Технологической схемой ГТРС предусматривается подогрев газа перед турбиной, для того чтобы после понижения давления на лопаточном аппарате температура газа на выхлопе сохранялась положительной. Система подогрева газа представляет собой автономный контур: в качестве греющей среды используется конденсат, охлаждаемый со 170 до 70 °С. Основными элементами этого контура являются экономайзер низкого давления, устанавливаемый непосредственно на одном из действующих котлов, и два подогревателя газа, размещаемые в здании ГТРС. В экономайзере низкого давления конденсат нагревается за счет теплоты уходящих газов котлов до 170 °С. Затем теплота этого конденсата передается в подогревателе газов природному газу, в результате чего температура последнего перед турбиной повышается до 135 °С.
Ввиду того что давление газа на входе в турбину (1,1 МПа) превышает давление конденсата в контуре, предотвращается попадание воды в турбину при разгерметизации подогревателей газа.
Каждый подогреватель газа представляет собой блок из трех вертикальных цилиндрических теплообменных аппаратов трубчатого типа (поверхность нагрева — 1092,5 м2); завод-изготовитель – ПО «Уралхиммаш» (г.Екатеринбург). Экономайзер низкого давления принят в мембранно-лепестковом исполнении (поверхность нагрева — 2048 м2); завод-изготовитель — ПО «ТКЗ» (г.Таганрог).
Расчет мощности расширительной турбины
Запишем первый закон термодинамики
через внутреннюю энергию и энтальпию в следующем виде: 
и 
. Для адиабатного процесса 
, откуда получим два уравнения: 
и 
. Разделив второе уравнение на первое, получим следующее
выражение:
. (150)
Интегрируя от первого состояния до второго и меняя пределы интегрирования
, получим выражение для уравнения адиабатного процесса
, или в окончательном виде
. (151)
Работа адиабатного процесса выражается через изменение внутренней энергии
. Теплоемкости в процессах при постоянном давлении и при
постоянном объеме связаны следующим соотношением: 
, отсюда теплоемкость при постоянном
объеме может быть выражена как
. (152)
Тогда работа адиабатного процесса (рис. 69) может быть записана через изменение
Рис. 69. Процесс расширения в турбине
давлений и удельных объемов как
. (153)
Начальное значение давления и удельного
объема перед турбиной 
и v1 заданы,
известно давление природного газа после турбины. Удельный объем газа после расширения
в турбине рассчитывается из уравнения адиабатного процесса 
.
При известном объемном расходе
газа через турбину Gг суммарную мощность турбины можно рассчитать по выражению
. Количество теплоты, которое необходимо затратить
на предварительный подогрев газа в экономайзере, определится по выражению 
.
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ РФ
Топливно-энергетические
ресурсы региона (около 30% прогнозных запасов топливно-энергетических ресурсов
европейской части России) представлены крупнейшими запасами нефти, природного
газа (Тимано-Печорская и Баренцево-Карская провинции), угля (Печорский бассейн),
горючих сланцев, торфа.
На севере-востоке района расположен Печорский угольный
бассейн, площадью 100 тыс. кв. км. Общие геологические запасы углей в Печорском
бассейне составляют 214 млрд. т. Основные месторождения - Воркутинское, Усинское,
Харьягинское, Интинское, Юнъягинское, Воргашорское. Примерно 50% углей бассейна
составляют коксующиеся угли. Теплотворная способность их колеблется от 4 до 7,5
тыс. ккал, мощность пластов достигает 1 м, а глубина залегания от 150-550 м. Однако
в сравнении с углями других угольных бассейнов их себестоимость высока, что связано
с условиями Заполярья, сложными горно-геологическими условиями добычи вследствие
значительной водоносности угленосной толщи и наличия вечной мерзлоты.
Запасы
угля на старых месторождениях (Воркута, Инта) практически выработаны. Шахты не
рентабельны. Новые месторождения не обеспечены трудовыми ресурсами (отток населения
из Воркуты) и объектами социальной инфраструктуры. В ближайшие годы добыча угля
будет уменьшаться, так как обустройство новых месторождений требует значительных
затрат. Субъекты РФ не обладают такими денежными ресурсами, государственной программы
развития угледобывающих районов пока не принято, а инвесторы не спешат вкладывать
средства в добычу угля в Северном районе из-за высокой стоимости добычи.
Располагает
Северный район огромными ресурсами нефти и газа. Средняя нефтегазоносная площадь
Северного экономического района составляет 600 тыс. кв. км. Запасы нефти здесь
составляют более 3 млрд. т, а природного газа - 4 трлн. куб. м. В настоящее время
известно более 70 газоконденсатных и нефтяных месторождений. Добыча нефти началась
еще в 1930-е годы вблизи Ухты. Затем были освоены месторождения Вой-Вожское, Усинское,
Нибельское, Западно-Табукское, Пашнинское, Восточно-Савиноборское, Северно-Савиноборское,
Ярегское. В настоящее время в Яреге (по правому берегу Ухты) добывают густую шахтную
нефть. Залежи газа располагаются в пределах Республики Коми - Вуктылское, Джеболское,
Россохинское, Курьинское месторождения и др.
