и показана на рисунке 1. Эта ГТУ отличается от установи непрерывного горения устройством камеры сгорания (рисунок 8).

Рисунок 8. Камера прерывистого горения: 1-воздушный клапан; 2-топливный клапан; 3-свеча зажигания; 4-сопловой (газовый) клапан.

Камера сгорания ГТУ прерывистого горения имеет клапаны 1, 2 и 4, которые управляются особым распределительным механизмом. Представим себе, что в некоторый момент времена все клапаны закрыты, и камера заполнена смесью воздуха и топлива. При помощи свечи зажигания 3 смесь воспламеняется и давление в камере повышается, так как сгорание происходит при постоянном объеме.

При достижении определенного давления открывается клапан 4 и продукты сгорания поступают к соплам турбины, в которых происходит расширение газа. Давление в камере сгорания падает. После того, как давление в камере упадет до определенной величины, автоматически открывается воздушный клапан 1 и происходит продувка камеры свежим воздухом. Этот воздух проходит также через турбину и охлаждает её лопаточный аппарат.

В конце продувки сопловой клапан 4 закрывается и камера сгорания заполняется сжатым воздухом из компрессора. При работе на газообразном топливе в это же время через клапан 2 подается горючий газ. Этот процесс называется зарядкой камеры. По окончании зарядки закрываются все клапаны и происходит вспышка. Далее цикл повторяется.

Процесс изменения с течением времени давления в камере за весь цикл показан на рисунке 9.

Рисунок 9. Изменение давления в зависимости от времени в камере сгорания

Здесь АВ — вспышка; ВС — расширение; СД — продувка и ДА — зарядка. По данным Хольцварта весь цикл совершается приблизительно за 1,5 с. В этих опытах давление в начале вспышки (т. А) было равно (3…4) Ч 105 Па, а в конце вспышки (т. В) оно возрастало приблизительно до 15 Ч 105 Па.

Способы повышения экономичности ГТУ:

Существует рад способов повышения экономичности ГТУ:

1) за счет применения регенерации тепла отработавших в турбине газов;

2) путем ступенчатого сжатия воздуха с промежуточным его охлаждением;

3) путем применения ступенчатого расширения с промежуточным подогревом рабочего газа;

4) путем создания сложных и многовальных установок, что дает возможность повысить экономичность ГТУ особенно при работе на частичных нагрузках;

Понятие и виды топлива

... др.) По максимальной температуре, получаемой при полном сгорании, топливо бывает высокой жаропроизводительности (более 2000 °С - природный газ, нефтепродукты, каменный уголь) и пониженной жаропроизводительности ( ... отходы - мазут, которые используют в промышленности. Целью данного реферата является разобрать сущность топлива, его разновидности, его применение, а также рассмотреть основные процессы ...

5) путем создания комбинированных установок работающих по парогазовому циклу в с поршневыми камерами сгорания; [5.50-58c.]

1.2 Достоинства ГТУ

Газотурбинная установка- это агрегат, состоящий из газотурбинного двигателя, редуктора, генератора и вспомогательных систем. Поток газа, образованный в результате сгорания топлива, воздействуя на лопатки турбины, создает крутящий момент и вращает ротор, который в свою очередь соединен с генератором. Генератор вырабатывает электроэнергию. В основу устройства газотурбинного агрегата положен принцип модульности: ГТУ состоят из отдельных блоков, включая блок автоматики.

Модульная конструкция позволяет в кратчайшие сроки производить сервисное обслуживание и ремонт, наращивать мощность, а также экономить средства за счет того, что все работы могут производиться быстро на месте эксплуатации.

Область применения газотурбинных установок

Сегодня география использования когенерационных систем на базе ГТУ очень широка, и положительный опыт их эксплуатации имеют десятки производственных и перерабатывающих предприятий, как за границей, так и в нашей стране. Учитывая их неприхотливость к качеству и составу топлива, безотказность и высокий КПД, газотурбинные установки широко востребованы предприятиями, работающими в таких сферах, как:

• добыча нефти и газа;
• металлургия;
• лесная и деревообрабатывающая промышленность;
• сельскохозяйственная отрасль;
• очистка вод;
• утилизация отходов;
• ЖКХ.

В зависимости от специфики объекта, в качестве топлива для ГТУ может применяться природный, шахтный, древесный, коксовый, попутный нефтяной газ и биогаз. Таким образом, потребляя различные виды топлива и работая в широком диапазоне мощностей, когенерационные системы фактически являются универсальными.

Помимо обозначенных выше преимуществ, целесообразность применения ГТУ на промышленных, торговых, транспортных, муниципальных и других объектах обусловлена:

• низким уровнем вибрации и шума — в пределах 85 дБ;
• минимальной эмиссией вредных веществ;
• возможностью использования в качестве топлива продуктов вторичной переработки и попутных газов;
• высокой стойкостью к перегрузкам;
• возможностью параллельной работы с электросетью;
• возможностью функционировать при минимальных нагрузках на протяжении долгого времени;
• низкими затратами на техническое обслуживание;
• меньшим расходом масла в сравнении с газопоршневыми установками.

Электрическая мощность газотурбинных энергоустановок колеблется от десятков киловатт до сотен мегаватт. Наибольший КПД достигается при работе в режиме когенерации (одновременная выработка тепловой и электрической энергии) или тригенерации (одновременная выработка тепловой, электрической энергии и энергии холода).

Возможность получения недорогой тепловой и электрической энергии предполагает быструю окупаемость поставленной газотурбинной установки. Такая установка, совмещенная с котлом-утилизатором выхлопных газов, позволяет производить одновременно тепло и электроэнергию, благодаря чему достигаются наилучшие показатели по эффективности использования топлива. Выходящие из турбины отработанные газы в зависимости от потребностей Заказчика используются для производства горячей воды или пара.

1.3 Классическая схема ГТУ

Классическая схему ГТУ предусматривает расположение компрессора на одном валу с турбиной, а между компрессором и турбиной располагается камера сгорания топлива. В камеру под избыточным давлением подают метано- воздушную смесь, причем меньшая часть воздуха (15-25 %) идет на горение топлива, а остальная часть — на охлаждение поверхностей жаровых труб и элементов конструкции, а также на снижение температуры рабочего тела до рабочей (750-900 0 С).

После срабатывания теплового перепада в турбине рабочее тело обладает достаточной температурой, чтобы использовать его тепло для повышения общего к.п.д. установки. Общий избыток воздуха составляет при этом 4-8 кратный, если исходить из условий стехиометрии, то обогащенный метан разбавляют дополнительно воздухом, что приводить к дополнительным затратам, т.е. первоначально затраты на обогащение, а затем затраты на разбавление и доведение до уровня стехиометрии (9,5 %).

Очевидно, что при использовании в качестве топлива метановоздушной смеси с концентрацией метана до 2 % по «классической» схеме, разбавление ее воздухом приведет к тому, что даже при полном и стабильном горение метана, температура рабочего тела перед турбиной будет явно ниже допустимой и установка не сможет работать.

При схеме подачи смеси на вход компрессора есть некоторые особенности:

• исключается возможность использования вторичного воздуха для охлаждения элементов конструкции камеры сгорания и турбины, что определяет необходимость создания выносной камеры сгорания;
• необходимо обеспечивать постоянство предельно допустимой температуры рабочего тела перед турбиной либо путем снижения ее, если она высокая, либо поднятия, если она недостаточна, подачей дополнительного топлива или регенерацией тепла;

— рассчитывать ГТУ на постоянный расход смеси с постоянной концентрацией метана 2,5-3,5 %, когда установка выходит на требуемые параметры (обороты ротора, мощность), которые затруднительно регулировать, т.к. любое отклонение расхода смеси или концентрации в ней метана приведет к изменению температуры рабочего тела перед турбиной.

При этом произойдет либо раскрутка турбины с превышением ее мощности сверх допустимой, либо быстрое затухание процесса с полной остановкой ГТУ.

Поэтому в камере сгора- ния должен быть стабильный процесс горения метана с достаточно полным его выгоранием.

На шахте Стаффорд (Англия) была применена ГТУ с использованием газовой смеси исходящей вентиляционной струи и каптируемого газа.

Исходящая струя с содержанием метана не более 1,5 % при температуре 35 0 С и относительной влажности 90-95 % проходила очистку в бумажных фильтрах и направлялась в компрессор ГТУ, где температура повышалась до 198 0 С.

Затем, пройдя теплообменник, газ нагревался до 445 0 С и подавался в реактор, где при температуре свыше 1000 0 С происходило его окисление, где отдав часть тепла на обеспечение работы реактора, газ при температуре 570 0 С поступал на смешение с другим газовым потоком с температурой 900 0 С, получаемым в результате сжигания каптируемого газа с содержанием метана 65-75 % в вынесенной камере сгорания.

Смесь газов поступала в турбину при температуре 750 0 С, обеспечивая работу компрессора для сжатия газа с низкой концентрацией ме- тана и отбор мощности 1990 л.с. на электрогенератор переменного тока. Следует обратить внимание на то, что значительная доля тепла поступала от сжигания кондиционного метана, и вопрос возможности работы схемы только на низко концентрированном газе остается открытым.

Схема работы ГТУ, созданная Казахским НИИ Энергетики совместно с Уральским турбо моторным заводом (УТМЗ) имеет отличия. В ней использована специальная камера сгорания, представляющая собой вращающийся барабан с насадкой регенератора, через которую проходит газовая смесь от компрессора с содержанием метана 1,6 %.

В описании ГТУ также приведены несколько значений концентрации мета- на: в начале речь идет об 1 %, на схеме указано 1,6 %, а расчетная концентрация на входе в компрессор — 2 %. Необходимо отметить, что теплотворная способность газовой смеси при концентрации метана 1 %, 1,6 % и 2 % составляет соответственно 278,35 кДж/кг, 446,4 кДж/кг и 559,34 кДж/кг.

Очевидно, что для необходимого значения тепловыделения химического тепла смесей газов с концентрацией метана 1,6 % и тем более 1 % явно недостаточно. Видимо, в этих случаях необходима подсветка жидким топливом, и только при приближении концентрации метана к 2 % значения теплотворной способности смеси становятся близкими к той величине, при которой камера сгорания может работать без «подсветки», при условии стабильного горения и полного сгорания метана. Таким образом, оценка возможности работы ГТУ на газовой смеси с низкой концентрацией метана показывает, что нижний предел концентрации метана находится где-то в районе 2-2,5 %.

Для использования метановоздушной смеси до 2,5 % произведен контрольный расчет для стабильности работы газовой турбины. Практически любая из известных газовых турбин мощностью от 1,5 кВт до 3,5 МВт сможет работать на газе с концентрацией метана 2,5 % при условии создания специальной камеры сгорания, обеспечивающей полное и стабильное горение метана. В решении этого вопроса на сегодня имеются трудности.

Существующие камеры сгорания не удовлетворяют условиям стабильности температуры выходящих газов при сжигании метана концентрации 2,5-3,5 %.

Для обеспечения эффективности сжигания метана угольных пластов было создано ряд камер основанных на принципе использования стехиометрического состава газа (9,5%).

При этом газовоздушная смесь должна быть, с постоянным дебитом и концентрацией, а ее горение — полным и стабильным.

1.4 Оценка возможности ГТУ

Для оценки возможности работы ГТУ на определенной концентрации метана следует вычислить удельное подведенное тепло по имеющимся значениям температур газов Т2 за компрессором (на входе в камеру сгорания) и на входе в турбину Т3: q = l/nKC Cp (Т3-Т2) кДж/кг, где Ср. = 1,13 кДж/кг.град. — теплоемкость газов; nкс = 0>97 — к.п.д. камеры сгорания.

Вычислив удельное подведенное тепло на входе в турбину и используя график на рис. 1 от значения q на оси ординат проводим горизонталь до пересечения с зависимостью Q от СН4 %, из точки пересечения опускаем норние минимальной концентрации метана, при которой ГТУ способна работать.

Например, минимальная концентрация метана для самостоятельной работы ГТУ по схеме «КазНИИЭнергети- ки» и УТМЗ составляет 1,75 %, а расчетная для ГТУ типа ГТК-16 УТМЗ — 2,37 % СН4. Самой важной характеристикой рабочего тела является его температура перед рабочей турбиной. Путем расчета парциальных значений теплосодержания продуктов сгорания метана для различных температур (с учетом соответствующих теплоемкостей) и для различных концентраций метана (или коэффициента избытка воз- духа) получена диаграмма продуктов сгорания метано- воздушных смесей рис. 2.

Это позволило построить серию зависимостей адиабатических температур горения таких смесей от содержания в них метана, а также от степени их предварительного нагрева. В этом случае, выбрав ГТУ с определенной температурой рабочего тела перед турбиной, откладываем ее значение по оси ординат, и, проводим горизонталь до пересечения с серией кривых t = t(СH4 %), получаем на оси абсцисс значения минимальных концентраций метана для различных температур подогрева смеси, при которых ГТУ сможет работать.

Например, при допустимой темпера- туре перед турбиной 600 °С ГТУ может работать с концентрацией метана на входе 3,3 % без подогрева, 2,8 % при подогреве до 100 °С, 2,4% — до 200 °С, 2,0 % — до 300°С, 1,7% -400°С, 1,3 % — до500 °С.

Важно отметить температуру t2 за компрессором в конкретной конструкции ГТУ, обычно она составляет 150- 350 °С, что и определяет значение концентрации метана. Дальнейшее снижение концентрации возможно при условии дополни- тельного подогрева смеси, т.е. за счет усложнения схемы и значительного утяжеления конструкции ГТУ.

Оценивая сведения о ГТУ в зарубежной литературе возникает представление, что многочисленные описанные в печати варианты ГТУ зарубежных фирм носят рекламный характер, нередко даже не указано, на каком топливе ГТУ работает. Выявлено более 100 моделей ГТУ зарубежных фирм с полезной мощностью от 150 кВт до 38 МВт.

В отечественном газотурбостроении преобладает тенденция на создание мощных ГТУ для использования в энергетике и в качестве привода нагнетателей природного газа на газопроводах (десятки и сотни Мвт.).

Компактные отечественные установки (в основном, для транспорта) разра- батываются на ведомственных предприятиях, сведения о них мало доступны.

Для правильного выбора объекта, т.е. приведение в соответствие количества теплосодержания вентиляционного и дренированного газа с потребным количеством тепловой, электрической и механической энергии, которое может быть использовано необходимо:

• обеспечение стабильности количества подаваемого в ГТУ шахтного газа и заданной концентрации в нем метана;
• предварительная очистка от пыли;
• обеспечение полного и стабильного сгорания метана в камере сгорания.

Последнее обстоятельство является решающим, т.к. все известные попытки использовать газ с низкой концентрацией метана, даже при подаче дополнительного топлива, распространения не получили. Общеизвестно, что не существует надежной методики расчета камер сгорания ГТУ даже на «чистом» топливе, а исследования процесса сгорания метана низкой концентрации полны противоречий, неувязок и белых пятен.

Поэтому единственным путем к решению задачи, без повторения пройденных решений, является проведение комплекса работ, направленных на создание камер сгорания, обеспечивающих надежный режим, полное и стабильное горение низкоконцентрированных метановоздушных смесей. Когда это условие будет соблюдено, не составит никакого труда скомпоновать такую камеру горения с любой по мощности и габаритам конструкцией ГТУ, где предусмотрена выносная камера сгорания.

В развитых странах, где проблемой энергоэффективности занимаются на протяжении многих лет, постоянно растет количество объектов малой энергетики, в основе работы которых лежит принцип коитригенерации — одновременной выработки электричества, тепла или холода. Такой подход позволяет существенно сократить потребление топлива, затраты на энергоснабжение и минимизировать негативное влияние на экологию.

В когенерационных системах все более широкое применение находят газотурбинные установки, мощностью от одного до нескольких десятков мегаватт. Отличаясь высокой надежностью и эффективностью, они способны полностью обеспечить объекты различного назначения недорогим электричеством, теплом или холодом, работая в непрерывном режиме в течение нескольких лет.

2. Шахтный газ

2.1 Метан

По оценкам экспертов, одним из перспективных, местных источников энергии является шахтный (угольный) метан — высококачественный и экологический чистый энергоноситель. Многие ассоциируют шахтный метан как опасный спутник добычи угля. Однако при правильной утилизации шахтный метан становится перспективным и ценным видом топлива.

Этот газ имеет много названий: шахтный газ, рудничный газ, угольный метан, но наиболее распространенное название этого газа — шахтный метан. Этот газ бесцветен, не имеет запаха, с воздухом образует взрывоопасные смеси. Кроме метана в шахтный газ также могут входить углекислый газ, азот, кислород и другие элементы.

Метан (СН4) — газ без цвета, запаха и вкуса, с плотностью 0,55 по отношению к воздуху, выделяется из угля и горных пород в горные выработки и является наиболее опасной составной частью рудничной атмосферы. При нормальных условиях метан инертен и взаимодействует только с галоидами. В небольших концентрациях в воздухе для человека безвреден.

Увеличение содержания метана в воздухе опасно из-за уменьшения содержания кислорода. Действие на организм человека метана при больших его концентрациях (50…80 %) и нормальном содержании кислорода практически не изучено.

Метан с воздухом образует горючие и взрывчатые смеси. При малых концентрациях (до 5 %) метан горит бледно-голубым пламенем, при концен-трациях более 14 % — синевато-голубым. Температура воспламенения метана 650…750 °С. Реакция горения в нормальных условиях приводит к образованию углекислого газа и воды:

СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О.

При недостатке кислорода, что характерно для подземных выработок, горение метана сопровождается образованием оксида углерода и водорода:

СН4 + О2 = СО + Н2 + Н2О

Диапазон взрываемости метана 5…14 %. Сила взрыва зависит от количества метана в метановоздушной смеси. Наибольшей силы взрыв происходит при содержании в воздухе 9,5 % метана.

При увеличении метана в воздухе часть его остаётся несгоревшей из-за недостатка кислорода. Поскольку теплоёмкость метана высока, то несгоревшая часть охлаждает пламя взрыва и при содержании метана в воздухе более 14…16 % происходит его полное самогашение и прекращение взрыва.

Температура продуктов взрыва метана в неограниченном объёме 1875 °С, а в замкнутом объёме достигает величины 2150…2650 °С. Взрыв метана вызывает прямой удар, когда воздушная ударная волна распространяется от источника воспламенения к периферии, и обратный удар, когда взрывная волна, вследствие конденсации паров воды, движется к центру взрыва. По силе воздействия обратный удар слабее прямого.

На фронте распространяющейся взрывной волны давление достигает 4…20 мПа.

Воспламенение метана после возникновения контакта с источником тепла происходит через некоторый интервал времени, который принято называть индукционным периодом. Причина этого заключается в особенности воспламенения метана, который вступает в реакцию горения после поглощения 92,5 кДж/моль тепла.

Продолжительность индукционного периода уменьшается с ростом температуры воспламенения и незначительно увеличивается с увеличением содержания метана в воздухе. Наличие индукционного периода создаёт условия для предупреждения взрыва метановоздушной смеси при использовании предохранительных взрывчатых веществ, остывание продуктов разложения которых меньше промежутка воспламенения метана.

Объемы выделяемого газа зависят от способа добычи угля, дальности нахождения от выработки газоносных массивов, геологических и физических свойств пластов.

Шахтный газ является прекрасным энергетическим топливом. Однако его теплотворная способность в значительной степени зависит от концентрации в нем метана.

Зависимость теплоты сгорания шахтного газа от концентрации метана:

Концентрация метана в шахтном газе, (%)	0	0	50	60	70	80	90
Теплота сгорания, МДж/кг	0.5	4.3	17.8	21.3	24.7	28.5	32.1

В настоящее время существует несколько методов добычи метана из угольных пластов. Один из них — дегазация угольных шахт, снижающая объемы выделения метана в горные выработки и обеспечивающая безопасность работ в метанообильных шахтах. В этом случае каптированный газ с разной концентрацией метана является попутным полезным ископаемым, снижающим себестоимость угля. Содержание метана в шахтном газе колеблется от 10 до 98%.

По своему составу шахтный газ, полученный этим способом, зачастую лучше природного газа, поскольку содержит меньше примесей и состоит, в основном, из чистого метана.

Шахтный газ, в зависимости от способа каптажа, обладает несколькими особенностями:

1. Загрязнен угольной пылью. Широкое распределение примесей по линейным размерам — от 0,01 до 1000 мкм.

2. При использовании водокольцевых вакуумнасосов имеет 100 % влажность.

3. При использовании роторных газодувок имеет температуру до +125 оС.

4. Не зависимо от способа каптажа имеет низкое давление на выходе из вакуум-насосной станции (от 0,2 до 0,4 бар. изб.).

Из этого вытекает применение газопроводов большого диаметра — от 200 до 600 мм.

2.2 Утилизация шахтного газа

Сегодня проблема утилизации шахтного газа при угледобыче приобретает все большее значение в рамках возрастающей необходимости решения проблем климата, экологии, защиты окружающей среды и безопасности производства.

Исходя из представленной информации абсолютно очевидно, что использование шахтного газа для целей генерации — это достаточно сложная инженерная задача, требующая помимо проектирования и строительства самой электростанции, разработки систем газоподготовки и оптимизации режимов работы станции.

Метаноносность — количество метана, содержащееся в природных условиях в единице массы (м3/т) или объёма (м3/м3) угля или породы.

Современное состояние подземной разработки угольных месторождений характеризуется увеличением глубины разработки и ухудшением природных и горно-технических условий горных работ, в частности, увеличением газообильности выработок вследствие роста природной газоносности пластов и вмещающих пород, которая на глубинах порядка 1000 м достигает 20—30 м-7т.

Метан, выделяющийся в горные выработки, сдерживает добычу угля, повышает его себестоимость, ухудшает комфортность и безопасность труда шахтеров, а вынос метана на поверхность приводит к ухудшению экологии атмосферы. Этот метан при разработке месторождений извлекается на поверхность как с вентиляционной струей, так и различными способами дегазации, утилизируется же лишь незначительная его часть.

В зависимости от применяемого способа дегазации (подземная, скважинами, пробуренными с поверхности в неразгруженный массив, в выработанное пространство и др.), а также времени ее осуществления (до начала горных работ или в процессе их проведения) концентрация метана в извлекаемой газовоздушной смеси изменяется в широком диапазоне—от единиц до десятков процентов при резком колебании дебитов.

Большинство из этих способов направлено на извлечение метана из подработанного горными работами массива. Извлечь газ из неразгруженного массива можно только после изменения его свойств и состояния путем активных (силовых) воздействий, выбор которых определяется природными свойствами массива, а также горно-геологическими и горно-техническими условиями.[9.57c.]

При гидрорасчленении угольных пластов и вмещающих пород ставятся задачи интенсификации извлечения метана из пласта, управления его напряженным состоянием за счет изменения физико-механических свойств, а также повышения глубины дегазации.

Проведенные исследования показали, что обобщенной характеристикой газодинамического и напряженного состояния угольных пластов может служить их проницаемость.

На величину проницаемости определяющее влияние оказывают как природные, так и горнотехнические факторы. Проницаемость угленосной толщи можно повысить путем нагнетания в нее под давлением воды, которая раскрывает естественные трещины пласта. Дополнительно повысить проницаемость угленосного массива можно путем растворения минеральной составляющей угля, а вмещающих пород — путем растворения связующего породного цемента.

Для этого в угольный пласт закачивают растворы химически- и поверхностно- активных веществ. При выборе класса химических реагентов с целью активного воздействия на минеральную составляющую угля и связующего цемента пород был исследован класс веществ, названных комплексонами. Для исследований были выбраны фосфорорганические комплексоны.

Разработка угольных месторождений в современных условиях выдвигает необходимость новых решений ряда проблем по обеспечению безопасности эксплуатации шахт, комплексного освоения минеральных ресурсов и защиты окружающей среды. К таким проблемам относится и проблема утилизации шахтного метана, извлекаемого на поверхность различными способами дегазации, а также выносимого вентиляционной воздушной струей.

В составе газа, извлекаемого из дегазационных скважин (подземных или скважин, пробуренных с поверхности), содержание метана колеблется от 2—3 до 70—80 %. Дебиты газа также изменяются в широком диапазоне. Вследствие таких больших колебаний затруднено его широкое использование. В связи с этим встает задача найти такой способ утилизации шахтного газа, для которого компонентный состав газа не был бы жестким условием.

Таким способом является перевод шахтного газа в гидратное состояние, с его помощью можно переводить в гидрат различные газы, в том числе и их смеси, при этом будут меняться только равновесные условия гидратообразования.

При использовании в качестве газа-гидратообразователя шахтной метановоздушной смеси можно в едином технологическом процессе осуществить опреснение шахтной воды и утилизацию шахтного газа с получением в качестве готовых продуктов пресной воды, сухих солей и чистого метана.

Это позволит получить новые полезные продукты и существенно снизить вредное воздействие, оказываемое горным предприятием на окружающую среду.

Трудности утилизации метана из вентиляционных струй шахт заключаются в очень низкой его концентрации (до 0,75 %) и больших расходах воздуха, что требует больших энергетических затрат. Извлечение метана из вентиляционной струи будет экономически и технологически целесообразным лишь в комбинированной системе, в которой одновременно с извлечением метана можно осуществлять и другие необходимые для шахты процессы.

Предлагается для разработки технологии утилизации метана из вентиляционных струй шахт использовать сорбционные и кристаллизационные процессы.

2.3 Анализ использование шахтного метана

Шахтный метан относится к ценным вторичным энергетическим ресурсам. Однако в настоящее время степень его использования остается чрезвычайно низкой и практически ограничивается сжиганием в котельных.

Шахтный метан, пригодный для использования, извлекается в настоящее время средствами дегазации. Основная задача дегазации — снижение газовыделения в горные выработки, то есть существует связь между скважинами и атмосферой горных выработок. В связи с этим только 50 млн. м3/год. шахтного газа извлекается с концентрацией метана свыше 95% (менее 5% общего объема извлечения), в остальном газе концентрация метана колеблется в пределах 5 — 75%.

Шахтный газ с концентрацией метана 5 15% является взрывоопасным. С учетом коэффициента безопасности допускается использование шахтного метана с концентрацией свыше 30% и ниже 2,5%. Основная доля извлекаемого средствами дегазации метана имеет концентрацию 30 — 75%. При этом, как показывает опыт, эти значения существенно изменяются даже при эксплуатации одного и того же источника газа. Эффективное извлечение метана из неразгруженных угольных пластов возможно с использованием способа гидрорасчленения. Полученный газ практически ничем не отличается от природного газа, но технология его добычи требует значительных экономических затрат. Коваль В.Т., Тарасов Н.С. Оценка экологической эффективности угольных шахт. М., МГГУ, Сб. науч. трудов. «Эколого-экономические проблемы природопользования», 2003. — с. 329

Наиболее рациональным способом утилизации шахтного метана является его использование непосредственно в местах его получения.

На первом этапе выбора наиболее предпочтительного варианта использования шахтного метана является выбор из возможных способов использования шахтного метана, тех, которые можно было бы применить на шахте. Предпочтительными вариантами использования шахтного метана на горнодобывающем предприятии являются:

• использование в качестве топлива для котельных;
• использование в газотурбинных установках;
• использование в качестве моторного топлива.

В настоящее время газ, извлекаемый при дегазации угольных пластов, в основном применяется в качестве топлива для шахтных котельных, в различных странах его доля от общего количества используемого газа составляет 20 — 90%.

Следует отметить, что при использовании каптируемого газа в качестве топлива снижается расход угля на собственные нужды шахт и уровень загрязнения окружающей среды.

Также снижается выброс вредных веществ в атмосферу: пыли на 40 -50%; оксида углерода — на 90 — 100%; оксидов азота — на 40 — 50%; углерода, сернистого газа и альдегидов — на 100%. Кроме того, сокращается численность обслуживающего персонала, улучшаются условия труда, увеличивается срок безремонтной эксплуатации котлов и упрощается технология эксплуатации, например, ликвидируется операция золоудаления.

Вместе с тем увеличивается взрывоопасность, повышаются требования к защитной автоматике и квалификации обслуживающего персонала.

Дополнительным преимуществом перевода котельных на газ является большая эффективность газа по сравнению с углем. Вследствие более полного сгорания метана вес фактически сэкономленного угля больше, чем тепловой эквивалент утилизированного метана.

В дополнение к этому традиционному способу утилизации метана сейчас разрабатываются новые способы использования вентиляционных газов, в которых содержание метана не превышает 3%. Утилизация таких газов может осуществляться путем каталитического окисления до углекислоты и воды.

Использование метана в газотурбинных установках — один из наиболее перспективных в связи с тем, что позволяет использовать метан, выносимый из шахт вентиляцией.

Кроме того, ГТУ обладает следующими преимуществами:

• простота конструкции и систем управления, монтаж и демонтаж установки;
• надежность в работе;
• возможность работы на любом топливе;
• значительно меньшее (по сравнению с дизелем) количество загрязняющих окружающую среду выбросов — меньшие габариты и удельный вес на единицу мощности и возможность получения в одном агрегате более высоких мощностей.

Двигателем в ГТУ является газовая турбина (ГТ), приводимая в движение продуктами сгорания и сжатым воздухом, нагретым до высокой температуры.

Используется газ с содержанием метана 40 — 60%. Мощность ГТУ колеблется от 1 до 15 МВт, при этом они не только вырабатывают электроэнергию, но и используют тепло отходящих отходов газов и охлаждающей жидкости.

Для утилизации низко концентрированных метановоздушных смесей необходим их предварительный нагрев до 1020 оС, а также добавочное тепло.

Основным недостатком этого направления является необходимость источника метана для обогащения вентиляционной смеси до 1,5 — 2%.

В последние годы во всем мире идет поиск заменителей нефтяных видов топлива на автомобильном транспорте.

Сложность задачи определяется тем, что большинство потенциальных заменителей бензина и дизельного топлива настолько отличаются от последних по своим физико-химическим и моторным свойствам, что в основном это ведет к существенному изменению конструкции, тяговых характеристик установки и технико-эксплуатационных показателей автомобиля.

Не последнюю роль в переводе автомашин на другой вид топлива играет величина затрат на переоборудование транспортных средств, строительство сети заправочных станций, добычу, транспортирование и хранение альтернативного топлива.

Опыт эксплуатации автомобилей на газе показал, что газобензиновый эквивалент составляет около 1 дм3, пробег автомашин на одной заправке 200 — 250 км. Для заправки автомобилей КПГ сооружаются автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС).

На АГНКС производится очистка газа от капельной жидкости, механических частиц: сжатие поступающего газа — до 25 МПа. Некоторое количество сжатого газа хранится в аккумуляторе давления, откуда он поступает на узел редуцирования до давления 20 МПа.

Основные требования к газу, используемому в качестве моторного топлива: содержание метана не менее 95%; содержание влаги — менее 0,009 г./м3; отсутствие механических примесей; минимальное давление смеси на входе АГНКС — 0,4 — 0,6 МПа; дебит смеси — более 20 м3/мин.

Основные показатели смеси, извлекаемой из них, следующие: содержание метана — 95 — 98,5%; водород — 0 — 0,02%; азот — 1 — 3%; серосодержащие соединения — отсутствуют; влага — 12 г./м3; механические примеси — 4 г./м3; давление смеси — 0,1 МПа; продуктивность скважины (средняя) — 1 м3/мин.

Как видно, для использования метана из скважин гидрорасчленения в качестве моторного топлива необходима его очистка от механических примесей и влаги. Обеспечение необходимого для работы промышленной АГНКС дебита смеси требует сооружения газосборного коллектора, соединяющего 15 — 20 скважин с АГНКС через дожимную компрессорную станцию (ДКС), позволяющую повысить давление газа до 0,4 — 0,6 МПа.

При использовании метана в стационарных двигателях внутреннего сгорания (ДВС) отсутствуют строгие требования к содержанию метана в газе, что позволяет более широко использовать этот способ утилизации по сравнению с предыдущим. Основным направлением при этом является использование метана как топлива в ДВС для выработки электроэнергии, например, при снабжении шахт.

Следует отметить, что шахтный метан может использоваться совместно с дизельным топливом, причем в любых пропорциях. Постоянно необходима только 5%-ная добавка жидкого топлива для воспламенения. Переключение шахтного метана на дизельное топливо и наоборот производится автоматически и без уменьшения мощности ДВС.

В основном используется шахтный газ с достаточно широким диапазоном содержания метана: от 40 до 90%. Однако каждая установка рассчитана на довольно стабильную по компонентному составу смесь. Переход на другую смесь не представляет затруднений, но не является автоматическим или саморегулирующимся. [12.271c.]

3. Расчет газотурбинной установки

Одним из основных направлений энергетики в России и во всем мире сейчас является широкое развитие газотурбинных и парогазовых технологий производства электрической энергии и тепла.

Большинство отечественных и зарубежных авиационных фирм, обладающих богатым опытом создания надежных и высокоэкономичных газотурбинных двигателей (ГТД), располагают широким набором отработанных, экономичных и надежных основных узлов газотурбинных установок (ГТУ), таких как компрессор, камера сгорания, газовая турбина, система охлаждения, регулирования и т.п. Это позволяет им предлагать на рынке свои проекты энергетических ГТУ и парогазовых установок (ПГУ) различной степени проектной проработки и доведенности по экономичности и надежности.

Так что у тепло- и электрогенерирующих компаний при необходимости реконструкции и расширения КЭС или ТЭЦ нет недостатка в выборе вариантов.

Возможные заказчики ГТУ оказываются иногда в затруднительном положении, когда основные данные, приводимые в различных источниках (книги, журналы, проспекты, интернет и т.д.) для одной и той же ГТУ в одних и тех же условиях, отличаются между собой на несколько процентов, либо некоторые из этих данных отсутствуют, либо при гораздо больших температурах перед турбиной газогенератора некоторые установки требуют в соответствии с поверочным термодинамическим расчетом гораздо меньших расходов воздуха на охлаждение, а порой эти расходы оказываются даже отрицательными и т.д. и т.п. То есть при поверочных расчетах возникают трудно объяснимые несоответствия, усугубляемые полным отсутствием некоторых важных сведений.

Естественно желание иметь на этапе выбора достаточно простой механизм критического отношения к основным величинам, приводимым в различных источниках.

В настоящей работе предлагается такой механизм в виде поверочного термодинамического расчета, проводимого при упрощающих, логически обоснованных предположениях. Исходными данными для такого расчета являются обычно приводимые в литературе данные ГТУ для номинального режима в условиях ISO 2314 (Pн=1,013 бар, tн=15 °С = 288 К).

Среди этих данных указываются, как правило:

• мощность ГТУ эффективная Nе (на муфте, соединяющей ротор силовой турбины ГТУ с ротором электрогенератора) или электрическая Nэ (на клеммах электрогенератора), МВт;
• кпд (эффективный зe или электрический зэ);
• суммарная степень сжатия компрессора рк;
• температура газов перед турбиной газогенератора (t4) и за ГТУ (t8), °С;
• расход газов на выходе из ГТУ (G8), реже расход воздуха на входе в компрессор (G1), кг/с.

Основные упрощающие допущения при расчете следующие:

• ГТУ выполнен по простой схеме (или по схеме с разрезным валом), т.е. имеет входное устройство (ВУ), многоступенчатый осевой компрессор (К), камеру сгорания (КС), турбину и выходное устройство (ВЫХУ).

  Турбина условно разделяется на две части: турбину газогенератора (ТГ) и силовую турбину (СТ), которые в схеме с разрезным валом не связаны между собой механически;